Analysis of Microscopic Flow Behavior and Main Controlling Factors of Water Huff-n-Puff in Tight Reservoirs under the Influence of Salinity

Resumen Técnico: Análisis del Comportamiento de Flujo Microscópico y de los Principales Factores de Control del Agua en el Proceso de "Huff-n-Puff" en Reservorios de Baja Permeabilidad bajo la Influencia de la Salinidad

Planteamiento del Problema
El proceso de "huff-n-puff" con agua es una técnica crítica para la suplementación de energía y la movilización del petróleo remanente en reservorios de baja permeabilidad (tight reservoirs). Sin embargo, los mecanismos microscópicos que rigen su efectividad, particularmente bajo condiciones de salinidad variable, siguen sin estar claros. Las prácticas de campo indican que la eficiencia de recuperación disminuye rápidamente con el aumento de los ciclos y varía significativamente según las propiedades del reservorio y las características de los fluidos. Si bien se sabe que la inundación con agua de baja salinidad altera la mojabilidad de la roca y las propiedades interfaciales, la acoplamiento específico del desplazamiento por diferencial de presión, la imbibición capilar y la ósmosis iónica durante el proceso de huff-n-puff en reservorios de baja permeabilidad requiere una mayor elucidación. Los entendimientos tradicionales suelen centrarse únicamente en el "desplazamiento e imbibición por fluido de fracturación para la suplementación de energía", sin considerar plenamente los efectos sinérgicos de la salinidad en el comportamiento del flujo microscópico.

Metodología
Este estudio empleó un enfoque de métodos múltiples y de múltiples escalas, combinando experimentos de desplazamiento de núcleos macroscópicos con visualización microfluídica microscópica:

1. Materiales Experimentales: Se utilizaron núcleos naturales del reservorio Chang 8 del Campo Petrolífero Zhenyuan (Cuenca de Ordos). Estos núcleos de baja permeabilidad exhibieron permeabilidades que oscilaban entre 0.052 y 0.488 mD y porosidades del 5.54% al 11.78%. El análisis mineralógico (XRD, secciones delgadas, SEM) confirmó la presencia de cuarzo, feldespato y un contenido significativo de arcilla (illita, capas mixtas de illita/esmectita).
2. Visualización Microfluídica: Se utilizó un modelo de chip grabado en vidrio que simula canales principales de alta permeabilidad y micro-redes de baja permeabilidad. Los experimentos se realizaron a 45 °C con tres ciclos de huff-n-puff (10 min de inyección, 10 min de espera/shut-in, 10 min de producción). Las salinidades del agua inyectada se fijaron en 0, 5000, 20,000 y 100,000 mg/L. La obtención de imágenes en tiempo real capturó la distribución de aceite-agua, fenómenos de fingerización (fingering) y la movilización del petróleo residual.
3. Experimentos de Núcleo Macroscópicos: Se realizaron experimentos de huff-n-puff de agua a presión constante en muestras de núcleo. Las variables incluyeron la salinidad del agua inyectada (0–20,000 mg/L), la permeabilidad del reservorio (0.052–0.488 mD), el tiempo de espera (12–36 h), la presión de inyección (15–25 MPa) y el número de ciclos (3 frente a 5 ciclos). La eficiencia de desplazamiento de petróleo se calculó basándose en la producción acumulada de petróleo relativa al volumen de saturación de petróleo.

Contribuciones Clave y Resultados

• Clarificación Mecanística: El estudio identifica que el desplazamiento de fluidos en reservorios de baja permeabilidad durante el huff-n-puff está gobernado conjuntamente por tres mecanismos: desplazamiento por diferencial de presión, imbibición por fuerzas capilares y ósmosis iónica. Esto expande la visión tradicional para incluir los efectos impulsados por iones.
• Efectos de la Salinidad:
  • Nivel Microscópico: El agua de baja salinidad (0–5000 mg/L) induce fingerización viscosa, reduciendo la uniformidad del barrido macroscópico pero mejorando significativamente la imbibición capilar. Esto permite que el agua extraiga el petróleo residual de las matrices de baja permeabilidad y de los poros de fondo ciego (dead-end pores). Por el contrario, la alta salinidad (20,000 mg/L) suprime la fingerización y mejora la estabilidad del barrido, pero debilita la imbibición capilar, limitando la movilización del petróleo en zonas de baja permeabilidad.
  • Nivel Macroscópico: La relación entre la salinidad y la recuperación es no monotónica. La mayor eficiencia de desplazamiento de petróleo (40.22%) se logró a 5000 mg/L. El grupo de 0 mg/L alcanzó un 35.58%, mientras que las salinidades más altas (10,000 y 20,000 mg/L) resultaron en eficiencias significativamente menores (23.82% y 18.99%, respectivamente).
• Factores de Control:
  • Permeabilidad: Es el factor más dominante (45.9% de influencia). Una mayor permeabilidad se correlaciona con una mejor conectividad de poros-cuello y una mayor recuperación (hasta 58.15% a 0.488 mD).
  • Salinidad: El segundo factor más influyente (28.4% de influencia). La reducción moderada de la salinidad optimiza el equilibrio entre el barrido y la imbibición.
  • Tiempo de Espera y Ciclos: Prolongar el tiempo de espera (de 12 a 36 h) mejora la recuperación, pero con rendimientos marginales decrecientes. Aumentar los ciclos de 3 a 5 produce una recuperación adicional mínima, ya que el primer ciclo suele representar más del 70% de la producción total.
  • Presión de Inyección: El aumento de la presión (de 15 a 25 MPa) mejora la recuperación al superar las presiones umbral capilares, pero una presión excesivamente alta puede inducir canales de agua y un avance prematuro del agua (water breakthrough).
• Dinámica de Flujo: El primer ciclo es crítico para movilizar el petróleo móvil en los poros conectados. Los ciclos subsecuentes sufren aumentos rápidos en el corte de agua y la formación de canales de flujo preferencial, lo que hace que los ciclos posteriores sean mayormente ineficaces para la recuperación de petróleo en las matrices de baja permeabilidad.

Significancia
El artículo proporciona soporte teórico para mejorar la recuperación en reservorios de petróleo de baja permeabilidad mediante la optimización de la salinidad del agua inyectada en el desplazamiento por fluido de fracturación. Establece una cadena de explicación comprobable que vincula la evidencia microscópica (alteración de la mojabilidad, mejora de la imbibición capilar) con las leyes macroscópicas (eficiencia de recuperación, características de barrido). Los hallazgos sugieren que, si bien el agua de baja salinidad puede reducir la uniformidad del barrido macroscópico debido a la fingerización, su capacidad para mejorar la movilización microscópica en zonas de baja permeabilidad conduce finalmente a una mayor recuperación de petróleo general. El estudio define la jerarquía de los factores de control, orientando las aplicaciones de campo para priorizar la permeabilidad del reservorio y la optimización de la salinidad sobre el número de ciclos o la extensión de los tiempos de espera.