Daño a la formación por minerales de arcillas. Origen y Efecto del tamaño de catión. (I parte)

Origen de las formaciones almacenadoras de petróleo

Las formaciones sedimentarias que almacenan hidrocarburos se constituyen por dos fenómenos principales (Sahimi, 1995): (1) depositación de sedimentos, seguidos por (2) varios procesos de alteración y compactación del material depositado. Los procesos de alteración a los que son sometidos los sedimentos post-depositación, son llamados procesos diagenéticos, en ellos se llevan a cabo esfuerzos en sitios, térmicos, y condiciones de flujo sobre un largo período de tiempos geológicos. Estos procesos diagenéticos son:

1)     Deformación mecánica de los granos

2)     Solución de los minerales de los granos

3)     Alteración de los granos

4)     Precipitación de minerales que llenan los poros.

Estos procesos son inherentes en la determinación de las características de las formaciones almacenadoras de petroleo, y tienen una relación directa con el potencial del factor de daño.

Constituyentes de las rocas sedimentarias

¿Qué constituyen a las rocas sedimentarias?

Los elementos que constituyen las formaciones del subsuelo pueden ser clasificados en dos amplias categorías.

(1)  Materiales Autóctonos: se subdividen en materiales detríticos (los cuales se originan durante la formación de las rocas y restringen el potencial daño a la formación, ya que ellos existen como empaques apretados y minerales mezclados dentro de la matriz de la roca) y materiales diagéneticos (o autigénicos) los cuales son formados por diferentes interacciones roca-fluido en un empaque de sedimentos existentes, y localizados dentro del espacio poroso y  en ocasiones pobremente atado. Estos tienen alto potencial de daño a la formación debido a su exposición directa a los fluidos en el medio poroso.

(2) Materiales extraños o foráneos. Son externamente introducidos a través de los pozos completados en el yacimiento de petróleo, durante la perforación y trabajos de reparación, y procesos de recuperación mejorada aplicados durante la explotación del campo.

En la figura 1 se puede observar la disposición  de los minerales de arcillas en un típica arenisca. A priori se observa que los elementos que mayor compactación presenta son las arcillas detríticas, estas constituyen una laminación fuerte y presenta bajos valores de porosidad y por ende de permeabilidad. En tanto la arcilla autigenica es pobremente empacada ya que esta esta en constante “modificaciones” dadas las interacciones entre la roca y los fluidos que albergan.

Figura 1. Disposición de los minerales de arcillas en areniscas típicas.

Composición de las formaciones que almacenan petróleo.

Estudios realizados demuestran que estas formaciones contienen básicamente: (1) Varios óxidos minerales tales como SiO₂, Al₂O₃, Fe₂O₃, K₂O, CaO_, P₂O5, MnO, TiO₂, Cl, Na₂O, los cuales son detríticos y forman la matriz porosa, y (2) varios tipos de arcillas hinchables y no hinchables, algunas de las cuales son detríticas, y las otras de tipo autigénicos. Las arcillas detríticas forman el esqueleto de la matriz porosa y son de interés desde el punto de vista de daño a la formación por mecanismos físicos. Las arcillas autigénicas son pobremente atadas a la superficie del poro y son de interés desde el punto de vista de daño a la formación por mecanismos físico-químicos. Sin embargo, en las adyacencias al hoyo también puede haber otras sustancias, tales como lodo, cemento, y escalas, las cuales son introducidas durante las operaciones de perforación, terminación y reparaciones/rehabilitaciones.

¿A que se refieren por “arcilla”?

Aun en la industria petrolera el término arcilla puede tener diferentes conceptos en función del estudio y del profesional que lo realice. En el área de factor de daño “Arcilla” es un término genérico, que se refiere a varios tipos de minerales cristalinos descritos como silicatos de aluminio hidratado. Los minerales de arcilla ocupan una gran fracción de las formaciones sedimentarias. Los minerales de arcilla son extremadamente pequeños, materiales de forman platy, pueden estar presentes en rocas sedimentarias como empaques de cristales.  La máxima dimensión de una partícula de arcilla típica es menor a 0.005 mm (Hughes, 1951). Los minerales de arcilla pueden ser clasificados en tres grupos principales según Grim (1942) y Hughes (1951):

1)     Grupo de las Kaolinitas:

2)     Grupo de las Esmectitas o Montmorillonita

3)     Grupos de las Ilitas

Sensibilidad mineral de las formaciones sedimentarias

Entre otros factores, las interacciones de los minerales de arcilla con las soluciones acuosas es el culprit primario del daño de formación en formaciones que almacenan petróleo. Amaefule (1988) sostiene que las interacciones rocas fluidos en rocas sedimentarias pueden ser clasificadas en dos grupos:

1) Reacciones químicas resultantes del contacto de los minerales de la roca con fluidos incompatibles

2) Procesos físicos causados por excesivos caudales de flujo y gradientes de presión.

¿Cuáles son los problemas que ocasionan los minerales de arcilla autigénicas?

El siguiente cuadro ilustra los principales problemas para cada uno de los minerales de arcilla.

Mineral	Area superficial (m2/gm)	Principales problemas al yacimiento
Kaolinita	20	Finos que migran y se concentran en las gargantas de poros causando severo taponamiento y por ende perdida de permeabilidad
Clorita	100	Son extremadamente sensible al ácido y a aguas oxigenadas. Precipitarán elementos gelatinosos Fe(OH)3 los cuales no traspasarán las gargantas de poros
Ilita	100	Taponara las gargantas de poro mientras otros finos migraran  a traves del medio poroso. Los finos de iones de potasio cambiarán a una arcilla expandible
Esmectita	700	Sensibles al agua, 100% expandibles. Causa perdida de microporosidad y permeabilidad.
Mezclado	100-700	Finos que hacen grumos y puentean a lo largo de los poros reduciendo la permeabilidad.

Para entender esto de una manera mas sencilla es útil la regla mnemotécnica de KCIE (Kaolinita, Clorita, Ilita, Esmectita), donde de izquierda a derecha, el área superficial de las arcillas autigénicas va aumentado de manera que es más fácil entrar en contacto con el fluido presente en los poros y por lo tanto tiene mayor probabilidad de ocasionar problemas y reducción de permeabilidad al medio poroso.

Amaefule (1981) resaltó que los cinco principales factores que afectan la sensibilidad mineralógica de las formaciones sedimentarias son:

1.       La composición química y mineralógica determina la:

a.       Disolución de mineral

b.       Hinchamiento del mineral

c.       Precipitación de  nuevos minerales

2.       Abundancia del mineral prevalece la cantidad de minerales  sensibles

3.       El tamaño del mineral juega un papel importante porque

a.       Sensibilidad del mineral es proporcional al área superficial del mineral

b.       El tamaño del mineral determina el área superficial a la razón del volumen de partículas

4.       La morfología del mineral es importante porque

a.       La morfología determina el tipo de grano, y por lo tanto la relación área superficial/volumen.

b.       Los minerales con formas platy, foliadas, aciculares, filiformes, o bladed, tales como los minerales de arcillas, tienen alta relación área superficial-volumen.

      La localización de los minerales es importante desde el punto de vista de su rol en el daño a la formación. Los minerales autigénicos son especialmente susceptible a la alteración porque ellos están presentes en el espacio poroso, como poro-lining, pore-filing, y depósitos que puentean y que pueden ser expuestos directamente a los fluidos inyectados en los en la formación cercana al pozo.

Mungan (1989) sostiene que el daño por arcilla depende: (1) el tipo y cantidad de cationes intercambiables tales como K⁺, Na⁺, Ca²⁺, y (2) la estructura de capas existente en los minerales de arcillas. Mungan describe las propiedades y los procesos de daño de los tres tipos de arcilla como sigue:

1.       Kaolinita tiene una estructura de 2 capas. El catión intercambiable K+, y tiene una capacidad de intercambio pequeña, y es básicamente no hinchable, sin embargo tiene facilidad para dispersarse y moverse en el medio poroso

2.       Montmorillonita tiene una estructura de 3 capas, y una gran capacidad de intercambio de 90 a 150 meq/100g y adsorbe fácilmente los Na+, todo esto lleva a un alto grado de hinchamiento y dispersión.

3.       Las ilitas son presentan capas intercaladas. Estas combinan las peores características de los arcillas hinchables y dispersibles. Las ilitas son las mas difíciles para estabilizar.

La Montmorillonita sódica se hincha mas que la montmorillonita cálcica porque el catión de calcio está fuertemente atado comparado con los cationes de sodio. Por lo tanto, cuando las arcillas en medio acuoso, las láminas de montmorillonita cálcica se mantienen prácticamente intactas, cercanas unas a otras, mientras que los agregados de montmorillonita sódica rápidamente se hinchan y las láminas se separan ampliamente. Por lo tanto el agua puede invadir fácilmente los vacios entre las láminas y formar envelopes de agua alrededor de las láminas de montmorillonita sódica.

¿Cómo se puede prevenir el daño por arcillas?

Se debe mantener altas concentraciones de catión K⁺, porque de esta manera las platelets de las arcillas se mantienen intactas, debido a que el catión K⁺, es de tamaño pequeño, y por lo tanto puede penetrar en las intercapas de las arcillas fácilmente y mantener las láminas unidas como en la siguiente figura:

Figura 2. Efecto del tamaño de catión en una intercapa de arcilla.

Varios investigadores, incluido Mungan (1965), Reed (1977), Khilar y Fogler (1983) y Kia et at (1987), han determinado que algún grado de disminución de permeabilidad ocurre en los núcleos cuando soluciones acuosas fluyen a través de ellos, a este fenómeno se le conoce como “sensibilidad al agua”. 

¿Qué ocurre cuando  una solución de agua desionizada fluye en el medio poroso?

En 1977  Reed llevo a cabo pruebas de laboratorio para determinar cuál era el efecto de hacer fluir agua desionizada a través de un medio poroso arenisca. Basado en la severidad del daño a la formación , el concluyó que la alteración es el resultado del intercambio de cationes K⁺, con cationes mas grandes.  La figura 3 muestra  que el agua desionizada causa el mayor daño, la solución de CaCl₂ el menor daño, y la solución de NaCl está en el medio.

Figura 3. Comparación de daño a la permeabilidad por soluciones de agua desionizada, cloruro de calcio y cloruro de sodio  en núcleos.

Por lo tanto los cationes implicados pueden ordenarse con respecto a la magnitud del daño que representan, de mayor a menor.

H⁺>Na⁺> Ca⁺⁺

Mayor Daño à Menor daño

Por lo cual concluimos que el catión H+ al ser más grande es quien hace separar mas aún las laminas de las arcillas. Por su parte Grim en 1942 determinó el orden de reemplazabiidad de los mayoría de los cationes en arcillas desde el más  fácil hasta el menos fácil.

Li⁺>Na⁺> K⁺> Rb⁺> Cs⁺> Mg⁺⁺>Ca⁺⁺> Sr⁺⁺>Ba⁺⁺

Más fácil à Menos fácil

A lo cual Hughes (1951) sostiene que el “hidrogeno normalmente reemplazará al calcio, el cual a su vez reemplazará al sodio. Con la excepción del potasio en las ilitas, la firmeza con la cual los cationes se mantienen en la estructura de las arcilla incrementa con  la valencia del catión”.  Además Reed (1977) postuló que el daño a la formación en arenas micáceas es el resultado de la alteración de la mica y la generación de finos de acuerdo al proceso que se observa en la figura 4.

Figura 4. Mecanismos de alteración de la mica por Reed.

¿Cual es en realidad el efecto del tamaño catión en el daño a la formación?

Cuando las arcillas son expuestas a soluciones acuosas con poca o ninguna cantidad de cationes de K+ (que son las mas pequeños) o los cationes más grandes tales como H⁺, Ca⁺², Na⁺², el catión K+ se sale de la laminas de arcillas de acuerdo a la Ley de Fick, porque existe mas K+ que solución. En contraste, los cationes más grandes (y perjudiciales para mantener las intercapas lo más cercanas posibles) presentes en la solución acuosa tienden a difuminarse dentro de las arcillas porque existen más de los cationes grandes en la solución comparados a los de las  arcillas. Debido a que los cationes más grandes no pueden ajustarse dentro de los espacios que hay entre las láminas que ha dejado los cationes K+, entonces los bordes de las intercapas comienzan a romperse en pedazos y de esta manera se generan los finos que disminuyen la permeabilidad.

Mohan y Fogler (1997) explican que existen tres procesos que llevan a una reducción de permeabilidad en formaciones sedimentarias arcillosas.

1.       Bajo condiciones coloidales favorables, las arcillas no hinchables, tales como kaolinitas e ilitas, pueden desprenderse a la superficie poral y entonces estas partículas migraran con el fluido a través del medio poroso

2.       Mientras las arcillas hinchables, tales como esmectitas, y arcillas de capas mezcladas, primero se expanden bajo condiciones iónicas favorables, y luego se desintegran y migran.

3.       Además, los finos atados a las arcillas hinchables pueden desprenderse y liberarse durante el hinchamiento de las arcillas, este fenómeno es referido como generación de finos por saltos discontinuos.

Consecuentemente el daño a la formación corres en dos maneras:

1)     La permeabilidad del medio poroso disminuye por la reducción de porosidad por el hinchamiento de las arcillas.

2)      Las partículas que ingresan por el fluido que fluye en el medio poroso son transportadas a través de las gargantas de poros y capturadas en un proceso jamming. 

Por lo tanto la permeabilidad disminuye  por el taponamiento de las gargantas de poros. Khilar y Fogler (1983) demostraron que el flujo de soluciones acuosas a través de rocas de Berea que existe una CONCENTRACIÓN DE SAL CRÍTICA (CSC), de la solución acuosa a partir de la cual se induce la movilización de partículas de arcilla y la permeabilidad del medio se ve disminuida gradualmente. Esto como resultad de la expulsión de las partículas de Kaolinita de la superficie de poro debido al incremento de la repulsión de la doble capa a bajas concentraciones de sal.

Referencia bibliografica

Reservoir Formation Damage, Faruk Civan, 2000, Chapter 1. 

Producción Mundial de petróleo

Fuente: Diario El Mundo Economía y Negocios, 05 de Agosto de 2013.

Daño a la formación

Uno de los conceptos  más utilizados en la ingeniería de petróleo (y muchas veces sin criterio) es el de daño a la formación.  De manera general, el daño a la formación se refiere a la disminución de la permeabilidad de las formaciones que almacenan hidrocarburos producto de procesos físicos y/o químicos.  Estos procesos se originan durante las operaciones de perforación, producción, reparaciones etc. La reducción de permeabilidad repercute en una disminución de la productividad del pozo, por ello es pertinente evitarlo antes que remediarlo.

Dado la gran cantidad de fenómenos y procesos que intervienen en la reducción de permeabilidad del medio poroso, no ha sido posible establecer un enfoque y teoría única que permita resolver todos los problemas asociado al daño a la formación. Un modelo de daño a la formación es una relación dinámica que expresa la capacidad de transportar fluido que tiene un medio poroso cuando ha sufrido alteración por procesos físicos y/o químicos.

¿ Cuales son los factores más comunes que alteran la permeabilidad de una formación ?

  1) Invasión de fluidos foráneos tales como: agua y/o sustancias químicas empleadas para procesos de recuperación mejorada,  invasión del fluido de perforación, fluidos utilizados durante operaciones de reparación y/o rehabilitación.

    2)  Invasión de partículas ajenas a la formación y movilización de partículas pertenecientes a la formación, tales como: arena, finos de lodo, bacterias.

   3) Condiciones de la operación tales como los caudales de flujo del pozo, presiones y temperaturas en el hoyo.    

    

    4)     Propiedades de los fluidos de formación y la matriz porosa.

En las proximas entregas de este blog estaremos abordando los diferentes mecanismos de daño a la formación.

Referencias Bibliograficas

Reservoir Formation Damage, Faruk Civan. 2000

Caracterización de yacimientos

Con el paso de los años la integración de diversas disciplinas técnicas ha cambiado la percepción de las características de los yacimientos de hidrocarburos. En un principio se consideraba que los yacimientos eran estructuras geológicas simples, la realidad es que son bastantes complejas, y que pueden subdividirse en elementos de arquitectura  o compartimientos en función de varias características estructurales y estratigráficas.  

Una buena analogía para entender a un yacimiento de hidrocarburos es considerar que el yacimiento es una navaja de bolsillo con varias partes, como se muestra en la figura 1(ciertamente es raro, pero funciona) . 

Figura 1. Analogía entre un yacimiento de hidrocarburo y una navaja de bolsillo.

El volumen total y la forma de la navaja es análogo a un campo recién descubierto, en el cual los datos son suficientes únicamente para estimar el volumen, la forma externa, y las propiedades internas brutas. Una vez que el campo es descubierto, los diferentes componentes de la navaja son análogos a los diferentes elementos arquitecturales y a las propiedades internas del yacimiento, debido a que cada una es caracterizada por un tamaño, forma y comportamiento diferente.

Incluso dentro de un campo maduro que contenga una gran número de pozos e información de producción, las áreas no perforadas entre los pozos (las “áreas interpozos”)-incluso si son pequeñas- representan áreas de incertidumbre geológica. El área interpozo puede ofrecer sorpresas que pueden dificultar o mejorar la producción de hidrocarburos. Por ejemplo, fallas y pinchouts estratigráficos pueden prevenir la comunicación del fluido entre un pozo de inyección de agua para recobro secundario y un pozo productor, esto reduce la efectividad del plan de inyección de agua. 

En resumen podemos decir que los yacimientos consisten de varios elementos arquitecturales que juntos comprenden el yacimiento en sí, pero que individualmente estos elementos controlan el volumen de hidrocarburos presente y el comportamiento de la producción del yacimiento. Estos elementos arquitecturales son definidos por el tamaño, geometría, orientación, continuidad interna, conectividad vertical del yacimiento, las capas sellos, así como por la calidad del yacimiento. 

Una frase que permite definir la caracterización de yacimientos es la siguiente: “El principal objetivo  de la caracterización de yacimientos es obtener altos recobros con la menor cantidad de pozos en las mejores posiciones a menores costos a través de la optimización” (Halderson y Damsleth, 1993). La importancia de la caracterización del yacimiento, permite conocer las heterogeneidades que existen en la estructura donde se encuentran los hidrocarburos. El siguiente ejemplo permite entender la importancia de la caracterización. 

Supongamos el caso de un proceso de inyección de agua  para recuperar parte del petróleo que no pudo ser producido por mecanismos naturales. Si el diseño de la inyección de agua no toma en cuenta las características geológicas, puede ocurrir que el agua inyectada no entre en contacto con el petróleo haciendo imposible el desplazamiento del hidrocarburo hacia el pozo productor. Una posible razón sea la presencia de fracturas en el medio poroso, el agua inyectada transita preferiblemente por estas fracturas, dejando de entrar en contacto con el petróleo. El éxito del proceso de recuperación mejorada está íntimamente ligado a la correcta caracterización del yacimiento.

Figura 2. Inyección de agua 

En la mayoría de los yacimientos se encuentran heterogeneidades, las cuales pueden ser clasificadas de acuerdo a la escala:

a) Microscópica: también conocidas como heterogeneidades a escala de poro, están relacionadas al arreglo de los granos, incluyendo el volumen poroso, tipos y formas de poro, contactos grano a grano que controlan la permeabilidad, y tipos de granos.

b) Mesoscópica: son las heterogeneidades a escala de pozo que pueden ser reconocidas en la dimensión vertical, tales como en núcleos o en registros de pozos, tales heterogeneidades incluyen tipos de litología y bedding, estilos de estratificación, y la naturaleza de los contactos de bedding.

c) Macroscópica: heterogeneidades que ocurren a la escala  del espaciamiento que existe entre los pozos. Tales heterogeneidades incluyen: continuidad lateral o discontinuidad como resultado de un pinchout estratigráfico, un cutout erosional, o fallas. Esta es la escala de heterogeneidades mas difíciles para cuantificar, porque las tecnologías requieren imágenes de las heterogeneidades a escala interpozo, y frecuentemente ofrecen resoluciones que son demasiados pobre para observar el feature (subsísmica). La tomografía a través del hoyo, sísmica 4D (tiempo-lapso), y pruebas de pozos pueden proveer información directa de la presencia o ausencia de heterogeneidades, pero la resolución inherente de las features definibles con sísmica 2D o 3D es frecuentemente demasiado alta para ser capaz de resolver a escala subsísmica importante, las heterogeneidades interpozo.

d) Megascópico: heterogeneidades a escala de campo, tales como la geometría total (overall) y la arquitectura del yacimiento a gran escala ( relacionado a la estructura y/o ambiente depositacional) normalmente puede ser definido con sísmica 2D o 3D, pruebas de pozos, e información de la producción, y correlación de registros de pozo a escala de campo.

Figura 3. Escalas de heterogeneidad del yacimiento.

Referencias Bibliograficas

1- Handbook of Petroleum Exploration and Production. Volume 6. Stratigraphic Reservoir Characterization for Petroleum Geologists, Geophysicists and Engineers. Roger M. Slatt. 2006