Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas - II

Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas - I

Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección en un yacimiento. Dentro de éstos, la viscosidad del petróleo y las permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los (luidos desplazante y desplazado son los de mayor importancia, ya que ambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcy existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un fluido con el gradiente de presión. Este factor de proporciorialidad, denominado movilidad del fluido, se obtiene dividiendo la permeabilidad al fluido por su viscosidad y depende, también, de la saturación. Por ejemplo, la movilidad del petróleo es ka / n„, la del agua es kw / y la del gas es ks / n g. La razón de movilidad M es la relación entre la movilidad de la fase desplazante y la de la fase desplazada. Mientras mayor sea Af, menor será el recobro en el momento de alcanzarse la ruptura; en consecuencia, mayor será la cantidad de agua producida para recuperar la misma cantidad de petróleo. 

Como se verá más adelante, esto se debe a dos efectos: 

• Pequeñas áreas barridas a la ruptura 

• Influencia del grado de estratificación

En un proceso de desplazamiento la razón de movilidad relaciona la movilidad del fluido desplazante, en la porción del yacimiento que ha contactado, con la movili- dad del petróleo en la zona de petróleo. En el caso de un desplazamiento con gas, la ra- zón de movilidad puede variar desde cero, en períodos donde la saturación de gas es muy baja, hasta valores aproximados a infinito durante períodos de altas saturaciones; en todo caso, valores mayores de uno indican que el gas será el fluido más móvil. 

En ya- cimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas varían areal y verticalmente. Como resultado, el fluido desplazante no formará un frente uni- forme a medida que avanza la inyección y tenderá a canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayor razón de movilidad, como se muestra en la Figura 2.12. A me- dida que el desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigue aumentando en las partes del yacimiento previamente contactadas por el fluido desplazante.

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.