Capitulo No 1 - Clasificación de Reservorios (Mecanismos de Empuje)

U.M.R.S.F.X.CHFacultad de Tecnología

Ing. Petróleo y Gas NaturalCapitulo No 2

Métodos Convencionales de Recobro Adicional

Ing. Darío Cruz Recuperación Mejorada PGP-232 1

Métodos convencionales de recobroadicional

1. Introducción

Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleocomo mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente sehan complementado mediante la inyección de agua y de gascomo procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar laenergía y, en consecuencia, aumentar el recobro. Posteriormentese han utilizado otros procesos mejorados de recuperación depetróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidadque se requiere para su explotación comercial. Por estas razones,la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodosconvencionales más utilizados para obtener un recobro extra depetróleo de los yacimientos.

2. Inyección de agua.

La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad dePithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1865. Como sucedefrecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologías, laprimera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua,proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o deacumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de lasformaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en lospozos perforados e incrementaba la producción de petróleo enlos pozos vecinos". En esa época se pensó que la función principalde la inyección de agua era la de mantener la presión del





yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890,cuando los operadores notaron que el agua que había entrado ala zona productora había mejorado la producción.

Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciableimpacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. Elprimer patrón de flujo, denominado una invasión circular,consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida queaumentaba la zona invadida y que los pozos productores que larodeaban eran invadidos con agua, éstos se iban convirtiendo eninyectores para crear un frente más amplio. Este método seexpandió lentamente en otras provincias productoras depetróleo debido a varios factores, especialmente a que seentendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron encontra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, almismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyecciónde gas, generándose en algunos yacimientos un procesocompetitivo entre ambos métodos.

En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, enel cual dos filas de pozos productores se alternaron en amboslados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrónde línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos. Después de1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamentey se permitieron mayores tasas de inyección-producción. En laactualidad, es el principal y más conocido de los métodos derecuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que másha contribuido al recobro del petróleo extra". Hoy en día, más dela mitad de la producción de agua mundial de petróleo se debe ala inyección de agua.





2.1. Tipos de Inyección.

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores,la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formasdiferentes:

2.1.1.Inyección periférica o externa.Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en losflancos del yacimiento. Se conoce también como inyeccióntradicional y en este caso, como se observa en la Figura 2.2, el aguase inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

Características:

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción delyacimiento y/o la estructura del mismo favorece lainyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de lazona de petróleo.





Ventajas:1. Se utilizan pocos pozos.2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que

se pueden usar pozos productores viejos como inyectores.Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozosperforados en forma irregular o donde el espaciamiento delos pozos es muy grande.





, I

3. No es indispensable una buena descripción del yacimientopara iniciar el proceso de invasión con agua por flancos.

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo deproducción de agua. En este tipo de proyecto, laproducción de agua puede ser retrasada hasta que el aguallegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuyelos costos de las instalaciones de producción de superficiepara la separación agua-petróleo.

Desventajas:

1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazarel petróleo.

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frentede invasión, como sí es posible hacerlo en la inyección deagua en arreglos.

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener lapresión de la parte central del mismo y es necesario haceruna inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.

4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre laperiferia y el yacimiento.

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lotanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.

2.1.2.Inyección en arreglos o dispersa.Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El aguainvade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumeninvadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyeccióntambién se conoce como inyección de agua interna, ya que elfluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número





apreciable de pozos inyectores que forman un arreglogeométrico con los pozos productores, como se observa en laFigura 2.3.

Características:

1. La selección del arreglo depende de la estructura y límitesdel yacimiento, de la continuidad de las arenas, de lapermeabilidad (k), de la porosidad (ø) y del número yposición de los pozos existentes.

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pocobuzamiento y una gran extensión areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectoresse distribuyen entre los pozos productores, para lo cual seconvierten los pozos productores existentes en inyectores,o se perforan pozos inyectores interespaciados. En amboscasos, el propósito es obtener una distribución uniformede los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria derecobro.





Ventajas:1. Produce una invasión más rápida en yacimientos

homogéneos, de bajos buzamientos y bajaspermeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos,debido a que la distancia inyector-productor es pequeño.Esto es muy importante en yacimientos de bajapermeabilidad.

2. Rápida respuesta del yacimiento.3. Elevada eficiencia de barrido areal.4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor

de reemplazo.





5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidadessobre el recobro.

6. Rápida respuesta en presiones.7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un

período corto.

Desventajas:

1. En comparación con la inyección externa, este métodorequiere una mayor inversión, debido al alto número depozos inyectores.

2. Requiere mejor descripción del yacimiento.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayorcantidad de recursos humanos. Es más riesgosa.

Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricosregulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada díase usa menos, ya que con los avances en descripción deyacimientos, al tener una buena idea de las características deflujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicarproductores e inyectores en forma irregular, pero aprovechandoal máximo el conocimiento de las características del yacimientoy optimizando el número de pozos.





3. Inyección de gas.

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido paramejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente acomienzos del año 1900, con fines de mantenimiento depresión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicacionesque fueron calificadas como proyectos de recuperaciónsecundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar laenergía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y,generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas selograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotandoaceleradamente la presión del yacimiento.

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleoadicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer?señala como las más importantes: las propiedades de los fluidosdel yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento,la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedadesde la roca y la temperatura y presión del yacimiento.

El sólo propósito de mejorar los métodos de producción justifica,en la mayoría de los casos, la inyección de gas; como éste es másliviano que el petróleo, tiende a formar una capa artificial de gasbien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si laproducción se extrae de la parte más baja de la capa, dará comoresultado una forma de conservación de energía y la posibilidadde mantener las tasas de producción relativamente elevadas,recobrando en un tiempo más corto lo que por medio naturalrequeriría un período más largo. Además, el gas disuelto en el





petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presión y, enconsecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa deproducción a un nivel más elevado durante la vida productiva delcampo. La Figura 2.4 muestra un esquema del desplazamiento depetróleo por gas en un canal poroso.

Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchasocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten eldesperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futurosmercados y, en ese caso, se inyecta en un yacimiento paraalmacenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreasde producción, ya sea del mismo yacimiento que se estáexplotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivocon las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentarmayores dificultades.





3.1. Tipos de inyección.Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tiposgenerales: inyección de gas interna o dispersa e inyección de gasexterna.

3.1.1.Inyección de gas interna o dispersa.Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona depetróleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje porgas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia adesarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectadoemerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sidoinyectado.

Características:

1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con pocobuzamiento y relativamente delgados.

2. Generalmente, se requiere un número elevado depuntos de inyección. Los pozos de inyección se colocanformando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuirel gas inyectado a través de la zona productiva delyacimiento. Como se muestra en la Figura 2.5, la selecciónde dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de laconfiguración del yacimiento con respecto a la estructura,al número y a la posición de los pozos existentes, de lacontinuidad de la arena y de las variaciones de porosidady permeabilidad.

3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblementebaja.





Ventajas:1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más

apropiadas.2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante

el control de la producción e inyección de gas.

Desventajas:

1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco onada como consecuencia de la posición estructural odrenaje por gravedad. Sin embargo, la experiencia de lainyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en





Venezuela (12-14°API), ha mostrado que la segregacióngravitacional ha sido el principal mecanismo de recobro(20-30%).

2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra enoperaciones de inyección externa.

3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujooriginan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo quese logra por la inyección externa.

4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentanlos costos de operación y de producción.

3.1.2.Inyección de gas externa

Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura dondese encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria(Figura 2.6).





Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurresegregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

Características:

1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, parapermitir que la capa de gas desplace el petróleo.

2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidadesverticales, >200 md.

3. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logreuna buena distribución areal del gas inyectado, a fin deobtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. Lacantidad de pozos requeridos para un determinadoyacimiento depende de la inyectividad y de los puntos deinyección que se requieran.

Ventajas:En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna:

1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección essuperior.

2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad sonmayores.

3. El factor de conformación o eficiencia de barrido verticalesgeneralmente mayor.

Desventajas:

1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.

2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zonade petróleo.





3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, soninconvenientes para la inyección de gas externa.

4. Factores que controlan la recuperación porinyección de agua y gas.

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyecciónde agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientesfactores:

4.1. Geometría del yacimientoUno de los primeros pasos al recabar la información de un yacimientopara un estudio de inyección, es determinar su geometría, pues suestructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en granmedida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede serproducido a través de prácticas de inyección de agua o de gas.

La estructura es el principal factor que gobierna la segregacióngravitacional. Así, en presencia de altas permeabilidades, la recuperaciónpor segregación gravitacional, particularmente en yacimientos depetróleo, puede reducir la saturación de petróleo a un valor al cual noresulta económica la aplicación de la inyección de agua. La Figura 2.7muestra la unidad geológica del yacimiento LL-03 del lago deMaracaíbo.





Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleojustifica un proceso de inyección de agua, la adaptación de unainvasión periférica puede producir mejores eficiencias de barridoareal que una inyección en un patrón de línea directa. Laexistencia de zonas con altos relieves sugieren la posibilidad deun programa de inyección de gas. La forma del campo y lapresencia o no de una capa de gas también influenciará enesta decisión.

La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sidollevadas a cabo en campos que exhiben un moderado relieveestructural, donde la acumulación de petróleo se encuentra entrampas estratigráficas. Como estos yacimientos por reglageneral, han sido producidos con empuje por gas en solución yno han recibido beneficios de un empuje natural de agua o deotro tipo de energía de desplazamiento, usualmente, poseenaltas saturaciones de petróleo después de una producciónprimaria, haciéndose atractivos para operaciones derecuperación secundaria. Así, la localización de los pozos de





inyección y producción debe adaptarse a las propiedades ycondiciones que se conocen de la arena.

A menudo es importante realizar un análisis de la geometría delyacimiento y de su comportamiento pasado, para definir lapresencia y la fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre lanecesidad de inyección suplementaria, pues ésta puede serinnecesaria si existe un fuerte empuje natural de agua.

Tal decisión depende también de la existencia de problemasestructurales como fallas o presencia de lutitas, o de cualquierotro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, unyacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquierprograma de inyección.

4.2. Litología

La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de lainyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. Dehecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla sonfactores litológicos que afectan el proceso de inyección. Enalgunos sistemas complejos, una pequeña porción de laporosidad total, como por ejemplo las porosidades creadas porfracturas, tendrán suficiente permeabilidad para facilitar lasoperaciones de inyección de agua. En estos casos, solamente seejercerá una pequeña influencia sobre la porosidad de la matriz,la cual puede ser cristalina, granular, o yugular. La evaluación deestos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudiodetallado del yacimiento, y también pueden hacerse mediante





pruebas pilotos experimentales.

Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre lacomposición mineralógica de los granos de arena y la delmaterial cementante que se ha observado en varias arenaspetrolíferas después de haber sido invadidas con agua, puedeocasionar diferencias en la saturación de petróleo residual. Estasdiferencias dependen no sólo de la composición mineralógica dela roca del yacimiento, sino también de la composición de loshidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell han demostradoque en ciertas condiciones los constituyentes básicos presentesen algunos tipos de petróleo causan que el cuarzo se tomehidrofóbico, debido a su adsorción en la superficie de los granosde arena. De manera similar, los constituyentes ácidos presentesen otros tipos de petróleo vuelven la calcita hidrofóbica. No sehan determinado suficientes datos para pronosticar el efecto quetienen sobre el recobro las variaciones en el grado dehumectabilidad de las paredes de los poros, por agua o porpetróleo.

A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcillosoen algunas arenas petrolíferas puede taponar los poros porhinchamiento o floculación al inyectar agua, no existen datosdisponibles sobre la extensión de este problema, pues esodepende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante se puedeobtener una aproximación de estos efectos mediante estudios delaboratorio. Se sabe por ejemplo, que el grupo de lamontmorillonita es el que más puede causar una reducción de





la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es la quecausa menos problemas. La extensión que puede tener estareducción de permeabilidad también depende de la salinidaddel agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el aguafresca por salmueras para propósitos de invasión.

4.3. Profundidad del yacimiento.

La profundidad del yacimiento es otro factor que debeconsiderarse en una invasión con agua ya que: a) si es demasiadogrande para permitir reperforar económicamente y si los pozosviejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no sepueden esperar altos recobros; b) en los yacimientos profundos,las saturaciones de petróleo residual después de lasoperaciones primarias son más bajas que en yacimientossomeros, debido a que estuvo disponible un gran volumen degas en solución para expulsar el petróleo y a que el factor deencogimiento fue grande y, por lo tanto, ha quedado menospetróleo; y e) grandes profundidades permiten utilizar mayorespresiones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento poseeun grado suficiente de uniformidad lateral.

Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocosprofundos donde la máxima presión que puede aplicarse enoperaciones de inyección está limitada por la profundidad delyacimiento. Durante la inyección de agua, se ha determinadoque existe una presión crítica -usualmente aproximada a lapresión estática de la columna de roca superpuesta sobre laarena productora y cerca de l lp/pie de profundidad de la arena





que al excederla, ocasiona que la penetración del agua expandaaberturas a lo largo de fracturas o de cualquier otro plano defallas, así como juntas o posibles planos de estratificación. Esto dalugar a la canalización del agua inyectada o al sobrepaso de largasporciones de la matriz del yacimiento. Consecuentemente, enoperaciones que implican un gradiente de presión de O.75 lp/piede profundidad, generalmente se permite suficiente margen deseguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquierproblema, debe tenerse en cuenta la información referente apresión de frac- tura o de rompimiento en una localizacióndeterminada, ya que ella fijará un límite superior para la presiónde inyección. Estas consideraciones también influyen en laselección del equipo y en el diseño de planta, así como en elnúmero y localización de los pozos inyectores. El elevado gradientede presión del agua permite tener menores presiones de inyecciónen el cabezal del pozo que en el caso de inyección de gas, lo cuales una ventaja en yacimientos profundos.

4.4. Porosidad

La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una funcióndirecta de la porosidad, ya que ella determina la cantidad depetróleo presente para cualquier porcentaje de saturación depetróleo dado. Como el contenido de este fluido en una roca deyacimiento varía desde 775,8 hasta 1.551,6 Bbls/acre-pie paraporosidades de 10 y 20%, respectivamente, es importante teneruna buena confiabilidad en estos datos. Esta propiedad de la rocaes muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35%en unazona individual; otras, como en calizas y dolomitas, puede variardesde 2 hasta 11% debido a fracturas; yen rocas llenas de agujeros





como panales de abejas y porosidades cavernosas, puede ir desde15hasta 35%.Para establecer el promedio de porosidad, esrazonable tomar el promedio aritmético de las medidas deporosidades de un núcleo de arena. Si existen suficientes datossobre este aspecto, se pueden construir mapas de distribución deporosidades que pueden ser pesados areal o volumétricamentepara dar una porosidad total verdadera, similares al presentadoen la Figura 2.8. Igualmente, si existen suficientes datos demuestras de núcleos se pueden realizar análisis esta- dísticos deporosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de estainformación. La mejor forma de medir este parámetro tanimportante ha sido a través de medidas de laboratorio en muestrasde núcleos. Varios registros de pozos también producen buenasmedidas de porosidad como: perfil eléctrico o de inducción,microlog, registro de neutrones y el perfil sónico, entre otros.





4.5. PermeabilidadLa magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, enun alto grado, la tasa de inyección de agua que se puedemantener en un pozo de inyección para una determinadapresión en la cara de la arena. Por lo tanto, en la determinaciónde la factibilidad de inyección de agua en un yacimiento, esnecesario conocer: i) la máxima presión de inyecciónaconsejable, tomando en cuenta la profundidad delyacimiento y ii) la relación entre tasa y espaciamiento a partirde datos de presión- permeabilidad. Esto permite determinarrápidamente los pozos adicionales que deben perforarse paracumplir con el programa de invasión en un lapso razonable. Laprospectividad del proyecto puede calcularse comparando elrecobro que se estima lograr con los gastos que involucra elprograma de inyección: si resulta económico, se debe efectuarun estudio más detallado.

El grado de variación de permeabilidad ha recibido muchaatención en los últimos años, pues determina la cantidad deagua que es necesario utilizar: entre menos heterogénea sea esapropiedad, mayor éxito se obtendrá en un programa de inyecciónde agua. Si se observan grandes variaciones de permeabilidad enestratos individuales dentro del yacimiento, y si estos estratosmantienen su continuidad sobre áreas extensas, el aguainyectada alcanzará la ruptura demasiado temprano en losestratos de alta permeabilidad y se transportarán grandesvolúmenes de agua antes que los estratos menos permeableshayan sido barridos eficientemente. Esto, por supuesto, influye en





la economía del proyecto y sobre la factibilidad de la invasióndel yacimiento. No debemos dejar a un lado que la continuidadde estos estratos es tan importante como la variación depermeabilidad. Si no existe una correlación del perfil depermeabilidades entre pozos individuales, existe la posibilidad deque las zonas más permeables no sean continuas y que lacanalización del agua inyectada sea menos severa que laindicada por los procedimientos aplicados a todo elyacimiento. La Figura 2.9 muestra el efecto de la distribuciónvertical de permeabilidad sobre la inyección de agua.





- -

. · ,

4.6. Continuidad de las propiedades de la rocaComo se señaló en la sección anterior, es muy importante tener encuenta la continuidad de las propiedades de la roca en relación con lapermeabilidad y la continuidad vertical, al determinar la factibilidad deaplicar la inyección de agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo delfluido en el yacimiento es esencialmente en la dirección de los planosde estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el cuerpodel yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o rocasdensas, el estudio de una sección transversal de un horizonte productorpodría indicar si los estratos individuales tíenen tendencia a reducirseen espesor en distancias laterales relativamente cortas, o si estápresente una arena uniforme. También, a partir de núcleos se puedetener evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento.Todas estas situaciones deben ser consideradas en la determinacióndel espaciamiento de los pozos, en los patrones de invasión y en laestimación del volumen del yacimiento que estará afectado durante elprograma de inyección. La Figura 2.10 muestra la continuidad de lasarenas de un yacimiento típico del lago de Maracaíbo".

La presencia de lutítas no es necesariamente un problema, ya que losestratos individuales de la roca del yacimiento pueden mostrar un gradorazonable de continuidad y uniformidad con respecto a la permeabilidad,porosidad y saturación de petróleo.

Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de agua yde gas en la formación productora, las partes de lutitas permitiránalgunas veces realizar completaciones selectivas para excluir o reducir lasproducciones de agua o gas y realizar inyecciones selectivas de agua.





4.7. Magnitud y distribución de las saturaciones delos fluidos.

La Figura 2.11 muestra la distribución inicial de los fluidos en unyacimiento de petróleo que se encuentra en equíllbrío. Este parámetroes muy importante en la determinación de la factibilidad de un proyectode inyección de agua. En efecto, cuanto mayor sea la saturación depetróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, mayor será laeficiencia de recobro y, si éste es elevado, el petróleo sobrepasado porel agua será menor y el retomo de la inversión por lo general, será mayor.Igualmente, la saturación de petróleo residual que queda después de lainvasión, está relacionada con la adaptabilidad del proceso, y mientrasmás se pueda reducir este valor, mayor será el recobro final y mayores lasganancias. Por esa razón la mayoría de los nuevos métodos dedesplazamiento de petróleo tienen como objetivo lograr reducir la





saturación de petróleo residual detrás del frente de invasión.

También es de gran interés conocer la saturación inicial de agua con nata,esencialmente para determinar la saturación de petróleo Inicial: bajassaturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo quequedan en el yacimiento después de las operaciones primarias. Leverett yLewis20 y otros autores' han mostrado experimentalmente que el recobrode petróleo, como un fracción del volumen poroso, mediante empuje porgas en solución es independiente de la saturación de agua con nata.





4.8. Propiedades de los fluidos y permeabilidadesrelativas

Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen efectospronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección enun yacimiento. Dentro de éstos, la viscosidad del petróleo y laspermeabilidades relativas de la roca yacimiento a los fl uidosdesplazante y desplazado son los de mayor importancia, ya queambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcyexiste un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad deun fluido con el gradiente de presión. Este factor deproporcionalidad, denominado movilidad del fluido, se obtienedividiendo la permeabilidad al fluido por su viscosidad y depende,también, de la saturación. Por ejemplo, la movilidad del petróleo esK0/uo la del agua es Kw/uw y la del gas es Kg/ug. La razón demovilidad M es la relación entre la movilidad de la fase desplazantey la de la fase desplazada. Mientras mayor sea M, menor será elrecobro en el momento de alcanzarse la ruptura; en consecuencia,mayor será la cantidad de agua producida para recuperar la mismacantidad de petróleo. Como se verá más adelante, esto se debe ados efectos:

Pequeñas áreas barridas a la ruptura Influencia del grado de estratificación

En un proceso de desplazamiento la razón de movilidad relacionala movilidad del fluido desplazante, en la porción del yacimiento





que ha contactado, con la movilidad del petróleo en la zona depetróleo. En el caso de un desplazamiento con gas, la razón demovilidad puede variar desde cero, en períodos donde la saturaciónde gas es muy baja, hasta valores aproximados a infinito duranteperíodos de altas saturaciones; en todo caso, valores mayores deuno indican que el gas será el fluido más móvil. En yacimientosheterogéneos, las características de las permeabilidades relativasvarían areal y verticalmente. Como resultado, el fluido desplazanteno formará un frente uniforme a medida que avanza la inyección ytenderá a canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayorrazón de movilidad, como se muestra en la Figura 2.12. A medidaque el desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigueaumentando en las partes del yacimiento previamente contactadaspor el fluido desplazante.

Capitulo No 1 - Clasificación de Reservorios (Mecanismos de Empuje)

Documents

Transcript of Capitulo No 1 - Clasificación de Reservorios (Mecanismos de Empuje)