Selección de métodos EOR: adecuación de inyecciones de CO2, polímeros y térmicas a las condiciones del yacimiento

Las elecciones incorrectas de EOR no tienen una segunda oportunidad. Movilizar equipos, perforar pozos de inyección y acondicionar las instalaciones de superficie para una inundación con polímeros que la temperatura del yacimiento destruirá — o invertir capital en una inyección miscible de CO₂ donde la presión no puede mantener la miscibilidad — significa haber agotado el presupuesto, diferido la producción y no haber recuperado nada extra. Esa decisión de selección se toma meses o años antes de la primera inyección. Decide si el proyecto gana su costo de capital o se convierte en una pérdida contable.

Este artículo recorre cómo hacer coincidir las tres familias dominantes de EOR — inyección de CO₂, inundación con polímeros e inundación térmica — con las propiedades del yacimiento y del fluido, y cómo los marcos de decisión estructurados reducen el riesgo de una selección errónea.

Por qué falla la selección en la práctica

La mayoría de los fallos de selección se remontan al mismo hábito: aplicar un criterio de forma aislada. La viscosidad por sí sola no selecciona el método térmico; la profundidad por sí sola no descalifica al CO₂. Lo que rige la viabilidad es cómo interactúan los parámetros: gravedad del petróleo, temperatura del yacimiento, permeabilidad, profundidad y saturaciones de fluidos. Un trabajo reciente que aplica el análisis de decisión multicriterio (TOPSIS) a yacimientos iraquíes demuestra que la clasificación de candidatos a EOR requiere la ponderación simultánea de múltiples atributos del yacimiento en lugar de puertas secuenciales de pasa/no pasa (Rasul, 2026). Un marco de selección híbrido que combina criterios empíricos con clasificación por aprendizaje automático cuenta la misma historia: ningún parámetro por sí solo es suficiente para la selección de EOR por CO₂ (Ghafoori et al., 2026).

Los parámetros básicos de selección

Antes de comparar métodos, establezca un conjunto de parámetros consistente para el yacimiento candidato. El conjunto de datos mínimo requerido para la selección preliminar incluye:

• Profundidad y presión del yacimiento
• Temperatura del yacimiento
• Gravedad API del petróleo y viscosidad en condiciones de yacimiento
• Salinidad y dureza del agua de formación
• Espesor neto (net pay) y extensión areal
• Porosidad y permeabilidad (promedio y distribución)
• Saturación de petróleo actual y corte de agua
• Litología (arenisca frente a carbonato)

Cada familia de EOR tiene límites físicos estrictos dentro de este espacio de parámetros. Si se violan, no se obtiene un proyecto marginal. Se obtiene uno fallido.

Inyección de CO₂: La presión de miscibilidad es la restricción determinante

La inyección de CO₂ funciona reduciendo la tensión interfacial entre el gas inyectado y el crudo del yacimiento, idealmente logrando la miscibilidad al primer contacto o contactos múltiples. La restricción técnica crítica es la presión mínima de miscibilidad (MMP). Si la presión del yacimiento no puede sostenerse o elevarse hasta la MMP, la inyección opera en un régimen inmiscible con una eficiencia de desplazamiento sustancialmente menor.

La MMP es una función de la temperatura del yacimiento y la composición del petróleo, particularmente las fracciones intermedias C₅–C₁₂. Los crudos más ligeros y con mayor API alcanzan la miscibilidad a presiones más bajas. Los crudos más pesados con menos intermedios requieren presiones más altas o pueden no alcanzar la miscibilidad en absoluto.

La profundidad es, por tanto, un indicador de la presión: los yacimientos poco profundos normalmente no pueden soportar las presiones necesarias para el desplazamiento miscible. Por el contrario, los yacimientos muy profundos pueden presentar desafíos de inyectividad y elevados costos de compresión de CO₂.

La integridad estructural importa desproporcionadamente en las inyecciones de CO₂. El CO₂ tiene flotabilidad en relación con la salmuera del yacimiento y migrará hacia arriba, por lo que los yacimientos con sellos superiores fuertes y conectividad de fracturas verticales limitada retienen el gas inyectado de manera más efectiva. La segregación por gravedad en formaciones gruesas y de fuerte buzamiento reduce la eficiencia de barrido a menos que se diseñe un esquema WAG (agua alternada con gas) para gestionarlo.

El marco híbrido mejorado de Ghafoori et al. (2026) identifica la gravedad del petróleo, la profundidad del yacimiento y la temperatura como los parámetros de mayor peso en la selección de EOR por CO₂, mientras que la permeabilidad juega un papel secundario en comparación con su dominio en la inundación química.

Inundación con polímeros: Relación de movilidad y estabilidad térmica

La inundación con polímeros aborda el problema de la relación de movilidad. Cuando el agua inyectada es significativamente más móvil que el petróleo del yacimiento — ya sea porque la viscosidad del petróleo es alta o la permeabilidad relativa del agua es alta — el agua se canaliza a través del yacimiento, evitando el petróleo. El polímero aumenta la viscosidad de la fase acuosa, mejorando la relación de movilidad y la eficiencia de barrido.

Las restricciones determinantes son:

Rango de viscosidad del petróleo. La inundación con polímeros es más efectiva cuando la viscosidad del petróleo cae dentro de un rango donde el polímero puede lograr una relación de movilidad favorable sin requerir concentraciones de polímero impracticablemente altas. Los petróleos muy pesados superan el rango de viscosidad práctico para el polímero convencional solo; se vuelven necesarios los métodos ASP (alcalino-surfactante-polímero) o térmicos.

Temperatura del yacimiento. Este es el criterio crítico de exclusión para la inundación con polímeros. La poliacrilamida hidrolizada (HPAM), el polímero dominante utilizado en aplicaciones de campo, se degrada a temperaturas elevadas, y la revisión de los criterios de selección de inundación con polímeros señala la temperatura como un límite superior estricto para las inundaciones basadas en HPAM. Por encima del umbral de estabilidad térmica, el polímero se degrada en el yacimiento antes de que pueda mejorar el barrido, y el proyecto falla independientemente de otras condiciones favorables.

Salinidad y dureza. El agua de formación de alta salinidad y los cationes divalentes (Ca²⁺, Mg²⁺) reducen la viscosidad del polímero y aceleran la degradación. La química de la salmuera del yacimiento debe caracterizarse antes de la selección del polímero. Las poliacrilamidas sulfonadas y los biopolímeros ofrecen una mejor tolerancia a la salinidad, pero introducen sus propias restricciones en torno a la inyectividad y la degradación biológica.

Permeabilidad. El polímero debe ser inyectable a tasas prácticas sin fracturar la formación. Los yacimientos de muy baja permeabilidad presentan restricciones de inyectividad que pueden hacer que la inundación con polímeros no sea económica, independientemente de las propiedades del fluido.

Thermal Flooding: Viscosity Reduction Through Heat

Los métodos térmicos — empuje por vapor, estimulación cíclica con vapor (CSS) y combustión in-situ — se dirigen a crudos pesados y extrapesados donde la viscosidad en condiciones de yacimiento es demasiado alta para el desplazamiento por gas o polímeros. El calor reduce la viscosidad del petróleo en órdenes de magnitud, movilizando petróleo que de otro modo sería inmóvil.

Profundidad. La inyección de vapor se vuelve térmicamente ineficiente más allá de profundidades moderadas. La pérdida de calor hacia la formación suprayacente y subyacente aumenta con la profundidad, y la calidad del vapor en la cara de la arena se degrada. Los yacimientos muy profundos generalmente se descartan de las inyecciones térmicas basadas en vapor únicamente por motivos de pérdida de calor.

Espesor del yacimiento. Los yacimientos delgados pierden calor de manera desproporcionada hacia las formaciones adyacentes. Se requiere un espesor neto mínimo para justificar los proyectos térmicos; el estudio del campo petrolífero de Mongolia identifica el espesor neto como un parámetro de selección primario para los métodos térmicos (Anuudari & Min, 2025).

Gravedad y viscosidad del petróleo. Los métodos térmicos se dirigen a crudos de bajo API y alta viscosidad. La aplicación de vapor a un petróleo ligero de baja viscosidad produce una recuperación incremental mínima en relación con el costo; el petróleo ya es móvil. El estudio TOPSIS de yacimientos iraquíes confirma que la ponderación de la viscosidad del petróleo es la más alta para la selección del método térmico entre los criterios evaluados (Rasul, 2026).

Tipo de formación. Las arenas no consolidadas o poco consolidadas son anfitriones comunes para el petróleo pesado y son generalmente compatibles con la inyección de vapor. Los carbonatos presentan desafíos para las inyecciones de vapor debido a su menor porosidad, diferente comportamiento de mojabilidad y el potencial de canalización del vapor a través de fracturas naturales.

Matriz de selección comparativa

La tabla a continuación resume los criterios primarios de aceptación/rechazo. Las celdas contienen únicamente orientación cualitativa; se requieren cálculos de MMP específicos del proyecto, pruebas de reología de polímeros y simulación térmica antes de las decisiones de inversión.

Escenario ilustrativo

Este escenario es ilustrativo y no representa un campo o proyecto nombrado.

Un yacimiento de arenisca maduro a profundidad moderada produce un crudo de gravedad media con viscosidad moderada y alto corte de agua. La presión del yacimiento está disminuyendo. Se evalúan tres candidatos de EOR:

• Inyección de CO₂: La presión del yacimiento está en el límite para la MMP en las condiciones actuales. El mantenimiento de presión mediante inyección de CO₂ podría sostener la miscibilidad, pero el mapa estructural muestra un cierre limitado, lo que genera preocupación sobre la migración de CO₂. Se requeriría un diseño WAG. Selección preliminar: condicional — requiere medición de MMP en laboratorio y revisión de la integridad del sello.
• Inyección de polímero: La temperatura del yacimiento está dentro del rango de estabilidad de HPAM. La permeabilidad es suficiente para la inyectividad. La salinidad del agua de formación es moderada y la dureza es baja. El cálculo de la relación de movilidad indica que el polímero podría mejorar significativamente el barrido. Selección preliminar: favorable — avanzar a pruebas de inyección en núcleos.
• Inyección de vapor: La viscosidad del petróleo es demasiado baja para que el método térmico proporcione un beneficio incremental sobre la inyección de agua. La profundidad y el espesor neto son adecuados, pero el objetivo de fluido es incorrecto. Selección preliminar: no recomendado.

El enfoque basado en TOPSIS formalizaría esta ponderación, asignaría puntuaciones a todos los criterios simultáneamente y produciría una lista corta clasificada con un análisis de sensibilidad que muestre qué incertidumbres de los parámetros afectan más a la clasificación (Rasul, 2026).

Lista de verificación de selección para ingenieros de campo

• Confirmar la presión del yacimiento en relación con la MMP estimada antes de avanzar en la evaluación de la inyección de CO₂.
• Medir la salinidad del agua de formación y la concentración de iones divalentes antes de especificar el tipo de polímero.
• Verificar la temperatura del yacimiento frente al límite de estabilidad térmica de cualquier polímero candidato.
• Mapear la distribución del espesor neto — las zonas delgadas descalifican el vapor por motivos de pérdida de calor.
• Evaluar el cierre estructural y la integridad del sello para cualquier esquema de inyección de gas.
• Calcular la relación de movilidad bajo las condiciones actuales de inyección de agua para cuantificar el objetivo del polímero.
• Identificar la heterogeneidad litológica — fracturas, zonas de pérdida y laminaciones afectan el barrido para los tres métodos de manera diferente.
• Aplicar una puntuación multicriterio (TOPSIS o equivalente) cuando dos o más métodos pasen los filtros preliminares, para evitar el sesgo de un solo parámetro.
• Requerir confirmación de laboratorio — pruebas de tubo delgado de MMP para CO₂, reología de inyección en núcleos para polímero, ajuste histórico de simulación térmica para vapor — antes de comprometerse con el diseño piloto.

Conclusión

El cribado no es una formalidad antes de que comience la ingeniería real; es la decisión que determina si vale la pena realizar la ingeniería real. La inyección de CO₂ está limitada principalmente por la presión de miscibilidad y la integridad estructural. La inyección de polímeros está limitada por la estabilidad térmica, la salinidad y la permeabilidad. La inyección térmica está limitada por la profundidad, el espesor neto y la viscosidad del petróleo. La aplicación de marcos multicriterio, como se demostró en estudios recientes de yacimientos en Irak y Mongolia, reduce el riesgo de eliminar candidatos viables o de avanzar con aquellos inadecuados.

El siguiente paso inmediato para cualquier equipo que se enfrente a una decisión de selección de EOR es compilar el conjunto de datos de parámetros enumerados anteriormente, ejecutar un cribado multicriterio estructurado e identificar qué uno o dos métodos justifican la confirmación en laboratorio. Esa secuencia (datos, cribado, laboratorio, piloto) es la forma en que se compromete el capital en proyectos que recuperan petróleo en lugar de proyectos que recuperan lecciones.