Brasil
Comunicado de Prensa

Alvopetro anuncia los resultados de la prueba de la formación Agua Grande 183-B1

Bnamericas Publicado: miércoles, 23 noviembre, 2022

Por Alvopetro Energía

22 de noviembre de 2022

Esta es una traducción automática del comunicado de prensa publicado originalmente en inglés.

En julio de 2022, completamos la perforación del pozo de exploración 183-B1 a una profundidad total medida ("MD") de 2917 metros. Sobre la base de registros de perforación con cable y muestras de fluidos que confirman la presencia de hidrocarburos, el pozo descubrió hidrocarburos en formaciones múltiples con un total de 34,3 metros de potencial productivo neto de hidrocarburos, con una porosidad promedio de 10,6 % y una saturación de agua promedio de 29,0 % con un 6 %. corte de porosidad, corte de 50% Vshale y corte de saturación de agua de 50%.

Alvopetro completó la prueba de formación 183-B1 en la formación Agua Grande, la segunda más profunda de tres formaciones con hidrocarburos mostrados durante la perforación del pozo. Disparamos un total de 8,5 metros en la formación Agua Grande en varios intervalos entre 2.680 metros y 2.699 metros MD. Durante el período de flujo de limpieza, recuperamos 16 bbl de fluido de terminación y 1 bbl de líquidos de gas natural de 52°API (condensado). Después de un breve cierre, iniciamos la prueba de producción en un estrangulador de 32/64". Acumulativamente, durante la duración de la prueba de producción de 72 horas, recuperamos 2.4 bbls de líquidos de gas natural de 48°API (condensado), 9.4 bbls de agua de formación y 2.4 MMcfpd de gas. Durante la prueba, la tasa de flujo disminuyó de 5.7 MMcfpd a 0.3 MMcfpd, la tasa de gas promedio durante las operaciones de prueba fue de 0.8 MMcfpd. Al comienzo de las operaciones de prueba, la presión de boca de pozo de cierre ("SIWHP ") fue de 2555 psi, y la presión de flujo final en la cabeza del pozo fue de 40 psi. Después de 32 horas de acumulación, el SIWHP fue de 610 psi.

Estos resultados indican una zona de alta permeabilidad que entregó tasas de flujo de producción iniciales fuertes pero, según la presión y las disminuciones de producción durante el período de flujo, y la lenta acumulación de presión después de la prueba, el reservorio Agua Grande parece estar restringido en área en la zona de alta permeabilidad. y probablemente subcomercial en las restantes zonas de Agua Grande. Ahora procederemos pozo arriba para probar la Formación Candeias. Con base en registros de agujero abierto, utilizando un límite de porosidad del 6 %, un límite de lutita V del 50 % y un límite de saturación de agua del 50 %, se encontró el miembro Gomo de la Formación Candeias a una profundidad vertical total de 2578 a 2583 metros, con 5,3 metros cúbicos de arena productiva neta potencial de petróleo liviano, con una saturación de agua promedio de 35.0% y una porosidad promedio de 15.7%. También se recolectó una muestra de fluido en este intervalo de Candeias con una herramienta con cable de empacador dual que recuperó petróleo de 37,1°API sin agua a la superficie desde 2580 metros de profundidad a una presión de formación de 4317 psi.

Previamente anunciamos los resultados de la prueba de formación 183-B1 en la Formación Sergi, la más profunda de tres formaciones con hidrocarburos mostrados durante la perforación del pozo. Disparamos un total de 26,5 metros en la parte superior de la formación Sergi en varios intervalos entre 2.811 metros MD y 2.886 metros MD. Inicialmente tomamos muestras de 63 barriles de petróleo y 7 barriles de fluido de terminación durante el período de limpieza. Después de un breve cierre, iniciamos la prueba de producción. Acumulativamente, durante la duración de la prueba de producción de 72 horas, recuperamos 59 bbl de petróleo de 43°API, 7 bbl de agua identificada como fluido de terminación y 0,28 MMcf de gas asociado. La tasa diaria de petróleo recuperada durante las operaciones de hisopado promedió 20 bopd. Estamos diseñando un plan de estimulación para esta sección superior de Sergi en este pozo y hemos presentado solicitudes para perforar dos pozos de seguimiento desde esta ubicación de superficie 183-B1 con el objetivo de la columna completa de hidrocarburos de Sergi y el potencial en la Formación Boipeba más profunda.

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