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Análisis para determinar el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación napo de la cuenca oriente del ecuador

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(1)

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA

CARRERA DE INGENIERIA EN PETRÓLEOS

ANÁLISIS PARA DETERMINAR EL USO DE MODIFICADORES

DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN LA FORMACIÓN NAPO DE

LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR.

TRABAJO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS.

OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR

DIRECTOR: ING. CARLOS JÁCOME

(2)
(3)

DECLARACIÓN

Yo OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR, declaro que el trabajo aquí descrito es de mí autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

________________________

Oscar Alejandro Banda Salazar

(4)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis para determinar el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador”, que, para aspirar al título de Ingeniero en

Petróleos fue desarrollado por Oscar Alejandro Banda Salazar, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple

con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación

artículos 18 y 25.

______________________________

DIRECTOR DEL TRABAJO

Ing. Carlos Jácome

(5)
(6)

DEDICATORIA

En especial a Dios, el compañero inseparable en todos los momentos de mi

vida y el protector incondicional de todos mis actos y pensamientos.

A mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica Salazar, mi apoyo y fuerza para

seguir adelante en mi profesión y la culminación exitosa de mi carrera

estudiantil.

A mi hermano, David Banda, mi orgullo y soporte en los momentos difíciles.

A mis tías, tíos, abuelos, primos y familia en general, ya que gracias a ellos me

forme con principios, educación y cultura.

A mi novia, Clara Lachmann, por los momentos difíciles junto a mí y la

comprensión durante mi etapa universitaria.

A mis maestros, formadores de mis destrezas y capacidades profesionales.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por los conocimientos brindados en

(7)

AGRADECIMIENTO

Un agradecimiento especial a mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica

Salazar, por el apoyo brindado en todas las etapas de mi vida. Gracias por estar

presentes en los buenos y malos momentos y por su cariño incondicional.

A mi hermano David Banda por su paciencia y cariño en todos los períodos de

nuestra vida juntos.

A Halliburton Latín América S.A, por el apoyo en la realización de este proyecto

de titulación y por la flexibilidad en los horarios de trabajo.

A mi director de tesis Carlos Jácome, por el tiempo dedicado al presente

estudio.

A Walter Zuzart, guía fundamental en el desarrollo de este proyecto de

titulación.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por acogerme dentro de tan

prestigiosa institución y por la ayuda en mi formación profesional.

A mis maestros, por las horas de formación académica impartidas dentro y

fuera de las aulas de la universidad y por los conocimientos adquiridos.

A mis amigos, por todos esos momentos compartidos en la etapa universitaria y

(8)

i

ÍNDICE

RESUMEN xiii

ABSTRACT xv

CAPÍTULO I 1

1.1 INTRODUCIÓN 1

1.2 OBJETIVO GENERAL 3

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3

1.4 JUSTIFICACIÓN 4

1.5 IDEA A DEFENDER 4

1.6 HIPÓTESIS 5

1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN 5

1.8 REVISIÓN DE LITERATURA. 5

1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO 6

CAPÍTULO II 7

2. MARCO TEÓRICO 7

2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR 7

2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE 10

2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA 16

(9)

ii

2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka) 17

2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl) 17

2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF) 18

2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF) 18

2.2.2 POROSIDAD 19

2.2.2.1 Según su origen 20

2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros 22

2.2.3 SATURACIÓN 24

2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata. 25

2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase 25

2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase. 26

2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias. 26

2.2.4 TORTUOCIDAD 27

2.2.5 COMPRESIBILIDAD 27

2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr) 29

2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp) 30

2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad. 31

2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS 31

(10)

iii

2.2.6.2 Región de Colapso de Poros. 32

2.2.6.3 Región Compactada. 32

2.2.7 HETEROGENEIDAD 33

2.2.8 MOJABILIDAD 34

2.2.8.1 Tipos de Superficie. 37

2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía. 37

2.2.9 CAPILARIDAD 38

CAPÍTULO III 39

3. MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM) 39

3.1 CONCEPTO 40

3.2 VENTAJAS 41

3.3 APLICACIONES 42

3.3.1 CONTROL DE AGUA 43

3.3.1.1 Inyección de Polímeros 43

3.3.2 CONTROL DE POZO 53

3.3.2.1 Pérdidas de Circulación. 53

3.3.2.2 Tratamientos Ácidos. 56

3.4 TRATAMIENTOS PARA EL CAMBIO DE HUMECTABILIDAD DE LA

(11)

iv

3.4.1 SOLVENTES MUTUALES 58

3.4.1.1 Humectación por Agua. 58

3.4.1.2 Prevención de Emulsiones. 58

3.4.1.3 Limpieza de Formaciones. 59

3.4.2 SURFACTANTES. 59

3.4.2.1 Surfactantes Anionicos 60

3.4.2.2 Surfactantes Cationicos. 61

3.4.2.3 Surfactantes Nonionicos. 61

3.4.2.4 Surfactantes Amphotericos 62

3.4.3 PROCESO DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES 62

3.4.3.1. Adsorción. 62

3.4.3.2. Precipitación y Retención 63

3.4.3.3. Fraccionamiento. 63

3.4.4.4 Efecto Cromatográfico. 63

CAPÍTULO IV 65

4. PRUEBAS DE LABORATORIO 65

4.1 PROCEDIMIENTO EN LABORATORIO 65

4.1.1 FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL (RRF) 68

(12)

v

4.3 ANALISIS DE NÚCLEOS 72

4.3.1 NÚCLEO CASO 1 72

4.3.1.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso 1) 72

4.3.1.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 1) 76

4.3.2 NÚCLEO CASO 2. 76

4.3.2.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso2). 77

4.3.2.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 2). 79

4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS. 80

4.5 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS 81

4.6 COSTO BENEFICIO DEL TRATAMIENTO 85

CAPÍTULO V 87

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 87

5.1 CONCLUSIONES. 87

5.2 RECOMENDACIÓNES 88

GLOSARIO DE TERMINOS 90

BIBLIOGRAFÍA 92

(13)

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1. Mapa Cuenca Oriente

Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico

Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos

Figura 2.4. Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”) Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente

Figura 2.6. Flujo de fluido a través de tubo capilar

Figura 2.7. Distribución de poros en la roca

Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca

Figura 2.9. Curva de variación de la Porosidad VS Esfuerzo

Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)

Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca

Figura 2.12. Tipos de mojabilidad con respecto a una superficie

Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso

Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa

Figura 3.3. Efecto de adsorción del polímero

Figura 3.4. Conificación de agua realizada en laboratorio

Figura 3.5. Conificación y Cresta

Figura 3.6. Conificación de agua

Figura 3.7 Canal de agua detrás del casing

Figura 3.8. Flujo canalizado detrás del casing

(14)

vii Figura3.9. Movimiento del contacto agua – petróleo

Figura 3.10. Empuje lateral y de fondo de agua en yacimientos

Figura 3.11. Circulación de fluido de completación en pozo con work over

Figura 3.12. Perdida de circulación y bombeo de fluido de control hacia el pozo

Figura 3.13. Posicionamiento del polímero y el ácido

Figura 3.14. Estructura de un surfactante

Figura 3.15. Surfactante Aniotico

Figura 3.16. Surfactante Cationico

Figura 3.17. Surfactante Nonionico

Figura 3.18. Surfactante Amphoterico

Figura 3.19. Cambio de mojabilidad de la roca mediante inyección de químicos

Figura 4.1. Equipos de laboratorio

Figura 4.2. Retorno de permeabilidad al petróleo

Figura 4.3. Retorno de permeabilidad al agua

Figura 4.4. Resumen de flujo (caso 1)

Figura 4.5. Resultados de flujo (caso 1)

Figura 4.6. Resumen de flujo (caso 2)

Figura 4.7. Producción del pozo antes y después del tratamiento

(15)

viii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1. Valores promedios de permeabilidad

Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad

Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad

Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones

Tabla 4.1. Etapas de inyección de fluidos

Tabla 4.2. Comparación de resultados de los casos de estudio

Tabla 4.3. Criterios de selección para la inyección de químicos

Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas de los campos del Ecuador

Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación)

Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación)

Tabla 4.5 Volumen mensual de reducción de agua e incremento del petróleo

Tabla 4.6 Costos beneficios del trabajo RPM

(16)

ix

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ec. de Permeabilidad

Ec. de Permeabilidad al Líquido

Ec. de Permeabilidad Efectiva al Petróleo Ec. de Permeabilidad Efectiva al Agua Ec. de Permeabilidad Efectiva al Gas Ec. de Permeabilidad Relativa al Petróleo Ec. de Permeabilidad Relativa al Agua Ec. de Permeabilidad Relativa al Gas Ec. Porosidad

Ec. Dolomitización Ec. Porosidad Total

Ec. Saturación medio poroso

Ec. Saturación

Ec. en Formaciones limpias

Ec. Factor de Resistencia de la Formación Ec. de Tortuocidad

Ec. Compresibilidad

Ec. Compresibilidad de la matriz de la roca Ec. Compresibilidad de los poros

Ec. Compresibilidad en función de la porosidad

(17)

x Ec. Compresibilidad Total

Ec. Ángulo de contacto Ec. Presión capilar

Ec. Presión de contacto agua/petróleo Ec. Factor de Resistencia Residual

30

38

39

47

(18)

xi

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo I.

Permeabilidades y porosidades promedio de la cuenca oriente del

Ecuador

Anexo II

Programa de trabajo de químico controlador de agua

Anexo III

Tabla de contenido

Anexo IV.

Objetivo

Anexo V.

Estado mecánico del pozo X

Anexo VI.

Identificación del Problema

Anexo VII.

Problemas Relacionados al Yacimiento.

Anexo VIII.

Historia de Producción del Pozo X

Anexo VX.

Datos del Reservorio

(19)

xii

Perfiles Eléctricos del Pozo X

Anexo XI

Perfiles Eléctricos del Pozo X (II)

Anexo XII

Análisis mediante software Xero para el pozo X

Anexo XIII

Argumentos

Anexo XIV

Saturación de Petróleo

Anexo XV

Gráfica Presión VS Tiempo

(20)

xiii

RESUMEN

La inyección de modificadores de permeabilidad relativa ha desarrollado una

gran importancia dentro de la industria petrolera, ya que es empleada como

técnica de recuperación secundaria, para reducir el corte de agua y aumentar la

producción de hidrocarburos.

Estos químicos ofrecen la opción de inyectar el tratamiento a la formación sin la

necesidad de aislar la zona productora de hidrocarburos, y dependen de la

litología de la formación, humectabilidad de la roca, permeabilidad, composición

del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero,

porosidad y de las condiciones de aplicación del mismo.

Es por esto que un estudio de la confiabilidad y selección de estos polímeros a

nivel de laboratorio, proporciona una ventajosa herramienta con el fin de

optimizar la implementación de esta tecnología, y de esta manera, elegir

correctamente los fluidos a inyectar antes de utilizar los modificadores de

permeabilidad relativa.

El presente trabajo se realizo de acuerdo a problemas reales de control de

agua, al realizar la inyección de RPM´s en la formación Napo del oriente

ecuatoriano y no obtener el efecto deseado después de evaluar su recuperación

de petróleo.

En el primer capítulo se realizó una introducción del problema de investigación,

también se describió la metodología que se uso en el proyecto, los objetivos,

hipótesis, justificación, idea a defender, entre otros.

En el segundo capítulo se describió la cueca oriente del Ecuador, su ubicación,

litología y geología. También se resumió las propiedades petrofísicas de la roca,

(21)

xiv

En el tercer capítulo se presentó las características principales de los RPM’s,

sus aplicaciones y los procedimientos para el cambio de humectabilidad de la

roca. Además se tabuló información de las propiedades petrofísicas de ciertos

campos del oriente ecuatoriano.

En el cuarto capítulo se analizó las pruebas de laboratorio generadas para el

estudio de este proyecto, y se comparó los resultados obtenidos de los 2 casos

a investigar, mediante graficas y el Factor de Resistencia Residual.

En el quinto capítulo se desarrollan las conclusiones y recomendación del

(22)

xv

ABSTRACT

The modifier injection of relative permeability has developed a great importance

within the oil industry, since it is used like technique of secondary recovery, to

reduce the water cut and to increase the production of hydrocarbons.

These chemicals offer the option to inject the treatment to the formation without

the necessity to isolate the producing zone of hydrocarbons, and depend on the

lithology of the formation, wettability of the rock, permeability, composition of the

treatment, compatibility of the fluids of formation with polymer, porosity and of

the conditions of application of the same.

It is by that a study of the reliability and selection of these polymers at laboratory

level provides an advantageous tool with the purpose of to optimize the

implementation of this technology, and this way, to choose the fluids correctly to

inject before using the RPM.

The present work I am realised according to real problems of water control,

when realising the injection of RPM´s in the Napo formation of the ecuadorian

east and not obtaining the effect wished after evaluating its petroleum recovery.

In the first chapter an introduction of the investigation problem was realised, also

described the methodology that use in the project, the objectives, hypothesis,

justification, idea to defend, and others.

In the second chapter was described cuenca oriente of Ecuador, its location,

lithology and geology. Also summarized petrophysics properties of the rock, its

equations and graphs, were used that us for the sustentation as the analysis.

In the third chapter was presented the basic characteristics of the RPM's, its

applications and the procedures for the change of wettability of the rock. In

addition it added information to the petrophysics properties of certain fields of

(23)

xvi

In the fourth chapter the analyzed of laboratory tests generated for the study of

this project, and the compared the results between of the 2 cases to investigate,

by means of graphic and the Factor of Residual Stenght.

In the fifth chapter are developed the conclusions and recommendation of the

(24)
(25)

1

CAPÍTULO I

1.1 INTRODUCIÓN

Para concretar el proyecto “Análisis para determinar el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador”

se ejecutara un estudio teórico científico de las propiedades y datos existentes

de la formación Napo y sus respectivas pruebas de laboratorio dentro de las

zonas a analizar. Por lo tanto el propósito de la investigación será comparar y

estudiar los núcleos de dichas zonas estableciendo las diferentes reacciones

de trabajo producidas.

Con el origen de la industria del petróleo han aparecido gran cantidad de

problemas asociados a la producción de agua en casi todo el mundo, como son

los costos asociados a la separación y tratamiento para la disposición del agua

por normas ambientales, la obstrucción al flujo de petróleo en el yacimiento por

problemas de conificación y aumento en su capacidad de flujo, problemas

asociados a corrosión. Estos problemas han llevado a la implementación de

mecanismos de control de la producción de agua con el fin de hacer más

rentable la producción de un campo.

Controlar la producción de agua es un objetivo primordial en la industria del

petróleo; producir 1 barril de agua requiere mucha más energía que producir el

mismo volumen de petróleo, por lo tanto, cada barril de agua producida

representa una cantidad equivalente de petróleo no producido, y es por eso

que esta producción debe ser controlada. El control de fluidos indeseados

(26)

2

a yacimientos y pozos para reducir la producción indeseada de gas o agua,

incrementando la eficiencia de recobro y cumpliendo con los objetivos

ambientales propuestos por la gerencia del proyecto. Aunque la

implementación de esta tecnología no implica un incremento en la producción,

estos procesos también pueden mejorar la rentabilidad de la empresa

operadora como resultado de los siguientes beneficios:

Larga vida productiva del pozo.

Disminución de los costos por reducción del corte de agua.

Minimización de los riegos ambientales.

Minimización de la cantidad de agua para los tratamientos de disposición final.

Reducción de los costos de mantenimiento de los pozos.

Levantamiento artificial más rentable.

Prevenir la aparición o incremento de la producción de agua.

Se realizará un estudio para describir el uso de los RPM dentro de la formación

(27)

3

muchos proyectos de control de la producción de agua cuyo uso se basa en los tratamientos con RPM podrán mejorar sus resultados operacionales mediante la introducción de este estudio de laboratorio para la verificación del funcionamiento de los mismos.

Mediante la realización de distintos tipos de pruebas con este tipo de tratamientos, se obtendrán mejores acercamientos a la evaluación de la efectividad de esta tecnología en medios porosos, con esto se alcanzarán valiosas conclusiones que permitirán orientar el estudio hacia la solución del problema a tratar, tanto de la formación relacionada con los químicos utilizados como de las condiciones de trabajo.

1.2 OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis para establecer los motivos por los cuales los RPM no

reaccionaron en ciertas áreas de la formación Napo en el oriente ecuatoriano y

con esto generar una respuesta a los problemas entre estos compuestos y la

formación.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Realizar un estudio de núcleos de la formación involucrada, donde no

se obtuvo el objetivo deseado.

2. Describir el uso de los RPM en la formación Napo.

3. Establecer una metodología de laboratorio para la evaluación de

(28)

4

4. Analizar los núcleos de ciertas zonas saturándolas con fluidos RPM

y evaluar su comportamiento.

5. Identificar las causas que afectarían el uso de los modificadores de

permeabilidad relativa en la formación Napo.

1.4 JUSTIFICACIÓN

Los polímeros RPM están diseñados para modificar la permeabilidad relativa al

agua, que tiene como consecuencia la reducción de la producción de agua,

cuando tenemos una roca hidrófila sin afectar la producción de aceite o gas.

Sin embargo, el éxito de estos tratamientos RPM está ligado a la adsorción de

una capa de polímero de carácter hidrofílico por la pared del poro y la cual

depende a su vez de las condiciones de aplicación, litología, humectabilidad,

composición del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el

polímero y de la permeabilidad y tamaño de poro de la roca.

Existen formaciones en las cuales este tipo de tratamientos no dió resultado,

debido a que la formación no es mojada por agua, en este caso el presente

estudio muestra metodología para tratamiento especial, y un análisis de las

razones por las cuales no surgió efecto este tratamiento. Generar así las

respuestas necesarias para justificar el trabajo al cliente y desarrollar un

historial de las características del área donde se realizaron las inyecciones de

RPM, para tenerlas en cuenta en posteriores trabajos.

1.5 IDEA A DEFENDER

Establecimiento de un análisis teórico científico probado en laboratorio para la

(29)

5

propiedades petrofísicas de ciertas zonas de la formación Napo de la cuenca

oriente del Ecuador, creando parámetros y respuestas a los problemas entre

estos compuestos químicos y la formación.

1.6 HIPÓTESIS

Los RPM ayudan a reducir la producción de agua en la formación sin afectar la

producción de hidrocarburos. Estos polímeros no presentaron el efecto

deseado en ciertas áreas de la formación Napo del oriente ecuatoriano.

Se comprobará con este análisis las diferentes razones por las cuales no se

desarrollo el efecto positivo deseado, utilizando reportes, datos y núcleos de

trabajos realizados y extraídos de la zona de interés.

1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN

Se realiza este análisis escogiendo el método científico, con base a

investigaciones exploratorias y descriptivas. El proyecto se basará en

investigaciones de campo, laboratorio e información textual realizadas con

análisis de las propiedades petrofísicas de las formaciones involucradas, y los

RPM de manera que este trabajo tiene una base documental. Con estos

métodos se puede generar un análisis y comparaciones entre varias muestras

de la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador y así llegar a los

objetivos deseados.

1.8 REVISIÓN DE LITERATURA.

Revisión de datos, documentos, reportes y archivos existentes de la zona

(30)

6

Documentos en la red, manuales y libros afines al estudio.

1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO

Extracción de muestras de la formación y simulación a las características

del yacimiento del trabajo realizado en el área de acuerdo a

(31)
(32)

7

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

En este capítulo se revisa la sustentación teórica que el estudio lo requiere.

Esta organizado por temas que aportarán en la línea investigativa del

proyecto.

2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR

La Cuenca Oriente, localizada al este de los Andes ecuatorianos, forma parte

del sistema actual sub andino de cuenca, se extiende desde Colombia hasta

Argentina y se puede apreciar en la Figura. 2.1. Las actividades de exploración

petrolera en la cuenca oriente, especialmente durante los últimos años, han

proporcionado extensa información geológica y geofísica, la misma que permite

redefinir los sistemas depositacionales y la evolución geodinámica de la cuenca.

Clásicamente, la estratigrafía del relleno cretácico ha sido subdividida en 3

partes:

Hollín, Napo y la arenisca Basal de la formación Tena. La nomenclatura usada

para sus miembros y unidades es aquella establecida por Texaco en los años

60; sin embargo, esta nomenclatura es compleja y puramente descriptiva. La

Formación Hollín ha sido subdividida en dos miembros: Hollín principal y Hollín

superior. Por otro lado, la formación Napo ha sido especialmente subdividida en

tres diferentes miembros: Napo inferior, Napo medio y Napo superior. Se

propone una nueva subdivisión, resultado de la reagrupación de estas

unidades, asignando la categoría de grupo a la formación Napo y dividiendo la

(33)

8

superior. Sin embargo, la mayoría de estudios han basado las relaciones

estratigráficas en datos netamente paleontológicos, aislando a la formación

Hollín y al miembro arenisca Basal Tena como secciones diferentes.

Las características de la cuenca oriente se basan principalmente en una

integración a través de las descripciones e interpretaciones sedimentológicas

de testigos de perforación de la mayoría de pozos exploratorios y de

afloramientos de la zona sub andina. Además, con los análisis de las

respectivas radiografías de pozos, correlaciones e interpretaciones de varias

secciones sísmicas regionales a través de la cuenca, se dieron a conocer sus

topes y bases, estratos y propiedades.

(34)

9

La sección cretácica de las formaciones, Hollín, Napo y Basal Tena en la

cuenca oriente ecuatoriana exhibe características bien definidas dentro de un

modo de estratigrafía secuencial. Sus miembros elásticos documentan las

variaciones estáticas ocurridas a escala global durante el período comprendido

entre el Aptiano y el Maastrichtiano, reflejando drásticos cambios

paleogeográficos, variaciones laterales de facies y fluctuaciones de la línea de

costa de hasta 200 km dentro de la plataforma marina somera oriente. Cada

secuencia depositacional incluye un límite erosivo a la base, que corresponde a

la incisión de valles fluviales durante la correspondiente caída del nivel del mar.

El relleno de estos valles durante el inicio de la transgresión está caracterizado

por sistemas fluviales y estuarinos, seguidos por la depositación del sistema

transgresivo principal y del prisma de alto nivel correspondiente a una

sedimentación marina somera. La mayoría de los ciclos sugiere típicamente una

transición de facies de este a oeste, de ambientes fluviales continentales y de

estuario a plataforma marina somera.

Así se pueden diferenciar cinco secuencias depositacionales: los ciclos

sedimentarios: Aptiano Superior-Albiano Superior, Albiano

Superior-Cenomaniano Inferior, Superior-Cenomaniano Inferior-Turoniano Inferior,

Turoniano-Santoniano y Carnpaniano-Maastritchtiano. Dentro de un marco de estratigrafía

secuencial, la variación relativa del nivel del mar a escala global, controló el

espacio de acomodación disponible y es el mecanismo que ejerció un control

regional sobre la distribución de los sedimentos, especialmente en los tres

primeros ciclos del margen cratónico continental preandino oriente. Sin

embargo el inicio de la compresión andina ejerció un control fundamental en la

sedimentación y en el espacio disponible para la acomodación de los

sedimentos a partir del Turoniano y durante los dos últimos ciclos

depositacionales, restringiendo estos ciclos al este de la cuenca oriente y

(35)

10 2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE

La sección sedimentaria Hollín - Napo - Basal Tena exhibe características bien

definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial. Dichas formaciones

testifican variaciones bruscas de la línea de costa en la plataforma

marina-somera de la cuenca oriente en el Cretácico, y muestran cambios verticales y

laterales de facies a lo largo de la cuenca que interrumpen la imperante

sedimentación marina de baja energía. Dentro de un modelo de estratigrafía

secuencial, variaciones relativas del nivel del mar controlan el espacio

disponible para la acomodación de sedimentos y por lo tanto ejercen un control

regional sobre la distribución de facies sedimentarias en la cuenca. La

progradación de facies sedimentarias elásticas fluviales y de playa sobre facies

de plataforma marina-somera causada por las caídas del nivel del mar son

ejemplos claros de regresiones forzadas. Las regresiones forzadas se

caracterizan por:

La ocurrencia abrupta de depósitos clásticos de playa o sistemas

deltaicos de tipo estuarinos/fluviales sobre facies marinas más dístales.

La erosión profunda asociada a incisión de valles.

La presencia de límites de secuencias erosivos y discordantes en áreas

donde se concentró el "by-pass" sedimentario y concordantes en las

zonas más distales de plataforma.

En el período del Albiano al Maastrichtiuno, se reconocen múltiples ciclos

eustáticos. La mega secuencia Hollín - Napo - Basal Tena, caracterizada por

una serie repetitiva de areniscas, calizas y lutitas, registra dicha ciclicidad

asociada posiblemente a las fluctuaciones del nivel eustático ocurridas durante

el Cretácico. La Figura 2.2 ilustra los diferentes miembros de la mega secuencia

(36)

11

correspondientes a las areniscas de Hollín Principal. T, U, M2, M1 y Basal

Tena.

Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico. (Patrice Bady, 2004)

Lo

w

er

Up

p

(37)

12

La correlación de las caídas del nivel de base con la progradación de cuerpos

arenosos a través de la Cuenca Oriente es evidente, y es soportada por el

cuadro biostratigráfico, definido para cada uno de los miembros de la formación

Napo. La base de cada intervalo elástico representa un ejemplo del cambio

lateral de facies hacia el oeste y se lo define como un límite de secuencia de un

ciclo sedimentario. Este ciclo sedimentario ideal Figura 2.3, que registra la

variación completa del nivel de base, es reconocido en cada una de las secuencias de la serie sedimentaria Hollín – Napo – Basal Tena como se indica

en la Figura 2.4, y que a continuación se describe. A la base comienza con

depósitos fluviátiles de arenas canalizadas erosivas, transportadas desde una

fuente localizada al sur - este de la cuenca. Este sistema fluviátil fue depositado

dentro de valles incisos con influencia estuarina como resultado del inicio de la

subida del nivel de base (LST).

Una vez que se llenó el estuario, una sucesión de depósitos marinos someros

se derramaron sobre los márgenes de los valles incisos y reflejan en conjunto la

transgresión de facies marinas hacia el este de la cuenca (sistema transgresivo

o TST). Intercalaciones de areniscas de marea, lutitas espesas marinas -

someras y calizas finas definen el máximo de inundación (MFS).

Estas pasan a depósitos de plataforma de calizas espesas con influencia

detrítica correspondiente al prisma de alto nivel (HST). Por otra parte en la

Figura 2.5 se muestra la columna estratigráfica de la cuenca oriente completa

(38)

13 Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos

(39)

14

Figura 2.4. 5 Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”)

(Patrice Bady, 2004)

(40)

15 Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente del Ecuador.

(41)

16 2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA

Propiedades de las rocas, son todas aquellas que les permiten ser

diferenciadas unas de otras y reconocer a su vez ciertas cualidades de las

mismas (composición, edad, formación) en resumen su génesis y

características.

2.2.1 PERMEABILIDAD

Es la capacidad de un medio poroso para permitir el flujo de fluidos a través de

él. La unidad que empleamos en la permeabilidad es el Darcy. Y el Darcy lo

definimos como: La permeabilidad de un medio poroso si a través de él fluye un

solo fluido de 1 cp de viscosidad, a un caudal de 1 cm3/s, a través de un área de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm, en la Figura 2.6 se puede apreciar este fenómeno. La ecuación 2.1 muestra su forma matemática.

(42)

17

[2.1]

Donde:

K: Permeabilidad (Darcys)

u: Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cP) L: Distancia que recorre el fluido

A: Sección transversal (cm2)h ΔP: Diferencia de presión (atm) q: Tasa de producción (cm3/s)

2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka)

Es la propiedad del medio poroso que permite el paso de un fluido, cuando éste

lo satura al 100%. Esta depende exclusivamente de las características físicas

de la estructura porosa. Puede tenerse Kg Ko y Kw que quiere decir,

permeabilidad al gas, aceite y al agua respectivamente.

2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl)

Es la permeabilidad de un medio poroso obtenida con el método de

Klinkenberg. Su ecuación matemática es:

[2.2]

Donde:

Kl: Permeabilidad al líquido

Kg: Permeabilidad al gas

M: Pendiente de la gráfica de 1/Pm Vs Kg

(43)

18 2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF)

Se define la permeabilidad efectiva a un fluido como la permeabilidad del medio

ha dicho fluido cuando su saturación es menor del 100%. Puede tenerse,

permeabilidad efectiva al aceite, al agua y al gas y sus ecuaciones matemáticas

son:

[2.3]

[2.4]

[2.5]

2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF)

Es la relación de la permeabilidad efectiva a tal fluido con la permeabilidad

absoluta o la permeabilidad al líquido del medio poroso. La permeabilidad

relativa depende de las características tanto del medio poroso como de los

fluidos que saturan el medio, así como el grado de saturación que está

presente.

Este tipo de permeabilidad se expresa en porcentaje (%) o fracción de la

permeabilidad absoluta o en otros casos, se presenta en función a la saturación

de algún fluido, por ejemplo el agua a ciertas condiciones conocidas y sus

ecuaciones matemáticas son:

[2.6]

[2.7]

[2.8]

(44)

19 Tabla 2.1 Valores promedios de permeabilidad

VALOR (mD) DESCRIPCIÓN

1 - 10 Baja

10 - 100 Buena

100 - 1000 Muy buena

>1000 Excelente

(S. Muñoz. 2000)

2.2.2 POROSIDAD

La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que

posee una roca y se define como la relación entre el volumen de espacios

porosos de la roca y el volumen total de la misma. Su ecuación matemática es

la siguiente:

[2.9]

La porosidad puede ser determinada por intermedio de registros, de

correlaciones y de coronas, siendo estos últimos los que dan valores más

confiables.

(45)

20 Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad

(S. Muñoz, 2000)

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser

mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo

valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada

como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 2.9 por

100. La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:

Según su origen.

Según la comunicación de sus poros.

2.2.2.1 Según su origen

De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o inter

granular y secundaria o inducida.

Porosidad Primaria o Intergranular

Es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material

que da origen a la roca. En general las rocas con porosidad primaria

PORCENTAJE (%) DESCRIPCIÓN

0 – 5 Despreciable

5 – 10 Bajo

10 – 15 Regular

15 – 20 Buena

(46)

21

presentan características más uniformes que aquellas que presentan

parte de su porosidad secundaria o inducida.

Porosidad Secundaria

Es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales

posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la

roca fueron depositados. Algunos procesos que dan origen a la

porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la

dolomitización.

Disolución: Es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la

roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del

sistema y por ende en la porosidad.

Fracturas: Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de

sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a

procesos geológicos de deformación originados por actividades

tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos

que conforman la matriz de la roca.

Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que

pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la

porosidad.

Dolomitización: Es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de

(47)

22

[2.10]

El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carboníferas

(constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna

cantidad de magnesio disuelto), que circula a través del medio poroso. Al

entrar en contacto el magnesio esta desplaza al calcio, y debido a que el

magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca

generada, luego del desplazamiento puede presentar una porosidad

mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un

proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad

mayor a la caliza, donde se originó, sin embargo, desde el punto de vista

teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio

sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una

porosidad menor a la de la roca original.

2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros

Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca,

aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos

entre sí, o aislados. Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros,

la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:

Porosidad Total o Absoluta

Se define como la fracción del volumen total de la misma que no está

ocupada por matriz. La Figura 2.7 muestra la distribución de poros en la

(48)

23 Figura 2.7. Distribución de poros en la roca

Porosidad Interconectada o efectiva

Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que

pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí.

Porosidad no Interconectada o no Efectiva

Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que

está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no

están comunicados entre sí.

Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el

volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los

poros de la roca, entonces la porosidad absoluta o total del sistema es

igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no

(49)

24

[2.11]

Para nuestro estudio la porosidad de mayor importancia es la efectiva,

debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que

puede estar ocupado por fluidos movibles.

2.2.3 SATURACIÓN

La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la

fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. Su

ecuación matemática está definida por:

[2.12]

Donde:

Sx: Saturación de la fase X.

Vx: Volumen que ocupa la fase X.

Vt: Volumen poroso total de la roca.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran

presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si

consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos la

siguiente expresión:

[2.13]

Donde:

So: Saturación de petróleo.

Sw: Saturación de agua.

(50)

25 2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata.

La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el

yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el

remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que

debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por

los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.

Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin

embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene

composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es

desplazada por la inyectada.

La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres

diferentes métodos:

Núcleos tomados en pozos perforados.

Cálculos a partir de la presión capilar.

Cálculo a partir de registros elétricos.

La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el

área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor

tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.

2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase

La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x

corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de

dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un

(51)

26 2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase.

La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sx, donde x

corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima

saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es

decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de

dicha fase es cero.

2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias.

La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en

formaciones limpias con una porosidad inter granular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie’s que se muestra a continuación.

[2.14]

Donde:

Rw: Resistividad del agua de formación.

Rt: Resistividad verdadera de la formación.

F: Factor de resistividad de la formación.

F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la

siguiente ecuación:

[2.15]

Donde:

m: Factor de cementación.

(52)

27 2.2.4 TORTUOCIDAD

Los poros interconectados de la roca que representan los canales de flujo de

fluidos en el yacimiento no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared

lisa. Debido a la presencia de inter fases entre fluidos, que originan presiones

capilares que afectan los procesos de desplazamiento, es necesario definir la

tortuosidad como la medida de la desviación que presenta el sistema poroso

real respecto a un sistema equivalente de tubos capilares. La tortuosidad se

expresa en la ecuación 2.16:

[2.16]

Donde:

Lr: Longitud real del trayecto del flujo.

L: Longitud de la muestra de roca.

De esta ecuación se puede apreciar que a medida que el medio poroso se

asemeja a tubos capilares rectos, la tortuosidad del sistema se aproxima a 1. El

menor valor de tortuosidad que se puede obtener es 1, el cual se obtiene

cuando la longitud real del trayecto del flujo es igual a la longitud de la muestra

de roca.

2.2.5 COMPRESIBILIDAD

Un yacimiento a miles de pies bajo la tierra se encuentra sometido a una

presión de sobrecarga originada por el peso de las formaciones suprayacentes.

La presión de sobrecarga no es constante y depende de factores como la

profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación, tiempo

geológico, entre otros. La profundidad de la formación es la consideración más

(53)

28

psi por pie de profundidad. La Figura 2.8 muestra el efecto de compresibilidad

de la roca

Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca.

El peso de sobrecarga simplemente aplica una fuerza compresiva al yacimiento.

La presión en el espacio poroso de la roca normalmente no se acerca a la

presión de sobrecarga. Una presión de poro típica, comúnmente referida como

la presión del yacimiento, es aproximadamente 0.5 a 1/psi por pie de

profundidad, asumiendo que el yacimiento es suficientemente consolidado así

la presión de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso.

La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión interna de

poro es referida como la presión de sobrecarga efectiva.

Durante operaciones de reducción de presión, la presión interna del poro

decrece, por lo tanto, la presión de sobrecarga efectiva aumenta. Este

incremento origina los siguientes efectos:

(54)

29

Aumento del volumen de los granos.

Estos dos cambios en el volumen tienden a reducir el espacio poroso, y por lo

tanto, la porosidad de la roca. La compresibilidad generalmente decrece con

incrementos en la porosidad y en la presión de sobrecarga efectiva.

La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) en un

intervalo de presión dado y a una temperatura fija se define como el cambio de

volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión, la

cual se describe en la ecuación 2.17.

[2.17]

Como el término (∂V/∂P) T es negativo, se antepone el signo menos en la

ecuación 2.17 para que la compresibilidad sea positiva.

Existen dos tipos diferentes de compresibilidad que pueden ser distinguidas en

una roca, estas son:

2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr)

Se define como el cambio fraccional en el volumen del material sólido y la roca

(granos) por unidad de cambio en la presión.

Matemáticamente, el coeficiente de compresibilidad de la roca está dada por la

ecuación 2.18:

[2.18]

(55)

30 2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp)

El coeficiente de compresibilidad del poro se define como el cambio fraccional

en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio en la presión y esta dado

por la ecuación 2.19:

[2.19]

La ecuación (2.19) puede ser escrita en términos de porosidad de la siguiente

forma:

[2.20]

Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, la compresibilidad de la matriz

es considerada pequeña en comparación con la compresibilidad de los poros.

La compresibilidad de la formación es un término usado comúnmente para

describir la compresibilidad total de la formación y es igual a la compresibilidad

del volumen poroso.

Aunque la reducción del volumen poroso originado por cambios en la presión es

pequeña, esta se convierte en un factor importante que contribuye a la

producción de fluidos en yacimientos sub saturados.

Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento Ct, está definida

en la ecuación 2.21

[2.21]

Donde:

So, Sw, Sg: Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.

Co, Cw, Cg: Compresibilidad del petróleo, agua y gas respectivamente.

(56)

31 2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad.

De acuerdo a estudios de laboratorio se presentan valores promedios de

compresibilidad de la formación (Cf). La tabla 2.2 muestra estos valores.

Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad

(A. Da Silva, 2000)

2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS

Es el esfuerzo efectivo al cual se encuentra sometida una roca en el yacimiento.

Esta deformación aumenta a medida que se producen los fluidos del yacimiento

y disminuye la presión, debido a que la presión de sobrecarga permanece

constante. En la Figura 2.9 se muestra una curva típica de la variación de

porosidad con el esfuerzo efectivo.

En esta gráfica se observan las siguientes regiones:

Arena consolidada 4 – 5 x10-6 lpc-1

Calizas 5 – 6 x10-6 lpc-1

Arenas semi consolidadas 2,0 x10-6 lpc-1

Arenas no consolidadas 30 x10-5 lpc-1

(57)

32 2.2.6.1 Región Elástica.

Se observa una pequeña reducción en la porosidad a medida que aumenta el

esfuerzo. La roca se comporta elásticamente, de tal manera que al eliminar el

esfuerzo, la porosidad regresa a su valor inicial.

2.2.6.2 Región de Colapso de Poros.

A elevadas tensiones, los poros y los granos sufren un colapso caracterizado

por una reducción drástica de la porosidad.

La roca se comporta de forma inelástica, de tal manera que al eliminar el

esfuerzo, la porosidad adquiere un valor menor que el inicial. A este fenómeno

se le llama histéresis y se debe a la deformación permanente de la matriz de la

roca.

2.2.6.3 Región Compactada.

A muy elevadas tensiones, el colapso de los poros y los granos es total, y

ocurre una redistribución de los granos, lo cual produce una disminución en la

porosidad, que permanece aproximadamente constante con el incremento del

esfuerzo.

(58)

33

En la Figura 2.10 se puede apreciar los diferentes tipos de efectos aplicados a

las rocas según su composición natural.

Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)

2.2.7 HETEROGENEIDAD

Los yacimientos son cuerpos originados durante largos procesos geológicos

donde actúan diversos ambientes depositacionales tanto en tiempo como en

espacio. Como resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas,

como compactación, solución, dolomitización y cementación, las características

del yacimiento son variables. Así la heterogeneidad de un yacimiento depende

en gran medida de los ambientes depositacionales y eventos subsecuentes.

Las características geológicas de las rocas que conforman los yacimientos son

variables y presentan variaciones laterales y verticales. Estas variaciones

(59)

34

La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de

las propiedades del yacimiento en función del espacio. Idealmente, si el

yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación

describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el

yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple.

Si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en

función de la localización espacial. Estas propiedades pueden incluir

permeabilidad, porosidad, espesor, saturación, fallas, fracturas, entre otros.

Para una descripción apropiada de un yacimiento, es necesario predecir la

variación de estas propiedades como función de localizaciones espaciales.

Esencialmente existen dos tipos de heterogeneidades: vertical y areal.

Los métodos geo estadísticos son muy usados en la industria petrolera para

describir cuantitativamente los dos tipos de heterogeneidades del yacimiento.

2.2.8 MOJABILIDAD

Es la capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza sobre un

sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las moléculas

superficiales de ambas sustancias. Se puede determinar a partir del ángulo que

el líquido forma en la superficie de contacto con el sólido, denominado ángulo

de contacto; a menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad.

La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.

Independientemente del valor de la mojabilidad, cualquier líquido sobre una

superficie sólida forma un casquete esférico. Algunas sustancias disueltas en el

agua pueden modificar su tensión superficial y por tanto su mojabilidad.

La mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en

contacto; las fuerzas adhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el

líquido se extienda por la superficie, mientras que las fuerzas cohesivas del

(60)

35

El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la

superficie de contacto con el sólido, y está determinado por la resultante de las

fuerzas adhesivas y cohesivas. Como la tendencia de una gota a expandirse en

una superficie plana aumenta con la disminución del ángulo de contacto, este

ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad.

Un ángulo de contacto pequeño (< 90°) indica que la mojabilidad es muy alta, y

el fluido se extenderá sobre la superficie; ángulos de contacto grandes (> 90°)

significan que la mojabilidad es baja y el fluido disminuirá el contacto con la

superficie, formando una gota compacta. En la Figura 2.11 se puede apreciar el

ángulo de contacto.

Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca.

En el caso del agua, una superficie en la cual la mojabilidad sea alta se

denomina hidrofílica, y en caso contrario hidrofóbica. Las superficies

superhidrofóbicas presentan ángulos de contacto mayores a 150°,

produciéndose un escaso contacto entre la gota líquida y la superficie. Este

fenómeno se denomina efecto lotus.

Para líquidos distintos al agua, se utiliza el término liófilo para designar a la

(61)

36

grandes. De modo similar, se utilizan los términos onmifóbico y onmifílico para

líquidos polares y apolares, respectivamente.

Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones

ÁNGULO DE CONTACTO GRADO DE MOJABILIDAD FUERZAS INTERMOLECULARES S/L INTERACCIONES L/L INTERACCIONES

Ɵ = 0 Perfecta Fuerte Débil

0< Ɵ<90o Alta

Fuerte Fuerte

Débil Débil

90o≤ Ɵ<180o Baja Débil Fuerte

Ɵ = 180o Nula Débil Fuerte

(Halliburton, 2012)

En la Figura 2.12 se puede apreciar el tipo de mojabilidad con respecto a una

superficie. Así el fluido A posee una mojabilidad muy pequeña y un ángulo de

contacto muy grande (angulo obtuso), mientras que la mojabilidad de C es muy

grande y su angulo de contacto muy pequeño (ángulo agudo).

(62)

37 2.2.8.1 Tipos de Superficie.

Existen dos tipos principales de superficies sólidas con las que los líquidos

pueden interactuar. Tradicionalmente se han dividido en superficies sólidas de

alta y de baja energía. Sólidos como los metales, los vidrios y las cerámicas, se conocen como “sólidos duros” porque sus enlaces químicos son muy fuertes.

Por tanto, es necesaria una gran cantidad de energía para romper dichos sólidos; se les denomina superficies de “alta energía”. La mayoría de los

líquidos moleculares presentan mojabilidad completa al estar en contacto con

este tipo de superficies.

Por otro lado, entre las superficies de “baja energía” se encuentran los cristales

moleculares débiles, como los fluorocarbonos y los hidrocarbonos, en los que

las moléculas se encuentran unidas esencialmente por las interacciones entre

las mismas, ya sea mediante puentes de hidrógeno o fuerzas de Van der Waals

que no son más que fuerzas atractivas o repulsivas entre moléculas. En este

caso, la mojabilidad dependerá del tipo de líquido escogido, pudiendo ser

parcial o completa.

2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía.

Las superficies de baja energía interaccionan con los líquidos principalmente a

través de las fuerzas de dispersión (fuerzas de Van der Waals), Zisman observó

que:

El coseno del ángulo de contacto (cos θ) aumenta linealmente a medida que la tensión superficial del líquido (γlv) disminuye. El determinó estos valores para

(63)

38

Se define la tensión superficial crítica (γc) como la tensión superficial necesaria

para que la mojabilidad sea nula o 90 grados (cos Ɵ = 1). Este término es un

parámetro importante porque depende solamente de las características del

sólido.

[2.22]

Dónde:

Ɵ: Ángulo de contacto

γc: Tensión superficial crítica

γlv : Tensión superficialdel líquido

Conociendo la tensión superficial crítica de un sólido, es posible predecir la

mojabilidad que tendrá una superficie:

La mojabilidad de una superficie está determinada por los grupos químicos de

la parte externa del sólido.

Las diferencias en la mojabilidad entre superficies que poseen estructuras

similares se deben al distinto empaquetamiento de los átomos. Por ejemplo, el

empaquetamiento de una superficie que posea cadenas ramificadas será peor

que una que posea cadenas lineales. La mojabilidad de una superficie puede

ser modelada mediante el efecto piro eléctrico.

2.2.9 CAPILARIDAD

La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión

superficial la cual, a su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del

líquido y que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.

Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza

intermolecular o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la

(64)

39

El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el

peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y esta propiedad es

la que regula parcialmente su ascenso dentro de tubos de diámetro muy

pequeño, sin gastar energía para vencer la gravedad.

Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más

potente que la adhesión al capilar, como el caso del mercurio, la tensión

superficial hace que el líquido descienda a un nivel inferior. La presión capilar

es descrita en la ecuación 2.23.

[2.23]

Dónde:

Pc: Presión Capilar

σ : Tensión Superficial Ɵ: Ángulo de la Superficie

(65)
(66)

39

CAPÍTULO III

3

.

MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM)

Son sistemas de polímeros de carácter hidrofílico solubles en agua. Estos polímeros una vez hidratados, producen largas cadenas que se adhieren a la roca ocupando parte del volumen poroso disponible al flujo, y debido a su carácter hidrofílico, tienden a tener mayor preferencia hacia al agua que al petróleo y por tanto ejercerán sobre el agua una resistencia adicional al flujo, sin afectar significativamente el flujo de aceite.

Como se puede observar en la Figura 3.1, en un medio de preferencia humectante al agua, una película de aceite fluye por el medio de los canales sin tener ningún tipo de contacto con la superficie mineral. Por otro lado, el agua fluye por las zonas cercanas a la pared del poro, estando en contacto permanente con el RPM que fue anteriormente adsorbido por la roca, de esta forma se asegura que el tratamiento de carácter hidrofílico ejerza una fuerza de resistencia adicional al flujo de agua a través del medio poroso sin afectar de sobremanera el patrón de flujo que el aceite ejerce desde el yacimiento hasta el fondo del pozo desde las zonas no alcanzadas por el tratamiento.

(67)

40

y adsorbidos por la formación llegan a incrementar la resistencia al flujo del medio hacia al agua entre 5 y 10 veces y hacia al aceite en factores menores que 2. Esta modificación en la resistencia al flujo se puede caracterizar mediante la definición de un factor denominado factor de resistencia residual (RRF), el cual determina en última instancia la efectividad del tratamiento.

Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso (Halliburton, 2004)

3.1 CONCEPTO

Se puede definir como un fluido que cuando es inyectado a la zona de interés

en el yacimiento reducirá potencialmente la permeabilidad relativa al agua sin

(68)

41

Esto implica que hay un desplazamiento de las curvas de permeabilidad

relativa, de forma que cuando es alcanzada la saturación de petróleo residual

en la matriz de la roca la Kw/Ko es más baja.

3.2 VENTAJAS

Existen varias ventajas cuando se utiliza o se aplica dentro de un yacimiento

algún tipo de polímero que realiza el trabajo de modificante de permeabilidad

relativa entre los cuales puedo mencionar:

 Reacciona con la superficie de la roca.

 Altera la permeabilidad relativa.

 Aumenta la producción.

 No es un sellante de la porosidad.

 No es necesario aislar la zona productora.

 Controla la perdida de circulación.

 Cero daño a la formación.

 Cero obstrucciones, partículas sólidas dispersas, ni crosslinkers.

 No requiere tratamientos de limpieza y remoción posterior.

 Reduce tiempos de taladro.

En la Figura 3.2 se muestra las curvas de permeabilidad relativa antes y

después del tratamiento. Se puede observar que en la primera fase el petróleo

fluye en menor proporción que el agua, esto debido a factores como la

depletación del yacimiento, conificación del mismo, entre otros.

Por otra parte, el la segunda fase se puede apreciar la producción de

hidrocarburos después del tratamiento, generando un tapón hacia el agua y

(69)

42 Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa

(Halliburton, 2004)

.

3.3 APLICACIONES

Son varias las aplicaciones que se pueden obtener con la utilización de estos

compuestos químicos en el yacimiento debido a conificación de agua,

canalizaciones laterales de agua, empuje hidráulico de agua, perdidas de

circulación, entre otros. Básicamente se pueden mencionar:

 Control de agua

Referencias

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