Alvopetro anuncia resultados do teste de formação do 183-B1 Água Grande

Por Alvopetro Energia

22 de novembro de 2022

Esta é uma tradução automática do comunicado de imprensa originalmente publicado em inglês.

Em julho de 2022, concluímos a perfuração do poço de exploração 183-B1 até uma profundidade total medida ("MD") de 2.917 metros. Com base em registros de cabo de aço aberto e amostras de fluidos confirmando hidrocarbonetos, o poço descobriu hidrocarbonetos em formações múltiplas com um total de 34,3 metros de potencial líquido de hidrocarbonetos, com uma porosidade média de 10,6% e saturação média de água de 29,0% usando uma taxa de 6% corte de porosidade, corte de 50% Vshale e corte de 50% de saturação de água.

A Alvopetro concluiu o teste de formação 183-B1 na formação Agua Grande, a segunda mais profunda das três formações com hidrocarbonetos mostradas durante a perfuração do poço. Perfuramos um total de 8,5 metros na formação Agua Grande em vários intervalos entre 2.680 metros e 2.699 metros MD. Durante o período de fluxo de limpeza, recuperamos 16 bbls de fluido de completação e 1 bbl de líquidos de gás natural de 52°API (condensado). Após um curto desligamento, iniciamos o teste de produção em um estrangulamento de 32/64". Cumulativamente, durante o teste de produção de 72 horas, recuperamos 2,4 bbls de líquidos de gás natural 48°API (condensado), 9,4 bbls de água de formação e 2,4 MMcf de gás. Durante o teste, a taxa de fluxo diminuiu de 5,7 MMcfpd para 0,3 MMcfpd, a taxa média de gás durante as operações de teste foi de 0,8 MMcfpd. No início das operações de teste, a pressão da cabeça do poço fechada ("SIWHP ") foi de 2.555 psi e a pressão final da cabeça do poço foi de 40 psi. Após 32 horas de acúmulo, o SIWHP foi de 610 psi.

Esses resultados indicam uma zona de alta permeabilidade que forneceu fortes vazões iniciais de produção, mas, com base nas quedas de pressão e produção durante o período de vazão e no lento aumento da pressão após o teste, o reservatório de Agua Grande parece estar muito restrito na zona de alta permeabilidade e provavelmente subcomercial nas restantes zonas de Agua Grande. Vamos agora prosseguir furo acima para testar a Formação Candeias. Com base em perfis de poço aberto, usando um corte de porosidade de 6%, corte de Vshale de 50% e corte de saturação de água de 50%, o membro Gomo da Formação Candeias foi encontrado em 2.578 a 2.583 metros de profundidade vertical total, com 5,3 metros de espessura líquida potencial de óleo leve, com saturação média de água de 35,0% e porosidade média de 15,7%. Uma amostra de fluido neste intervalo de Candeias também foi coletada com uma ferramenta wireline dual packer recuperando óleo de 37,1°API sem água para a superfície de 2.580 metros de profundidade a uma pressão de formação de 4.317 psi.

Anunciamos anteriormente os resultados do teste de formação 183-B1 na Formação Sergi, a mais profunda das três formações com hidrocarbonetos mostrados durante a perfuração do poço. Perfuramos um total de 26,5 metros na porção superior da formação Sergi em vários intervalos entre 2.811 metros MD e 2.886 metros MD. Inicialmente, limpamos 63 bbls de óleo e 7 bbls de fluido de finalização durante o período de limpeza. Após um breve desligamento, iniciamos o teste de produção. Cumulativamente, durante o teste de produção de 72 horas, recuperamos 59 bbls de óleo 43°API, 7 bbls de água identificada como fluido de completação e 0,28 MMcf de gás associado. A taxa diária de óleo recuperada durante as operações de limpeza foi em média de 20 bopd. Estamos projetando um plano de estimulação para esta seção superior de Sergi neste poço e apresentamos solicitações para perfurar dois poços de acompanhamento a partir deste local de superfície 183-B1 visando toda a coluna de hidrocarbonetos de Sergi e o potencial na formação mais profunda de Boipeba.