The following discussions contain certain “forward-looking statements” as defined by the Private Securities Litigation Reform Act of 1995 including, without limitation, estimates, expectations, plans and goals regarding Apache’s production, reserves, financings, acquisitions, exploration and exploitation prospects, energy prices, operating costs, and results of operations. Such forward-looking statements involve estimates, assumptions and uncertainties. No assurance can be given that Apache’s expectations or goals will be realized, and actual results may differ materially from those expressed in the forward-looking statements. For reconciliations of non-GAAP financial measures, see our web site www.apachecorp.com.

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

Miguel LaviaMiguel Lavia

2ª Jornadas Técnicas Sobre2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas NaturalAcondicionamiento del Gas Natural

IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008

Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina

Oportunidades de Exploración

Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina

Oportunidades de Exploración

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

2

Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca NeuquinaDesarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina

AGENDA

•Introducción

•Descripción de los Reservorios

•Producción y Reservas

•Lecciones Aprendidas

•Oportunidades de Exploración

•Conclusiones

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

3

El Mundo

Gas Natural:21%

Otras11%

Hidro2%

Nuclear6%

Carbón25%

Petróleo35%

Argentina

Gas Natural:50%

Petróleo38%

Carbón1%

Nuclear3%

Hidro5%

Otras3%

Matriz EnergéticaMatriz Energética

Secretaría de Energía-El Informador E.-2007IEA – Energy Statistics – 2005

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

4

Oferta y Demanda de Gas en ArgentinaOferta y Demanda de Gas en Argentina

•Cambio de Escenario Exportador a Importador

•Costos de Importación del Gas

•Accesibilidad al GasFuente – 2003 Secretaría de Energía - 2025 Proyección del FEDN - 2006

60

80

100

120

140

160

180

200

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

MM

m3/d

Oferta

Demanda

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

5OGJ Unconventional Gas Article # 1 Final – V. Kuuskaa-July 2007

Producción de Gas en USAProducción de Gas en USA

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

6

OGJ Unconventional Gas Article # 6 Final – V. Kuuskaa et al.-July 2007

Pronóstico de Gas No Convencional en USAPronóstico de Gas No Convencional en USA

30%

9%

4%

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

7

Austral BasinAustral Basin

Neuquen BasinNeuquen Basin

Noroeste BasinNoroeste Basin

Cuyo BasinCuyo Basin

Buenos AiresBuenos Aires

Apache

A

A

A

Ubicación de las Operaciones y del Tight GasUbicación de las Operaciones y del Tight Gas

20

Kilometers

40 50300 10

NEUQUEN RIO NEGRO

NEUQUEN DEL MEDIO

EFO

JAGUEL DE LOS MILICOS

JAGUEL DE BARA

AC

MESETA BUENA ESPERANZA

AGUADA VILLANUEVA

AND

ASD

ASD

CUTRAL CO

DADIN

C CURA

LN

C CURA

ASD

ASD

ASD

ASD

DOS HERMANAN

DO HERMANAS

BAJO BAGUALES

A500 Km

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

8

Proyectos de Tight Gas en AC - AND - ASD Proyectos de Tight Gas en AC - AND - ASD

ANTICLINAL CAMPAMENTO

PORTEZUELO

AND

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

9

Formaciones Profundas Columna EstratigráficaFormaciones Profundas Columna Estratigráfica

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

10

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1954

1958

1962

1966

1970

1974

1978

1982

1986

1990

1994

1998

2002

2006

Mm

3/d

Producción de Gas de AC – PO - GUProducción de Gas de AC – PO - GU

Perforación del Tight Gas

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

11

Caracterización de los ReservoriosCaracterización de los Reservorios

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

Per

mea

bilida

d (m

d)

Económicos Sin Estimular

Tight Gas

No Económicos

Tight Oil

Nuestro Caso

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

12

Perfil Combinado POa-1001Perfil Combinado POa-1001

-90 10SPC0 400GR4 14HCAL4 14BS

1 10000AHT901 10000AHT601 10000AHT10

1 100100 1000010000 1000GAS

3 5 0 0GR 0 20FRD EN O0 20FRDENT0.3 0PHIS

140 40DTCO1.95 2.95RHOZ0.45 -0.15N PHI0 10PEFZ

MetersMD TVDSS

2600

2700

-1800

-1700

MetersTVD

2600

2700

Core

Conglomerate Top 2570 m MD -1732 m TVDSS

Top Basement 2595 m MD -1757 m TVDSS

Well Test

1 Remark: Through gas sep. Oil=Gasoline.2 Remark: Through gas sep.3 Remark: Through gas sep.

4 Remark: T°sep: 5°C.5 Remark: Through sep. Temp sep: 6°C6 Remark: Through sep. Temp sep: 14°C7 Remark:

Tope Basam.2595 m MD

Tope Conglom.

2570 m MDFlow x12mm Qg: 228,148

m3/dPbd: 111 Kg/cm2

Flow x14mm Qg: 183,499

m3/d Pbd: 65 Kg/cm2

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

13

Reconocimiento de Campo e Imágenes de VolcanesReconocimiento de Campo e Imágenes de Volcanes

Volcán Socompa

Autobreccia en colada

Sistemas volcánicos

Ignimbritas

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

14

Caracterización - Porosidad - Efecto de la PresiónCaracterización - Porosidad - Efecto de la Presión

ACEx-1 Testigos Laterales Basamento

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12

Phi STD (%)

Phi N

OB

P (%

)

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

15

Caracterización - Permeabilidad - Efecto de la PresiónCaracterización - Permeabilidad - Efecto de la Presión

ACEx-1 Testigos Laterales Basamento

0.00001

0.00010

0.00100

0.01000

0.10000

1.00000

0.00001 0.00010 0.00100 0.01000 0.10000 1.00000 10.00000

K STD (md)

K N

OB

P (m

d)

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

16

Fluidos del ReservorioFluidos del Reservorio

Valores Promedio

Densidad del Gas (aire=1) 0.7

Contenido de Metano 95 %

Gravedad del Condensado 55 °API

Salinidades del Agua 35 - 80 gr/lt (difíciles de muestrear)

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

17

Fluidos del Reservorio – Gas SecoFluidos del Reservorio – Gas Seco

80

85

90

95

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

No. de Muestras

Met

ano

(%)

0

2

4

6

8Propan

o (%)

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

18

Caracterización de Reservorios Fracturados Caracterización de Reservorios Fracturados

Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs – R.Nelson

IV

III

III

% d

e la

Per

mea

bilida

d Tot

al

Solo Fracturas

% de la Porosidad TotalSolo

Matriz

100% Phi m 100% Ph .f

100% K m

100% K f

Efecto decrecientede la matriz

Nuestro Caso

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

19

Ensayo de Presión – GU wellEnsayo de Presión – GU well

Reservorio Doble Porosidad

Límites una falla

Skin - 2

Pi 4433 psia

K.h 33 mdxm

Rectáng. con un lado abierto

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

20

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Alto de Fractura - Diseño (m)

Alt

o de

Fra

ctura

- E

fect

iva (

m)

B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079

Alto de Fractura - Diseño vs. EfectivaAlto de Fractura - Diseño vs. Efectiva

Nuestro Caso

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

21

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800

Largo de Fractura - Diseño (pies)

Larg

o de

Fra

ctura

- E

fect

iva (

pie

s)

Fluid A

Fluid B

Fluid C

Fluid D

Fluid E

45 degree line

B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079

Largo de Fractura - Diseño vs. EfectivaLargo de Fractura - Diseño vs. EfectivaNuestro Caso

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

22

Variación del Caudal y de la Presión de BocaVariación del Caudal y de la Presión de Boca

Fuerte Declinación Inicial del Caudal y de la Presión de Boca

Pasan a Media Presión en menos de un año

2003 04 05 06 07 080

75

150

225

300

375GU-1088

Tubbing Pressure ( Kg/cm2 )

Gas Test ( Mscm )

GU Well

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

23

Efectos de los Cierres y Cambios de PresiónEfectos de los Cierres y Cambios de Presión

Los cierres periódicos de los pozos y la posterior apertura por orificio libre, inducen aumentos significativos de la producción de agua

2000 01 02 03 04 05 06 07 080

75

150

225

300

375

0.0

7.5

15.0

22.5

30.0

37.5

Axis 1 NAC-2001 Tubbing Pressure ( Kg/cm2 )

Gas Test ( Mscm )

Axis 2 NAC-2001 Days Active ( days )

Water Production Rate (PD) ( m3/d )

AC Well

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

24

1,000

10,000

100,000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

EUR (BCF)

IP (

MC

FD

)

Indicador de Producción TempranoIndicador de Producción Temprano

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

25

Cálculo de Reservas de Tight GasCálculo de Reservas de Tight Gas

Análisis

Declinatorio

P99

P50P40P30P20

P10

P5

P2P1

P60P70P80

P90

P95

P98

Mean

0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0

Cum

ula

tive P

robabil

ity >

>>

Reservas (BCF)

Distribución

Volumétrica

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000

Cumulative Production (MMCF)

P/Z

(Ps

ia)

Balance de Materiales(restriccione

s)

Qg

, M

Mscfd

Curvas Tipo

Modelos Mat.

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

26

• En el Tight Gas no se pueden aplicar los mismos criterios que en los Reservorios Convencionales.

• Trabajar con nuevas correlaciones de la sísmica 3D.

• Caracterizar cada bloque, muestrear roca y fluidos, ajustar espaciamiento y tecnología a utilizar.

• El Pre-Cuyo es la Formación con mayor potencial en las áreas analizadas.

• En el Tight Gas no se pueden aplicar los mismos criterios que en los Reservorios Convencionales.

• Trabajar con nuevas correlaciones de la sísmica 3D.

• Caracterizar cada bloque, muestrear roca y fluidos, ajustar espaciamiento y tecnología a utilizar.

• El Pre-Cuyo es la Formación con mayor potencial en las áreas analizadas.

Lecciones AprendidasLecciones Aprendidas

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

27

• Perforaciones nearbalance con salmueras de KCl, polímeros PHPA y dirección vertical en las Formaciones de interés.

• Control Geológico, Sónico de Onda Completa, Imágenes y Testigos Rotados para detectar los sweet spots, en general a menos de 100 m del tope de la Formación.

• Fracturación a mayores caudales, con geles de alta viscosidad y bajo residuo.

• Evitar ahogar al pozo y ponerlo a producir de inmediato.

• Perforaciones nearbalance con salmueras de KCl, polímeros PHPA y dirección vertical en las Formaciones de interés.

• Control Geológico, Sónico de Onda Completa, Imágenes y Testigos Rotados para detectar los sweet spots, en general a menos de 100 m del tope de la Formación.

• Fracturación a mayores caudales, con geles de alta viscosidad y bajo residuo.

• Evitar ahogar al pozo y ponerlo a producir de inmediato.

Lecciones Aprendidas (cont.)Lecciones Aprendidas (cont.)

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

28

Lecciones Aprendidas (cont.)Lecciones Aprendidas (cont.)

•Estimar reservas tempranas, a través de Indicadores de la Producción.

•Registrar caudales y presiones de boca para calcular reservas y detectar problemas en el pozo o en el reservorio.

•Cuando creemos conocer bien un área, comenzamos a perforar pozos malos y hay que replantearse todo de nuevo.

•El problema no reside en encontrar gas o no, sino en que el caudal sea comercial.

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

29

Proyecto Exploratorio del Tight Gas - LitologíaProyecto Exploratorio del Tight Gas - Litología

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

3010km

Yacimientos de Gas

Areas Deep GasPozos > 2500m

ANTICLINAL CAMPAMENTO

AL NORTE DE LA DORSALAL NORTE DE LA DORSAL

Portezuelo

Al Norte De La Dorsal

ASD

Proyecto Exploratorio Tight Gas – Areas PotencialesProyecto Exploratorio Tight Gas – Areas Potenciales

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

31

•Yacimientos 5

•Formaciones 4

•Pozos (#) 90

•Profundidad (mbbp) 2500 – 4000

•Porosidad (%) 4 – 11

•Permeabilidad (md) 0.001 – 0.1

•Reservas (MMm3) 5200

•Caudal Máx. de Gas (Mm3/d)2500

Resumen de los Proyectos Exploratorios a 3 añosResumen de los Proyectos Exploratorios a 3 años

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

32

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

•Los volúmenes de los depósitos de Tight Gas pueden ser muy grandes, en comparación con los de los reservorios convencionales.

•La exploración del Tight Gas involucra alta inversión y alto riesgo.

•La implementación de la Resolución 24/2008 del Gas Plus podría abrir oportunidades para su exploración.

•Debemos acceder a las nuevas tecnologías disponibles en otros países.

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

33

CONCLUSIONES (cont.)CONCLUSIONES (cont.)

•Las Alianzas entre Cias. Operadoras, de Servicio y Universidades para desarrollar tecnología son exitosas en otros países y pueden serlo también en Argentina.

•Se requieren Recursos Humanos altamente especializados, que trabajen en equipos multidisciplinarios, para poner en producción y convertir en Reservas los Recursos del Tight Gas.

A R G E N T I N AA R G E N T I N A

34

MUCHAS GRACIAS !MUCHAS GRACIAS !

Miguel LaviaMiguel Lavia

2ª Jornadas Técnicas Sobre2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas NaturalAcondicionamiento del Gas Natural