Metodología de selección de sistemas surfactantes para procesos de recuperación mejorada de petróleo en reservorios no convencionales tipo shale

Por Alvaro Campomenosi, Catalina Ruzzante, Ezequiel Gonzalez Pelegri y Diana Masiero (YTEC) y Ana Marlats (YPF)

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El presente trabajo tiene como objetivo seleccionar un sistema surfactante que pueda utilizarse en un proceso de recuperación mejorada de petróleo en un play de black oil. Para tal propósito se diseñó un workflow experimental que permitió evaluar la potencialidad de diversos agentes surfactantes tanto fuera como dentro de un medio poroso.

 

Los recursos no convencionales han transformado significativamente el panorama de la industria del petróleo en estos últimos tiempos. Sin embargo, la mayoría de los pozos de los yacimientos no convencionales sufren una drástica declinación en la producción en un corto período de tiempo. Dicha producción depende de la velocidad de transferencia de los fluidos entre la matriz de baja permeabilidad y la red de fracturas de alta permeabilidad (Al-Hadhrami y Blunt 2000). Diversos factores afectan la velocidad de transferencia de hidrocarburos, entre los cuales se destacan: la mineralogía de la roca reservorio, las complejidades geológicas (fallas, stress), la permeabilidad de la matriz, la estrategia de estimulación (volumen de fluido, tipo y cantidad de agente de sostén) y producción, etc.

Cuando la producción de petróleo cae por debajo de la línea económica, en el reservorio aún queda entre un 90-98 % del petróleo original en sitio (OOIP). Esta situación genera un escenario sumamente propicio para desarrollar e implementar metodologías que revitalicen los plays no convencionales que actualmente se encuentran en recuperación primaria. Una alternativa que se ha evaluado recientemente es la refracturación del reservorio a fin de mejorar la producción de petróleo. Sin embargo, este proceso es relativamente caro y solamente se puede restaurar la producción, de manera temporal, una o dos veces a lo largo de la vida del pozo (Asala 2016). Con el objetivo de incrementar el factor de recobro de petróleo, diversos investigadores han explorado técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR, Enhanced Oil Recovery) que permitan acelerar el proceso de interacción matriz-fractura y, como consecuencia de ello, mejorar la vida útil económica de tales plays (Hatiboglu y Babadagli 2004; Balasubramanian 2018).

En el último tiempo diversos investigadores han estado investigando el uso de surfactantes con el propósito de mejorar el rendimiento de los tratamientos de fracturación hidráulica. Diversos resultados experimentales pusieron en evidencia que el uso de agentes tensoactivos, en el fluido de fractura, pueden inducir la alteración de la mojabilidad de la roca reservorio y, como consecuencia de ello, favorecer los procesos de imbibición espontánea (Alvarez 2014).

El proceso de imbibición espontánea está mayormente controlado por las fuerzas capilares. En presencia de dos fluidos inmiscibles, se genera una presión capilar la cual impacta en el proceso de imbibición. La presión capilar (Pc) se define como la diferencia entre la presión de un fluido no mojante (Pnw) menos la presión del fluido mojante (Pw) y se relaciona con la IFT (σ, interfacial tension), el ángulo de contacto (ϴ) y el radio poral (r) a través de la ecuación de Young-Laplace (Figura 1).

 

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Figura 1 - Ecuación de Young-Laplace

 

La mojabilidad definida como la “tendency of one fluid to spread onto a solid surface in presence of other inmiscible fluid” (Green and Willhite 1998) juega un rol importante en procesos de recuperación mejorada, ya que la distribución y flujo de los fluidos (petróleo y agua) en el reservorio durante el drenaje están fuertemente influenciados por la misma (Morrow 1990).

En un sistema water-wet el valor del ángulo de contacto (ϴ), medido desde la fase mojante, es menor a 90° indicando presionas capilares positivas de acuerdo con la Figura 1. En un sistema oil-wet el ángulo de contacto (ϴ) es mayor a 90° resultando en presiones capilares negativas. Para que una roca absorba o imbiba agua, la presión capilar tiene que ser más alta que cero (Neog and Schechter 2016).

Para poder lograr la imbibición de agua en la matriz a fin de desplazar los hidrocarburos líquidos desde los poros de la misma, es necesario que la roca sea más water-wet, dando una presión capilar mayor que cero. Por lo tanto, la alteración de la mojabilidad cambia los valores de presión capilar de negativo a positivo, favoreciendo la imbibición espontánea y movilizando el petróleo con la ayuda de las fuerzas de gravedad (Alvarez et al. 2017)

Alvarez et al. (2017) evaluaron la performance de distintas familias de surfactantes y de un nanofluido complejos (CnF) en la alteración de la mojabilidad y recuperación de petróleo en muestras de roca de la Formación Bakken. Los resultados obtenidos, a partir de las medidas de ángulo de contacto, pusieron en evidencia que la alteración de la humectabilidad depende en gran medida de la mineralogía de la roca y de la naturaleza del surfactante utilizado. A su vez, los resultados de imbibición demostraron que los surfactantes tienen mayor capacidad de imbibición que el agua y, por lo tanto, una mayor capacidad de producción de petróleo. Por otro lado, Hashimah Alias et al. (2015) sugieren la utilización de nanoemulsiones en procesos de recuperación de petróleo en reservorios tipo shale ya que presentan excelentes propiedades tensoactivas, de alteración de mojabilidad y tamaños nanométricos que permiten penetrar en las gargantas porales de formaciones de baja permeabilidad. En relación a esto, Gupta et al. (2016) define a las nanoemulsiones como emulsiones, cinéticamente estables, con tamaño de gota del orden de 100 nm.

En el caso de los reservorios tipo shale oil, atendiendo a la particularidad de la roca shale (especialmente la Formación Vaca Muerta) cuya mojabilidad es mixta y en algunos casos preferencial al petróleo, uno de los métodos propuestos es inyectar algún sistema surfactante que reduzca la tensión interfacial (petróleo-agua) y modifique la preferencia de la roca a ser mojada por petróleo convirtiéndola en un sistema más water wet. Esto ayudaría al proceso de imbibición que se produce en la matriz a través de la reducción de las presiones capilares (Tuero et al. 2017).

 

OBJETIVOS Y ALCANCE

 

El objetivo del presente trabajo radica en evaluar y seleccionar el mejor sistema surfactante que pueda utilizarse en un proceso de recuperación mejorada de petróleo (EOR) en un play de Black Oil.

La zona de referencia, para el desarrollo del estudio, fue el bloque Loma Campana. El mismo se localiza en el centro de la Cuenca Neuquina, en la región morfoestructural conocida como Engolfamiento Neuquino (Figura 2.a), al norte del área de reserva histórica de Loma La Lata-Sierra Barrosa (Figura 2.b) (Licitra et al. 2018).

 

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Figura 2 - Loma Campana dentro del marco morfoestructural de la Cuenca. b) Mapa de ubicación.

 

 

METODOLOGÍA EXPERIMENTAL

 

En la Figura 3 se presenta el flujo experimental desarrollado y ejecutado en el laboratorio. En primera instancia, se realizó el muestreo y caracterización de la roca reservorio y de los fluidos (petróleo, agua de fractura, agua de Flow back). Posteriormente, se llevó a cabo la caracterización de diversos sistemas surfactantes (surfactantes propiamente dichos, microemulsiones y nanoemulsiones) obtenidos de diversas compañías químicas. Por último, se evaluó la potencialidad de los sistemas surfactantes en un ensayo de recuperación de petroleo dentro de un medio poroso representativo de la zona de estudio.

 

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Figura 3 - Metodología desarrollada para selección de sistema surfactante.

 

Caracterización de la roca reservorio

 

• Estudio mineralógico por difracción de Rayos X: roca total y fracción arcillas

 

Las muestras fueron acondicionadas mediante lavado a reflujo con Soxhlet, utilizando como solvente una mezcla de diclorometano/metanol 9/1. El procedimiento se realizó hasta no observar coloración de solvente.

La difracción de rayos X se realizó en un equipo Bruker D8 Advance. El barrido se hizo a 40kV y 40mA entre 5 y 70°2θ con un paso de 0,02°2θ y un tiempo de 0,5seg/paso. La identificación de las fases cristalinas se realizó con el programa X'Pert HighScore y la base de datos PDF-4+ de la International Centre for Diffraction Data (ICDD). La cuantificación de las fases (ej: cuarzo, calcita, feldespato) se llevó a cabo utilizando el programa TOPAS de refinamiento estructural, aplicando el método de Rietveld (Rietveld, 1969).

 

Roca total

 

Las muestras fueron analizadas mediante difracción de rayos-X por el procedimiento de polvos. Estos polvos se obtuvieron mediante molienda húmeda con etanol en un molino de bolas de mesada marca Restch MM400. La cantidad de muestra utilizada para la determinación de roca total fue de aproximadamente 1,5 g.

 

Fracción menor a 2 μm - Arcillas

 

Las muestras fueron disgregadas y tratadas con solución buffer de acetato de sodio y agua oxigenada para eliminar carbonatos y materia orgánica, respectivamente (Moore y Reynolds, 1997). Luego se pusieron en contacto con una solución de cloruro de calcio para intercambiar los cationes presentes en las arcillas por iones Ca+2. Finalmente, para separar la fracción menor a 2 μm, se dispersó en agua con ayuda del agregado de un surfactante y sonicación y, por último, se separó por centrifugación.

La solución obtenida se volcó sobre vidrio portaobjeto y se dejó secar a temperatura ambiente para la obtención del agregado orientado secado al aire. La misma muestra fue sometida a una atmósfera de etilenglicol a 55°C para obtener el agregado orientado glicolado.

 

• Estudio Petrofísico

 

La porosidad total fue determinada en las muestras “as received” empleando la metodología Y-TEC. La misma consiste en determinar el volumen bulk por picnometría con mercurio, luego el volumen de grano “as received” con un Porosímetro de Helio para cálculo del Gas Filled Porosity (GFP) y el resto de los fluidos usando la técnica de RMN con el equipo de Oxford Geospec 2.53 de baja frecuencia (2MHz).

 

• Estudio Geoquímico

 

Los datos geoquímicos (COT, IH, Tmax, etc.) se obtuvieron por pirólisis en el Equipo RockEval 6

 

 

Caracterización de petróleo

 

Se seleccionaron muestras de petróleo libres de productos químicos (inhibidores de parafina y/o asfaltenos, inhibidores de corrosión, etc.) a fin de tener muestras representativas del fluido del pozo. Previo a la caracterización, las muestras se acondicionaron separando el agua libre y en emulsión presentes en ellas. Una vez acondicionadas, todas las muestras se mezclaron en una única muestra “genérica” la cual se denominó “Mix Oil”. A esta muestra de petróleo genérica se le realizó la caracterización de densidad, viscosidad, TAN (Total Acid Number), WAT (Wax Appearence Temperature), Pour Point, análisis SARA y peso molecular medio.

 

Evaluación de sistemas surfactantes

 

Se evaluaron 6 productos químicos de tipo surfactantes con propiedades acordes a las condiciones fisicoquímicas del reservorio (temperatura y salinidad) y mineralogía de la roca reservorio. En la Figura 4 se detallan los productos utilizados.

 

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Figura 4 - Productos químicos analizados.

 

Ensayo de estabilidad térmica

 

Este ensayo se realizó con el propósito de evaluar la estabilidad de los surfactantes a condiciones de temperatura y salinidad. Para cada uno de los surfactantes se prepararon soluciones acuosas, a 2 gpt (gallons per thousands) de concentración, utilizando aguas sintéticas de símil composición al agua de Flow Back y al agua de fractura (Figura 5). Las soluciones se envejecieron en estufa durante treinta días a temperatura de reservorio (100 °C). Durante el proceso de evaluación, se observó el aspecto de las soluciones poniendo énfasis en la homogeneidad, turbidez, separación de fases, presencia de precipitado, etc.

 

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Figura 5 -  Composición iónica de aguas: Flow Back y Fractura.

 

Evaluación de compatibilidad con aditivos de fractura

 

Con el objetivo de evaluar la compatibilidad entre el surfactante y los aditivos utilizados típicamente en el fluido de fractura, se realizaron ensayos de estabilidad térmica de soluciones acuosas de surfactantes (2 gpt de concentración) en presencia de distintas concentraciones de biocida, reductor de fricción y ruptor de PHPA (partially hydrolazed polyacrylamide). En la Figura 6 se muestra la composición de cada una de las muestras evaluadas (distintas etapas de la fractura).

 

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Figura 6 - Composición del fluido de fractura.

 

La evaluación de compatibilidad se realizó durante dos semanas a 100°C. Durante todo este periodo de tiempo, se realizaron inspecciones visuales con el fin de observar la calidad de las muestras (homogeneidad, turbidez, separación de fases, presencia de precipitados, etc.). A su vez, previo y post ensayo, se realizaron medidas de tensión superficial, a temperatura ambiente, de todas las muestras. Como criterio de compatibilidad se estableció que la tensión superficial de las soluciones acuosas (2 gpt de surfactante + aditivos), posterior al ensayo, no debían tener un desvío ± del 10% respecto de su valor de referencia (tensión superficial de solución acuosa de surfactante en ausencia de aditivos) y, además, que no presentasen precipitados a temperatura de reservorio.

 

Evaluación de tensión interfacial (IFT) y ángulo de contacto

 

Las evaluaciones de tensión interfacial y ángulo de contacto se realizaron solamente con aquellos surfactantes que pasaron las pruebas de estabilidad térmica y compatibilidad con los aditivos de fractura.

Las medidas de tensión interfacial se llevaron a cabo utilizando tensiómetros ópticos de gota colgante “Pendant Drop” (One attension modelo Theta) y de gota giratorio “Spinning Drop” (Kruss modelo SITE 100) a fin de asegurarse de que los valores obtenidos, para los distintos surfactantes, estén dentro del rango de fiabilidad del equipo. Para cada uno de los surfactantes se prepararon soluciones acuosas, en un rango de concentración de 0,02% - 0,2%, utilizando agua símil de fractura sin aditivos. Todas las medias de tensión interfacial petróleo/surfactante se realizaron a 30 °C. Como referencia se tomó el valor de tensión interfacial del sistema agua de fractura sin aditivo/petróleo, siendo de 25 mN/m a 30 °C.

Las evaluaciones de ángulo de contacto se realizaron con el propósito de evaluar el efecto de mojabilidad de los surfactantes sobre la roca reservorio. Para tal fin, se implementó la metodología de “gota colocada” haciendo uso de un tensiómetro óptico One Attension modelo Theta. Las medidas consistieron en depositar una gota de fluido, de un determinado volumen, sobre la superficie de un chip de roca reservorio. El ángulo de contacto es el ángulo formado entre el sólido y la tangente a la superficie de la gota. Dicho ángulo es determinado por el software del equipo a partir del análisis del perfil de la gota. Previo a realizar las medidas, las muestras de roca a ensayar (chips) se dejaron inmersas en crudo durante 30 días (Figura 7). Se realizaron medidas de ángulo de contacto, a temperatura de 25 °C, para los sistemas agua de fractura sin aditivo/roca, petróleo/roca y surfactante/roca.

 

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Figura 7 - Chip de roca reservorio 6-17-22 impregnada con petroleo

 

Ensayo de imbibición en celdas tipo Amott modificado

 

Las pruebas de imbibición, a temperatura de reservorio, se realizaron con aquellos surfactantes que presentaron la mejor performance en las pruebas de caracterización. Respecto al medio poroso, se utilizaron 3 grupos de roca (conformados por 2 plugs c/u y trozos de roca) seleccionados acorde a las características geoquímicas (COT).

En primera instancia, las muestras de roca fueron saturadas con el petróleo “Mix Oil” previamente acondicionado, mediante vacío y posterior aplicación de presión (1000/2000 psi). La saturación se corroboró por gravimetría y en el caso de los plugs se verificó por técnicas de resonancia magnética nuclear (RMN 2MHz). Las rocas saturadas se colocaron en la celda de imbibición de acuerdo con el esquema presentado en la Figura 8.

Posteriormente, el sistema surfactante se inyectó en la celda a una presión que evite la evaporación de los fluidos y se calentó hasta alcanzar la temperatura de reservorio, 100°C. Los ensayos de imbibición duraron entre 12 y 20 días, tomando muestras a distintos intervalos de tiempo.

 

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Figura 8 - Esquema del dispositivo experimental utilizado en el laboratorio

 

 

RESULTADOS EXPERIMENTALES

 

Caracterización de la roca reservorio

 

• Estudio Mineralógico

 

En la Figura 9 se visualizan los resultados porcentuales para cada especie mineralógica obtenidos a partir del estudio de difracción de rayos X (Roca total y Fracción arcilla).

 

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Figura 9 - Resultados del análisis mineralógico por DRX Roca Total y Fracción Arcillas.

 

Se recalcularon al 100% los porcentajes de minerales de arcillas, cuarzo+feldespatos y calcita+dolomita obtenidos a partir del estudio de DRX (roca total) para obtener la clasificación composicional de las muestras según el diagrama ternario de Gamero-Díaz et al. (2012) Figura 10. Seis de las muestras (6-14-10, 6-12-9, 6-11-8, 6-7-5, 6-4-3 y 6-1-1) se localizan en el campo de las fangolitas silíceas mixtas (mixed siliceous mudstones), las muestras 6-10-7 y 6-6-4 se corresponden con el campo de las fangolitas carbonáticas ricas en sílice (silica-rich carbonate mudstones), las muestras 6-17-22 y 6-8-6 se localizan en el campo de las fangolitas silíceas carbonáticas (carbonate/siliceous mudstones) y la muestra 6-15-11 se corresponde con el campo de las fangolitas mixtas (mixed mudstones).

 

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Figura 10 -Diagrama ternario composicional obtenido a partir de DRX (Gamero-Díaz et al, 2012).

 

• Estudio Petrofísico

 

Los resultados presentados en la Figura 11 arrojan valores de porosidad total acordes a lo esperado para el target seleccionado de Vaca Muerta, ventana black oil.

 

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Figura 11 - Datos petrofísicos de las muestras analizadas.

 

• Estudio Geoquímico

 

En la Figura 12  se presentan los resultados de pirólisis del RockEval 6. Los valores de Tmax e IH indican que las muestras se encuentran en ventana de oil temprano (Brisson et al. 2020)

 

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Figura 12 - Datos geoquímicos de las muestras analizadas.

 

• Caracterización del Petróleo

 

En la Figura 13 se presentan los resultados de la caracterización del petróleo Mix Oil.

 

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Figura 13 - Principales propiedades del Mix Oil.

 

Caracterización y selección de sistemas surfactantes

 

En la Figura 14 se muestran los resultados obtenidos del ensayo de estabilidad térmica. Se puede observar que el producto D no es estable a la condición de temperatura del reservorio (100 °C) independientemente de la salinidad del medio. Respecto a los productos B y F, se puede deducir que la estabilidad está influenciada por la salinidad del medio ya que, a temperatura de reservorio, en un agua de baja salinidad (agua de fractura) son estables mientras que en el agua salada (flow back) no lo son. A partir de estos resultados se descartó los productos B, D y F para las siguientes evaluaciones.

 

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Figura 14 - Resultados de estabilidad térmica @ temperatura de reservorio (100°C).

 

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Figura 15 - Aspecto visual de las soluciones surfactante en agua de inyección

 

En la Figura 16 se presentan los resultados obtenidos en el ensayo de compatibilidad para los 3 sistemas surfactantes seleccionados (A, C y E) con los distintos aditivos que componen el fluido de fractura en cada etapa de esta. A partir del criterio adoptado (variación no mayor a ± 10% de la tensión superficial de la muestra), todos los productos surfactantes pasaron de manera exitosa el test de compatibilidad.

 

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Figura 16 - Resultados de estudio compatibilidad sistemas surfactantes con aditivos de fractura.

 

En la Figura 17 se reportan los valores de tensión interfacial, a 30 °C y concentración igual a la concentración micro crítica (CµC), para los surfactantes A, C y E. La concentración micro critica (CµC) se define como la mínima concentración de surfactante a partir de la cual la tensión interfacial del sistema se hace independiente de la concentración. Los valores de concentración micro crítica (CµC) se tomaron como el valor “óptimo” de dosificación de surfactante.

 

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Figura 17 - Tabla indicando la CµC e IFT obtenidas de cada producto.

 

En la Figura 18 se reportan los valores de ángulo de contacto de los sistemas agua de inyección /roca/aire y petróleo/roca/aire para las distintas muestras de roca reservorio. Al comparar, para cada muestra de roca, los ángulos de contacto obtenidos, se observó que el petroleo presentaba ángulos de contacto menores lo cual puso en evidencia que todas las muestras de roca del nivel estudiado eran preferencialmente mojables al petróleo, es decir que presentan un mayor carácter oleo humectable (Oil wet)

 

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Figura 18 - Resultado de medición ángulos de contacto sobre distintas rocas del mismo nivel estudiado.

 

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Figura 19 - Imagen de los sistemas trifásicos roca 6-17-22/fluido/aire

 

En la Figura 20 se reportan los valores de ángulo de contacto obtenidos para el sistema roca/surfactante/aire para las distintas muestras de roca a concentración fija de surfactante de 1,5 gpt. Con fines comparativo, en la misma gráfica, se incluyen los ángulos de contacto obtenidos para el petroleo y agua de inyección para las correspondientes muestras de roca.

 

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Figura 20 - Resultados de ángulo de contacto para los distintos productos químicos.

 

En la figura 20 se puede observar que, para cada una de las muestras de roca, el producto E es el que presenta el menor y más cercano ángulo de contacto al del petroleo. Es decir que dicho producto es el de mayor carácter lipofílico y por ende, más afín a las superficies oleo humectables. En la Figura 21 se muestra el ángulo de contacto de todos los fluidos evaluados (agua, petroleo, surfactantes) sobre la muestra de roca 6-17-22.

 

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Figura 21 - Angulo de contacto de fluidos sobre substrato solido 6-17-22

 

En la Figura 22 se muestra un resumen de los resultados obtenidos en la caracterización de los surfactantes. A, C y E. Particularmente, el producto C es un tipo de surfactante que habitualmente se utiliza en las operaciones de fractura en reservorios no convencionales (Alvarez et al 2017).

 

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Figura 22 - Tabla resumen de resultados productos químicos evaluados.

 

Ensayo de Imbibición en celdas tipo Amott modificadas

 

En la Figura 23 se detallan los 3 grupos de roca (A1, A2 y B) que se utilizaron para los ensayos de imbibición. Estos grupos estaban conformados por plugs y trozos de corona del mismo nivel. La selección de muestras, para cada grupo, se realizó considerando el valor de COT promedio del nivel estudiado (5%), indistintamente de su composición litológica, dado que todas las muestras presentaron mojabilidad preferencial al petróleo (oil-wet).

 

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Figura 23 - Características mineralógicas y geoquímicas de los plugs que integraron cada grupo de roca utilizados para ensayo de imbibición.

 

En la Figura 24 se presentan las características gravimétricas, geométricas y volumen de petróleo saturado para cada grupo de muestras de roca seleccionadas.

 

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Figura 24 - Características de los grupos de roca utilizados en ensayo de imbibición.

 

En la Figura 25 se presentan los resultados obtenidos en los ensayos de Imbibición a 100 °C, donde el volumen de petróleo producido (Np) se reporta en centímetros cúbicos (cc)

 

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Figura 25 - Resultados de las 3 pruebas de imbibición @ 100°C.

 

En la Figura 26 se muestran los resultados crudos de la recuperación de petróleo (Np lab) considerando el petróleo original in situ (POIS) al petróleo que ingresó en las muestras por saturación con vacío y presión.

Considerando que los grupos de roca empleados en la prueba de imbibición presentaba diferentes superficies específicas, las recuperaciones de petróleo se normalizaron aplicando dos métodos:

 

• Método Np1: producción de petróleo (Np) / superficie específica de la roca (SSA)
• Método Np2: producción de petróleo (Np) / superficie específica del grupo de rocas B (SSAB).

 

En el método Np2 se tomó como referencia el grupo de roca B ya que en dicho grupo se utilizó el Surfactante C (utilizado actualmente en la fractura). Analizando los resultados normalizados de producción de petróleo

 

(Método 1) el producto A produce un 140% más, mientras que el producto E sólo un 30% más, respecto a la producción obtenida con el producto C (actualmente en uso).

 

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Figura 26 - Resultados de los ensayos de imbibición.

 

CONCLUSIONES y RECOMENDACIONES

 

Los parámetros petrofísicos determinados permitieron demostrar el alto potencial de la roca reservorio en este nivel y ubicación geográfica del Play. Los valores COT para las fangolitas promedian el 5,1 % de con un máximo de 8%, mientras que las porosidades comprenden un rango de 8,5 - 12%.

 El amplio espectro composicional mineralógico de los plugs analizados, evidencia el carácter heterogéneo de las rocas que componen este target. Queda representada de esta manera, la variabilidad de propiedades estáticas en las muestras sometidas a ensayos de imbibición, confiriéndole a los mismos un alto grado de representatividad del nivel.

El producto químico “A” se comportó de manera robusta a las condiciones de temperatura (100°C) y salinidad (TDS 96.000 ppm) del reservorio. A su vez se pudo evidenciar su potencialidad en cuanto a la alteración de humectabilidad, disminución de tensión interfacial petróleo-agua e incremento en el factor de recuperación durante el ensayo de imbibición a temperatura de reservorio.

 El desarrollo de una metodología de evaluación robusta y la integración de los resultados obtenidos a partir de ésta, permitieron identificar el producto con perfomance óptima para un proceso de mejora de recuperación de petróleo en el nivel seleccionado del Play Vaca Muerta.

 Para un proceso EOR en un reservorio no convencional, se recomienda utilizar el surfactante “A” a una concentración de 2 gpt para asegurar, al menos, una concentración efectiva de 1,5 gpt en el reservorio.

 

REFERENCIAS

 

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