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Agosto de 2015
Reservorios shale – Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción de petróleo y
datos de pozo.
Área Loma Campana - Provincia de Neuquén
Julio de 2010 a Junio de 2015
Ing. Nicolás Gutierrez Schmidt - Carolina Huenufil Molina
Dirección de Reservorios
Dirección General de Información y Estudios - Dirección Provincial de Hidrocarburos y Energía
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Ubicación y evolución de la producción en el área
Fm. Vaca Muerta:
Profundidad promedio: 2800 a 3000 mbbp
Espesor: 200 a 280 m
Tipo de fluido: Petróleo negro a volátil
Loma Campana
Producción histórica de petróleo y gas
120000
400
80000
250
60000
200
150
40000
100
20000
50
Petróleo mensual m3
Gas mensual Mscm
mar-15
nov-14
jul-14
mar-14
nov-13
jul-13
mar-13
nov-12
jul-12
mar-12
nov-11
jul-11
mar-11
0
nov-10
0
jul-10
Producción mensual
En junio de 2015 la producción promedio
diaria en el área Loma Campana fue de 3125
m3/d de petróleo y 1.8 MMm3/d de gas
asociado (GOR: 600 m3/m3), con 372 pozos
en producción. La participación del área en
el total provincial de shale es del 88%
300
Nº pozos en producción
350
100000
Pozos
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Producción de petróleo – Acumulada por pozo en el primer año
POZOS VERTICALES
Volumen acumulado por pozo en el 1er año de producción.
Evolución por año
18000
Acumulada, m3
16000
Acumulada, m3
14000
12000
10000
8000
15000
10000
3820
4934
4292
4655
5093
2000
0
2011
16000
14729
11961
5871
5000
6000
4000
POZOS HORIZONTALES
Volumen acumulado por pozo en el primer año de producción.
Evolución por año
35000
Pozos
30000
Promedio
25000
Proyección a 1 año
20000
2012
3387
2013
2014
2015
Año
0
2010
2011
2012
2013
2014
Pozos verticales:
• El volumen acumulado de petróleo en el primer año de producción tiene un promedio de
5093 m3 de petróleo para los pozos incorporados en el año 2014.
• Existen valores atípicos dentro del 10% de los datos que presentan acumuladas aproximadas
de 16000 m3 y 14200 m3 para los años 2013 y 2014 respectivamente.
Pozos horizontales:
• El volumen acumulado de petróleo por pozo, en el primer año de producción, tiene un
promedio de 14729 m3. Los pozos correspondientes al año 2015 presentan una acumulada
proyectada promedio de 16000 m3 de petróleo.
Referencia de lectura de
diagramas:
Valores extremos
(atípicos)
Percentil 95%
Q3
Promedio
Mediana
Q1
Percentil 5%
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Producción de petróleo – Acumulada por pozo en el primer año
Ubicación de pozos con acumuladas atípicas
Rango de valores (m3):
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Distribución de tipo de pozo y sistema de extracción
Pozos productores petróleo @ Junio 2015
Total: 359 pozos
Verticales,
94%
Sistema de extracción de los
pozos verticales en producción
Surg.
natural
49%
Horizontales
6%
Lev.
artificial
51%
Sistema de extracción en
pozos horizontales en producción
Surg.
natural,
55%
Lev.
artificial,
45%
Distribución de sistemas en pozos
con levantamiento artificial
PL
95%
BM
2%
PL y BM
3%
Distribución de sistemas en pozos
con levantamiento artificial
PL, 33%
PL y
BM,
56%
BM,
11%
Referencias:
PL: Plunger Lift
BM: Bombeo mecánico
PL y BM: Han tenido ambos sistemas
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
POZOS VERTICALES: Sistemas de extracción
Caudales de producción Pre-Plunger Lift
Incorporación de Plunger Lift, meses de producción
32%
34%
Frec. Relativa (% pozos)
Frec. Relativa (% pozos)
40%
30%
20%
15%
11%
10%
3%
4%
1%
33% 35%
40%
30%
20%
10%
7%
2% 1% 1%
0%
0%
Rango de caudales (m3/d)
0%
Rango de meses
Caudales de producción Post-Plunger Lift
Frec. Relativa (% pozos)
Descripción:
• 166 pozos con Plunger Lift (PL)
• El sistema se incorpora en promedio a los 14 meses de
producción.
• El caudal de producción promedio para los pozos, previo al
PL es de 7,6 m3/d
• El caudal de producción promedio para los pozos, posterior
al PL es de 5,9 m3/d
12%
8%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
49%
34%
12%
3%
1%
0%
1%
Rango de caudales (m3/d)
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
POZOS VERTICALES: Sistemas de extracción
Efectos de la implementación de PL
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Distribución del caudal de producción por
pozo pre-PL
38%
63.2%
22%
17%
36.8%
10%
5%
6%
1%
2%
Frec. Relativa (% pozos)
Frec. Relativa (% pozos)
Distribución del caudal de producción por
pozo pre-PL
60%
52%
50%
40%
30%
30%
20%
10%
8%
5%
3%
2%
0%
0%
Rango de caudales
Rango de caudales
Aumento caudal de producción
Reducción caudal producción
Distribución del caudal de producción por
pozo post-PL
50%
41%
40%
33%
30%
20%
10%
13%
3%
8%
1% 1% 0%
0%
Rango de caudales
Nota:
Para el caso en que la implementación del
sistema plunger lift a generado un
incremento en el caudal de producción
(36,8%) el caudal pre-PL tiene un promedio
de 4,3 m3/d y alcanza un valor post-PL de
6,5 m3/d.
Para el caso opuesto (63,2%), el caudal prePL es de 9,4 m3/d promedio y de 5,5 m3/d
el post-PL
Frec. Relativa (% pozos)
Frec. Relativa (% pozos)
Distribución del caudal de producción por
pozo post-PL
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
37%
32%
18%
8%
3%
2%
0%
Rango de caudales
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
POZOS HORIZONTALES: Sistemas de extracción
Sistema de extracción en pozos horizontales
Promedio
29
3
6
YPF.Nq.LLL-991(h)
YPF.Nq.LLL-547(h)
YPF.Nq.LLL-546(h)
YPF.Nq.LLL-534(h)
YPF.Nq.LLL-523(h)
YPF.Nq.LLL.a-514h
YPF.Nq.SOil.x-2h
YPF.Nq.LLL-525h
YPF.Nq.LLL-530h
0
10
20
30
40
50
60
Meses en producción
Surg. Natural
Plunger Lift
Bombeo mecánico
Descripción:
Los pozos horizontales presentan en su mayoría la implementación de bombeo mecánico luego de haberse
incorporado el plunger lift.
• Los pozos producen en surgencia natural 29 meses en promedio.
• El sistema plunger lift se instala luego de los 28 meses y ha tenido una duración de 3 meses promedio hasta la
incorporación del bombeo mecánico.
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Resumen datos de fractura: valores totales por pozo.
POZOS VERTICALES
Cantidad de etapas de fractura por pozo
Espesor total fracturado por pozo
7.00
350
300
4.7
5.00
4.00
4.8
4.5
3.8
3.0
3.00
2.00
metros por pozo
N° de Etapas
6.00
1.00
177
200
122
150
100
0
2010
2011
2012
2013
2014
2010
Volumen agua de fractura total por pozo
8000
30000
7000
25000
4437
4926
4633
4708
4856
3000
Cant. Sk
6000
4000
2011
2012
2013
2014
Cantidad de agente de sostén (bolsas) total por
pozo
9000
5000
226
213
50
0.00
m3 de agua
242
250
18575
10000
5000
0
21841
15634
15000
2000
1000
21399
20000
7143
0
2010
2011
2012
Nota:
136 pozos verticales con datos de fractura
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Resumen datos de fractura: valores por etapa de fractura
POZOS VERTICALES
Volumen de Arena/Etapas de Fractura
Espesor Fracturado/N°Etapas
8000
80
7000
m/N°Etapas
60
51.9
47.3
50
45.5
45.6
50.7
40
30
20
m3 de Sk/N°Etapas
70
6000
5000
4000
4004
2011
2012
2870
3000
2000
1000
10
0
0
2010
2011
2012
2013
2010
2014
2500
2014
6
5
1682
1500
1264
999
990
1121
1000
500
Sk/m3 de Agua
2000
2013
Cant. de Bolsas de Ag. Sostén/Vol. de Agua
Vol. de Agua/Etapa de Fractura
m3/Et. de Fractura
4023
4925
4464
4.5
3.1
3
2
4.5
4.0
4
1.6
1
0
0
2010
2011
2012
Nota:
136 pozos verticales con datos de fractura
2013
2014
2010
2011
2012
2013
2014
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Resumen datos de fractura
POZOS HORIZONTALES
Pozos Horizontales
Espesor fracturado promedio (m)
757
Promedio de Agua inyectada por pozo
(m3)
11883
Cantidad de Ag. Sostén Promedio por
pozo (Bolsas Sk)
39266
Espesor por etapa de Fractura (m/Etapa)
85
Volumen de Agua por etapa de fractura
(m3/N° de Etapas)
1289
Volumen de Arena por etapa de fractura
(m3 de Sk/N°Etapas)
4325
Cantidad de Bolsas de Ag. Sostén por Vol.
de agua (Sk/m3 de Agua)
3
Nota:
7 pozos horizontales con datos de fractura
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Resumen datos de fractura
POZOS VERTICALES Y HORIZONTALES
Frec. Relativa (% pozos)
Agua acumulada en 1er año vs. Agua inyectada en fractura
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
43%
26%
19%
7%
3%
1%
1%
Porcentaje agua acumulada/agua inyectada
Nota:
146 pozos verticales y 7 pozos horizontales con datos de fractura
Dirección de Reservorios – DGIyE
ÁREA LOMA CAMPANA – Shale Fm. Vaca Muerta
Resumen estadístico de producción y datos de pozo @ Junio 2015
Resumen datos de fractura: Tiempo de ejecución de la operación de fractura
Etapas de fractura por día (promedio por pozo)
Duración de operación de fractura (promedio por pozo)
12.0
2.0
12.3
12.0
7.5
8.0
6.0
7.8
4.0
2.0
1.7
1.3
1.5
10.0
Etapas/día
Días de operación
14.0
2011
0.5
0.82
0.84
2011
2012
0.0
2012
2013
2014
2010
Horizontales
2013
2014
Año
Año
Verticales
0.95
4.6
3.1
0.0
2010
0.8
1.0
0.5
5.4
4.0
1.1
Verticales
Horizontales
Descripción:
La operación de fractura, según la fecha de ejecución de la primera y última etapa por pozo, tiene una duración
de 5 días en promedio para los pozos verticales en el año 2014. Esto equivale a 1,3 etapas de fractura por día.
Nota:
136 pozos verticales y 7 pozos horizontales con datos de fractura
Dirección de Reservorios – DGIyE