DISEÑO, SEGUIMIENTO Y EVALUACION DE PROYECTOS DE INYECCION DE POLIMEROS, MEDIANTE TRAZADORES Carlos Somaruga Facultad de Ingeniería Universidad Nacional del Comahue Neuquén, Argentina

Diseño de proyectos de inyección de polímeros Factores claves El objetivo esencial de los proyectos de inyección de polímeros es aumentar el factor de recuperación de petróleo a partir del re-direccionamiento de la inyección de agua hacia zonas previamente no barridas (o mal barridas). Esto se logra al reducirse la relación de movilidades entre el agua y el petróleo por el incremento de la viscosidad del agua en las zonas contactadas por el polímero. El éxito técnico y económico de estos proyectos depende de la correcta selección de los reservorios, de los polímeros y del apropiado dimensionamiento de los bancos de solución polimérica. Brevemente, los principales factores a tener en cuenta son: Saturación de petróleo: debe ser suficiente para garantizar el retorno del proyecto. PH del agua de inyección y reservorio. Temperatura del agua de inyección y reservorio. Contenido de iones del agua del reservorio Contenido de arcillas: favorecen la adsorción del polímero dificultando la llegada profunda hacia el interior del reservorio. Controlan el tiempo de activación del polímero

Diseño de proyectos de inyección de polímeros Factores claves Contenido de sólidos en el agua de inyección: pueden ser encapsulados por el polímero y producirse grumos que taponan las instalaciones de inyección Población bacteriana (cantidad y calidad): pueden degradar el polímero. Canalizaciones: En principio, constituyen un factor favorable para el éxito de los proyectos de inyección de polímeros ya que son la evidencia mas fuerte de baja eficiencia de barrido (y de probables saturaciones atractivas de petróleo en los alrededores). Sin embargo, si no son corregidas, conducen rápidamente el polímero hacia los pozos productores, anulando o limitando su acción correctiva.

Diseño de proyectos de inyección de polímeros Dimensionado Concentración de polímero: Se determina en función del alcance o profundidad de diseño del tratamiento y depende de la permeabilidad del reservorio. En general, cuanto mayor es la permeabilidad de la zona que se desea corregir, mayor debe ser la concentración de polímero. Esto significa una mayor resistencia del frente de polímero hidrolizado. La bibliografía consultada revela un rango de entre 100 y 1000 ppm (microgeles) y 1500 a 10000 ppm (geles obturantes). Volumen a inyectar: Depende del volumen que se pretende contactar. Los tratamientos realizados en Argentina han significado inyecciones de polímero inferiores al 10% del volumen poral del reservorio. No obstante la experiencia en el mundo nos muestra inyecciones de hasta el 80% del volumen poral. Parámetro ppm .VP Un criterio orientativo está representado por el producto de la concentración del polímero y el volumen inyectado, referido al volumen poral del reservorio.

Diseño de proyectos de inyección de polímeros Dimensionado Se considera que cuanto mayor es el producto ppm.VP, mayor será el factor de recobro. Sin embargo esto no es tan lineal. Evidentemente hay otros factores. Tomado de Debons F.E. and Braun R.W. “Polymer flooding: Still a Viable IOR Technique”, 8th European IOR Symposium, Vienna, Austria 15-17 May, 1995.

Diseño de proyectos de inyección de polímeros Resumen En síntesis: Habiendo evidencia de saturaciones de petróleo atractivas y luego de relevarse los datos de PH, salinidad, temperatura, sólidos en suspensión y población bacteriana, creemos esencial: Comprobar la existencia (o ausencia) de canalización de la inyección. Evaluar el volumen de la zona a tratar. Evaluar la permeabilidad promedio de la zona a tratar. Evaluar la distribución de tiempos de transito del agua de inyección. Y los trazadores pueden darnos una mano.

Con canalización de la inyección Flujo de trazadores Con canalización de la inyección Sin saturación de petróleo en la zona barrida pero con alta saturación de petróleo en las zonas contiguas

Sin canalización de la inyección Flujo de trazadores Sin canalización de la inyección Con saturación de petróleo distribuida mas o menos uniformemente en el reservorio

Registros de trazadores Trazador canalizado Ambos registros corresponden a casos reales Trazador sin canalizar

mrec (%) Registros de trazadores Trazador canalizado Trazador sin canalizar

truptura tmedio Registros de trazadores: Parámetros característicos Los dos tiempos característicos están asociados a: truptura : a la permeabilidad de la zona contactada por el trazador tmedio: al volumen acuatizado de la zona contactada por el trazador.

Evaluación de zonas contactadas por el agua de inyección El volumen acuatizado (contactado por el trazador) puede calcularse con: Y la permeabilidad de esa misma zona, con (1): ____________________________________________________________________________________________ 1.- Felsenthal M. “How To Diagnose a Thief Zone”. Journal of Petroleum Technology, 839-840, July, 1973.

Tiempos de transito del trazador vs. tiempo de activación del polímero El 40% del trazador ha salido antes del supuesto tiempo de activación. Si hubiese sido el polímero, se perdía. Popping time 

Caso Testigo

Malla Propuesta 631 531 552 700 642 242 14 341 441 100 Se trata de la malla del inyector VI-144 (Formación Barrancas). Los productores asociados son: VI-29, VI-41, VI-135, VI-136, VI-143, VI-150, VI-242, VI-246, VI-249, VI-255, VI-1001 y VI-1007 942 51 92 En ese momento se inyectaban en la zona de interés unos 164.7 m3/d.

Distribución trazador antes inyección gel (0.35% estable) 631 (0.18% creciente) 531 (0.95% estable) (1% creciente) 552 700 (6% estable) (0.16% estable) 642 242 (0.42% estable) 14 (0.00%) 341 441 100 (0.00%) Se han resaltado los pozos mas canalizados: Vi-246 (con recuperación acumulada de trazador próxima al 6 %) y Vi-249 (con recuperación acumulada de trazador próxima al 4%). El resto de los pozos con detección de trazador tuvieron recuperaciones acumuladas inferiores al 1 % por pozo, en algunos casos crecientes y en otros ya estabilizadas. La recuperación fraccional acumulada total resultó: 13.01 % 942 (3.88% estable) 51 (0.00%) 92 Se han resaltado los pozos mas canalizados: 642 (con recuperación acumulada de trazador próxima al 6 %) y 942 (con recuperación acumulada de trazador próxima al 4%). El resto de los pozos con detección de trazador tuvieron recuperaciones acumuladas inferiores al 1 % por pozo, en algunos casos crecientes y en otros ya estabilizadas. La recuperación fraccional acumulada total resultó: 13.01 % (0.07% estable)

Recuperación fraccional diaria de trazador Las primeras detecciones se produjeron los días 31 y 37 en los productores 642 y 942 respectivamente. Luego, hubo una nueva detección en el 552 (día 101) aunque es probable que el trazador hubiere llegado a este pozo próximo al día 80 (no se muestreó este pozo entre los días 69 y 101). También se registraron detecciones de menor cuantía en los pozos: 92, 531, 631, 341, 242 y 700. 92 531 631 341 242 642 942 552 700 Las primeras detecciones se produjeron los días 31 y 37 en los productores VI-246 y VI-249 respectivamente. Luego, hubo una nueva detección en el VI-255 (día 101) aunque es probable que el trazador hubiere llegado a este pozo próximo al día 80 (no se muestreó este pozo entre los días 69 y 101). También se registraron detecciones de menor cuantía en los pozos: VI-29, VI-135, VI-136, VI-143, VI-242 y VI-1007.

Recuperación fraccional acumulada de trazador 92 531 631 341 242 642 942 552 700 T1/2 (642) : 160 días T1/2 (942) : 168 días Tal como ya se mencionó, viendo las recuperaciones acumuladas, sobresalen claramente las de los pozos VI-246 y VI-249, en los que se habían alcanzado recuperaciones acumuladas próximas al 6% y 3.9% respectivamente. Se indican en el grafico los correspondientes tiempos medios de transito (asociados al 50% de cada acumulada). Tal como ya se mencionó, viendo las recuperaciones acumuladas, sobresalen claramente las de los pozos 642 y 942, en los que se habían alcanzado recuperaciones acumuladas próximas al 6% y 3.9% respectivamente. Se indican en el grafico los correspondientes tiempos medios de transito (asociados al 50% de cada acumulada).

Simulación: distribución trazador antes inyección gel 631 531 552 700 642 Zonas acuatizadas conectando pozos (flujos mas rápidos) 242 14 341 Se consideró en la simulación que el 13.5 % del caudal inyectado (extrapolado a partir de la recuperación total de trazador) llegaba, sin empujar petróleo, a los productores indicados por el trazador (principalmente 642, 942, 552 y 700). Los pozos con muy bajas recuperaciones de trazador no alcanzan a se representados debido a que cada tubo de corriente conduce el 1% del trazador inyectado. Se desconoce la posición del frente de agua en la dirección de los pozos productores que no tuvieron trazador y por lo tanto no se ha representado. Se consideró en la simulación que el 13.5 % del caudal inyectado (extrapolado a partir de la recuperación total de trazador) llegaba, sin empujar petróleo, a los productores indicados por el trazador (principalmente Vi-246, Vi-249, Vi-255 y Vi-1007). Los pozos con muy bajas recuperaciones de trazador no alcanzan a se representados debido a que cada tubo de corriente conduce el 1% del trazador inyectado. Obviamente las zonas acuatizadas (comprobadas con el trazador) se representan en blanco. Se desconoce la posición del frente de agua en la dirección de los pozos productores que no tuvieron trazador y por lo tanto no se ha representado. 100 942 92 51

h = 0.79 m Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 642 (medida vs. simulada) h = 0.79 m Respetando la distribución de líneas de corriente de la diapositiva 13, se obtuvieron los registros de trazador para los principales pozos. En el caso del Vi-246 (mostrado en esta diapositiva) fue necesario considerar un espesor de capa (acuatizada) próximo a 0.8 metros (con porosidad 0.2 y saturación de agua del 70%). Respetando la distribución de líneas de corriente de la diapositiva 19, se obtuvieron los registros de trazador para los principales pozos. En el caso del 642 (mostrado en esta diapositiva) fue necesario considerar un espesor de capa (acuatizada) próximo a 0.8 metros (con porosidad 0.2 y saturación de agua del 70%).

h = 0.54 m Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 942 (medida vs. simulada) Recuperacion diaria de trazdor en el Vi-249(medida vs simulada) h = 0.54 m Para reproducir el registro del pozo Vi-249 debió considerarse una reducción del espesor de la capa acuatizada hasta hacerlo próximo a 0.54 metros. Para el resto de los registros, los espesores resultaron siempre del mismo orden que los dos presentados. Para reproducir el registro del pozo 942 debió considerarse una reducción del espesor de la capa acuatizada hasta hacerlo próximo a 0.54 metros. Para el resto de los registros, los espesores resultaron siempre del mismo orden que los dos presentados.

Rasgos principales del flujo de inyección En síntesis, a partir del trazador se vislumbraba una zona profusamente barrida (entre el inyector 441 y los productores 642 y 942) con espesores evaluados entre 0.54 y 0.79 metros (considerando fi=0.2 y Sw=0.7). Los volúmenes acuatizados (contactados por el trazador) resultaron: Con el pozo 642 = 165 m3/día 0.06 160 días = 1584 m3 Con el pozo 942 = 165 m3/día 0.0388 168 días = 1076 m3 Volumen acuatizado total (contactado por el trazador): 2650 m3 La fracción del trazador no producido ( aproximadamente el 87 % de lo inyectado) estaba en aquel momento, participando en los procesos de empuje del petróleo remanente o viajando por zonas ya barridas de menor permeabilidad (y por ello mas lentas). El petróleo es liviano con viscosidad de 5 cP. La relación de movilidades es cercana a 2. El agua de formación tiene una concentración total de iones divalentes (Ca++ y Mg++) de 2200 a 2400 ppm y un TDS de 70000 ppm.

Rasgos principales del flujo de inyección La permeabilidad de la comunicación hidráulica se estimó mediante: Considerando: = 0.6 cP,  = 0.18, Sor= 0.2, Swi=0.1, L = 300 m, dw = 0.2 m, Pi = 55 Kg/cm2 (en puente de inyección) Z = 1676 m, Pp (dinámica)= 20 Kg./cm2 (equivalente sumergencia) tbt = 34 días, resulta una permeabilidad: k = 836 mD ____________________________________________________________________________________- 1.- Felsenthal M. “How To Diagnose a Thief Zone”. Journal of Petroleum Technology, 839-840, July, 1973.

Inyección de polímero Se decidió la inyección de 15.000 barriles (2385 m3) del polímero poliacrilamida (M : 15 109), parcialmente hidrolizado con entrecruzador triacetato de cromo. Así, el volumen inyectado es prácticamente idéntico al contactado por el trazador (zona acuatizada de flujo rápido). La concentración promedio del polímero fue de 3.000 ppm. La de entrecruzador, 75 ppm. Esto da una relación polímero/entrecruzador de 40. El tiempo de inyección fue de 20 días. Considerando un volumen poral de 21.299.198 BBLS (3.386.572 m3) resultó un VP= 0.0007. Entonces podemos calcular el parámetro ppm .VP resultando: ppm.VP = 3000 x 0.0007 = 2.1 valor extremadamente bajo en relación a los antecedentes de la diapositiva 5, pero que alcanzaría a contactar el volumen acuatizado contactado con el trazador. Aquí vale acotar que en el computo del volumen poral del sector se ha tomado el área que incluye todos los pozos de la diapositiva 15 (primera y segunda línea) así como el espesor total del reservorio.

Consecuencias de la inyección del polímero Before the treatment, the average injection was 4 b/d at 740 psi. After the treatment, the rate was 2,3 b/d at 853 psi. Later the WOR (water oil relation) vs. Np (cumulative oil production) was: At the beginning of the gel treatment the oil cumulative was about 2.000.000 bbls. and it could be extrapolated to 2.200.000 bbls. Today it can be extrapolated to 2.400.000 bbls. So, an incremental oil of 200.000 bbls is estimated.

Chemical products and services Consecuencias de la inyección del polímero Was the project successful? According to calculations performed using post-treatment trends, an incremental production of 200,000 bbls of oil was estimated. Incremental oil reserves attributable to the treatment were 1.78 % of the OOIP. With all costs recorded, the incremental production cost was US$ 1.53/bbl. The summary of the costs is Item Cost (U$S) Tracers 28.000 Chemical products and services 257.000 Workover 15.000 Facilities 5.000 Total 305.000 Based on these positive results, additional treatments were ordered for the original injector plus two additional injectors. Also an expansion of the pilot program is under evaluation.

Trazador después de la inyección del polímero Nueve meses luego del tratamiento con el gel, se inició un segundo estudio con trazadores en la misma malla. De manera que este segundo ensayo (post-gel) fue realizado 4.4 años luego del primero (pre-gel). En ese periodo se completaron procesos de barrido convencional (antes de la inyección del gel) y de barrido adicional, debido a la supuesta redistribución de la inyección por la acción sellante del gel.

Distribución trazador después inyección gel 631 531 552 700 (10% creciente) 642 242 14 341 144 100 942 (20% creciente) 51 Transcurridos casi 600 días de muestreos y mediciones, solo hubieron dos pozos con llegada de trazador: VI-249 (con primera detección el día 169) y VI-246 (con primera detección el día 259). No hubo detecciones en el resto de los pozos de la malla. En el ensayo pre-gel los tiempos de ruptura habían sido de 40 y 37 días respectivamente. El nuevo trazador ha demostrado la redistribución de la inyección de agua con ingreso en nuevas zonas que no eran alcanzadas previamente. Esto fue confirmado también con perfiles de transito de fluido. 29

Recuperación fraccional diaria de trazador 642 942 T1/2 (942) : 331 días T1/2 (642) : 420 días Tracer breakthrough Pre-gel test Las recuperaciones de trazador en los dos pozos con detección se han calculado considerando los siguientes caudales de agua: VI-249 (250 m3/d) y VI-246 (280 m3/d) (ver gráficos de los Anexos 2 y 3, correspondientes al periodo posterior a Septiembre del 2004). Ambos registros muestran un aspecto “no convencional”, posiblemente motivado por cambios bruscos en la tasa de inyección del Vi-144.

Recuperación fraccional acumulada de trazador 642 942 T1/2 (942) : 331 días T1/2 (642) : 420 días Tal como se adelantó, las recuperaciones acumuladas de trazador en los dos pozos mencionados han alcanzado valores próximos al 20% (VI-249) y 10% (VI-246). Se indican en el grafico los correspondientes tiempos medios de transito (asociados al 50% de cada acumulada).

Simulación: distribución trazador después de la inyección del gel 700 Zonas acuatizadas conectando pozos 642 agua 242 14 441 Se consideró en la simulación que el inyector Vi-144 inyectaba el 34 % de su caudal (extrapolado a partir de la recuperación total de trazador) en una zona en la cual el agua ya había alcanzado los productores indicados por el trazador. Aquí es oportuno recordar que esta segunda inyección de trazadores se realizó 10 meses después del tratamiento con geles. agua 100 942

h = 4.4 m Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 642 (medida vs. simulada) h = 4.4 m Respetando la distribución de líneas de corriente de la diapositiva 13, se obtuvieron los registros de trazador para los principales pozos. En el caso del Vi-246 (mostrado en esta diapositiva) fue necesario considerar un espesor de capa (acuatizada) próximo a 4.4 metros. 23486.8

h = 4.5 m Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 942 (medida vs. simulada) Recuperacion diaria de trazdor en el Vi-249(medida vs simulada) h = 4.5 m Para reproducir el registro del pozo Vi-249 debió considerarse una reducción del espesor de la capa acuatizada hasta hacerlo próximo a 4.5 metros. 29947

Simulación: Rasgos principales del flujo de inyección En esta instancia post-gel, a partir del trazador se puede concluir que: Nuevamente, la zona barrida se desarrolla mayoritariamente entre el inyector 441 y los productores 642 y 942. Sin embargo, ahora, los espesores resultan próximos a 4.5 metros (considerando fi=0.2 y Sw=0.7). La fracción del trazador no producido (ahora próximo al 66 %) estaría participando en procesos de empuje del petróleo remanente o viajando por zonas ya barridas de menor permeabilidad (y por ello mas lentas).

ETAPA PRE-GEL vs. ETAPA POST-GEL ANALISIS COMPARATIVO ETAPA PRE-GEL vs. ETAPA POST-GEL

Comparación de registros de trazador Se comparan las recuperaciones fraccionales diarias y acumuladas de trazador, en las etapas “pre – gel” y “post – gel”, en cada pozo de la malla que haya tenido detección de trazador “post – gel”. Obviamente, si no ha habido detección de trazador “post – gel” en un pozo que tuvo detección “pre – gel”, se concluye que el gel ha sido efectivo en cuanto a su función sellante. Asimismo se consideran efectos positivos los retrasos observados en el transito del trazador hacia cualquiera de los pozos productores. Se expresan en primer lugar las recuperaciones en función del tiempo. Luego, debido a que las condiciones de inyección “post-gel” involucran mayores (y muy variables) caudales de inyección, se prefiere expresar las recuperaciones en función de la inyección acumulada (Wi)

Distribución trazador antes y después de la inyección del gel (0.35% estable) Sin detección 631 (0.18% creciente) Sin detección 531 (1% creciente) Sin detección 552 700 (6% estable) (10% creciente) (0.95% estable) Sin detección (0.16% estable) Sin detección 642 242 (0.42% estable) Sin detección 14 (0.00%) Sin detección 341 441 100 Aquí se indican las distribuciones del trazador antes (rojo) y después (azul) del tratamiento con gel. Curiosamente, el gel ha bloqueado las comunicaciones hidráulicas que habían tenido bajas recuperaciones de trazador, mientras que se han modificado (en cuanto a recuperación de trazador) las comunicaciones hidráulicas mas importantes (establecidas con los pozos VI-249 y VI-246). En relación a estos dos últimos pozos, hay evidencia de que las comunicaciones originales han sido bloqueadas por el gel, mientras se ha redistribuido verticalmente la inyección, habilitándose nuevas comunicaciones en otras cotas (conservándose la direccionalidad NE-SO). Esto debería acordar con los eventuales perfiles de tránsito (flow log), que se hubiesen realizado (anteriores y posteriores a la inyección del gel) en el inyector VI-144. 942 (0.00%) Sin detección (3.88% estable) (20% creciente) 51 (0.00%) Sin detección 92 (0.07% estable) Sin detección

Pozo 642

Pre-gel Post-gel Pozo productor 642 (recuperación fraccional diaria) Al graficar en forma conjunta los registros del pozo VI-246 (antes y después del gel), resulta evidente el retraso en el tiempo de ruptura del trazador. Retraso observado: T1/2 (antes gel) : 160 días T1/2 (después gel) : 420 días

Pozo productor 642 (recuperación acumulada) Pre-gel Post-gel Lo señalado en la diapositiva anterior vale también para las acumuladas de trazador.

Pozo productor 642 (recuperación fraccional diaria) Pre-gel Post-gel Los registros se separan aun mas si se grafica la recuperación del trazador en función de la inyección acumulada. Se ha considerado que en la etapa "pre-gel" se inyectaban 164.7 m3/d en la formación Barrancas, mientras en la etapa "post-gel" se consideró el registro de inyección de agua de la compañía. Cuantitativamente en la etapa pre-gel la primer detección en el Vi-246 se produjo cuando se habían inyectado 5100 m3 de agua mientras que en la epata post-gel se necesitaron inyectar entre 50000 y 80000 m3 (no puede precisarse mejor por los grandes intervalos de tiempo entre un muestreo y el siguiente).

Pozo productor 642 (recuperación fraccional acumulada) Pre-gel Post-gel Aquí vemos que mientras en la etapa "pre-gel" se había alcanzado una recuperación de trazador del 6% (con una inyección acumulada de 60Km3) en la etapa "post-gel" se ha recuperado algo mas del 10% (con una acumulada de casi 190Km3). Ambas inyecciones acumuladas de agua se han calculado a partir de las fechas de cada una de las inyecciones de los trazadores (15-12-99 y 28-09-04).

Pozo productor 642 (evaluación volumétrica) Volumen barrido = Qi (rec traz %) T1/2 Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.06 160 días = 1584 m3 (enero del 2001) Volumen barrido (post-gel) = 302 m3/día 0.10 420 días = 12684 m3 (mayo del 2006) Volumen barrido adicional = 9156 m3 - 1584 m3 = 11100 m3 El volumen barrido adicional incluye aquellas zonas que fueron barridas entre enero del 2001 y mayo del 2006, es decir aproximadamente 4.4 años. En esta diapositiva se evalúan los volúmenes barridos en las etapas pre-gel y post-gel, a partir de los registros temporales.

Pozo productor 642 (evaluación volumétrica) Volumen barrido = (rec traz %) Wi1/2 * Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.06 160 días = 1584 m3 (enero del 2001) Volumen barrido (post-gel) = 0.10 132000 m3 = 13200 m3 (mayo del 2006) Volumen barrido adicional = 9156 m3 - 1584 m3 = 11616 m3 El volumen barrido adicional incluye aquellas zonas que fueron barridas entre enero del 2001 y mayo del 2006, es decir aproximadamente 4.4 años. AMBOS PROCESOS DE CALCULO (BASE TEMPORAL Y BASE VOLUMETRICA) COINCIDEN ACEPTABLEMENTE EN LA DETERMINACION DEL VOLUMEN BARRIDO ADICIONAL *En esta diapositiva se evalúa el volumen barrido en la etapa post-gel, a partir del registro de trazador en función de Wi. Esto, a fin de considerar los efectos ocasionados al tomar el producto “caudal promedio por tiempo” en lugar de la acumulada real del inyector Vi-144.

Pozo 942

Pozo productor 942 (recuperación fraccional diaria) Pre-gel Post-gel Retraso observado: T1/2 (antes gel) : 168 días T1/2 (después gel) : 311 días Retraso observado: T1/2 (Vi249) : 168 días T1/2 (Vi246) : 311 días También en el caso del productor VI-249 se observa un retraso en el tiempo de ruptura del trazador. Sin embargo la recuperación fraccional de trazador es sensiblemente mas alta que en la etapa "pre-gel".

Pozo productor 942 (recuperación acumulada) Pre-gel Post-gel Lo señalado en la diapositiva anterior vale también para las acumuladas de trazador.

Pozo productor 942 (recuperación fraccional diaria) Pre-gel Post-gel Graficando en función de la inyección acumulada se observa un retraso algo mayor de la ruptura del trazador y, como ya se mencionó, la recuperación fraccional post-gel es mucho mas grande que la observada en la etapa pre-gel. Nuevamente cabe postular la hipótesis de que la canalización existente en la etapa "pre-gel" pudo haber sido sellada por el gel, con lo cual ahora estaríamos viendo la respuesta de otra capa menos permeable, pero con un espesor importante, de manera que puede conducir una buena cantidad de trazador... Cuantitativamente en la etapa pre-gel la primer detección en el Vi-249 se produjo cuando se habían inyectado 6100 m3 de agua mientras que en la epata post gel se necesitaron inyectar 37000 m3.

Pozo productor 942 (recuperación fraccional acumulada) Pre-gel Post-gel En el registro de recuperación acumulada de trazador, vemos que mientras en la etapa "pre-gel" se había alcanzado una recuperación de trazador inferior al 4% (con una inyección acumulada de 60Km3) en la etapa "post-gel" ya se acumuló mas del 20% (con una acumulada de 190Km3) y la tendencia es aun creciente.

Pozo productor 942 (evaluación volumétrica) Volumen barrido = Qi (rec traz %) T1/2 Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.0388 168 días = 1076 m3 Volumen barrido (post-gel) = 302 m3/día 0.20 311 días = 18785 m3 Barrido adicional por efecto gel = 13560 m3 - 1076 m3 = 17708 m3 El volumen barrido adicional incluye aquellas zonas que fueron barridas entre enero del 2001 y mayo del 2006, es decir aproximadamente 4.4 años.

Pozo productor 942 (evaluación volumétrica) Volumen barrido = (rec traz %) Wi1/2 * Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.0388 168 días = 1076 m3 Volumen barrido (post-gel) = 0.20 107122 m3 = 21424 m3 Barrido adicional por efecto gel = 13560 m3 - 1076 m3 = 20348 m3 El volumen barrido adicional incluye aquellas zonas que fueron barridas entre enero del 2001 y mayo del 2006, es decir aproximadamente 4.4 años. EL VOLUMEN BARRIDO ADICIONAL CALCULADO A PARTIR DE LOS REGISTROS DE TRAZADOR EN FUNCION DE Wi, ES ALGO MAYOR QUE AQUEL BASADO EN LOS REGISTROS TEMPORALES (20348 M3 vs. 17708 m3). NATURALMENTE, ES MAS REALISTA EL PRIMERO DE ELLOS AL EVITARSE EL USO DE VALORES PROMEDIOS. *En esta diapositiva se evalúa el volumen barrido en la etapa post-gel, a partir del registro de trazador en función de Wi. Esto, a fin de considerar los efectos ocasionados al tomar el producto “caudal promedio por tiempo” en lugar de la acumulada real del inyector Vi-144.

CONCLUSIONES Y COMENTARIOS Se ha comprobado que la inyección de gel ha alterado la distribución espacial de la inyección de agua. Se han bloqueado las comunicaciones hidráulicas de baja recuperación de trazador detectadas en la etapa pre-gel. En cuanto a los pozos mas canalizados (642 y 942) existen dos posibles escenarios de interpretación: Que el gel haya bloqueado parcialmente las canalizaciones detectadas en la etapa pre-gel. De esta manera se justificaría el retraso observado en los tiempos de ruptura del trazador. Pero no pueden explicarse sus mayores recuperaciones acumuladas. Que el gel haya bloqueado totalmente las canalizaciones detectadas en la etapa pre-gel y el agua de inyección se haya redistribuido verticalmente ingresando mayoritariamente por otra u otras capas de mayor espesor. Este segundo escenario parece mas probable y debería acordar con los eventuales perfiles de transito (flow-log) anteriores y posteriores a la inyección del gel.

CONCLUSIONES Y COMENTARIOS El segundo escenario es el que resulta totalmente compatible con los resultados derivados de los ensayos con trazadores. La inyección se ha redistribuido tanto verticalmente como arealmente. En efecto, los espesores se incrementaron desde escasos 0.8 metros hasta 4.5 metros mientras el área contactada también se amplió, tal como se ilustra comparando las diapositivas 19 y 31. Como consecuencia de lo mencionado, deberían haberse observado mejoras en los niveles de producción de petróleo de los pozos mas afectados (642 y 942) luego de la inyección de los geles. Las mejoras de producción deberían guardar relación con los “barridos adicionales” calculados para cada uno de los pozos mas afectados (20348 m3 para el 942 y 11616 m3 para el 642).