Almacenamiento de Dióxido de Carbono y Recuperación Mejorada de Petróleo en la Arenisca LU de la Cuenca Oriente

Resumen

educir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) sigue siendo un desafío importante tanto para las naciones como para el sector industrial. Un enfoque prometedor consiste en aprovechar los avances en la tecnología de exploración de yacimientos petrolíferos para almacenar GEI en formaciones geológicas y, al mismo tiempo, utilizar el CO₂ inyectado para la recuperación mejorada de petróleo (EOR).Este estudio se basa en investigaciones previas que identificaron la arenisca Lower U (LU) como una candidata idónea para el almacenamiento geológico de GEI a gran escala. Inicialmente, se realizó una caracterización exhaustiva del yacimiento y se analizaron los datos geológicos para construir modelos estáticos y dinámicos de la formación LU. Además, se desarrolló un modelo de fluidos para comparar los datos históricos de producción. El estudio hace hincapié en la determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) para estimar el potencial de producción y evaluar el aumento del factor de recuperación mediante la EOR basada en CO₂.El empuje parcial de agua del yacimiento presenta dos características clave: una disminución significativa de la presión del yacimiento y un bajo corte de agua, lo que convierte al yacimiento PRH en un sólido candidato para esta tecnología. Se empleó simulación numérica para examinar las interacciones entre el yacimiento, el petróleo crudo y el CO₂. Este análisis busca comprender el comportamiento del petróleo enriquecido con CO₂ y evaluar las mejoras en la movilidad de fluidos una vez alcanzado el MMP. La selección de los pozos de inyección se basó en parámetros estratégicos como la proximidad, la continuidad de la arena, la tasa de producción, la terminación del pozo y la distribución de la permeabilidad.Los yacimientos de la Cuenca Oriente se encuentran actualmente en la etapa de agotamiento medio, lo que los hace ideales para la implementación de la recuperación mejorada de petróleo (EOR) con CO₂. Con el apoyo de modelos geoestadísticos actualizados, este estudio refinó las distribuciones de porosidad y permeabilidad y determinó un MMP de 2935 psi. Se realizó un cotejo histórico mediante múltiples ajustes para mejorar la concordancia entre la producción simulada y la observada. Además, se comparó la eficiencia de recuperación de petróleo mediante la inyección de CO₂ con escenarios de inyección de agua-gas alternado (WAG). Los resultados indican que la inyección de CO₂ por sí sola aumenta el factor de recuperación en un 25%, mientras que la inyección de WAG produce un aumento del 14%. Sin embargo, el WAG resulta en una menor producción de CO₂, lo que permite almacenar un mayor volumen de GEI en la formación.Proponer este enfoque de recuperación mejorada de petróleo (EOR) para las areniscas de la Cuenca Oriente presenta tanto un desafío técnico como una valiosa oportunidad.