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 - Orellana García, Josselyn Mishell; Pionce Regalado, Karolyne Alexandra; Enríquez Vallejo, Bolívar Germán; Miranda Díaz, Guillermo Javier (FIGEMPA: Investigación y Desarrollo, 2022)
El propósito de la presente investigación fue analizar el efecto de la concentración de iones en la inyección de agua de baja salinidad aplicada en los reservorios Basal Tena, U inferior, T inferior y Hollín Superior de la Cuenta Oriente de Ecuador y su incidencia en el factor de recobro al ser comparado con los resultados de la inyección de agua de alta salinidad. El estudio fue inicialmente desarrollado con la interpretación de las propiedades petrofísicas de la información disponible de estudios de núcleos y registros eléctricos de pozos tipo de los 4 reservorios, para luego definir el número de capas del modelo de simulación en base a la heterogeneidad de cada yacimiento. Posteriormente, se realizó el análisis y validación de los datos PVT de cada arena para verificar que las muestras sean representativas y los valores de las propiedades de los fluidos sean consistentes, seguidamente se ajustaron los modelos matemáticos de fluidos logrando obtener un buen ajuste entre los datos experimentales y los de laboratorio, de igual manera, se realizó un análisis de las propiedades roca-fluido en donde se normalizó las curvas de permeabilidad relativa. Para la construcción de los modelos dinámicos se incorporaron todos los datos previamente mencionados y adicionalmente se agregó las condiciones iniciales y los pozos para cada uno de los reservorios; para el desarrollo de la técnica LSW se evaluó las propiedades fisicoquímicas del agua de formación y el agua de inyección, realizando escenarios de producción y análisis de sensibilidades respecto a la concentración de los iones presentes en el agua de formación e inyección. Los resultados muestran un incremento en el recobro de petróleo al aplicar la inyección de agua de baja salinidad. El escenario más favorable de los casos simulados, muestran que el factor de recobro aumenta 6% aproximadamente, comparándolo con la recuperación secundaria con agua de alta salinidad.