INTRODUCCIÓN

Durante la vida de un yacimiento de petróleo están involucrados diferentes mecanismos de recuperación (primarios, secundarios y terciarios). La recuperación primaria consiste en la recuperación del petróleo mediante flujo natural, es decir, la energía propia del yacimiento, según Guerithault & Economides (2001) la recuperación varía entre el 3 y el 15% del POES (Petróleo Original en Sitio). Guerithault & Economides (2001) señalan que en la fase de recuperación secundaria se utilizan diferentes procesos para incrementar o mantener la presión del yacimiento (inyección de agua o gas) y la implementación de estos métodos incrementa el recobro alrededor del 50% del POES. Para la fase de recuperación terciaria se utilizan métodos de recuperación mejorada (EOR-Enhanced Oil Recovery), estos métodos buscan mejorar la recuperación de petróleo más allá de las recuperaciones primarias y secundarias de una manera económicamente rentable y bajo ciertas condiciones de mercado y tecnología. El EOR es la recuperación de petróleo por inyección de fluidos que normalmente no se encuentran en el reservorio, por lo que excluye el mantenimiento de presión o la inyección de agua (Guerithault & Economides, 2001).

La inyección de agua de baja salinidad (LSW) se considera un método de recuperación mejorada, ya que el fluido inyectado presenta características distintas a los fluidos contenidos originalmente en el yacimiento. Sin embargo, a pesar de que está técnica se ha estudiado ampliamente durante los últimos años, no se ha llegado a un consenso sobre el mecanismo que efectivamente origina el incremento en el factor de recobro del yacimiento. Así, varios autores han propuesto diversos mecanismos de acción, los cuales solos o en conjunto explican parcialmente la interacción de los fluidos en yacimiento, entre estos efectos se pueden mencionar: alteración de la mojabilidad (Khanamiri et al., 2016) (Kakati y Sangwai, 2017) (Salehi et al., 2017), migración de finos (Tang y Morrow, 1999), saponificación (McGuire et al., 2005), incremento del pH y reducción de la tensión interfacial (Li, 2011), intercambio catiónico (Lager et al., 2006) (Lebedeva et al., 2009) (Suleimanov et al., 2018), expansión de doble capa (Xie et al., 2016), ósmosis (Sandengen et al., 2011) (Pollen y Berg, 2018) y efecto salt-in (Nasralla y Nasr-El-Din, 2014).

A pesar de los diversos mecanismos teorizados como responsables del efecto de incremento en la recuperación de petróleo por LSW, un factor común de las diversas investigaciones resulta ser el análisis del efecto de las concentraciones de iones inyectados y/o presentes en el agua formación. En informes publicados, generalmente se encontró que la adición de iones divalentes, como Ca²⁺ y Mg²⁺, en el agua de inyección de baja salinidad, comúnmente conduce a un factor de recuperación de petróleo más alto, mientras que, un aumento en la concentración de Na⁺ y Cl^- en el agua inyectada conducirá a una menor producción acumulada de petróleo (Dang, 2015). Asimismo, se ha podido establecer que la eliminación de iones divalentes de la salmuera inyectada es esencial para observar el efecto de baja salinidad (Xie et al., 2016).

Lamentablemente en Ecuador la aplicación de este método no se ha analizado en profundidad, a pesar de que algunos campos del país lo usan debido a la alta disponibilidad de agua de la formación Hollín inferior, la cual presenta una concentración de sales diametralmente opuesta (baja) con respecto al resto de formaciones productoras de la Cuenca Oriente. Los estudios publicados de Vaca (2015); Durán (2019); Chávez y Ganán (2019); Supe (2020) y Arcos y Restrepo (2020) se encuentran definidos a nivel de campo y no tenían por objetivo efectuar un análisis del efecto de la composición del agua de inyección y formación, por lo que, no permiten conocer con certeza la influencia de las propiedades químicas del agua en el recobro obtenido en sus investigaciones.

METODOLOGÍA

La metodología planteada define como pilar fundamental la construcción del modelo de simulación matemática de yacimientos para efectuar el análisis comparativo de las distintas concentraciones de iones y su efecto en el factor de recobro, tomando como referencias un caso de producción natural y un caso con inyección de agua convencional. El uso de un modelo de simulación matemática para el análisis del efecto de la composición química del agua de inyección y formación es bastante común, tal como se puede observar en las investigaciones desarrolladas por Dang et al. (2013), Nguyen et al. (2016), Dang et al. (2018) y Gorucu et al. (2019). Sin embargo, en este caso resulta innovador el hecho de incluir datos de fluido, roca-fluido y condiciones de yacimientos que son propias de las arenas U Inferior, T Inferior, Basal Tena y Hollín Superior, así como el uso de la composición físico-química del agua del yacimiento Hollín inferior para el caso del agua de inyección.

Resulta importante mencionar que, en el caso del simulador usado para el presente estudio, el modelamiento del efecto de baja salinidad se efectúa en función de ecuaciones de intercambio iónico que permitan calcular la concentración de iones en las diferentes celdas del modelo y que se traducen la generación de curvas de permeabilidad relativa que van cambiando (interpolándose) en función de dichas concentraciones (CMG, 2017).

El estudio se lo realizó de manera secuencial para garantizar un procesamiento y correcto uso de los datos analizados. El flujo de trabajo se muestra en la figura 1.

Figura 1
Diagrama de flujo para el procesamiento y análisis de la información

Se contó con información de registros masterlog, registros eléctricos e interpretación petrofísica en formato PDF y/o LAS que corresponden a 4 pozos para su respectiva arena, los pozos serán denominados A, B, C y D para las areniscas U Inferior, T Inferior, Basal Tena y Hollín Superior, respectivamente.

Tabla 1

Topes de los reservorios por pozo

Cada una de las arenas cuenta con un análisis de fluidos realizados en el laboratorio, los cuales muestran la composición y las propiedades del fluido. Por otra parte, también se cuenta con un conjunto de curvas de permeabilidad relativa para las arenas antes mencionadas, las cuales entraron en un proceso de normalización y suavización. Una vez verificada la información para cada reservorio se procedió a definir los topes y bases formacionales para cada pozo. En la tabla 1 se muestran las profundidades a las que se encuentran cada una de las arenas productoras.

Definición de facies: Para la definición de facies y los correspondientes litotipos se utilizaron ciertos condicionales e interpretación petrofísica a partir de registros eléctricos tales como porosidad efectiva y volumen de arcilla. Se reconocieron 3 litotipos como se muestra en la tabla 2:

Tabla 2

Determinación de Facies para cada uno de los reservorios

Figura 2
Capas Arenisca U Inferior, Pozo A

Definición de capas para el modelo dinámico: El número de capas para cada una de las arenas se lo realizó en base al grado de homogeneidad o heterogeneidad de los reservorios, es decir, la necesidad de modelar ciertas características del reservorio de un espesor determinar para tener una mejor interpretación del yacimiento harán que las capas requieran mayor o menor espesor. En la figura 2 se muestran las capas tomando como ejemplo la Arenisca U Inferior, el mismo procedimiento se realizó para los demás yacimientos.

Modelo de Fluidos: Previamente se realizó la validación de las pruebas PVT del fluido para los distintos yacimientos. Tomando en cuenta la composición del fluido se realizó un agrupamiento de cada uno de los componentes para reducir tiempo y recursos de simulación. Se caracterizó y agrupó hasta las fracciones C11⁺ (Arenisca T Inferior) y C12⁺ (Basal Tena, Arenisca U Inferior y Hollín Superior), debido que al utilizar fracciones más pesada como C20⁺ y C30⁺ que presentan densidades mayores a 1 g/cm³, la envolvente de fases presenta un comportamiento lineal erróneo.

Es importante ajustar la presión de saturación primero para los componentes no agrupados y luego reajustarla para los componentes agrupados en pseudo-componentes. A continuación, se realizó la predicción y ajuste de los experimentos de separador, expansión a composición constante, liberación diferencial y viscosidad; para poder lograr el ajuste se efectuaron regresiones para observar cuan cerca la ecuación de estado (EOS-Equation of State) se ajusta a los experimentos de laboratorio. Seguido, en la figura 3 se muestra el ajuste de las pruebas de laboratorio con la EOS tomando como ejemplo la Arenisca U Inferior.

Figura 3
Ajuste de la EOS con los datos experimentales en WinProp (Arenisca U Inferior)

Estudio avanzado de las propiedades roca-fluido: Se realizó la normalización y suavizado de las curvas de permeabilidad relativa. En la figura 4 se observa que el grado de mojabilidad al petróleo es, en orden descendente, desde la arenisca Hollín Superior, pasando por la arenisca U inferior y finalizando con las areniscas T y Basal Tena.

Modelamiento de la inyección de agua de baja salinidad: Se elaboraron tres casos para analizar el efecto de la inyección de agua de baja salinidad:

• I Caso: Pozo productor, recuperación primaria a flujo natural con la energía propia del yacimiento.

• II Caso: Pozo productor e inyector, recuperación secundaria al inyectar agua de alta salinidad para mantenimiento de presión y barrido de petróleo.

• III Caso: Pozo productor e inyector, recuperación mejorada al inyectar agua de baja salinidad (sensibilidades en la concentración de los iones Ca²⁺, Na⁺ y Mg²⁺) para recuperar el petróleo que se encuentra adherido a la roca del yacimiento.

El pozo productor de cada caso fue ubicado en uno de los vértices de la malla de simulación (grid), mientras que el pozo inyector se lo ubicó diagonal al productor a una distancia de alrededor de 700 pies aproximadamente (»200 metros).

Figura 4
Curvas kr suavizadas para el Modelo de Roca-Fluido

Los valores de compresibilidad de la formación de cada uno de los reservorios fueron tomados de investigaciones sobre simulación numérica de los estos reservorios, con los que los valores están en un rango de 3x10^-5 a 6x10^-6, que se considera un rango típico en areniscas (Lyons, 2010). Este paso resulta importante para lograr un comportamiento de declinación de presión congruente con lo observado en estos reservorios de la Cuenca Oriente y facilitar el análisis real del efecto de la inclusión del pozo inyector. Además, se generó un grid de presión para los modelos de simulación en cada uno de los reservorios utilizando el gradiente de presión, como se muestra en la tabla 3:

Tabla 3

Compresibilidad de la formación y gradiente de presión

Geoquímica del agua de formación: Los análisis fisicoquímicos del agua de formación muestran el contenido de los iones que la constituyen: sodio (Na⁺), calcio (Ca²⁺), hierro (Fe²⁺) y magnesio (Mg²⁺). como cationes; y, cloruro (Cl^-), carbonato (CO₃^-2), bicarbonato (HCO₃^-) y sulfato (SO₄^-2) como aniones. Los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos son muchos, uno de estos factores es la salinidad del agua de mar existente al momento que se realizó la depositación de los sedimentos; otro factor puede ser la proximidad a antiguas desembocaduras de aguas dulces (Aldana et al., 2015).

En la tabla 4 se muestran los análisis fisicoquímicos del agua que se encuentra en cada una de las formaciones.

Tabla 4

Análisis Fisicoquímico del agua de formación

Tabla 5

Análisis Fisicoquímico del agua de formación a ser inyectada de Hollín Inferior

Por otra parte, el agua de formación de la Arenisca Hollín Inferior se utilizó como agua de baja salinidad para ser inyectada, debido a que su rango varía entre los 2000 y 3000 ppm de NaCl. En la tabla 5 se muestra la composición geoquímica del agua de formación que será inyectada, la cual se obtuvo como un promedio de un total de 35 muestras de un mismo campo.

Análisis de sensibilidades para las concentraciones de iones: Para evaluar el efecto que tiene la concentración de los iones Ca²⁺, Na⁺ y Mg²⁺ en el factor de recobro, se procedió a modificar la concentración de los iones antes mencionados, tanto en la composición de agua de formación como en la de inyección, para la arena que presentó el mejor comportamiento en cuanto a incremento del factor de recobro al implementar la inyección de baja salinidad. El caso III se consideró como base de referencia para realizar el comparativo con los escenarios propuestos.

Tabla 6

Concentración de los iones en el agua de inyección

Los escenarios para cada ion del agua de inyección se construyeron bajo las siguientes consideraciones:

• Tres incrementos en la concentración de los iones, que corresponden a 1,5; 2 y 3 veces la concentración original de cada ion. Estos incrementos se analizan por separado, es decir, se mantienen constantes el resto de los parámetros y solo se incrementa la concentración del ion de interés.

• Tres decrementos en la concentración de los iones, que corresponden a ½; 1/3 y ¼ de la concentración original de cada ion. Estos decrementos se analizan por separado, es decir, se mantienen constantes el resto de los parámetros y solo se reduce la concentración del ion de interés.

La dinámica de los escenarios considerados se puede visualizar en la tabla 6.

Tabla 7

Concentración de los iones en el agua formación

Asimismo, para los escenarios del agua de formación se siguieron similares consideraciones a las definidas para los escenarios del agua de inyección. La diferencia reside en que este escenario se varió la concentración de iones del agua contenida en la arena que mostró mayor incremento en el factor de recobro con la implementación de la inyección de agua de baja salinidad del caso base y se mantuvo constante en todos los escenarios la concentración del agua de inyección que corresponde al caso base.

La dinámica de los escenarios considerados se puede visualizar en la tabla 7.

DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Los casos de estudio para los diferentes yacimientos de la Cuenca Oriente muestran, en general, un incremento de la producción de petróleo, al implementar inyección de agua baja salinidad con respecto a la inyección convencional (alta salinidad). Sin embargo, este comportamiento no es general para todas las arenas analizadas.

En la figura 5 se muestra el factor de recobro para la Arenisca Basal Tena, este reservorio recupera apenas un 0,2878% adicional entre el caso de inyección de baja salinidad y el caso de inyección de agua convencional. Esto podría explicarse debido a que la concentración de sólidos en el agua de formación esta arena resulta muy cercana al valor de sólidos del agua inyectada (8863 ppm vs 4680 ppm).

Figura 5
Factor de recobro para los escenarios I, II y III en la arenisca Basal Tena

Adicionalmente, la concentración de iones divalentes en el agua de formación, 36 ppm de Mg²⁺ y 1034 ppm de Ca²⁺, podrían explicar este bajo rendimiento de la técnica de LSW.

Para la arenisca Hollín superior (Figura 6), se puede notar que no existe un cambio apreciable en el factor de recobro obtenido, al considerar las técnicas de inyección de agua convencional e inyección de agua de baja salinidad. Este incremento nulo en el factor de recobro podría producirse por la composición prácticamente igual del entre el agua de este reservorio y el agua de inyección, 3775 ppm y 4680 ppm de sólidos disueltos respectivamente. A esto se suma la extremadamente baja concentración de iones divalentes en el agua de formación, 26 ppm de Mg²⁺ y 75.3 ppm de Ca²⁺.

Figura 6
Factor de recobro para los escenarios I, II y III en la arenisca Hollín superior

En el caso de la arenisca T inferior, la figura 7 muestra un incremento de aproximadamente 1% en el factor de recobro al considerar la aplicación de la inyección de agua de baja salinidad con respecto a la inyección de agua convencional. Este efecto podría deberse a la significativa diferencia de salinidad que existe entre el agua de formación y el agua de inyección (47577 ppm vs 4680 ppm de sólidos totales disueltos). Asimismo, se observa una mayor concentración de iones divalentes en esta arena con respecto a las dos arenas analizadas anteriormente (187.2 ppm de Mg²⁺ y 1704 ppm de Ca²⁺).

Figura 7
Factor de recobro para los escenarios I, II y III en la arenisca T inferior

Por otra parte, el caso de la arenisca U inferior (Figura 8) resulta ser el que presenta un mayor incremento en el factor de recobro al comprar la técnica de LSW con la inyección de agua de alta salinidad. Así, en este caso el incremento en el factor de recobro llega al 5,64%, lo cual podría deberse a la gran diferencia de salinidad existente entre el agua de formación (96160 ppm de sólidos disueltos totales) y el agua de inyección (4680 ppm de sólidos disueltos totales).

Figura 8
Factor de recobro para los escenarios I, II y III en la arenisca U inferior

Asimismo, este considerable incremento en el factor de recobro, obtenido en la arenisca U inferior, podría tener explicación en la alta concentración de iones divalentes en el agua de formación (1032 ppm de Mg²⁺ y 5040 ppm de Ca²⁺).

Al aplicar las sensibilidades de concentraciones de los iones Na⁺, Mg²⁺ y Ca²⁺ en el agua de inyección para el caso de la arenisca U inferior (que fue el de mejores resultados en la aplicación de LSW), se encontró una clara relación entre el factor de recobro obtenido y la concentración de dichos iones.

Así, en la figura 9 se puede observar que un incremento en la concentración de ion Ca2+, o una reducción en la concentración del ion Na⁺, ocasiona un incremento en el factor de recobro máximo de entre el 2 y 2,5% con respecto al caso base de LSW señalado en los escenarios anteriores.

Figura 9
Factor de recobro para la arenisca U inferior al inyectar agua de baja salinidad con distintas concentraciones de iones Na+, Mg2+ y Ca2+

De la misma forma, una reducción en la concentración de ion Ca²⁺ o un incremento en la concentración del ion Na⁺ genera una reducción máxima del factor de recobro de entre 4 y 5% con respecto al caso base de LSW.

Por otra parte, resulta importante observar que la influencia de la concentración del ion Mg²⁺ resulta mucho menor en el factor de recobro, aunque muestra un comportamiento similar al ion Ca²⁺, es decir, un incremento en la concentración genera un mayor factor de recobro (en torno al 1% como máximo) y una reducción en la concentración genera un decremento en el factor de recobro (en torno al 0,5% como máximo).

En el caso del análisis de sensibilidad realizado modificando la concentración, de los mismos iones del agua de inyección, pero esta vez para el agua de formación, se muestra un comportamiento similar al descrito anteriormente. Así, se observa que una reducción de la concentración de los iones divalentes o un aumento en la concentración del ion monovalente ocasionan una reducción en el factor de recobro de la técnica de LSW o viceversa (figura 10).

Sin embargo, se observó que los incrementos en los factores de recobro alcanzan valores más altos que los obtenidos al variar la concentración del agua de inyección (3,6 al 4,8% como máximo en los iones Na⁺ y Ca²⁺). Asimismo, la reducción del factor de recobro para dichos iones es mucho más marcada, llegando a ser de alrededor de 5,7% como máximo.

Figura 10
Factor de recobro para la arenisca U inferior al variar las concentraciones de iones Na+, Mg2+ y Ca2+ en el agua de formación

Los resultados obtenidos muestran un comportamiento similar al obtenido en los estudios realizados por Dang et al. (2015) en torno a que, una mayor diferencia entre las salinidades del agua de formación e inyección propicia un mejor escenario en el incremento del factor de recobro; y, a su vez, que un incremento en la concentración de los iones Ca²⁺ o Mg²⁺, o una reducción en la concentración del ion Na⁺ genera un mayor factor de recobro.

Adicionalmente, en estudios realizados en el país, se ha obtenido incrementales en los factores de recobro menores al 1% para las arenas U inferior y Basal Tena, tal como señalan los trabajos de Durán (2019), Arcos y Restrepo (2020) y Chávez y Ganán (2019), y un factor incremental del 2,4% para una arena no identificada en la Cuenca Oriente presentada en el trabajo de Vaca (2015). Sin embargo, resulta importante señalar que, dichos resultados se analizaron a nivel de campo, es decir, sin analizar el real impacto de la inyección en los pozos aledaños, por lo que, podrían resultar más pesimistas que los resultados del presente estudio.

CONCLUSIONES

Se encontró que la inyección de agua de baja salinidad presenta mejores resultados en yacimientos que muestran una diferencia más grande entre la concentración de sólidos del agua de formación y el agua inyección. En el caso particular de la arenisca Hollín inferior, el incremental del factor de recobro, con respecto a la inyección convencional de agua, fue nulo. Sin embargo, para las areniscas Basal Tena, T inferior y U inferior si se obtuvo incrementos en el factor de recobro de 0,29%; 1% y 5,64% respectivamente.

En el análisis de sensibilidad del agua de inyección aplicado al caso de la arenisca U inferior se encontró que, un incremento en la concentración de los iones Ca²⁺ y Mg²⁺ ocasiona un incremento en el factor de recobro de la técnica de baja salinidad (2,5% y 1% respectivamente). Por otra parte, una reducción en las concentraciones de estos iones genera una reducción en el factor de recobro (0,5% y 4% respectivamente).

El comportamiento del factor de recobro para distintas concentraciones de ion Na⁺ en el agua de inyección resulta opuesto al observado en los iones divalentes, puesto que, se observó que un incremento en la concentración resulta en una disminución en el factor de recobro (5%), mientras que una reducción en la concentración de este ion genera un incremento en el factor de recobro (2%).

Para el caso de sensibilidades del agua de formación aplicado a la arenisca U inferior se observó un comportamiento similar al descrito en las sensibilidades del agua de inyección. Sin embargo, los incrementos y decrementos en el factor de recobro fueron más grandes, llegando a ser de 4,7% y 5,8% respectivamente.

Los resultados obtenidos en el presente estudio presentan una perspectiva positiva para la aplicación del método de inyección de agua de baja salinidad en la mayor parte de reservorios de la Cuenca. Sin embargo, se sugiere profundizar la investigación de este método mediante análisis de inundación de núcleos en laboratorio.

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Notas de autor

gjmiranda@uce.edu.ec

Información adicional

Cómo citar: Orellana-García, J. M., Pionce-Regalado, K. A., Enríquez-Vallejo, B. G. & Miranda-Díaz, G.J. (2022). Análisis de la concentración de iones en la eficacia de la inyección de agua de baja salinidad en la cuenca Oriente de Ecuador usando simulación matemática de yacimientos. FIGEMPA: Investigación y Desarrollo, 14(2), 130–146. https://doi.org/10.29166/revfig.v14i2.3619