Caracterización de litologías del noreste de México y su utilización como análogos en pruebas de desplazamiento de hidrocarburo para recuperación mejorada. - Chávez García, Angelo Iván (2017)
RESUMEN: El estudio de los yacimientos carbonatados es de gran importancia en nuestro país debido a que la mayor parte de la producción de hidrocarburos proviene de estos yacimientos, los cuales son difíciles de producir porque poseen complejas litologías y heterogeneidades estructurales, por lo que, la información de dichos yacimientos es escasa y sólo un pequeño número de pozos cuenta con núcleos debido a la dificultad y el costo de la extracción de tales núcleos; es por tal motivo que se plantea el uso de análogos de las rocas carbonatadas, en particular las almacenadoras del Cretácico Inferior del Complejo Cantarell. Por otro lado, los afloramientos análogos nos permiten mejorar el modelado estático de yacimientos carbonatados y se emplean para investigar la interacción de los procesos de flujo con heterogeneidades geológicas a pequeña escala. En este trabajo se revisó la información tectónica, paleoambiental y sedimentológica de la Formación Cupido y de las rocas almacenadoras del Cretácico Inferior en el Complejo Cantarell, llamadas informalmente como la Formación Akal, todo esto con la finalidad de correlacionar sus estructuras y justificar la posibilidad de ser utilizadas como análogos. Se obtuvieron 25 muestras de núcleos de once sitios con diferentes litologías dentro del paquete sedimentario de la Formación Cupido y se encontró que la porosidad va desde 1% hasta 38%, mientras que en las rocas almacenadoras del Cretácico Inferior va desde 2 a 8%, por lo que las rocas de la Formación Cupido pueden ser utilizadas como análogos de las rocas almacenadoras del Cretácico Inferior. En cuanto a la permeabilidad se analizaron cuatro muestras, las cuales tenían las porosidades más altas, en estas rocas se encontraron las permeabilidades de 0.005, 0.118, 0.382 y 1000 milidarcies. Para las pruebas de desplazamiento se eligieron las muestras con más alta permeabilidad, para realizar las pruebas se indujo una fractura en los núcleos, se saturaron con n-decano y se colocó Gel de Partículas Preformadas (PPG) en la fractura, para finalmente desplazar con agua destilada el decano contenido en la matriz, en la primera prueba no se pudo desplazar porque el PPG taponeó las tuberías debido a la baja permeabilidad de la roca, mientras que en la segunda prueba se obtuvo una recuperación de casi 30% del n-decano contenido en la matriz con la inyección de 2.7 volúmenes porosos de agua.