Evaluación del factor de recobro en la fase de desplazamiento y almacenamiento de CO2 en un yacimiento del campo Shushufindi-Bloque 57.

Abstract

Los reservorios apropiados para el almacenamiento de CO2 involucra la evaluación del factor de recobro y almacenamiento de CO2 a través de diversas metodologías como simulaciones de inyección continua, cíclica y WAG de CO2. Este trabajo de investigación evaluó el factor de recobro en la fase de desplazamiento y almacenamiento de CO2 mediante simulación numérica basados en datos de yacimientos del campo Shushufindi. La metodología utilizada consta de una recopilación de información del campo; creación del modelo estático del reservorio; definición de las propiedades PVT en el componente WinProp de CMG; construcción del modelo dinámico en GEM-CMG; evaluación de diferentes escenarios de inyección de CO2 y análisis del comportamiento del factor de recobro para el escenario óptimo en el tiempo. Los resultados indican que, el factor de recobro del método de inyección continua es de 32%, inyección cíclica es de 31.5% y con la inyección WAG se alcanzó el 37%; de este modo, se logró comprobar que el método más eficiente es el WAG para la arena T inferior. Este estudio concluye que el comportamiento de la curva de saturación de petróleo en cada uno de los métodos tiene una tendencia decreciente debido a la eficiente producción de crudo.