Evaluación numérica de la inyección de geles poliméricos como técnica de water shut-off en un yacimiento de crudo pesado con la presencia de un acuífero activo en la Formación Carbonera

Abstract

La producción excesiva de agua en yacimientos de crudo pesado con acuíferos asociados constituye una de las principales problemáticas operativas y económicas en el desarrollo de campos de los Llanos Orientales de Colombia. En este contexto, los geles poliméricos se plantean como una alternativa para el control del influjo de agua mediante técnicas de water shut-off, cuya efectividad depende de las condiciones petrofísicas locales y de la estrategia de colocación empleada.

Con el fin de evaluar la aplicabilidad y desempeño de esta técnica, se desarrolló una evaluación numérica integral de la inyección de geles poliméricos en un yacimiento de la Formación Carbonera. El flujo de trabajo inició con la selección del pozo W-01, a partir de análisis comparativos de desempeño y diagnósticos de aporte de agua. Posteriormente, se construyó un modelo de simulación validado mediante escenarios de cotejo histórico, obteniendo un error global del 4.04%, y empleando el modelo analítico de Fetkovitch como representación del influjo proveniente del acuífero.

El comportamiento reológico y cinético de las formulaciones gelificantes por su parte, se modeló a través de la extrapolación de reogramas de laboratorio y la implementación de un sistema de doble reacción capaz de reproducir la evolución del gel durante el periodo de análisis.

Finalmente, se realizaron sensibilidades operativas en los cañoneos utilizados para la ubicación del químico, tasas de inyección y restricciones postratamiento. Así como, se compararon escenarios de continuidad y heterogeneidad petrofísica, evaluando dos técnicas de colocación: inyección tipo Bullhead e inyección Dual.

Los resultados muestran que la presencia de intercalaciones arcillosas favorece la distribución lateral del gel y prolonga el control del corte de agua durante 5 meses, reduciendo la producción de agua en un 82.85% e incrementando la producción de aceite en un 7.60% respecto con los datos productivos del pozo en ausencia de tratamiento.