Unlocking a Mature Field Reservoir Potential through Optimized Fit-for-Purpose Hydraulic Fracturing

Abstract

Production and recoverable reserves of mature oilfields can be increased through the application of Production enhancement and optimization techniques. In the Napo reservoir, where an important percentage of the total production comes from highly depleted sands with moderate permeability and high clay contents, the implementation of hydraulic fracturing stimulation, with the simple objective of skin by-pass is generally accepted, however the production performance and decline after these conventional treatments is not optimal, due to subsequent fracture conductivity impairment caused by clay and fines migration issues, which is the primary formation damage mechanism. For this reservoir, with a clearly identified damage mechanism combined with moderate permeability and significantly low reservoir pressure gradients (down to 0.1 psi/ft) a fit-for-purpose strategy to successfully stimulate and obtain sustained production was required. A xthorough multidisciplinary study and well screening was carried out to identify the best candidates. This task incorporated petro-physical, stratigraphic, completion and production history analysis, as well as enhanced Hydraulic Fracturing modeling for dedicated optimum fracture geometry and treating fluid selection. The study presented on this paper shows the workflow followed of the candidate selection, treatment design, execution and the post-job evaluation and validation methodology implemented on the campaign. Also, well testing before and after stimulation treatments had enabled the validation of the strategy, followed by production monitoring. After 14 months of production it has been proven that this production enhancement strategy has achieved sustained production, with an average production increase of 350% and average post-frac skin values of -3. The post stimulation production conditions have had a positive effect on the run life of electro submergible pumps and the reduction of workover operations. On Parahuacu and Guanta fields the achievement of a sustained production optimization through the application of a fit-for-purpose hydraulic fracturing strategy has unlocked the reservoir potential, quantifying an incremental production in excess of 390,000 bopd during 14 months after the hydraulic fracturing campaign. After 14 months of the campaign start-up, 990 bopd of incremental production associated to the Hydraulic Fracturing activity, Represents on average 30% the total field production, proving the effectiveness of this technique which is now part of the asset's production optimization strategy.

Potencial del fracturamiento hidráulico en el Ecuador: Estudio del caso Campo Guanta-Dureno

“…En la tabla 5 constan los 7 pozos candidatos para fracturamiento hidráulico, con los cuales se estima obtener ganancias y réditos económicos producto de los incrementales de producción. Esto al ser comparado con lo ya experimentado por Ramones et al (2015), en investigaciones anteriores sobre el campo Guanta-Dureno, se tiene que también se obtuvieron excelentes resultados dentro de la estrategia de mejoramiento de la producción provocada por la campaña de fracturamiento del año 2016 en los campos Guanta y Parahuacu. Afirmando de esta manera que los pozos seleccionados como candidatos de esta investigación son una gran oportunidad técnica y económica de optimización.…”

“…Afirmando de esta manera que los pozos seleccionados como candidatos de esta investigación son una gran oportunidad técnica y económica de optimización. En la figura 19 según los indicadores económicos como el vpn, tir, inversión y reservas remanentes (representado en el tamaño de las burbujas), dan lugar al siguiente orden en importancia: Guanta 01, Dureno 02, Guanta 24, Guanta 15, Guanta 23, Guanta 03 y Guanta 30, orden que es soportado por el criterio de Ramones et al (2015), quienes sostuvieron que para la determinación de un pozo candidato es muy importante identificar oportunidades de desarrollo en áreas no drenadas, considerando la tasa interna de retorno, verificando que la inversión cumpla con las expectativas de beneficio económico (ver Figura 19). Así, la metodología de selección de los pozos candidatos para fracturamiento logró identificar los mejores pozos para su intervención.…”

“…Según la ley de Darcy, el caudal de producción está gobernado por la permeabilidad, área abierta de flujo, el diferencial de presiones, viscosidad del fluido, espesor petrolífero, daño de formación, presión de fondo fluyente y longitud; por lo que, con el fin de maximizar la productividad del pozo, se tienen que la presión, y el producto del espesor petrolífero y la permeabilidad son inalterables, entonces los únicos parámetros que son susceptibles a modificación para incrementar la producción son el S y la presión de fondo fluyente (Ramones et al, 2015). En esta parte es donde entra el fracturamiento hidráulico modificando el S.…”

“…La producción de petróleo en los campos maduros en el Ecuador se ve afectada por varios factores como son: caída de presión de los reservorios, elevada producción de agua y alta presencia de daño de formación (Ramones, Gutiérrez y Morán, 2015). Este último factor disminuye la capacidad natural del reservorio para aportar fluidos al pozo debido al taponamiento, por lo que surge la necesidad de la aplicación de técnicas que permitan eliminar este daño de formación, mejorando la productividad de los pozos petroleros.…”