Los geocientíficos de la Universidad de Calgary han desarrollado una nueva tecnología que mide, a una escala extremadamente fina, la interacción entre el agua y otros fluidos y la roca de un yacimiento de petróleo no convencional.

Los investigadores de la Facultad de Ciencias utilizaron su sistema de microinyección junto con imágenes en vivo para medir con precisión la interacción fluido-roca. llamado "humectabilidad, "a nivel microscópico, o microescala, por primera vez.

"También demostramos que se produce una variabilidad significativa a microescala en la humectabilidad, medido por los ángulos de contacto de las microgotas de aceite y agua con la superficie de la roca. Esta variabilidad depende de la composición del sustrato (roca), "dice Chris Clarkson, profesor del Departamento de Geociencias, y la cátedra Alberta Innovates Technology Futures / Shell / Encana en investigación de gas no convencional y petróleo ligero.

La investigación aumenta la comprensión de cómo varía la humectabilidad en los yacimientos de petróleo, lo que ayudará a optimizar los procesos de recuperación de hidrocarburos y podría conducir a nuevos métodos para extraer petróleo y gas no convencionales. El estudio del equipo, "Imágenes en vivo de experimentos de microhumectabilidad realizados para yacimientos de petróleo de baja permeabilidad, "se publica en Informes científicos , una revista en el mejor ranking Naturaleza serie.

El método convencional es impreciso

Comprender la humectabilidad es crucial para optimizar la recuperación de petróleo y gas natural, incluso en no convencionales, o "apretado, "yacimientos donde la baja permeabilidad de la roca reduce el camino por donde pueden fluir el petróleo y el gas".

Los avances recientes en la obtención de imágenes permiten caracterizar las estructuras de poros de las rocas y las composiciones de los reservorios estrechos a una escala submicrométrica. Esta información se utiliza en modelos a escala de poros, para predecir propiedades importantes del yacimiento como la permeabilidad (la capacidad de la roca para transmitir fluido a través de poros y grietas).

Sin embargo, las empresas todavía suelen medir la mojabilidad a una macroescala mucho mayor (del orden de milímetros), usando gotas de agua, aceite y otros fluidos colocados sobre la superficie de un núcleo de roca.

El problema es que los controles sobre la mojabilidad y cómo varía ocurren con cambios en la composición de la roca a microescala, hasta los granos minerales individuales en la roca, Notas de Clarkson. Por lo tanto, las mediciones de mojabilidad a macroescala no reflejan estos cambios correctamente, "y puede proporcionar resultados engañosos cuando se combina con el modelado a escala de poros utilizado para predecir el flujo de fluido multifásico en estas rocas, " él dice.

"Nuestro objetivo es crear 'mapas de humectabilidad' para cuantificar el cambio en la humectabilidad en la superficie a una escala de micras, y luego rellenar los modelos a escala de poros con esta información ".

El equipo estudió diferentes métodos de microhumectabilidad.

El equipo estudió tres métodos diferentes para medir la humectabilidad a microescala, en muestras de núcleos de roca de una formación de petróleo compacto en producción en Saskatchewan. El primer método implicó la obtención de imágenes de microgotas de agua destilada condensada y evaporada de muestras de roca a través de un proceso de enfriamiento y calentamiento. El segundo método impregnaba muestras de agua o aceite, dejando que la roca absorbiera los fluidos, y luego congelaba criogénicamente las muestras y tomaba imágenes de rayos X de pequeños trozos de roca.

En el tercer y más innovador enfoque, el equipo microinyectó nanolitros de agua en lugares precisos de las muestras de roca, controlando los fluidos a través de un microcapilar, un 'tubo' más pequeño que la cabeza de un alfiler.

Capturaron imágenes de video en vivo de los tres métodos utilizando un microscopio electrónico de barrido de emisión de campo ambiental (E-FESEM), ubicado en la instalación de instrumentación de UCalgary para microscopía electrónica analítica. Clarkson dice que las imágenes de lapso de tiempo "nos permitieron identificar el punto exacto para medir los ángulos de contacto adecuados entre los fluidos y la superficie de la roca".

Las imágenes también permitieron al equipo medir la tasa de imbibición de fluido en la roca. Esto es importante en la fracturación hidráulica de yacimientos no convencionales para aumentar la recuperación de petróleo y gas. para evaluar el impacto que tienen los fluidos inyectados en la alteración de las propiedades del yacimiento.

Siguiente paso:fluidos de diseño para mejorar la recuperación

Los cuatro miembros del equipo son coautores del estudio. A Clarkson se le ocurrió la idea de utilizar el E-FESEM para realizar estudios sistemáticos de microhumectabilidad. Hanford Deglint, un estudiante de doctorado de Clarkson, desarrolló un método innovador para extraer y calcular los ángulos de contacto en los experimentos de microhumectabilidad y ayudó en el diseño experimental. Él y el tecnólogo en geociencias Chris DeBuhr organizaron y llevaron a cabo los experimentos. Amin Ghanizadeh, un asociado de investigación en geociencias, realizó mediciones de macrohumectabilidad en muestras para compararlas con los resultados de microhumectabilidad.

El siguiente paso del equipo, en un proyecto separado financiado por el Canada First Excellence Fund, es colaborar con colegas de UCalgary en el diseño de fluidos que contienen, por ejemplo, nanopartículas o polímeros que podrían cambiar la microhumectabilidad de las rocas del yacimiento.

"Esto nos permitirá adaptar los fluidos al tipo de roca que tenemos, manipular la humectabilidad y mejorar la recuperación de petróleo y gas estancos, "Dice Clarkson.