Metodología para evaluar la mojabilidad a partir de la técnica Resonancia Magnética Nuclear en rocas de yacimiento

La mojabilidad es una propiedad roca-fluido la cual se puede definir como el ángulo de contacto que forman los fluidos con respecto a la superficie sólida de la roca, es decir, es la capacidad que tienen los fluidos de adherirse a la roca en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor cantidad de superficie sólida posible. Con esta propiedad podemos determinar propiedades macroscópicas como la permeabilidad relativa, la presión capilar entre otras. Es importante saber cual es la fase mojante y no mojante en un yacimiento, para así determinar si es hidrófilo (el agua sería la fase mojante) u oleófilo (el petróleo sería la fase mojante).

Para evaluar la mojabilidad en un yacimiento existen diferentes tipos de métodos, entre los que se tienen los cuantitativos como lo son el método de Medición de ángulo de contacto y el de Amott-Harvey, y los cualitativos como Análisis de las curvas de permeabilidad relativa, Pruebas de imbibición espontánea, y Pruebas de adhesión. Hoy en día se están buscando nuevas técnicas de desarrollos que sean eficaces y que aminoren el tiempo experimental de determinación de las propiedades rocas-fluidos como la mojabilidad.

La técnica de Resonancia Magnética Nuclear (RMN) es una de estas técnicas que se está implementando para poder determinar propiedades como la porosidad y la permeabilidad, y las características de los fluidos contenidos en la formación evaluada.

La estatal PDVSA planteó evaluar la mojabilidad por medio de la técnica RMN y compararla con el método de Amott-Harvey, esto por medio de PDVSA Intevep.
La metodología experimental utilizada fue la siguiente:

Análisis convencionales:Se utilizaron cuatro mezclas con volúmenes, permeabilidades y porosidades mostradas en la tabla

Técnica RMN

En las figuras se observan las curvas de distribuciones del tiempo de relajación transversal T2 de las muestras A, B, C y D para diferentes estados de saturaciones









Gráfico 1

Gráfico 2

Gráfico 3

Gráfico 4

La curva de distribución del tiempo de relajación T2 para la saturación de agua 100% es mayor que la que posee saturación de petróleo 100%.
En las gráficas se puede observar que en las curvas de distribución T2 para los procesos de drenaje e imbibición, ocurren cambios notables en los picos de la señal, esto se debe a que existe la presencia de factores volumétricos de agua y petróleo.

Mojabilidad Amott-Harvey/RMN

En la tabla se pueden observar los resultados de la aplicación del método Amott-Harvey en diferentes tipos de muestras y en la gráfica se muestra las correlación entre el método de Amott-Harvey y el método RMN

Conclusiones

Las curvas de distribuciones T2 nos dan una relación de la cantidad de petróleo o agua que está en contacto con la superficie porosa, por lo tanto son sensibles a la mojabilidad de la muestra.
Con el método RMN se puede determinar de manera confiable y en menor tiempo todo lo relacionado con la mojabilidad de la roca, a través de las curvas de distribución T2. Con esta técnica se podrán analizar las muestras de una manera más rápida y eficaz para así saber que método de recuperación aplicar.


Referencias

Castro Yenfrek, Veliz Alida, Sánchez Francis, Rodríguez Mileydi. Gerencia técnica esquémas de explotación. gerencia técnica crudos pesados. PDVSA Intevep. Tomado de un poster expuesto en las JIFI 2008