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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTNOMA DE MXICO

FACULTAD DE INGENIERA

ESTUDIO DE FACTORES QUE DETERMINAN LA BAJA RECUPERACIN DE ACEITE EN LOS

YACIMIENTOS"

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

P R E S E N T A :

PRISCILA ESTEFANIA OCHOA PORCHAS

DIRECTOR: M.I. TOMS EDUARDO PREZ GARCA

MXICO D.F., CD.UNIVERSITARIA JUNIO 2011 ICO, DF. MAYOM JUNIO, 2006

INDICE

i

ESTUDIO DE FACTORES QUE DETERMINAN LA BAJA RECUPERACIN DE

ACEITE EN LOS YACIMIENTOS

NDICE

RESUMEN........................................................................................................................

INTRODUCCIN.............................................................................................................

CAPTULO I. FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO

I.1 Influencia de acuerdo al tipo de yacimiento

I.1.1 Yacimientos Homogneos............................................................................

I.1.1.1 Yacimientos Areno-Arcillosos....

I.1.2 Yacimientos Heterogneos..........................................................................

I.1.2.2 Yacimientos Carbonatados..

I.2 Influencia de los Yacimientos por el Tipo de Trampa...

I.3 Influencia de Acuerdo al Tipo de Fluidos Almacenados..

I.4 Influencia de Acuerdo al Tipo de Empuje Predominante....

I.5 Heterogeneidades del Yacimiento......................................................................

I.5.1 Tipos de heterogeneidades en el Yacimiento..............................................

I.6 Zonacin Geolgica............................................................................................

I.6.1 Flujo Cruzado Entre Capas..........................................................................

I.7 Eficiencia de Desplazamiento Volumtrico como el Producto de

la Eficiencia Areal y Vertical................................................................................

I.8 Efecto de la Segregacin Gravitacional y de la Razn de

Movilidad en la Eficiencia de Desplazamiento Vertical........................................

I.8.1 Segregacin Gravitacional en Yacimientos Horizontales...........................

I.8.2 Segregacin Gravitacional en Yacimientos Inclinados................................

INDICE

ii

I.9 Efecto de la Heterogeneidad Vertical en la

Eficiencia de Desplazamiento Vertical................................................................

I.10 Razn de

Movilidad.........................................................................................................

CAPTULO II. FACTORES A ESCALA DE POROS

II.1 Viscosidad......................................................................................................

II.2 Presin Capilar...............................................................................................

II.3 Tensin Interfacial..........................................................................................

II.4 Mojabilidad......................................................................................................

II.4.1 Mojabilidad en Slidos.

II.5 Distribucin de los Fluidos..............................................................................

II.6 Porosidad.....

II.7 Permeabilidad..

II.8 Influencia de las Fuerzas que Intervienen en un Yacimiento..

II.8.1 Fuerza de Viscosidad...............................................................................

II.8.2 Fuerzas de Capilaridad.............................................................................

II.8.3 Presin Capilar..........................................................................................

II.8.4 Tensin Superficial y Tensin Interfacial...................................................

II.8.5 Fuerzas Hidrulicas

III.4 Entrampamiento de Fases

II.9 Nmero Capilar..

II.10 Movilizacin de Fases Entrampadas y la Alteracin de la

Razn de Fuerza de Viscosidad/Fuerza de Capilaridad

INDICE

iii

CAPTULO III. BAJA PRODUCTIVIDAD EN LOS POZOS

III.1 Causas de la Baja Productividad en los Pozos...........................................

III.1.1 Problemas Asociados al Yacimiento......................................................

III.1.2 Problemas Asociados a la Terminacin del Pozo...................................

III.1.3 Problemas Asociados al Equipo de Produccin.....................................

III.2 Ritmo de Explotacin..................................................................................

III.2.1 Factor de Recuperacin........................................................................

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.......................................................

REFERENCIAS....................................................................................................

RESUMEN

1

Para la determinacin de la capacidad de produccin de un pozo petrolero, el

ingeniero de produccin, adems de considerar el Sistema Integral de Produccin, deber tener un conocimiento adecuado del yacimiento, las propiedades de sus fluidos, la declinacin de la presin del yacimiento, la variacin de la saturacin, de sus permeabilidades relativas, y el tipo y severidad del dao a la formacin productora.

El conocimiento, la confiabilidad y el anlisis de la informacin anterior, permitir al ingeniero comprender las restricciones y posibilidades que ofrecen las condiciones del yacimiento.

En esta tesis se hace el estudio de los factores que determinan la baja recuperacin de aceite en los yacimientos, haciendo mayor nfasis en: Captulo I: Factores a escala del yacimiento. Captulo II: Factores a escala de poros. Captulo III: Baja productividad en los pozos.

Si un pozo petrolero no produce en forma satisfactoria, la o las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el mtodo correctivo adecuado. Invariablemente los problemas de produccin asociados al potencial de la formacin se relacionan con:

La formacin productora.

Los fluidos producidos del yacimiento.

El flujo de fluidos del yacimiento al pozo puede estar restringido por problemas

inherentes a la formacin, tales como la baja permeabilidad especfica, baja porosidad, baja presin del yacimiento, depsitos orgnicos e inorgnicos, residuos de materiales de estimulacin, grado de consolidacin de la formacin, etc.

La eleccin del mtodo de solucin, depende de la naturaleza del problema y de los resultados del estudio econmico realizado al respecto.

En el movimiento de fluidos a travs de medios porosos intervienen adems de las fuerzas de presin y gravitacionales, las capilares y viscosas. De la ecuacin de Darcy, se infiere que las variaciones de las propiedades de los fluidos, tales como la viscosidad, densidad y tensin interfacial, provocaran que el potencial del yacimiento tambin vare. En condiciones naturales de explotacin de un pozo petrolero este potencial disminuye. En operaciones despus de una estimulacin normalmente el potencial aumenta.

RESUMEN

2

Finalmente como conclusiones y recomendaciones de esta tesis, es importante resaltar que:

La presencia de crudo viscoso, la expansin y liberacin del gas disuelto y la

entrada de agua, son algunos de los factores que afectan el flujo de

hidrocarburos del yacimiento al pozo.

Las altas viscosidades del aceite reducen su movilidad y solo aumentando la

temperatura en las vecindades del pozo puede facilitarse su produccin y

como consecuencia incrementar la recuperacin final.

La expansin continua del gas aumenta su movilidad y reduce la movilidad del

aceite. Una eleccin adecuada de la profundidad a la cual se realicen los

disparos, o bien, el control de la produccin a travs de la seleccin del mejor

dimetro del estrangulador asegurar en algunos casos, una declinacin ms

lenta de la presin del yacimiento incrementndose la produccin acumulada

del aceite y del gas y la recuperacin final ser mayor.

La presencia de agua, ya sea por la entrada de agua del acufero asociado al

yacimiento o la interdigitacin, resultado de la existencia de zonas altamente

permeables, en las cuales la movilidad del agua es muy superior a la del

aceite, constituye un problema severo, pues reduce la saturacin de aceite,

incrementa el gradiente de flujo y consecuentemente disminuye la produccin

de aceite.

INTRODUCCIN

1

Para la determinacin de la capacidad de produccin de un pozo petrolero, el

ingeniero de produccin, adems de considerar el Sistema Integral de Produccin, deber tener un conocimiento adecuado del yacimiento, las propiedades de sus fluidos, la declinacin de la presin del yacimiento, la variacin de la saturacin, de sus permeabilidades relativas, y el tipo y severidad del dao a la formacin productora.

El conocimiento, la confiabilidad y el anlisis de la informacin anterior, permitir al ingeniero comprender las restricciones y posibilidades que ofrecen las condiciones del yacimiento.

En esta tesis se hace el estudio de los factores que determinan la baja recuperacin de aceite en los yacimientos, haciendo mayor nfasis en: Captulo I: Factores a escala del yacimiento. Captulo II: Factores a escala de poros. Captulo III: Baja productividad en los pozos.

Si un pozo petrolero no produce en forma satisfactoria, la o las causas de su baja productividad deben ser determinadas para establecer el mtodo correctivo adecuado. Invariablemente los problemas de produccin asociados al potencial de la formacin se relacionan con:

La formacin productora.

Los fluidos producidos del yacimiento.

El flujo de fluidos del yacimiento al pozo puede estar restringido por problemas

inherentes a la formacin, tales como la baja permeabilidad especfica, baja porosidad, baja presin del yacimiento, depsitos orgnicos e inorgnicos, residuos de materiales de estimulacin, grado de consolidacin de la formacin, etc.

La eleccin del mtodo de solucin, depende de la naturaleza del problema y de los resultados del estudio econmico realizado al respecto.

En el movimiento de fluidos a travs de medios porosos intervienen adems de las fuerzas de presin y gravitacionales, las capilares y viscosas. De la ecuacin de Darcy, se infiere que las variaciones de las propiedades de los fluidos, tales como la viscosidad, densidad y tensin interfacial, provocaran que el potencial del yacimiento tambin vare. En condiciones naturales de explotacin de un pozo petrolero este potencial disminuye. En operaciones despus de una estimulacin normalmente el potencial aumenta.

INTRODUCCIN

2

Finalmente como conclusiones y recomendaciones de esta tesis, es importante resaltar que:

La presencia de crudo viscoso, la expansin y liberacin del gas disuelto y la

entrada de agua, son algunos de los factores que afectan el flujo de

hidrocarburos del yacimiento al pozo.

Las altas viscosidades del aceite reducen su movilidad y solo aumentando la

temperatura en las vecindades del pozo puede facilitarse su produccin y

como consecuencia incrementar la recuperacin final.

La expansin continua del gas aumenta su movilidad y reduce la movilidad del

aceite. Una eleccin adecuada de la profundidad a la cual se realicen los

disparos, o bien, el control de la produccin a travs de la seleccin del mejor

dimetro del estrangulador asegurar en algunos casos, una declinacin ms

lenta de la presin del yacimiento incrementndose la produccin acumulada

del aceite y del gas y la recuperacin final ser mayor.

La presencia de agua, ya sea por la entrada de agua del acufero asociado al

yacimiento o la interdigitacin, resultado de la existencia de zonas altamente

permeables, en las cuales la movilidad del agua es muy superior a la del

aceite, constituye un problema severo, pues reduce la saturacin de aceite,

incrementa el gradiente de flujo y consecuentemente disminuye la produccin

de aceite.

FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO CAPTULO I

1

CAPTULO I

FACTORES A ESCALA DEL YACIMIENTO

Uno de los factores a estudiar a nivel a macroscpico es el yacimiento, por ser

la porcin de una trampa geolgica que contiene hidrocarburos y que se comporta

como un sistema interconectado hidrulicamente. Los hidrocarburos parcialmente

ocupan los poros o huecos de la roca almacenadora y normalmente estn a la

presin y temperatura debidas a las profundidades a que se encuentra el yacimiento.

Los yacimientos de hidrocarburos pueden tener caractersticas muy diferentes unos

de otros, para su mejor estudio se han determinado los principales factores que

afectan su comportamiento y en base a ello podemos mencionar la siguiente

clasificacin:

Yacimientos Homogneos

Yacimientos Heterogneos

Yacimientos por el Tipo de Trampa

I.1 Yacimientos Homogneos

Los yacimientos homogneos

I.2 Yacimientos Heterogneos

La heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los ambientes

depositasionales y eventos subsecuentes. La heterogeneidad de un yacimiento

puede ser definida como la variacin de las propiedades del yacimiento en funcin

del espacio. Si el yacimiento es heterogneo , las propiedades del yacimiento varan

en funcin de la localizacin espacial. Estas propiedades pueden incluir

permeabilidad, porosidad, espesor, saturacin,, fallas, fracturas, etc.

Podemos decir que cualquier roca que contenga poros interconectados puede llegar

a ser una roca almacenadora. Sin embargo, casi todos los yacimientos petroleros se

encuentran en rocas sedimentarias; y la mayor parte de ellos en areniscas, calizas y

dolomas.


2

Las lutitas, las pizarras y las rocas gneas tambin pueden ser rocas almacenadoras

en condiciones excepcionales, pero estas condiciones se dan rara vez y en forma

anmala. Una roca almacenadora puede estar limitada al rea del yacimiento de

petrleo, o puede extenderse con caractersticas litolgicas y fsicas uniformes, a

gran distancia del yacimiento1.

Clasificacin de las Rocas Almacenadoras.

Como casi todas las rocas almacenadoras en donde se encuentran los

yacimientos petroleros, son de origen sedimentario, cualquier clasificacin de las

mismas es esencialmente una clasificacin de las rocas sedimentarias.

Las clasificaciones de rocas almacenadoras petrolferas para uso prctico deben de

ser tan simples y amplias como sea posible, de modo que se mantenga una

terminologa comprensible para el ingeniero, el perforador y el ingeniero gelogo, los

cuales son quienes a la vez se proporcionan muchos de los datos bsicos dentro de

los trabajos en conjunto a realizar, de modo que se simplifique la labor.

Una clasificacin primaria, simple y amplia de las rocas almacenadoras, basada

principalmente en el origen de las mismas, las divide en tres grupos:

1) Fragmentarias (clsticas).

2) Qumicas o bioqumicas (precipitadas).

3) Miscelneas.

Esto puede simplificar demasiado un problema difcil y complejo, pero una

clasificacin general de este tipo es til en geologa del petrleo y es fcilmente

comprensible. La principal dificultad que presenta la aplicacin de cualquier

clasificacin de rocas consiste en que hay muchos tipos de gradacin difciles de

clasificar. Las rocas almacenadoras como todos los sedimentos, suelen estar

incluidas unas con las otras. A veces es til clasificar una roca almacenadora segn

sea de origen marino o no marino. Esta clasificacin gentica puede combinarse con

una clasificacin litolgica, como en los trminos caliza marina, arenisca

continental.

A continuacin en la figura I.1 se presenta la clasificacin de las rocas sedimentarias

detrticas.


3

Fig. I.1 Clasificacin de las rocas sedimentarias detrticas.

Arenisca.

Es el nombre que se le da a las rocas en las que predominan los clastos de

tamao arena. Despus de la lutita, la arenisca es la roca sedimentaria ms

abundante; constituye aproximadamente el 20% de todo el grupo. Las areniscas se

forman en diversos ambientes y a menudo contienen pistas significativas sobre su

origen, entre ellas la seleccin, la forma del grano y la composicin.

De acuerdo a Pettijohn, las arenas pueden ser divididas en 3 grandes grupos:

Las areniscas terrgenas.- Son aquellas producidas por intemperismo y

destruccin de rocas preexistentes, los sedimentos fueron transportados,

seleccionados y modificados por el movimiento de los fluidos. Se derivan de

fuentes externas a la cuenca de depsito.

Las arenas carbonticas.- Son en la mayora de los casos sedimentos

marinos, estn constituidas por granos esquelticos, oolitas y detritos

carbonticos localmente derivados (intraclastos). Estos constituyentes son

productos originados dentro de la cuenca de depsito y no son residuos

formados por la destruccin de rocas preexistentes. Excepcionalmente existen


4

arenas ricas en partculas carbnaticas, de cadenas orognicas, tales

partculas son de hecho terrgenas.

Las arenas piroclsticas.- Son aquellas producidas por explosiones

volcnicas, pueden ser depositadas en varios ambientes.

Conglomerado.

Los conglomerados forman un grupo heterogneo, no son uniformes

mecnicamente ni mineralgicamente como muchas de las rocas clsticas de grano

fino; esto se debe a que no estn sujetos a los mismos procesos que estos

sedimentos, es decir, no sufren el mismo transporte, ni semejante intemperismo

qumico, ni seleccin mecnica.

En general consisten de fragmentos de roca removidos de la roca original por

agentes mecnicos; ocasionalmente el intemperismo qumico selectivo deja masas

residuales de material resistente que posteriormente forman los depsitos rudceos.

La mayora de los conglomerados consisten de un esqueleto y huecos. El esqueleto

est constituido por materiales de tamao de las gravas (fenoclstos, guijarros

guijones y peascos); los huecos son espacios vacos entre los elementos del

esqueleto. Esos huecos raramente estn vacos ya que generalmente estn rellenos

con detritos, arenas o sedimentos ms pequeos, as como cementos introducidos

por precipitacin. Los depsitos de conglomerados estn burdamente estratificados,

con estratificacin gruesa.

Rocas Silceas.

En este grupo se renen a todas las rocas sedimentarias constituidas por

slice, que no son detrticas. Para la clasificacin de estas rocas se distinguen dos

grupos fundamentales:

- Las de origen orgnico

- Las de origen qumico.

Las Rocas silceas de origen orgnico, se diferencian en tres tipos fundamentales de

acuerdo con el organismo que las forma del cual toman su nombre:

Las Esponjolitas son rocas constituidas por acumulacin de espculas de

esponjas silceas.


5

Las Radiolaritas son rocas formadas por acumulacin de restos de

radiolarios unicelulares.

Los radiolarios son microorganismos que viven en las aguas superficiales del mar,

que a su muerte caen al fondo del mismo acumulndose y formando el cieno o lodo

de radiolarios.

El lodo de radiolarios se puede hallar predominantemente en zonas caracterizadas

por escasa sedimentacin de arena, limo, arcilla o carbonato; en el fondo de mar

profundo, debajo del nivel de compensacin de carbonato.

Las rocas silceas de origen qumico, son rocas con textura micro y criptocristalina

que se presentan bajo dos formas distintas:

1. Como ndulos en rocas carbonatadas

2. Forma de estratos.

Rocas Carbonatadas.

Estas rocas son todas aquellas que tienen alto contenido de carbono orgnico,

producto de la evolucin diagentica, en diferentes rangos, de depsitos producidos

por organismos. Tales depsitos son tanto de origen vegetal (ricos en celulosa,

hemicelulosa, resinas y lignitos) como animal (ricos en protenas y grasas).

El material de partida para los depsitos carbonceos son principalmente los suelos

y las plantas como los juncos, las caas, los arbustos, los musgos pantanosos entre

otros. Las plantas crecieron en pantanos y lagos de agua dulce, que en parte se

inundaron ocasionalmente por mares llanos en climas subtropicales hasta tropicales.

Con la ausencia de aguas subterrneas circulantes, la descomposicin normal de los

restos vegetales, que se basa en la presencia de oxgeno, termina enseguida bajo la

cobertura de sedimentos y de otros restos vegetales forman gases, como el dixido

de carbono y el metano, conforme escapan estos gases aumenta de manera gradual

el porcentaje de carbono. Las bacterias no son capaces de acabar el trabajo de

descomposicin porque son destruidas por los cidos liberados por las plantas.

Bajo las condiciones no completamente anaerbicas y la descomposicin parcial de

los restos vegetales puede formarse una capa de turba; si esta tiene un

enterramiento somero se transforma en lignito.


6

A medida que va aumentando el enterramiento la materia orgnica se compacta

tambin cada vez ms y el lignito se convierte en una roca ms dura llamada carbn

bituminoso; si esta roca es sometida a deformaciones, el calor y la presin inducen

una prdida de voltiles y agua, incrementando con ello la concentracin de carbono

fijado. Este proceso transforma por metamorfismo de bajo grado el carbn

bituminoso a antracita si ocurre metamorfismo regional el producto final es grafito. La

figura I.2 esquematiza de forma general las etapas sucesivas de la formacin del

carbn.

Fig. I.2 Etapas sucesivas de la formacin del carbn. Tomada de Tarbuck et al. (1999).


7

Los carbonatos se constituyen bsicamente de calcita (caliza), aragonita y dolomita

(doloma), subordinadamente pueden participar cuarzo, feldespato alcalino y

minerales arcillosos.

Los procesos de la formacin de carbonatos son:

Tipo marino

Tipo bioqumico

Tipo terrestre.

Los carbonatos son entre otros:

La caliza masiva.

La caliza fosilfera.

La caliza ooltica.

La doloma.

El travertino.

La caliza lacustre

Los carbonatos de las estalactitas y estalagmitas.

Rocas.

Las rocas sedimentarias pueden dividirse en dos grandes grupos: clsticas y

carbonatos. Los tres tipos generales de rocas productivas de importancia en la

industria, son arenisca, caliza y dolomita. La siguiente tabla nos ilustra la relacin

entre unas y otras:

CLSTICAS CARBONATOS

Arenas Calizas

Lutitas Dolomitas

- Clsticas: Estn compuestas principalmente de fragmentos o partculas de

minerales, rocas o conchas. Las rocas clsticas productivas son

principalmente arenas o slice de grano fino el tamao de las partculas vara

entre 1 mm y 1/16 mm. Hay otras rocas productivas tales como los

conglomerados, las cuales estn compuestas por partculas de tamao mucho

mayor. La presencia de arcilla o lutita en un yacimiento afecta tanto las

caractersticas de la formacin como la respuesta de los instrumentos de

registro.


8

- Carbonatos: Los carbonatos estn compuestos por caliza o dolomita. Las

rocas calizas son rocas que contienen un mnimo de 50% de Carbonato de

Calcio, son blandas y los cidos las atacan en fro (efervescencia). Pueden

dividirse en cuatro categoras: detrticas, formadas por detritos (sustancia en

descomposicin) calizos; orgnicas, producidas por la actividad de ciertos

organismos (por ejemplo, corales) por la acumulacin de esqueletos calizos

de seres vivos; por ltimo, existen rocas calizas de origen qumico u

organoqumico. Las rocas dolomticas estn compuestas por carbonato doble

de magnesio y de calcio. Son ms duras que las rocas calizas y su color vara

de gris o cremosas.

Las rocas sedimentarias, generalmente presentan porosidad, entre ellas se

encuentran las silisiclsticas y las carbonatadas, cuyas porosidades son

caractersticas y bien diferenciadas entre s.

Los carbonatos, son rocas formadas principalmente por carbonatos, clcico (calcita

en las calizas) o clcico magnesio (dolomita en las dolomas). De ellas, solo las

calizas tienen un autntico origen sedimentario, pues las dolomas se forman por

procesos posteriores al depsito. Las rocas carbonticas son capaces de albergar

concentraciones de minerales metlicos, e incluso agua y otros fluidos (aceite y gas).

Es tambin interesante el comportamiento de estas rocas frente a los fluidos: las

calizas suelen presentar escasa porosidad primaria, es decir, debido a la disposicin

original de sus elementos texturales, por lo que las calizas sanas y no fracturadas

suelen tener escasa porosidad de almacenamiento de fluidos. Sin embargo, en

determinadas condiciones (a bajas presiones y temperaturas) pueden responder a la

deformacin tectnica fracturndose, lo que les confiere una cierta porosidad

secundaria.

El sistema poroso en las rocas carbonatadas difiere marcadamente del de las

areniscas. La definicin de arenisca es la de una roca clstica, litificada, constituida

de granos de dimensin arenosa de cualquier origen y composicin. Entre las

areniscas se encuentran las rocas silisiclsticas.

En el caso de las rocas silisiclsticas la porosidad primaria es la que la caracteriza,

porque a pesar de que sus modificaciones son debido a la unin de los granos por

compactacin, contacto con soluciones a la redepositacin y a la cementacin

(procesos de la porosidad secundaria), esto solo produce como consecuencia que en

vez de lograr un aumento en los espacios vacos, ocurre una disminucin de los

poros.


9

Todas las rocas sedimentarias se caracterizan por tener porosidad primaria o

secundaria, las rocas carbonatadas por lo general poseen una mayor cantidad de

espacio vaco debido a la porosidad secundaria, en cambio las rocas silisiclsticas su

porosidad es sobre todo de naturaleza primaria.

Rocas almacenadoras.

A excepcin de contados casos de yacimientos en rocas gneas y

metamrficas mencionados, la mayor parte de las reservas mundiales de aceite y

gas se encuentran en rocas almacenadoras detrticas o qumicas.

En el primer grupo las representantes ms importantes son las areniscas, mientras

que en el segundo grupo, en el que se localizan aproximadamente el 30 % de los

yacimientos, est representado por dolomas y calizas, a lo que en lo sucesivo

denominaremos rocas carbonatadas; un dato interesante de este grupo es que ms

del 40 % de los campos gigantes de petrleo y gas se encuentra en rocas

carbonatadas.

Los principales yacimientos de petrleo y gas se localizan en areniscas y rocas

carbonatadas; sin embargo, cada una posee caractersticas muy especiales que

obligan al empleo de tcnicas de explotacin y exploracin, generalmente muy

distintas.

A. Areniscas.

La naturaleza generalmente silcea de las areniscas las hace menos susceptibles a

las alteraciones diagenticas reductoras de la porosidad y permeabilidad, por lo que

tales rocas son bastante consistentes en dichas propiedades, tanto lateral como

verticalmente, figura I.3.


10

Fig. I.3 Relacin entre la porosidad y la profundidad de sepultamiento para areniscas de

diferente edad geolgica.

Debido a los procesos sedimentarios que intervienen en su formacin, las partculas

o granos detrticos que las constituyen tienden a adoptar las formas ms bien

esfricas a subesfricas por efecto del transporte prolongado, lo que se traduce en

una geometra porosa de alta calidad para la extraccin de los fluidos que contengan

(especialmente hidrocarburos).

El transporte prolongado tambin se traduce en otras caractersticas, tales como

predominancia de minerales estables y graduacin en la granulometra del sedimento

(la mayor parte de las areniscas tienen dimetros de grano entre 0.05 y 0.25 mm),

formando estratos en general bien definidos.

Las areniscas tienden a formar cuerpos en forma lenticular, ms que en forma de

capas muy extensas (excepto las depositadas en condiciones marinas

transgresivas), y a acumularse en ambientes de alta energa.

B. Carbonatos.

La naturaleza mineralgica de estas rocas (minerales inestables) las hace muy

susceptibles a cambios diagenticos que reducen notablemente su porosidad y

permeabilidad primarias; as mismo, estas propiedades no son consistentes en toda

la extensin de un mismo cuerpo, por lo que resultan ser muy heterogneas desde el

punto de vista de la explotacin de los hidrocarburos que almacenan.


11

A diferencia de las areniscas, las partculas que constituyen las rocas carbonatadas

sufrieron un transporte muy reducido (excepto las que constituyen las turbiditas

calcreas) o nulo, es decir se formaron in-situ en la cuenca de depsito.

El depsito de carbonatos qumicos o bioqumicos requiere de condiciones

ambientales y de energa del medio acuoso muy especiales, stos se reflejan en

cuerpos extensos arealmente y con gran potencia (espesor), frecuentemente

masivos si dichas condiciones se mantienen estables; y de cuerpos extensos

arealmente pero de escaso espesor (generalmente de estratos delgados), si las

condiciones varan frecuentemente. La energa del medio acuoso debe ser

esencialmente moderada a baja para repartir el depsito de las partculas que

conforman estas rocas.

Dado que el primer elemento esencial de una roca es su porosidad, a continuacin

en la tabla I.3 se presenta la comparacin de esta propiedad entre las rocas

carbonatadas y las areniscas, publicada por Choquette y Pray (1970).


12

ASPECTO DE LA

POROSIDAD A COMPARAR ARENISCAS CARBONATOS

Porcentaje de la porosidad

primaria en los sedimentos. Comnmente 25-40 % Comnmente 40-70 %

Porcentaje de porosidad final

en las rocas.

Comnmente, la mitad o ms

de la mitad de la porosidad

inicial 15-30 %.

Normalmente nula o una

pequea fraccin de la

porosidad inicial. 5-15 % es

comn en las facies

almacenadoras.

Tipo(s) de porosidad primaria. Casi exclusivamente inter

partcula.

Predomina generalmente la

inter partcula.

Tipo(s) de porosidad final. Casi exclusivamente inter

partcula.

Muy variada debido a las

modificaciones post-

depositacionales.

Tamao de los poros.

El tamao de los poros y de

los canales de interconexin

estn muy ligados al tamao y

clasificacin de las partculas

sedimentarias.

El tamao de los poros y de

los canales de interconexin

muestra poca relacin al

tamao o clasificacin de las

partculas.

Forma de los poros.

Muestran una fuerte

dependencia de la forma de

las partculas en general es

un negativo de la forma de las

partculas.

Muy variadas; de fuertemente

dependientes a

independientes de la forma de

las partculas o de los

componentes diagenticos.

Uniformidad de la forma,

tamao y distribucin.

Comnmente muy uniforme

dentro de un cuerpo

homogneo.

Variable; desde uniforme a

extremadamente heterognea

an dentro de un mismo

cuerpo.


13

ASPECTO DE LA

POROSIDAD A COMPARAR ARENISCAS CARBONATOS

Influencia de la diagnesis.

Mnima; normalmente

reducciones mnimas de la

porosidad primaria por

compactacin y cementacin.

Grande; puede crear, destruir

o modificar en gran medida la

porosidad inicial. La

cementacin y la 13olucin

son muy importantes.

Influencia de fracturamiento.

Generalmente no es de gran

importancia en las

propiedades almacenadoras.

De gran importancia en las

propiedades almacenadoras.

Evaluacin visual de la

porosidad y permeabilidad.

Pueden realizarse, de manera

relativamente fcil

estimaciones visuales semi

cuantitativas.

Variable; las estimaciones

visuales semi cuantitativas

varan de fciles a

virtualmente imposibles.

Comnmente son necesarias

las mediciones con

instrumentos.

Utilidad de los anlisis de

ncleos para la evaluacin del

yacimiento.

Los tapones de 2.5 cm de

dimetro normalmente son

adecuados para evaluar la

porosidad.

Los tapones normalmente son

inadecuados an los ncleos

completos (aprox. 7.5 cm de

dimetro) pueden ser

inadecuados en el caso de

poros grandes.

Interrelaciones porosidad-

permeabilidad

Relativamente consistentes;

comnmente son

dependientes del tamao y

clasificacin de las partculas.

Muy variadas; comnmente

son independientes del

tamao y clasificacin de las

partculas.

Tabla I.3 Comparacin de la porosidad entre las rocas carbonatadas y las

areniscas.


14

Influencia de los Yacimientos por el Tipo de Trampa

II.1.2.3.1 Anticlinales

En estos casos la accin de la gravedad es la que origina el entrampamiento

de los hidrocarburos.

II.1.2.3.2 Penetracin de Domos Salinos

Puede ser ligado a fallas y/o discordancias.

II.1.2.3.3 Por Fallas

Las fallas pueden ocasionar una discontinuidad en las propiedades de flujo de

la roca y por ello la acumulacin de hidrocarburos.

II.1.2.3.4 Estratigrficos

En este caso la acumulacin de hidrocarburos es debida a los cambios de

facies y/o discordancias, a la disminucin de la permeabilidad y al

acuamiento.

II.1.2.3.5 Mixtos o Combinados

Intervienen ms de un tipo de los anteriores.

Trampas

Los hidrocarburos quedan confinados a la roca almacenadora debido a que

est rodeada por rocas impermeables (rocas sello- arcillas, sal, etc.-), que impiden el

paso del fluido, sirviendo as como cierre a su migracin o desplazamiento. A este

obstculo se le denomina trampa y se les clasifica segn el origen de las mismas.

Para entender el origen de las trampas volvamos a la formacin de los mantos

sedimentarios. Las capas de sedimentos se disponen en capas o estratos que

pueden o no ser paralelas, en sentido horizontal o inclinado. Sin embargo, estos

estratos se ven sometidos a fuertes presiones debidas a fuerzas propias de la

corteza terrestre que llegan a plegar, fracturar o inclinar estas capas. Las ms

visibles consecuencias de estos movimientos son las elevaciones de los terrenos que

pasado mucho tiempo llegan a conformar las montaas. Si el material de los estratos

no es muy rgido se formaran ondulaciones o pliegues, de lo contrario tender a

fracturarse formando las llamadas fallas. Igualmente algunos materiales blandos

tendern a desplazarse a travs de las fracturas de los rgidos. De acuerdo a la

forma final que tome el plegamiento o la falla se denominaran de diferente manera.

En la figura I.4 se muestran algunos ejemplos:


15

Fig. I.4 Tipos de trampas.

Al formarse estos plegamientos y fracturas las llamadas rocas almacenadoras del

petrleo y gas quedan limitadas por capas o materiales de menor permeabilidad o

rocas sello. As pues, pueden presentarse los siguientes tipos de trampas:

1. Trampa por plegamiento, figura I.5.

Fig. I.5 Trampa por plegamiento.

2. Trampa por domo salino, figura I.6.

Fig. I.6 Trampa por domo salino.


16

3. Trampa por fallamiento, figura I.7.

Fig. I.7 Trampa por fallamiento.

Por supuesto estos esquemas son ideales y son muy variables las formas de los

yacimientos de los hidrocarburos. Igualmente el comportamiento de los yacimientos

difiere de acuerdo a la composicin de los componentes presentes en l. Los

depsitos de petrleo pueden estar acompaados de gas, de agua o de los dos. Las

diferencias de presin y energa dentro del yacimiento estn dadas por la presencia y

cantidad de uno y otro. Esto es de gran importancia para la explotacin del petrleo

ya que la presin y energa contenida en el yacimiento facilita su extraccin. El gas

puede estar disuelto en el petrleo o bien ocupar la parte superior del depsito

debido a su densidad. A medida que la presin disminuye dentro del yacimiento, el

gas se expande empujando el aceite a travs de los poros de la roca almacenadora,

con lo cual se genera una corriente hacia el pozo productor, de esta manera puede

extraerse entre un 40 y un 75 % del total del aceite originalmente contenido. En

muchos casos grandes masas de agua acompaan los yacimientos proporcionando

energa adicional que posibilita la extraccin del aceite y el gas. El agua se desplaza

hacia las zonas de menor presin desplazando el aceite y el gas de la parte inferior

del yacimiento con lo cual se produce una fuerza de empuje que mantiene la presin

dentro del yacimiento. El factor de recuperacin en este caso puede llegar a un 85%.

TRAMPAS

Las trampas representan receptculos cerrados y son cuerpos de rocas

almacenadoras completamente rodeadas hasta cierto nivel por rocas impermeables.

En otras palabras, una trampa es un obstculo que impide la migracin de los

hidrocarburos, quedando stos acumulados en ella.

Todas las trampas tienen un cierre, pero en los anticlinales es donde se manifiestan

con mayor claridad. El cierre es la distancia vertical entre la cuerva estructural

cerrada ms baja y la cima de la estructura. El cierre representa por lo tanto la

distancia mxima vertical en los hidrocarburos se pueden acumular en el


17

receptculo. Cualquier cantidad adicional de aceite abajo del cierre fluir sin entrar a

la estructura. Figura I.8.

Fig. I.8 Cierre estructural

Generalmente las trampas no estn totalmente llenas de aceite, encontrndose el

contacto agua-aceite dentro del cierre.

Clasificacin de las trampas.

Se han propuesto muchas clasificaciones de las trampas que incluyen una

amplia variedad de condiciones geolgicas en las que se acumulan el aceite y el gas.

Sin embargo, debido a los numerosos tipos de yacimientos es muy difcil establecer

una clasificacin que incluya a todos los tipos.

An as, se puede establecer una regla: el aceite y el gas se acumulan cuando la

migracin vertical y lateral es obstruida por una trampa o un cierre.

Las trampas se forman por condiciones estratigrficas que fueron establecidas

durante el tiempo del depsito de los sedimentos, por los cambios posteriores y

litificacin de los sedimentos, por deformaciones estructurales, o por combinacin de

dos o ms de estos factores.

Todas las clasificaciones han sido basadas en una o todos estos factores geolgicos;

sin embargo, se considera que una clasificacin gentica, relacionada al modo de

origen es preferible.


18

CLASIFICACIN DE LAS TRAMPAS DE ACEITE Y GAS

(Figuras I.9 y I.10)

Segn Wilson (1934) incluido en Landes (1974)

I. Trampas Estructurales.

a. Sinclinales secos.

b. Anticlinales.

c. Domos salinos.

d. Hidrodinmicas.

e. Fallas.

II. Trampas por variacin de permeabilidad.

a. Permeabilidad variable por sedimentacin.

b. Permeabilidad variable causada por aguas subterrneas.

c. Permeabilidad variable por truncamiento y sello.


19

Fig. I.9 Secciones de trampas geolgicas.


20

Las trampas estructurales son el resultado de movimientos de la corteza terrestre.

Los anticlinales son los ms importantes, habiendo producido el 80% del petrleo

extrado de todos los campos del mundo.

A las trampas de variacin de permeabilidad tambin se les ha llamado

estratigrficas, sin embargo, este trmino no es muy apropiado debido a que un

estrato puede continuar lateralmente pero la permeabilidad no.

La acumulacin de aceite puede resultar de una trampa sola, de trampas mltiples o

trampas combinadas.

Una trampa sola puede estar representada por la acumulacin de aceite en un

anticlinal.

Ejemplos de trampas mltiples son la presencia de aceite debajo de un sello de

asfalto en una parte del campo, y en otra parte a lo largo de la cima de un anticlinal;

o una serie de pequeos domos sobrepuestos en un anticlinal grande.

El entrampamiento combinado no es igual que el mltiple. En el combinado todas las

trampas son mutuamente dependientes para efectuar el cierre.

La mayora de las acumulaciones clasificadas como de permeabilidad variable son

realmente debidas a una combinacin de permeabilidad errtica y posicin

estructural. Ejemplo: acumulaciones en anticlinales que contienen localmente zonas

estriles debidas a variacin de permeabilidad. En este caso, la acumulacin es

totalmente anticlinal, pero la distribucin est controlada por la porosidad local.

A este respecto, Wilson opina que los campos en que la porosidad es secundaria,

como en muchas calizas, no deben ser clasificados como estratigrficos.

El factor importante en este caso es saber si cuando se form la estructura exista

permeabilidad, o si sta se form posteriormente al plegamiento.

Otras clasificaciones incluyen las siguientes trampas: (Vanse figuras I.9 y I.10).

I. Estructurales.

a. Pliegues.

b. Domos.

c. Fallas.


21

d. Fracturas.

II. Variacin de permeabilidad.

a. Cambios de facies.

b. Discordancias.

c. Diagnesis.

III. Combinadas.

IV. Hidrodinmicas.

V. Paleogeomrficas.

Sinclinal seco.

Un sinclinal cerrado, o una cuenca pueden actuar como trampas nicamente

en ausencia de agua, lo que es una condicin poco frecuente, al grado de que

muchos gelogos dudan de la existencia de dichas trampas.

De acuerdo con Heald, la investigacin de los campos sinclinales han fallado en

descubrir alguno en el que el agua y el aceite estn ausentes.

Anticlinales.

El 80% del petrleo extrado de los campos mayores del mundo proviene de

anticlinales. Los anticlinales muy largos no contienen aceite en su totalidad. Este se

encuentra en los domos o anticlinales superpuestos, estando las sillas ocupadas por

agua. Igualmente, no estn llenos hasta el punto de derrame.

Trampas producidas por sal.

Una trampa producida por sal, es producida por presiones en la corteza

terrestre que causan que los depsitos de sal normalmente estratificados fluyan

plsticamente lateralmente y hacia arriba, abombando primero los sedimentos

suprayacentes, y en algunas ocasiones rompindolos. (Figura I.11).


22

Fig. I.11 Formacin de un domo salino.

Las trampas as producidas son muy espectaculares y a pesar de su extraa

naturaleza y origen, han producido cantidades considerables de gas y aceite.

Trampas hidrodinmicas.

En muchos campos de aceite y gas, los contactos aceite-agua o gas-agua, no

es horizontal, fenmeno que no est relacionado a la topografa, sino ms bien a

depresiones intermontaas, donde la inclinacin del contacto tiendea ser ms

marcada. En la mayora de los campos conocidos, la produccin se extiende ms en

un flanco que en el otro, pero hay ejemplos en que la produccin total est en un solo

flanco abajo del eje del anticlinal. Sin embargo, cuando la inclinacin del contacto es

mayor que el echado de las capas los hidrocarburos salen del anticlinal, quedando

las estructuras lavadas.

Existen varias teoras para explicar los contactos inclinados. La menos probable es

que el aceite o el gas entrampados no pueden recobrar su nivel horizontal despus

del basculamiento regional de los receptculos, pues como ya se ha indicado

anteriormente, la viscosidad del aceite en el subsuelo es suficientemente baja como

para que con una adecuada permeabilidad de la roca almacenadora el aceite pueda

reajustarse a los cambios estructurales. Sin embargo, es probable que muchas

acumulaciones se queden inclinadas si se cierran los poros abajo del contacto agua-

aceite, despus de que ste ha sido inclinado. Esta explicacin es ms probable en

regiones planas alejadas de las montaas.


23

Trampas por fallas.

El afallamiento desempea varios papeles en la acumulacin del aceite. Sin

duda, los planos de falla funcionan en algunas reas como canales para la migracin

del agua y el aceite y a veces pueden unir varios estratos productores para formar un

solo yacimiento; o bien, pueden permitir que el aceite se escape a la superficie

formando chapopoteras.

El que un plano de falla funcione como canal o como sello para formar una trampa

depende de varios factores, los ms importantes son: el tipo de falla y la litologa de

las rocas cortadas por la falla. Si el tipo de la falla y la fragilidad de la roca producen

brechas a lo largo del plano de falla, ste actuar como canal. Si se produce

pulverizacin y flujo plstico a lo largo del plano, se origina un sello.

Trampas por variacin de permeabilidad.

Si en una roca almacenadora con buena porosidad se produce una

desaparicin de la porosidad echado arriba, se forma una trampa propicia para

almacenar hidrocarburos. La terminacin de la permeabilidad puede ser abrupta, o

bien, puede ser gradual como en el caso de un cambio de facies. Esto es

principalmente debido a fenmenos estratigrficos y no diastrficos, a las

acumulaciones por variaciones de permeabilidad se les llama generalmente trampas

estratigrficas.

Influencia de Acuerdo al Tipo de Empuje Predominante.

Luego de haber realizado la perforacin, el pozo est en condiciones de

producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento

por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayora de las perforaciones.

Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su

presin, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegar a la superficie

con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento petrleo, gas, agua- entran a los pozos

impulsados por la presin a los que estn confinados en el mismo. Si la presin es

suficiente, el pozo resultar "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la

mayora de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el

pozo est ahogado. Para proseguir con la extraccin se procede a la utilizacin de

mtodos artificiales de bombeo.


24

Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:

Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto

en el petrleo que tiende a escapar y expandirse por la disminucin de presin. La

recuperacin final suele ser inferior al 20%.

Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el

petrleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el

petrleo hacia los pozos. La recuperacin de un campo con capa de gas es del

40/50%.

Empuje hidrosttico (water drive). La fuerza impulsora ms eficiente para provocar la

expulsin del petrleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del

petrleo. La recuperacin en un yacimiento con este tipo de empuje explotado

racionalmente puede llegar al 60%.

El mecanismo de surgencia natural es el ms econmico, ya que la energa es

aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la produccin se realizan en la

superficie por medio del llamado "rbol de Navidad", compuesto por una serie de

vlvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula

mediante un pequeo orificio cuyo dimetro depender del rgimen de produccin

que se quiera dar al pozo.

Recuperacin primaria o mecanismos naturales de recuperacin en

yacimientos de aceite y gas3.

Al descubrirse un yacimiento o campo, se procura recopilar una gran cantidad de

informacin del mismo y se realizan varios estudios a la formacin productora, entre

ellos: Ncleos y sus correspondientes estudios en laboratorio, diferentes tipos de

registros geofsicos y de produccin, muestras del aceite y gas a condiciones

originales, para realizar anlisis PVT, pruebas de produccin a los pozos, clculos de

los ndices de productividad y potencial de los pozos y adems, se llevan a cabo

varios tipos de anlisis de curvas de presin. Todos estos trabajos, con el objetivo de

evaluar el potencial petrolero del nuevo descubrimiento y conocer de manera inicial

sus caractersticas, desde el punto de vista de la ingeniera de yacimientos.

Posteriormente, a travs de la perforacin de pozos delimitadores en el nuevo

yacimiento, se puede conocer mejor su tamao, en trminos del posible volumen

original in situ que contenga. Adems, se llegan a determinar caractersticas


25

adicionales, como la profundidad de un contacto aceite-agua si es que existe, lo

mismo que se trata de definir si hay una capa de gas en la parte superior. Con esta

informacin, se empieza a identificar el mecanismo natural de produccin que puede

existir en el yacimiento o la combinacin de mecanismos que pudieran tenerse; esto

ltimo es lo que realmente ocurre en la mayora de los campos.

Existen cinco mecanismos naturales de recuperacin primaria en los yacimientos:

a. Empuje por gas disuelto.

b. Empuje por la capa de gas.

c. Empuje por expansin de la roca.

d. Empuje hidrulico (por efecto del acufero).

e. Empuje por segregacin gravitacional.

A continuacin se describirn brevemente algunas de las caractersticas de cada uno

de estos empujes que se presentan en los yacimientos.

Empuje por gas disuelto.

En este tipo de empuje en el yacimiento, el principal mecanismo que opera en

la formacin productora es la expansin del aceite y del gas disuelto originalmente en

el mismo. Es decir, el incremento de los volmenes de fluido durante el proceso de

reduccin de la presin en el yacimiento es equivalente a la produccin que se

obtiene.

Lo anterior es particularmente cierto, en los casos donde el yacimiento es

bajosaturado. Es decir, se encuentra a una presin arriba de la presin de saturacin

o de burbuja, que es como se le conoce.

En la Grfica 1, se muestra una curva de porcentaje de reduccin de la presin

original, contra la recuperacin en porcentaje del volumen original in situ en el

yacimiento, en campos donde el empuje dominante es por gas disuelto. Como se

observa, se calcula que en los mejores casos, se podra obtener hasta 22% de factor

de recuperacin. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que esta es una grfica

terica, calculada a travs de las ecuaciones de balance de materia, por lo que los

factores reales de recuperacin podran ser menores a los que se presentan.


26

Empuje por la capa de gas.

En muchos casos de campos descubiertos en el mundo, se determin que ya

exista una capa de gas al inicio de su explotacin, por lo que uno de los

mecanismos de empuje se reconoce que es debido a esta capa de gas.

Por otro lado, si el yacimiento ha reducido su presin original hasta niveles por

debajo de la presin de saturacin, se dice que el aceite contenido en el mismo se

encuentra saturado y por tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la

formacin; dependiendo del espesor de la misma y el echado que tenga (inclinacin

de la formacin), se puede generar una capa de gas que se conoce como casquete

de gas secundario.

El empuje que se genera para producir el aceite debido a la capa de gas descrita,

puede llegar a ser el mecanismo preponderante de produccin en el yacimiento y en

combinacin con otros mecanismos de empuje, definir el nivel de factor de

recuperacin que puede llegar a obtener.

En la Grfica 1 se presenta la curva que seala el comportamiento de la reduccin

de la presin si el yacimiento tiene este empuje, contra la recuperacin en porcentaje

del volumen original in situ. Como se observa, en las mejores situaciones, se podra

obtener un factor de recuperacin de casi 30%.

Empuje por la expansin de la roca.

La produccin de aceite y gas del yacimiento genera una reduccin de la

presin de los fluidos en el mismo, lo que a su vez implica un aumento en la presin

de sobrecarga en la formacin. Este aumento de presin en los granos de la

formacin causa su compactacin y a su vez podra llevar a ocasionar una

subsidencia en la superficie, lo cual se ha observado en algunos campos en el

mundo.

Por tanto, el mecanismo por expansin de la roca, tambin conocido como

mecanismo de compactacin, expulsa el aceite y gas debido a la reduccin del

volumen poroso en el yacimiento. Sin embargo, es importante destacar que este

mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formacin es grande, lo cual

sucede en las formaciones constituidas por carbonatos.


27

El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos

ms bien superficiales y que se encuentran a menos de 2000 metros de profundidad.

En la Grfica 1, se muestra cual podra ser la recuperacin si solo existiera el empuje

por expansin de la roca y fluidos, contra la disminucin de la presin en el

yacimiento. Como se observa podra obtenerse cuando mucho un 4% de factor de

recuperacin, si solo existiera este empuje en el yacimiento, lo cual es poco

probable.

Empuje hidrulico (por efecto del acufero).

El empuje natural por efecto del acufero, tambin conocido como empuje

hidrulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acufero asociado y se empieza a

presentar una vez que se reduce la presin en el yacimiento, lo que permite que el

agua en el acufero se expanda y fluya dentro de la zona de aceite del mismo.

Este mecanismo de desplazamiento en los yacimientos, es de los ms eficientes,

dependiendo del tipo de formacin de que se trate. De hecho, los factores de

recuperacin ms altos que se han observado en varios yacimientos alrededor del

mundo, casi siempre han estado asociados a un empuje hidrulico considerable.

Se puede observar en la Grfica 1, que este empuje hidrulico es de los ms

eficientes y se podran obtener factores de recuperacin de alrededor de 50%, en

algunos campos.

Empuje por segregacin gravitacional.

Este empuje no es muy comn que se presente en los yacimientos, pero

cuando se tiene, es el mecanismo de produccin ms eficiente que se ha encontrado

en los yacimientos alrededor del mundo. Esencialmente, est relacionado con el

empuje por capa de gas secundaria, ya que la segregacin gravitacional se relaciona

normalmente con yacimientos de grandes espesores o que tienen un echado

considerable, lo que permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar

las partes bajas del mismo y que el gas, al ser ms ligero tienda a ocupar la parte

superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de

manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistn que empuja el aceite y los

fluidos ms pesados hacia abajo.


28

Existen en varios pases, casos de yacimientos con este tipo de empuje y

normalmente se ha logrado obtener de ellos factores de recuperacin muy elevados,

debido a la manera tan eficiente que opera la segregacin gravitacional.

En la Grfica 1, se puede distinguir que en el caso del empuje por segregacin

gravitacional, se podran obtener factores de recuperacin de alrededor del 60%.

Finalmente, se debe recordar, como ya se mencion anteriormente que rara

vez se presenta en los yacimientos solo uno de estos empujes descritos a lo largo de

su vida. Por esta razn, las mejores prcticas en la administracin de yacimientos

tienen que dedicar un esfuerzo y tiempo considerable a la obtencin de informacin

de los mismos, para definir los mecanismos de empuje preponderantes y poder

aprovecharlos a plenitud y as obtener los mayores factores de recuperacin

posibles, al menos en la etapa de recuperacin primaria.

Grfica 1. Influencia de los mecanismos primarios de recuperacin en la presin del yacimiento

y en la eficiencia de recuperacin de aceite*.

* Fuente: Integrated Petroleum Management, Satter and Thakur, Pennwell Books, 1994.


29

Cuando la energa natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre

a mtodos artificiales para continuar extrayendo los hidrocarburos.

Caractersticas de los yacimientos con empuje de agua18.

Un yacimiento con empuje de agua es aquel en el que la fuente predominante

de energa para producir el aceite es el avance del agua procedente de un acufero

asociado. Si otro mecanismo aporta una cantidad significativa de energa, se

considera que el yacimiento esta bajo un empuje combinado.

La principal fuente de energa en este tipo de yacimientos, es la combinacin de la

expansin de la roca y del agua en un acufero que suple la afluencia del agua hacia

el yacimiento. En algunos casos, el acufero es reabastecido por aguas desde la

superficie, por lo que la afluencia no es enteramente obra de la expansin. El empuje

de agua puede proceder del flanco o de ms abajo del yacimiento.

La produccin tambin puede verse favorecida por la expansin del aceite, ya que la

presin del yacimiento debe caer antes que empiece la afluencia del agua. Esto es

tambin lo ms importante al comienzo de la vida del yacimiento cuando la cada de

presin es ms alta.

En resumen, se puede decir que las caractersticas ms importantes de los

yacimientos con empuje de agua son las siguientes:

La presin del yacimiento permanece alta.

La relacin gas-aceite permanece baja.

Hay una temprana produccin de agua y sta aumenta considerablemente.

En los pozos hay flujo natural hasta tanto la produccin de agua sea excesiva.

El factor de recuperacin es de 35 a 75% del POES.

Un mecanismo de empuje en un yacimiento puede ser definido como una forma

diferente de energa dentro de un yacimiento causando la expulsin o produccin de

sus fluidos. El mecanismo de empuje depender del yacimiento.

El comportamiento general del yacimiento es determinado por la energa natural y los

mecanismos de empuje disponibles para el movimiento de los hidrocarburos hacia el

pozo. Bsicamente hay cinco mecanismos de empuje que proveen la energa natural

necesaria para la recuperacin de los hidrocarburos:


30

1. Empuje por expansin de la roca y los lquidos.

2. Empuje por gas disuelto liberado.

3. Empuje por casquete de gas.

4. Empuje hidrulico.

5. Empuje por segregacin gravitacional.

6. Empujes combinados.

Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de produccin, depender del tipo

de yacimiento, el nivel de presin que se tenga en el mismo y de los hidrocarburos

existentes.

Expansin de la roca y los fluidos.

Los hidrocarburos que se encuentran atrapados en el yacimiento, pueden ser

movidos hacia los pozos productores y as extraerlos; este movimiento de

hidrocarburo puede ser originado por los procesos fsicos que ocurren, generalmente

combinados, como son: la expansin de la roca, expansin del agua de formacin o

congnita, expansin del aceite con su gas disuelto y expansin del gas disuelto

liberado.

Las expansiones de la roca y los fluidos ocurren en los yacimientos de aceite

bajosaturados, hasta que se alcanza la presin de saturacin; estas expansiones dan

lugar a la expulsin del aceite hacia los pozos productores. Dada la baja

compresibilidad del sistema, el ritmo de declinacin de la presin con respecto a la

extraccin, es muy pronunciado.

La liberacin del gas disuelto en el aceite ocurre en la tubera de produccin, al nivel

en el que se obtiene la presin de saturacin. La relacin gas-aceite produccin RGA

permanece, por lo tanto, constante durante esta etapa de explotacin, e iguala la Rsi.

La saturacin de aceite prcticamente no vara. La porosidad y la permeabilidad

absoluta disminuyen ligeramente, as como la viscosidad y la densidad del aceite. El

factor de volumen del aceite aumenta tambin en forma muy ligera.

Realmente, la expansin de la roca y los lquidos sigue presentndose en tanto siga

ocurriendo un abatimiento de presin.

Empuje de gas disuelto liberado.

Cuando la presin se reduce en el yacimiento hasta alcanzar la presin de

saturacin, parte del gas que se encuentra en el aceite es liberado, por lo que el

mecanismo de desplazamiento se deber, primordialmente, al empuje de gas


31

disuelto liberado; como ya se indic, si bien es cierto que tanto el agua intersticial y la

roca continuarn expandindose, su efecto resulta pequeo, puesto que la

compresibilidad (o expansionabilidad) del gas es mucho mayor que la de los otros

componentes de la formacin. El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos,

sino que se acumula en forma de pequeas burbujas aisladas, las cuales por motivo

de la declinacin de la presin, llegan a formar posteriormente una fase continua,

que permitir el flujo de gas y aceite hacia los pozos, como se muestra en la

figura I.12.

Fig. I.12 Empuje de aceite por gas disuelto liberado.

La saturacin de gas mnima para que ocurra flujo del mismo se denomina

saturacin de gas crtica. Durante esta etapa, en la que la saturacin de gas es

menor que la crtica, la relacin gas-aceite producida disminuye ligeramente, ya que

el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento. El gas

liberado llena totalmente el espacio desocupado por el aceite producido. La

saturacin de aceite disminuir constantemente, a causa de su produccin y

encogimiento por la liberacin del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la

permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidad al gas

aumentar.


32

El gas fluir ms fcilmente que el aceite, debido a que es ms ligero, menos viscoso

y que en su trayectoria se desplaza por la parte central de los poros (bajo

condiciones equivalentes, su movilidad es mucho mayor que la del aceite). De eta

manera, la relacin gas-aceite que fluye en el yacimiento aumentar constantemente

y la relacin gas-aceite producida en la superficie mostrar un progresivo incremento,

hasta que la presin del yacimiento se abata substancialmente. Cuando esto ocurra,

la presin medida en la superficie disminuir, debido a que a presiones bajas, los

volmenes de gas en el yacimiento se aproximan a los volmenes medidos en la

superficie.

Cuando este mecanismo se presenta en yacimientos cerrados, la produccin de

agua es muy pequea o nula. Las recuperaciones finales por empuje de gas disuelto

liberado son casi siempre bajas, variando generalmente entre el 5 y 35 % del aceite

contenido a la presin de saturacin.

Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan

condiciones favorables de segregacin, la recuperacin es totalmente independiente

del ritmo de extraccin.

Empuje por gas libre.

El empuje por casquete de gas consiste en una invasin progresiva de la zona

de aceite por gas, acompaada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de

la zona de gas libre y hacia los pozos productores como se observa en la figura I.13.


33

Fig. I.13 Representacin del mecanismo de empuje en un yacimiento con casquete de gas.

Los requerimientos bsicos son que:

a. La parte superior del yacimiento contenga una alta saturacin de gas.

b. Exista un continuo crecimiento y agrandamiento de la zona ocupada por el

casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:

1. Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.

2. Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulacin de gas liberado

por el aceite, al abatirse la presin del yacimiento, a consecuencia de la

segregacin gravitacional.

3. La capa de gas puede crearse artificialmente por inyeccin de gas en la parte

superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su

segregacin.

El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso se entiende

fcilmente, considerando primero la naturaleza del desplazamiento cuando la presin

del yacimiento se mantiene constante por inyeccin de gas, y analizando a

continuacin las diferencias que surgen cuando se permite la declinacin de la

presin del yacimiento. Es obvio que si la presin del yacimiento se mantiene en su

valor original, el gas inyectado no tiene acceso a la zona de aceite, excepto atrs o

en el frente de avance del gas libre y por lo tanto, la parte inferior de la estructura

conserva sus condiciones originales de saturacin de aceite, hasta que se invade por

el gas inyectado. La produccin de aceite proviene de los pozos localizados en la

zona de aceite, pero el aceite producido es reemplazado, por lo que se mueve

adelante del frente del gas. En esta forma el proceso obliga al aceite a moverse

hacia la parte inferior del yacimiento.

La ventaja de este mecanismo consiste en que provoca, mediante una adecuada

localizacin y terminacin de los pozos, la obtencin de producciones de aceite de la

seccin del yacimiento que no contiene gas libre, retenindose en la parte superior

del yacimiento el gas libre que se utiliza para desplazar el aceite, como se muestra

en la figura I.14.


34

Fig. I.14 Desplazamiento por casquete de gas.

Sin inyeccin de gas, el empuje por capa de gas tendr lugar en virtud de la

expansin del gas del casquete, debido a la declinacin de la presin. Si el volumen

del gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el

volumen total original de aceite, y si no se produce gas libre durante la explotacin, la

declinacin de presin requerida para la invasin total de la zona de aceite por el

casquete de gas, ser ligera y el comportamiento del yacimiento se aproximar al

obtenido con inyeccin de gas. Si por otra parte, el volumen de la capa de gas es

relativamente pequeo, la presin del yacimiento declinar a mayor ritmo,

permitiendo la liberacin del gas disuelto y el desarrollo de una saturacin de gas

libre en la zona de aceite. Cuando la saturacin de gas libre forme una fase continua,

su exclusin de los pozos productores ser imposible y el mecanismo de

desplazamiento se aproximar al empuje por gas disuelto.

La recuperacin final en yacimientos con capa de gas vara normalmente del 20 al

40% del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones favorables de

segregacin, se pueden obtener recuperaciones finales del orden del 60% o ms.

La figura I.15 muestra que el crecimiento de la capa de gas permite la recuperacin

de ms aceite; m representa la relacin volumen inicial de la capa de gas @c.y. y el

volumen inicial de la zona de aceite @c.y.


35

Fig. I.15 Efecto en la recuperacin final de aceite por el crecimiento del casquete de gas.

Empuje por entrada de agua.

El desplazamiento por invasin de agua es en muchos sentidos similar al del

casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos por el agua tiene lugar

atrs del aceite y en la interfase agua-aceite mvil. En este proceso, el agua invade y

desplaza al aceite, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento

hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidrulico es lo

suficientemente fuerte para mantener la presin del yacimiento o permitir un ligero

abatimiento de ella, entonces el aceite recuperable ser casi totalmente recuperado

por desplazamiento con agua, puesto que no habr liberacin de gas en solucin o

dicha liberacin ser pequea y as mismo el desplazamiento que ocasione.

Los requerimientos bsicos para este proceso son:

1. Una fuente adecuada que suministre agua en forma permanente al

yacimiento.

2. Una presin diferencial entre la zona del aceite (yacimiento) y la zona de agua

(acufero) que induzca y mantenga la invasin.

El empuje hidrulico puede ser natural o artificial. Para que se presente en forma

natural debe existir, junto a la zona productora, un gran volumen de agua en la


36

misma formacin, sin barreras entre el aceite y el agua, y la permeabilidad de la

formacin para facilitar su filtracin adecuada.

La formacin acufera puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la

fuente del agua de invasin podr disponerse a travs del agua superficial, por el

afloramiento, como se muestra en la figura I.16. Esta condicin no es muy comn;

generalmente, la invasin de agua tiene lugar por la expansin de la roca y el agua

en el acufero, como resultado de la declinacin de presin transmitida desde el

yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca y el agua son muy

pequeas, un empuje hidrulico regular requerir de un acufero extenso, muchas

veces mayor que el yacimiento.

Fig. I.16 Representacin del empuje de aceite por un acufero natural que tiene un afloramiento.

Tan pronto como el agua invade una seccin de la zona de aceite y desplaza algo de

l, la saturacin de agua aumenta, la formacin adquiere e incrementa su

permeabilidad al agua y sta tiende a fluir junto con el aceite.

Como agente desplazante el agua tiene una ventaja sobre el gas, ya que debido a su

menor movilidad (mayor viscosidad), un volumen de agua introducido en el espacio

poroso desalojar ms aceite que el mismo volumen de gas y se acumular tambin

en mayor grado, mostrando menos tendencia que el gas a fluir a travs del aceite.

Despus que la interfase o contacto agua-aceite alcanza un pozo, su produccin de

agua aumenta progresivamente. El proceso se termina al abandonar el yacimiento

cuando se invaden los pozos superiores y su produccin disminuye a un nivel tal que

la recuperacin deja de ser costeable.


37

En la mayora de los yacimientos agotados por empuje de agua, la presin del

yacimiento se conserva a un nivel relativamente alto cuando se abandona su

explotacin.

La relacin gas-aceite producida en yacimientos con empuje hidrulico efectivo no

sufre cambios substanciales, debido a que al mantenerse alta la presin, se evita la

liberacin del gas disuelto y su distribucin en la produccin.

Las recuperaciones finales varan normalmente ente el 35 y el 75 % del volumen

original de aceite en el yacimiento. Las recuperaciones bajas corresponden a

yacimientos heterogneos o con aceite viscoso.

En yacimientos con empuje hidrulico, la recuperacin final es sensible al ritmo de

explotacin. Si los gastos son altos, el depresionamiento propiciar la liberacin de

gas y el desplazamiento con agua se efectuar en presencia de una fase gaseosa.

En estas condiciones, la saturacin de aceite residual puede reducirse

substancialmente. Esta reduccin proporciona una recuperacin de aceite mayor que

la obtenida con invasin de agua donde no existe una fase gaseosa. El

desplazamiento con agua, en una formacin parcialmente saturada de gas, da lugar

al desarrollo de una zona de alta saturacin de aceite (banco de aceite), formada

delante del agua de invasin. El banco de aceite desplaza parte de la fase de gas

mvil inicial, dejando al gas residual atrapado distribuido en los poros en forma de

burbujas discontinuas o filamentos. El aceite es desplazado posteriormente por el

agua, en presencia de la fase gaseosa inmvil. En la figura I.17 se presenta la

secuencia del sistema de desplazamiento descrito.

Fig. I.17 Desplazamiento con agua en una formacin parcialmente saturada de gas.


38

Segregacin gravitacional.

La segregacin gravitacional, o drene por gravedad, puede clasificarse como

un mecanismo de empuje; sin embargo, se considera ms bien como una

modificacin de los dems. La segregacin gravitacional es la tendencia del aceite,

gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo con sus densidades, como lo

muestra la figura I.18. El drene por gravedad puede participar activamente en la

recuperacin de aceite; por ejemplo, en un yacimiento bajo condiciones favorables

de segregacin, gran parte del gas liberado fluir a la parte superior del yacimiento,

en vez de ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de la presin, contribuyendo

as la formacin o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia

total del desplazamiento, que bajo las condiciones citadas puede ser hasta del orden

del 80 % del volumen original.

Fig. I.18 Distribucin inicial de los fluidos en un yacimiento de hidrocarburos.

Los yacimientos presentan condiciones propicias a la segregacin de sus fluidos,

cuando poseen espesores considerables y/o alto relieve estructural, alta

permeabilidad y cuando los gradientes de presin aplicados no gobiernan totalmente

el movimiento de los fluidos.

La recuperacin en yacimientos donde existe segregacin de gas y/o de gua, es

sensible al ritmo de produccin; mientras menores sean los gastos, menores sern

los gradientes de presin y mayor la segregacin. Si se establece en un yacimiento

contra flujo de aceite y gas, se desarrollar una capa de gas y la relacin gas-aceite

producida mostrar una disminucin.


39

Otros tipos de empuje, incluyendo combinacin de mecanismos.

La mayora de los yacimientos quedan sometidos durante su explotacin a

ms de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados, por ejemplo: un

yacimiento grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de as

disuelto. Despus de un corto periodo de produccin, la capa de gas asociado acta

efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite; posteriormente y

despus de una extensa extraccin, la presin del yacimiento caer lo suficiente

como para establecer la entrada de agua al acufero, de modo que el empuje por

agua se presentar como parte importante del mecanismo de desplazamiento, como

lo muestra la figura I.19.

Fig. I.19 Combinacin de empujes en un yacimiento de hidrocarburos.

Dos combinaciones de empuje pueden estar presentes en el yacimiento. Estas son el

empuje por gas disuelto liberado y un menos empuje de agua y el empuje por gas

disuelto liberado con una parte pequea del casquete de gas y mnimo empuje de

agua. La segregacin gravitacional puede jugar un papel importante en cualquiera de

los empujes mencionados.


40

Tipo de Fluidos Almacenados.

Es una prctica comn clasificar a los yacimientos petroleros de acuerdo a las

caractersticas de los hidrocarburos producidos y a las condiciones a las cuales se

encuentra en el subsuelo, tales como el color del lquido, densidad relativa y relacin

gas-aceite; sin embargo esta clasificacin resulta poco precisa, pues no siempre se

puede definir un yacimiento con estos parmetros.

Se ha observado que una mejor clasificacin es obtenida si se consideran las fases y

la composicin de la mezcla de hidrocarburos, a la temperatura y presin del

yacimiento. As, existen cinco tipos de fluidos bsicos. Estos generalmente son

llamados de aceite negro, de aceite voltil (ligero), de gas seco, de gas hmedo y de

gas retrgrado (gas y condensado).

Aceite negro.

El aceite negro est constituido por molculas grandes, pesadas y no voltiles

principalmente, su diagrama de fases cubre un amplio rango de temperaturas. El

punto crtico est en la parte ms alta sobre la pendiente de la envolvente. La

temperatura de estos yacimientos es menor a la temperatura crtica.

En la figura I.20 se muestra un diagrama de fase tpico de un aceite negro. La lnea

123, muestra el comportamiento de aceite dentro del yacimiento durante su

explotacin. Cuando las condiciones de presin y temperatura originales se

encuentra sobre el segmento 12, se dice que el yacimiento es bajosaturado; si la

presin es menor a la de la curva de burbujeo, es decir que se encuentra sobre la

lnea 23, el yacimiento es saturado.

Fig. I.20 Diagrama de fase tpico de un aceite negro, con lnea de reduccin de presin

isotrmica, 123, y condiciones en el separador.


41

Aceite voltil.

El diagrama de fase para un aceite voltil es un poco diferente al de un aceite

negro. El rango de temperatura cubierto por la envolvente es menor, de hecho la

temperatura crtica es mucho menor, aunque es mayor a la temperatura del

yacimiento.

En la figura I.21 se muestra un diagrama de fase para un aceite ligero. La lnea

vertical indica el comportamiento del fluido dentro del yacimiento durante la

explotacin. Las lneas de calidad indican que el porcentaje de lquido se reduce

rpidamente con el decremento de la presin.

Fig. I.21 Diagrama de fase tpico de un aceite voltil, con lnea de reduccin de presin

isotrmica y condiciones en el separador.

Gas seco.

El gas seco est constituido por aproximadamente 95% de gas metano. La

figura I.22 muestra un diagrama de fase de un gas seco. En el diagrama se observa

que la mezcla de hidrocarburos es solo gas, tanto a condiciones de yacimiento como

a condiciones de separador.


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Fig. I.22 Diagrama de fase tpico de un gas seco, con lnea de reduccin de presin isotrmica y

condiciones en el separador.

Gas hmedo

En una mezcla de hidrocarburos de gas hmedo predominan las molculas

ms ligeras. Su diagrama de fase tpico, mostrado en la figura I.23, muestra que

dentro del yacimiento se tiene solamente gas durante su explotacin. Sin embargo, a

condiciones de separador se encuentra dentro de la envolvente, causando la

formacin de lquidos en superficie.

Fig. I.23 Diagrama de fase tpico de un gas hmedo, con lnea de reduccin de presin


Gas retrgrado.

El gas retrgrado, conocido tambin como gas y condensado tiene un

comportamiento ms complejo. En yacimientos de gas y condensado, la temperatura

del yacimiento es mayor que la temperatura crtica y menor que la temperatura de la

cricondenterma, punto 1 en la figura I.24. Con la reduccin de la presin se alcanza

el punto de roco, punto 2, si se reduce ms la presin, el gas comenzar a

condensarse, formando lquidos dentro del yacimiento. ste lquido, generalmente no

alcanza la saturacin crtica y por lo tanto no es producido.


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Fig. I.24 Diagrama de fase tpico de un gas retrgrado, con lnea de reduccin de presin


II.2 Heterogeneidades del Yacimiento

La mayora de los yacimientos se forman durante un largo proceso en el que

abarcan una gran variedad de ambientes sedimentarios, tanto en tiempo como

espacio. Como resultado de la reorganizacin fsica y qumica, como la

compactacin, solucin, dolomitizacin y la cementacin; las caractersticas del

yacimiento cambian con el tiempo.

En la mayora de los casos, la heterogeneidad de los yacimientos depende del

ambiente de depsito y de los eventos posteriores, as como la naturaleza de las

partculas.

II.2.1 Tipos de Heterogeneidades en el Yacimiento

Son varios los aspectos que se encuentran relacionados a la heterogeneidad

de un yacimiento. Se clasificarn en tres principales categoras: variacin vertical,

variacin areal, y fracturas a escala de yacimiento.

II.2.4 Fracturas a Escala de Yacimiento y Permeabilidad Direccional

Las fracturas en el yacimiento o planos de fractura cerrada, son muy

frecuentes en los yacimientos de aceite. Diversos autores se dieron a la tarea de

deducir la orientacin de estas fracturas a partir del anlisis transitorio de la presin.

El ingeniero de yacimientos debe de estar consciente de que los yacimientos que

tienen una pequea indicacin de fracturas durante la declinacin primaria, pueden

tener fracturas iniciales o planos de poca fuerza que se manifiestan en s mismos

cuando se aplica presin por inyeccin.


44

El predominio de la evidencia muestra que estas fracturas no son horizontales, pero

por lo general tienen una orientacin cercana a la vertical, por lo que pueden

presentar interacciones altamente direccionales para desviar el aceite en gran parte

de la matriz de la roca.

En general, el efecto de la permeabilidad direccional es ms pequeo en

comparacin con las variaciones regionales en la permeabilidad. El efecto de la

permeabilidad direccional puede despreciarse frecuentemente para casos prcticos.

II.3.5 Zonacin Geolgica

De las propiedades de la roca, slo la permeabilidad est involucrada en los

procedimientos citados anteriormente. La manera correcta de caracterizar la

estratificacin de la permeabilidad de un yacimiento es tomando en cuenta cualquier

informacin geolgica disponible.

Esta informacin debe incluir anlisis de ncleos, registros de pozos y anlisis de

litologa de ncleos. Con esta informacin, y el concepto de que las arenas se

depositan en capas, las cuales tienen cambios en el espesor y propiedades

litolgicas semejantes, se puede correlacionar un nmero de zonas a travs de esa

porcin del yacimiento de arenas.

II.3.6 Flujo Cruzado Entre Capas

Diversos mtodos para predecir el comportamiento de recuperacin de aceite,

asumen que las capas en el yacimiento son continuas de un pozo a otro, uniformes

en propiedades, y aisladas entre s, excepto en el fondo del pozo. Varios

yacimientos, satisfacen el concepto de capas impermeables conformadas por lneas

de lutitas.

II.4 Eficiencia de Desplazamiento Volumtrico como el Producto de la Eficiencia

Areal y Vertical

La eficiencia de desplazamiento puede considerarse conceptualmente como el

producto de las eficiencias de barrido areal y vertical. Considere un yacimiento con

cierto espesor, porosidad uniforme y con una saturacin de hidrocarburos, pero que

consiste de varios estratos. Para un proceso de desplazamiento en el yacimiento,

puede ser expresada como:


45

En donde es la eficiencia de desplazamiento areal en un modelo idealizado de un

yacimiento, rea barrida entre el rea total del yacimiento, es eficiencia de

desplazamiento vertical, espacio poroso invadido por el fluido inyectado dividido

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