En esta figura se puede observar que la distribución de saturación en la zona de
agua es idéntica a la distribución cuando no existe gas libre, lo cual se ha mostrado
también en la Figura 4.29.
El banco de petróleo que se encuentra inmediatamente delante de la zona de
agua tiene una saturación igual a (l-S,ÍJr), equivalente a la saturación de petróleo al
punto de burbujeo.
No obstante, el petróleo que se encuentra dentro del banco posee
propiedades PVT similares a las que posee el petróleo del yacimiento al comienzo de la
inyección, las cuales son diferentes de las que existen en condiciones de burbujeo.
El incremento en la saturación de petróleo en el banco de petróleo es exactamente igual a la disminución de la saturación de gas libre inicial, Sg y es el resultado del desplazamiento de petróleo en la zona de agua. Dicho aumento se conoce también como
efecto de resaturación del petróleo. Durante este proceso de resaturación, el petróleo
se desplaza de la zona de agua y resatura el espacio poroso en el banco de petróleo que
estaba previamente saturado con el gas.
El proceso de resaturación también se conoce
como proceso de llene del gas. A medida que continúa la inyección, el frente del banco de petróleo alcanza el
pozo productor, lo cual se denomina tiempo de llene. Cuando se alcanza el llene, se
pueden utilizar los conceptos de flujo continuo para describir el comportamiento de la
inyección y producción.
La Figura 4.39 es un ejemplo de la distribución de los fluidos
en el yacimiento en el momento del llene y muestra sólo las zonas de agua y petróleo.
El agua inyectada acumulada para alcanzar el llene, Wif, se puede estimar por la
siguiente ecuación:
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Figura 4.39. Distribución de saturación en el
momento del llene (según Smith y Cobb).
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