CCS and enhance oil recovery in LU sandstone in Oriente Basin

• Diego Ayala ^[1] ; Jearson Apaza ^[2] ; Luis Rivero ^[1] ; José Cóndor ^[3]
  1. [1] Universitat de Barcelona

     Universitat de Barcelona

     Barcelona, España

     
  2. [2] Reservoir Solution, Bolivia
  3. [3] Government of British Columbia, Canada

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• Localización: Fuentes: El reventón energético, ISSN-e 1657-6527, Vol. 23, Nº. 1, 2025, págs. 7-31
• Idioma: inglés
• Títulos paralelos:
  • Almacenamiento de dióxido de carbono y recuperación mejorada de petróleo en la arenisca LU de la Cuenca Oriente
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• Resumen
  • español

    Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) sigue siendo un desafío importante tanto para las naciones como para el sector industrial. Un enfoque prometedor consiste en aprovechar los avances en la tecnología de exploración de yacimientos petrolíferos para almacenar GEI en formaciones geológicas y, al mismo tiempo, utilizar el CO₂ inyectado para la recuperación mejorada de petróleo (EOR). Este estudio se basa en investigaciones previas que identificaron la arenisca Lower U (LU) como una candidata idónea para el almacenamiento geológico de GEI a gran escala. Inicialmente, se realizó una caracterización exhaustiva del yacimiento y se analizaron los datos geológicos para construir modelos estáticos y dinámicos de la formación LU. Además, se desarrolló un modelo de fluidos para comparar los datos históricos de producción. El estudio hace hincapié en la determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) para estimar el potencial de producción y evaluar el aumento del factor de recuperación mediante la EOR basada en CO₂. El empuje parcial de agua del yacimiento presenta dos características clave: una disminución significativa de la presión del yacimiento y un bajo corte de agua, lo que convierte al yacimiento PRH en un sólido candidato para esta tecnología. Se empleó simulación numérica para examinar las interacciones entre el yacimiento, el petróleo crudo y el CO₂. Este análisis busca comprender el comportamiento del petróleo enriquecido con CO₂ y evaluar las mejoras en la movilidad de fluidos una vez alcanzado el MMP. La selección de los pozos de inyección se basó en parámetros estratégicos como la proximidad, la continuidad de la arena, la tasa de producción, la terminación del pozo y la distribución de la permeabilidad. Los yacimientos de la Cuenca Oriente se encuentran actualmente en la etapa de agotamiento medio, lo que los hace ideales para la implementación de la recuperación mejorada de petróleo (EOR) con CO₂. Con el apoyo de modelos geoestadísticos actualizados, este estudio refinó las distribuciones de porosidad y permeabilidad y determinó un MMP de 2935 psi. Se realizó un cotejo histórico mediante múltiples ajustes para mejorar la concordancia entre la producción simulada y la observada. Además, se comparó la eficiencia de recuperación de petróleo mediante la inyección de CO₂ con escenarios de inyección de agua-gas alternado (WAG). Los resultados indican que la inyección de CO₂ por sí sola aumenta el factor de recuperación en un 25%, mientras que la inyección de WAG produce un aumento del 14%. Sin embargo, el WAG resulta en una menor producción de CO₂, lo que permite almacenar un mayor volumen de GEI en la formación. Proponer este enfoque de recuperación mejorada de petróleo (EOR) para las areniscas de la Cuenca Oriente presenta tanto un desafío técnico como una valiosa oportunidad.

  • English

    Reducing greenhouse gas (GHG) emissions remains a significant challenge for both nations and the industrial sector. One promising approach is to leverage advances in oil reservoir exploration technology to store GHGs in geological formations while simultaneously using the injected CO₂ for enhanced oil recovery (EOR). This study builds upon previous research that identified the Lower U (LU) sandstone as a suitable candidate for large-scale geological GHG storage. Initially, a thorough reservoir characterization was conducted, and geological data were analyzed to construct both static and dynamic models of the LU formation. Additionally, a fluid model was developed to match historical production data. The study emphasizes determining the minimum miscibility pressure (MMP) to estimate production potential and assess the increase in recovery factor through CO₂-based EOR. The field’s partial water drive presents two key characteristics: a significant decline in reservoir pressure and a low water cut, making the PRH field a strong candidate for this technology. Numerical simulation was employed to examine the interactions between the reservoir, crude oil, and CO₂. This analysis aims to understand the behavior of CO₂-enriched oil and evaluate improvements in fluid mobility once MMP is achieved. The selection of injection wells was based on strategic parameters such as proximity, sand continuity, production rate, well completion, and permeability distribution. Reservoirs in the Oriente Basin are currently in the mid-depletion stage, making them ideal for CO₂ EOR implementation. Supported by updated geostatistical models, this study refined the porosity and permeability distributions and determined the MMP to be 2,935 psi. History matching was performed through multiple adjustments to improve the agreement between simulated and observed production. Furthermore, oil recovery efficiency from CO₂ injection was compared to water-alternating-gas (WAG) injection scenarios. Results indicate that CO₂ injection alone increases the recovery factor by 25%, while WAG injection yields a 14% increase. However, WAG results in lower CO₂ production, allowing a larger volume of GHGs to be stored in the formation. Proposing this EOR approach for the sandstones of the Oriente Basin presents both a technical challenge and a valuable opportunity. It contributes meaningfully to emissions reduction while also enhancing the recovery of residual oil.