Porosidad - I

La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado. 

Como el contenido de este fluido en una roca de yacimiento varía desde 775,8 hasta 1.551,6 Bbls/acre-pie para porosidades de 10 y 20%, respectivamente, es importante tener una buena confiabilidad en estos datos. Esta propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35% en una zona individual; otras, como en calizas y dolomitas, puede variar desde 2 hasta 11 % debido a fracturas; y en rocas llenas de agujeros como panales de abejas y porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar el promedio aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo de arena. 

Si existen suficientes datos sobre este aspecto, se pueden construir mapas de distribución de porosidades que pueden ser pesados areal o volumétricamente para dar una porosidad total verdadera, similares al presentado en la Figura 2.8. Igualmen- te, si existen suficientes datos de muestras de núcleos se pueden realizar análisis esta- dísticos de porosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta informa- ción. 

La mejor forma de medir este parámetro tan importante ha sido a través de medi- das de laboratorio en muestras de núcleos. Varios registros de pozos también produ- cen buenas medidas de porosidad como: perfil eléctrico o de inducción, micro-log, re- gistro de neutrones y el perfil sónico, entre otros.

Profundidad del yacimiento

La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en una invasión con agua ya que: a) si es demasiado grande para permitir reperforar económica- mente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros; b) en los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual después de las operaciones primarias son más bajas que en yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para e xpulsar el petróleo y a que el factor de encogimiento fue grande y, por lo tanto, ha quedado menos petróleo; y c) grandes profundidades permiten utilizar mayores pre- siones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral. Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos profundos donde la máxima presión que puede aplicarse en operaciones de inyección está limitada por la profundidad del yacimiento. 

Durante la inyección de agua, se ha determinado que existe una presión crítica -usualmente aproximada a la presión estática de la columna de roca superpuesta sobre la arena productora y cerca de 1 Ipc/pie de profundidad de la arena- que al excederla, ocasiona que la penetración del agua expanda aberturas a lo largo de fracturas o de cualquier otro plano de fallas, así como juntas o posibles pla- nos de estratificación. Esto da lugar a la canalización del agua inyectada o al sobrepaso de largas porciones de la matriz del yacimiento. 

Consecuentemente, en operaciones que implican un gradiente de presión de 0.75 Ipc/pie de profundidad, generalmente se permite suficiente margen de seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquier problema, debe tenerse en cuenta la información referente a presión de frac- tura o de rompimiento en una localización determinada, ya que ella fijará un límite su- perior para la presión de inyección. Estas consideraciones también influyen en la se- lección del equipo y en el diseño de planta, así como en el número y localización de los pozos inyectores. El elevado gradiente de presión del agua permite tener menores pre- siones de inyección en el cabezal del pozo que en el caso de inyección de gas, lo cual es una ventaja en yacimientos profundos como los del Norte de Monagas en Venezuela.

Litología

La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el proceso de inyección. En algunos sistemas complejos, una pequeña porción de la porosidad total, como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas, tendrán suficiente permeabilidad para facilitar las operaciones de inyección de agua. En estos casos, solamente se ejercerá una pequeña influencia sobre la porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granular, o vugular. 

La evaluación de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento, y también pueden hacerse mediante pruebas pilotos experimentales. Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la composición mineralógica de los granos de arena y la del material cementante que se ha observado en varias arenas petrolíferas después de haber sido invadidas con agua, puede ocasionar diferencias en la saturación de petróleo residual. 

Estas diferencias dependen no sólo de la composición mineralógica de la roca del yacimiento, sino también de la composición de los hidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell han demostrado que en ciertas condiciones los constituyentes básicos presentes en algunos tipos de petróleo causan que el cuarzo se torne hidrofóbico, debido a su adsorción en la superficie de los granos de arena. De manera similar, los constituyentes ácidos presentes en otros tipos de petróleo vuelven la calcita hidrofóbica. No se han determinado suficientes datos para pronosticar el efecto que tienen sobre el recobro las variaciones en el grado de hu- mectabilidad de las paredes de los poros, por agua o por petróleo. 

A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcilloso en algunas arenas petrolíferas puede taponar los poros por hinchamiento o floculación al inyectar agua, no existen datos disponibles sobre la extensión de este problema, pues eso depende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante se puede obtener una aproximación de estos efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo, que el grupo de la montmorillonita es el que más puede causar una reducción de la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es la que causa menos problemas. La extensión que puede tener esta reducción de permeabilidad también depende de la salinidad del agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por salmueras para propósitos de invasión.

Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas - II

Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleo justifica un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyección en un patrón de línea directa. La existen- cia de zonas con altos relieves sugieren la posibilidad de un programa de inyección de gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de gas también influenciará en esta decisión. 

La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural, donde la acumulación de petró- leo se encuentra en trampas estratigráficas. Como estos yacimientos por regla general, han sidó producidos con empuje por gas en solución y no han recibido beneficios de un empuje natural de agua o de otro tipo de energía de desplazamiento, usualmente poseen altas saturaciones de petróleo después de una producción primaria, hacién- dose atractivos para operaciones de recuperación secundaria. 

Así, la localización de los pozos de inyección y producción debe adaptarse a las propiedades y condiciones que se conocen de la arena. A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de inyección suplementaria, pues ésta puede ser inne- cesaria si existe un fuerte empuje natural de agua. Tal decisión depende también de la existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas, o de cual- quier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento altamente fa- llado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.

Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas - I

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientes factores:
  Geometría del yacimiento

Uno de los primeros pasos al recabar la información de un yacimiento para un estudio de inyección, es determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en gran medida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de agua o de gas. La estructura es el principal factor que gobierna la segregación gravitacional. Así, en presencia de altas permeabilidades, la recuperación por segregación gravitacional, particularmente en yacimientos de petróleo, puede reducir la saturación de petróleo a un valor al cual no resulta económica la aplicación de la inyección de agua. La Figura 2.7 muestra la unidad geológica del yacimiento LL-03 del lago de Maracaibo

 

Inyección de gas - Tipos de inyección Part 4

Ventajas: 

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

1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior. 

2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. 

3. El factor de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor. 

Desventajas: 

1. Requ ¡ere buena permeabilidad vertical del yacimiento. 

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

3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas extema.

Inyección de gas - Tipos de inyección Part 3

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

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

Características: 

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

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

3. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribu- ción areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yaci- miento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requie- ran.