000			03271nmc a2200313 4500
005			20260520010337.0
008			260224s xxu
082			_aPD I116 3 0015570
245	0	0	_aCaracterización y producción del reservorio de gas en la FM Pozo D-129 en el yacimiento Estancia Cholita, Provincia de Santa Cruz, Cuenca del Golfo de San Jorge, Argentina
270			_a5/6/2019 ; 09/03/2017
300			_a22 p.
520			_aEl yacimiento Estancia Cholita (YPF S.A.) ubicado en el borde suroeste de la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ), presenta numerosos pozos (228 pozos) que atraviesan total o parcialmente la Fm. Pozo D-129 (Lesta, 1968). Esta unidad reviste gran interés por su carácter de roca madre primordial de la CGSJ (Barcat et al., 1989). En años recientes esta unidad demostró capacidades de roca productiva bajo estimulación hidráulica por ende resultando de interés económico (Strelkov, 2008). En 2007 se comprueba gas en el mencionado yacimiento en el tope de un suave anticlinal situado en el techo de la Fm. Pozo D-129. En 2008 se comprueban los límites del reservorio mediante pozos de avanzada. En 2011, comienza el desarrollo y puesta en producción, empleando estimulación hidráulica para obtener caudales económicos. En la actualidad continúa la explotación y se efectúa un monitoreo de presiones durante el perfil de pozo abierto, así como a través de ensayos de presiones de pozo una vez puesto en producción. Esto ha permitido detectar efectos de depletación diferencial, registrándose zonas de mayor drenaje que otras, asociadas a barreras de permeabilidad. Estudios de laboratorio, así como interpretaciones petrofísicas son consistentes con un reservorio de baja permeabilidad (< 1 mD). El desarrollo sobre este casquete de gas permitió un mejor análisis de la estimación volumétrica de este recurso. Este trabajo consiste en la elaboración de un modelo estático determinístico y un modelo dinámico predictivo de simulación numérica, siendo una metodología de trabajo novedosa para la cuenca. El modelo estático está basado en la correlación de capas, revisión del modelo petrofísico y definición del contacto gas-líquido. Con los datos de presión, producción, propiedades de roca y fluidos, se inicializó el modelo dinámico y se realizó un ajuste histórico. Este abordaje interdisciplinario nos permitió la optimización de la producción y el incremento del factor de recuperación de este recurso.
773			_g
942			_cCONGTP
100	1		_aPyczil, Daniel _956128
100	1		_aFranco, Martín _956130
100	1		_aTennerini, Gerardo _956129
100	1		_aSalvarredy Aranguren, Matías _956131
100	1		_aFarina Saint Selve, Eduardo _956144
100	1		_aAlaimo, Andrea _956145
100	1		_aKamerbeek, Yanko _956132
100	1		_aBiurrun, María Cecilia _956146
100	1		_aNicora, Gastón _956133
100	1		_aMarcaída, Abel _956147
100	1		_aFrancos, Juan Pablo _956020
111	2		_aCongreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (6to : 2016 oct. 24 al 27: Bariloche, Argentina) _955815
999			_c190080 _d190080
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/6to/739.pdf