La acidificación no es más que estimular la formación productora de un pozo mediante una solución ácida, para así aumentar su permeabilidad, y por ende aumentar la tasa de producción del pozo. mineral predominante en la formación Para realizar un tratamiento de acidificación exitoso se debe conocer la composición de la formación y el mineral predominante en la formación, lo que determinara el tipo de solución ácida a usarse.

La acidificación Matricial esta definida como la inyección de un ácido en los poros de la formación, (bien sea que esta tenga porosidad intergranular, regular ó fracturada) a una presión por debajo de la presión de fracturamiento. Un tratamiento de acidificación será efectivo principalmente donde exista una restricción del flujo en la proximidad del pozo, comúnmente llamada “Daño”. El objetivo de un tratamiento de acidificación matricial es alcanzar una cierta penetración radial del ácido en la formación. La estimulación se completa con la remoción del daño en la cercanía del pozo al agrandar los espacios porales y disolver las partículas que taponan estos espacios. Es comúnmente de mayor utilidad donde existen limitaciones por zonas de contacto agua-petróleo ó contacto gas-petróleo para minimizar ó prevenir la producción de agua ó gas. Bajo estas condiciones no es recomendable la fracturación.

Cuando es llevada a cabo exitosamente la acidificación matricial incrementa la producción de petróleo sin incrementar el porcentaje de agua y/ó gas producido.

Por incrustaciones inorgánicas debido a la formación de sales (CaCO3 mas comunes). Presencia de Agua Incrustante en la formación. 1) Análisis de agua (Ph, Calcio, Alcalinidad, Cloruros, Sulfatos, Bario, entre otros). 2) Índice de estabilidad 3) Comportamiento de producción (aumento %AyS y RGP y Disminución de la tasa de petróleo). Índice de Stiff y Davis: La elevada salinidad afecta a la fuerza iónica e influye en la solubilidad del CaCO3. Para determinar parámetros que indican el grado de inscrustación y/ó corrosión del fluido analizado

La vecindad del pozo comúnmente se denomina matriz crítica debido a que es en esta área donde ocurre la mayor caída de presión durante la producción del pozo. Si el flujo a través de una matriz crítica ha sido alterado, bien sea por materiales naturales ó inducidos reduciendo la permeabilidad, el resultado será una zona de daño definida por un número llamado Skin. El Skin se emplea para cuantificar cambios de permeabilidad en la matriz. Otros términos requeridos para definir el Skin son: K, que es la permeabilidad inalterada del yacimiento; Ks: permeabilidad alterada de la matriz crítica. Si S = 0 => Ks = K => la matriz crítica no presenta daño. Si S > 0 => Ks la matriz crítica presenta daño. Si S Ks > K => la matriz crítica ha sido estimulada.

1) Con la teoría de perfiles se determina el diámetro de invasión (Di), y se asume que rs = Di / 2. 2) Por medo de pruebas de pozos se determina el Skin factor (S): Por ejemplo Pressure Buildup Test: S = [ (P1hr-Pwf)/m - Log(k/(mф.ct.rw^2)) ] y m = qBom/(kh). ф: Registros; k: Núcleos y correlaciones (Timur); m, Bo: PVT. 3) Por medio de la Ec. Hawkins se determina ks/k: ks / k = 1 / [S / Ln ( rs/rw) + 1] Ks/k = 0.1 a 0.4 Daño Alto Ks/k = 0.4 a 0.7 Daño Medio Ks/k = 0.7 a 0.95 Daño Moderado/Pequeño k = Permeabilidad de la formación; ks = Permeabilidad Alterada; rw = Radio de la tubería. 4) El volumen teórico de ácido se puede estimar como: Vt =∏ (rs^2 – rw^2) h фe (1 – Swi – Shr)