Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos - II

Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos - I

La Figura 2.11 muestra la distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de petróleo que se encuentra en equilibrio15. Este parámetro es muy importante en la de- terminación de la factibilidad de un proyecto de inyección de agua.
En efecto, cuanto mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, ma- yor será la eficiencia de reco- bro y, si éste es elevado, el pe- tróleo sobrepasado por el agua será menor y el retomo de la inversión por lo general, será mayor. Igualmente, la sa- turación de petróleo residual que queda después de la in- vasión, está relacionada con la adaptabilidad del proceso, y mientras más se pueda reducir este valor, mayor será el recobro final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los nuevos métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo lograr reducir la saturación de pe- tróleo residual detrás del frente de invasión.

También es de gran interés conocer la saturación inicial de agua connata, esen- cialmente para determinar la saturación de petróleo inicial: bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan en el yacimiento después de las operaciones primarias. Leverett y Lewis20 y otros autores21'22 han mostrado experi- mentalmente que el recobro de petróleo, como un fracción del volumen poroso, me- diante empuje por gas en solución es independiente de la saturación de agua connata.

Continuidad de las propiedades de la roca - II

Continuidad de las propiedades de la roca - I

Como se señaló en la sección anterior, es muy importante tener en cuenta la con- tinuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y la continui- dad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo del fluido en el yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial.
Si el cuerpo del yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o rocas densas, el estudio de una sección transversal de un horizonte productor podría indicar si los estratos indivi- duales tienen tendencia a reducirse en espesor en distancias laterales relativamente cortas, o si está presente una arena uniforme. También, a partir de núcleos se puede te- ner evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento. Todas estas situacio- nes deben ser consideradas en la determinación del espaciamiento de los pozos, en los patrones de invasión y en la estimación del volumen del yacimiento que estará afectado durante el programa de inyección. La Figura 2.10 muestra la continuidad de las arenas de un yacimiento típico del lago de Maracaibo18.

La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya que los estratos indi- viduales de la roca del yacimiento pueden mostrar un grado razonable de continuidad y uniformidad con respecto a la permeabilidad, porosidad y saturación de petróleo. Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de agua y de gas en la formación productora, las partes de lutitas permitirán algunas veces realizar comple- taciones selectivas para excluir o reducir las producciones de agua o gas y realizar in- yecciones selectivas de agua.

Permeabilidad - II

No debemos dejar a un lado que la continuidad de eslos estratos es tan importante como la variación de permeabi- lidad. Si no existe una correla- ción del perfil de permeabilida- des entre pozos individuales, existe la posibilidad de que las zonas más permeables no sean continuas y que la canalización del agua inyectada sea menos severa que la indicada por los procedimientos aplicados a todo el yacimiento. La Figura 2.9 muestra el efecto de la dis- tribución vertical de permeabili- dad sobre la inyección de agua.

Permeabilidad - I

La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado, la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto, en la determinación de la factibilidad de inyección de agua en un yacimiento, es necesario conocer: i) la máxima presión de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del yacimiento y ii) la relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presiónpermeabilidad. Esto permite determinar rápidamente los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa de invasión en un lapso razonable. La prospectividad del proyecto puede calcularse comparando el recobro que se estima lograr con los gastos que involucra el programa de inyección: si resulta económico, se debe efectuar un estudio más detallado.

El grado de variación de permeabilidad ha recibido mucha atención en los últi- mos años, pues determina la cantidad de agua que es necesario utilizar: entre menos heterogénea sea esa propiedad, mayor éxito se obtendrá en un programa de inyección de agua. Si se observan grandes variaciones de permeabilidad en estratos individuales dentro del yacimiento, y si estos estratos mantienen su continuidad sobre áreas exten- sas, el agua inyectada alcanzará la ruptura demasiado temprano en los estratos de alta permeabilidad y se transportarán grandes volúmenes de agua antes que los estratos menos permeables hayan sido barridos eficientemente. Esto, por supuesto, influye en la eco- nomía del proyecto y sobre la factibilidad de la invasión del yacimiento.

Porosidad - II