Concepto del lazo poroso o del pore doublet - II

Si se observa la tasa de avance relativa del agua inyectada a través de los canales de radio r, y r2, se notará que el agua alcanzará primero la segunda unión de los canales a través de un canal, y el petróleo quedará atrapado en el canal donde fluye más lentamente. Esta cantidad de petróleo es el petróleo residual y puede observarse en la Figura 3.26.

Concepto del lazo poroso o del pore doublet - I

El entrampamiento del petróleo y otros fluidos en el medio poroso no se comprende completamente y no puede ser descrito rigurosamente por medio de las matemáticas. No obstante, se conoce que el mecanismo de entrampamiento depende de: (1) la estructura de los poros en el medio poroso, (2) las interacciones roca-fluido relacionadas con la humectabilidad, y (3) las interacciones fluido-fluido reflejadas en la tensión interfacial y algunas veces en las inestabilidades de flujo1-2-28.

Un modelo simple para estudiar el entrampamiento del petróleo es el del pore doublet o lazo poroso. En este modelo, la complejidad del medio poroso se extiende más allá del uso de un capilar al considerar flujo en dos capilares conectados paralelamente, como se ilustra en la Figura 3.24.

1. En esta figura se puede observar que el fluido en A se divide y fluye a través de capilares distintos una corta distancia y luego se une de nuevo en el punto B. 2. En un medio poroso real existirán miles de lazos de flujo de este tipo: unos combinados en paralelo y otros combinados en serie. Considérese uno de estos lazos de flujo, representado en la Figura 3.25.

Petróleo residual, S(

 Es el petróleo que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento. Depende principalmente de la humectabilidad de la roca y del tipo de fluido desplazante:

a.   Rocas preferencialmente mojadas por agua

En el desplazamiento con agua, S„ es generalmente alto, en el orden del 35% del volumen poroso.

b.   Rocas preferencialmente mojadas por petróleo

El desplazamiento de petróleo con agua no es eficiente. El petróleo residual toma el lugar del agua connata y k_m es pequeño para altas saturaciones de petróleo.

c.   Rocas con mojabilidad intermedia

En este caso las fuerzas que retienen al petróleo en los poros son muy pequeñas y por lo tanto también lo es S„.

Heterogeneidad del yacimiento - II

Heterogeneidad del yacimiento - I

Todos los yacimientos varan areal y verticalmente en sus propiedades. En los clculos de desplazamiento se debe tomar en cuenta la variacin vertical de la permeabilidad. Law'6 fue uno de los primeros en analizar esta variacin y mostr que la permeabilidad tiene una distribucin logartmica que represent con la siguiente relacin:

En un trabajo que describe el uso de los anlisis de ncleos para determinar el efecto de la estratificacin de la permeabilidad en predicciones de inyeccin de agua, Dykstra y Parsons definen un coeficiente de variacin de permeabilidad, V, que mide la heterogeneidad del yacimiento. Para determinar V, las permeabilidade se arreglan en orden decreciente. El porcentaje del nmero de valores de permeabilidad que exceden cada valor tabulado se calcula dividiendo por n+1, donde n es el nmero de muestras. Los porcentajes se representan en un papel logprobabilstico y la mejor lnea recta que se traza a travs de los puntos se pesa de tal forma, que los puntos entre 20 y 80 por ciento se toman ms en cuenta que los puntos ms distantes. La variacin de permeabilidad se calcula mediante:

Permeabilidades relativas a tres fases

Tiene poca aplicacin en desplazamientos inmiscibles debido a que existen pocas regiones en el yacimiento donde ocurre flujo simultneo de las tres fases. Generalmente se estiman as: la permeabilidad relativa al agua se obtiene de un sistema de dos fases de las curvas aguapetrleo y la del gas de un sistema gas-petrleo. La permeabilidad relativa al petrleo puede calcularse por la ecuacin de Stone:

Curva promedio de permeabilidad relativa - II

3. Correlacionando con la saturacin de agua connata: Este mtodo tiene la ventaja de que se pueden determinar curvas promedio para cualquier saturacin de agua connata: