Una cantidad significativa de la producción nacional de petróleo de EE. UU. Proviene del esquisto. La extracción de petróleo y gas de estos yacimientos no convencionales normalmente requiere la perforación de pozos horizontales y el uso de técnicas de fracturamiento hidráulico. Sin embargo, la predicción del efecto completo de estas técnicas aún es incierta porque la comprensión de cómo fluye el fluido a través del esquisto aún está evolucionando.

El grupo de investigación del Dr. David Schechter ha desarrollado un nuevo tipo de simulador que ilustra y predice mejor los efectos de estas técnicas. Este robusto simulador se basa en datos de experimentos de laboratorio y los combina con datos geológicos conocidos sobre fracturas. Luego, utiliza cuadrículas no estructuradas y codificación recientemente desarrollada para crear modelos que mejoran la comprensión de:

• cómo las fracturas afectan el flujo del yacimiento
• cómo los fluidos de fracturamiento con surfactantes agregados (jabones) afectan la recuperación de petróleo
• qué procesos mejorados de recuperación de petróleo son los mejores para diferentes situaciones de yacimientos

Además de mejorar la comprensión, el grupo de investigación utilizó estos datos y estos modelos para desafiar las teorías actuales sobre la retención de líquidos en los reservorios.

Las fracturas afectan el flujo

Schechter, profesor asociado y profesor de desarrollo profesional de Aghorn Energy en el Departamento de Ingeniería del Petróleo de Harold Vance en la Universidad de Texas A&M, no es ajeno a las fracturas. Sus intereses de investigación abarcan el análisis geológico y petrofísico, y se apresura a explicar los fundamentos de las fracturas.

"Las fracturas no son necesariamente caóticas en las rocas del yacimiento, "dijo Schechter." Si conoces las reglas de la mecánica de rocas, y estudias afloramientos en la superficie y el subsuelo con herramientas de fondo de pozo, entonces puede generar redes de fracturas basadas en ciertas reglas conocidas. Algunas fracturas se comportan bien con respecto al espaciado y la longitud de las fracturas, algunos no lo son y otros están espaciados irregularmente. Si tenemos suficientes datos básicos, si entendemos la mecánica de las rocas y las tensiones que ha sufrido la cuenca, entonces, los patrones de fractura resultantes generalmente se adhieren a reglas simples ".

El agua fluye en fracturas superficiales en afloramientos rocosos. Esto atrae la vegetación, como se muestra en la foto aérea (cortesía de John Lorenz). En el subsuelo patrones de fractura similares permiten el transporte y la producción de petróleo. Los geólogos mapean afloramientos de roca en la superficie con líneas de exploración, creación de mapas de patrones de fractura en formaciones portadoras de líquido. El grupo de Schechter convierte estos mapas en cuadrículas de simulación de yacimientos utilizando una técnica llamada cuadrícula no estructurada. En esta técnica, las fracturas se representan con cuadrículas poligonales complejas, no las simples cuadrículas cartesianas de líneas rectas que utiliza la mayoría de los programas.

Un estudiante, Jianlei Sun, escribió un código que convierte patrones de fractura y cuadrículas no estructuradas en sofisticados sistemas de cuadrículas de simulación. El código contiene propiedades de interés que necesita el simulador, como el rumbo y la dirección de la fractura, tamaño de la grieta, y la longitud y altura de la fractura.

Otras formas en que se mueve el fluido

El simulador de Schechter va más allá del modelado de propiedades de fractura, también se ocupa de las propiedades de los fluidos. El flujo de petróleo en los reservorios de esquisto es difícil de predecir porque la roca tiene una permeabilidad extremadamente baja debido a los poros microscópicos. La extracción de aceite de esta roca compacta se realiza mediante mecanismos de transporte, como la alteración de la humectabilidad para mejorar la imbibición capilar.

Los laboratorios de Schechter se especializan en estudiar la humectabilidad y la imbibición en rocas. La mojabilidad es la capacidad de un fluido para mantener el contacto con la superficie de una roca y no ser repelido por ella. La imbibición es la capacidad de la roca para absorber fluidos de fractura, como agua mezclada con tensioactivos. Estos fluidos repelen y desplazan el aceite dentro de los poros de la roca para que se pueda recuperar. Sin cambiar ni alterar la humectabilidad, la imbibición capilar podría no ocurrir.

"Si el agua se repele de la superficie, no se moverá hacia la roca, "dijo Schechter." Pero si el agua es atraída a la superficie, sacará agua, reemplazando los poros saturados de aceite debido a la imbibición capilar. ¿Quizás tomaste un terrón de azúcar y le pusiste café? Un terrón de azúcar está saturado de aire (entre los cristales de azúcar), pero la superficie del terrón de azúcar prefiere mojarse con agua o café en lugar de aire. Cuando tocas la superficie del café y succiona ese café, eso es imbibición capilar. Estamos buscando mejorar la recuperación de petróleo con surfactantes, que dependen de la imbibición líquido / líquido. Por eso estudiamos los ángulos de contacto ".

El grupo de Schechter estudia los efectos de diferentes mezclas químicas en fluidos de fractura. Están buscando mezclas que cambien la mojabilidad de la roca de mojada con aceite a mojada con agua, permitiendo que el fluido penetre en la roca llena de petróleo en entornos de laboratorio. Los experimentos ayudan a los investigadores a comprender y mapear los resultados de los ángulos de contacto. Usan un escáner CT para confirmar los resultados y luego transfieren esta información a su simulador.

La retención de líquidos en reservorios no convencionales es beneficiosa

"La revolución no convencional es tan sorprendente, ", dijo Schechter." Podemos tomar un tapón convencional de roca porosa, como la piedra arenisca, y podemos bombear fluidos en él. Bajo presión, podemos inyectar aceite o agua a través de él con facilidad. Las rocas no convencionales que estamos estudiando como el esquisto, son tan apretados que no podemos bombear nada en ellos. Sin embargo, cuando los exponemos a tensioactivos que alteran la humectabilidad, se produce una imbibición espontánea, transportando así la fase acuosa a la roca a velocidades sorprendentemente rápidas ".

En el pasado, las empresas inyectaban agua y arena (o apuntalante) en pozos de reservorios convencionales a alta presión para crear fracturas. Se pensó que recuperar la mayor parte del agua (reflujo) era beneficioso para que el agua no bloqueara el flujo de petróleo hacia afuera. Los experimentos de Schechter en rocas no convencionales demuestran que las rocas no porosas se comportan de manera diferente. Las muestras saturadas de aceite se expusieron a agua impregnada de tensioactivos. Las tomografías computarizadas que midieron la densidad revelaron que el aceite menos denso fue reemplazado por las mezclas de agua más densas a través de la imbibición. Luego, las fracturas permitieron que el aceite fluyera.

"Descubrimos que desea que el depósito mantenga esa agua, "dijo Schechter." Es contradictorio. Está rompiendo las viejas prácticas. Antes se suponía que si el agua penetraba en la formación, entonces bloqueará el flujo de aceite, reduciendo así la productividad del pozo. Lo que estamos encontrando es si el agua penetra por imbibición capilar y recupera muy poca agua, la implicación es que la fase acuosa se ha absorbido en la roca y desplazado el petróleo hacia las fracturas y eso es realmente algo bueno ".

Las predicciones mejoradas benefician a la industria

Mediante el uso de la química, matemáticas y física, El grupo de Schechter ha desarrollado una herramienta que ilustra mejor y maximiza la producción de pozos para yacimientos de lutitas. Su simulador ha creado predicciones más sólidas que los simuladores actuales porque se basa en datos completos. Esto ayuda a la industria a reducir los costos de operación innecesarios al ayudar a los ingenieros a comprender mejor cómo se comporta la roca no convencional después de tratamientos específicos de fractura.

"Básicamente eso es lo que estudio, que esta roca está llena de aceite, pero es asombroso que el aceite salga de esta roca porque está tan apretado, ", dijo Schechter." La industria está interesada en la mejora de la recuperación, ya sea mediante inyección de fase acuosa con tensioactivos o inyección de gas, e investigamos todas las formas de recuperación mejorada. Podemos predecir lo que sucederá. Podemos ampliar nuestro simulador a las dimensiones del yacimiento y cuantificar la mejora ".