Propiedades de un sistema de mojabilidad intermedia

1. No existen grandes fuerzas que tiendan a mantener el petróleo en los espacios porosos. 

2. No existen grandes fuerzas que succionen el agua hacia los espacios porosos. 

3. Las fuerzas capilares no son dominantes. 

4. El petróleo residual observado es en general menor que para sistemas mojados por agua o por petróleo; esto se explica porque existe un mejor balance entre las fuerzas capilares y las viscosas y, por tanto, el petróleo se produce más fácilmente.

Localización del petróleo residual en sistemas de mojabilidad intermedia

Un sistema de mojabilidad intermedia puede describirse con las siguientes características: 

1. La superficie de la roca no es fuertemente mojada ni por agua ni por petróleo. 

2. El ángulo de contacto es próximo a 90 (60°-l20°). 

3. Las pruebas de imbibición, bien sea agua desplazando petróleo o petróleo desplazando agua, producen poco o ningún fluido desplazado. 

4. En este tipo de sistemas, las fuerzas capilares no dominan la situación como en sistemas mojados por agua o por petróleo: Pc es pequeño ya que cos9c ->0

Localización del petróleo residual en sistemas mojados por petróleo

1. Dado que el petróleo es la fase mojante, se encuentra en contacto directo con la roca en las aberturas más pequeñas y el agua en las aberturas más grandes, contrario a lo que ocurre en sistemas mojados por agua. 2. El desplazamiento por agua es completamente diferente que en sistemas mojados por agua, por lo siguiente: a. Se debe aplicar un gradiente de presión, Ap, para forzar el agua a entrar en el sistema y desplazar la fase mojante; esto es, las fuerzas capilares se oponen a la entrada de agua. b. A bajas presiones de inyección, el agua entra preferiblemente en las aberturas mayores (mayor r y menor Pc). c. El agua entra en las pequeñas aberturas solamente cuando el &p aplicado es mayor que la Pc. d. A un A fijo, el agua y el petróleo existen como fases continuas en diferentes conjuntos de poros, ocupando el agua los poros de mayor diámetro. Por tan to, el flujo de petróleo es posible después de la ruptura del agua.

e. En la Figura 3.30 se observa que: Si r2 >r,, Pa >PC2, por tanto en (1) la Pc se opone al flujo de agua con mayor intensidad que en (2); además, si ísptix es igual en (1) y en (2), la tasa de flujo será mayor en (2), ya que r2 >r,; así, el petróleo se desplaza preferencialmente de las aberturas de mayor diámetro y el petróleo residual queda en las aberturas más pequeñas, esto es completamente opuesto a lo que ocurre en sistemas mojados por agua. Para un máximo ¿p, dentro de los limites prácticos, se obtendrá un valor típico de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede

Para un máximo Ap, dentro de los límites prácticos, se obtendrá un valor típico de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede aplicar un mayor, se podría desplazar más petróleo, hasta alcanzar una distribución de petróleo similar a la del agua connata en sistemas mojados por agua. En síntesis, en sistemas mojados por petróleo se tiene: a. Altas saturaciones de petróleo residual, en general. b. La permeabilidad relativa al petróleo llega a ser baja a saturaciones de petróleo relativamente altas. c. Se requiere mucho tiempo y una inundación extensiva con agua para alcanzar el petróleo residual. d. El petróleo residual en sistemas mojados por petróleo es como agua connata en sisteméis mojados por agua; por tanto, depende de los efectos capilares en el sistema. Puede concluirse, entonces, que tanto en sistemas mojados (fuertemente) por agua como por petróleo, la saturación de petróleo residual es alta en condiciones prácticas.

Localización del petróleo residual en sistemas mojados por agua

1. Vieja idea: Como se observa en la Figura 3.28, el petróleo resi- dual aparece como gotas dentro de la fase agua. 2. Idea del canal de flujo: El petróleo llena los canales por los cuales fluye y, por consiguiente, el petró- leo residual aparece llenando completamente los canales.
Las observaciones microscópicas que se presentan en la Figura 3.29, muestran una amplia distribución de petróleo residual de diferentes tamaños. Trabajando con empaques de esferas de vidrio, se observó que si se eliminaba una esfera, el petróleo residual se localiza en el espacio dejado por la esfera, como se muestra en b). Se investigó hasta qué tamaño podían aumentarse los espacios vacíos y tener aún petróleo residual. Tal como se observa en c), se aumentaron los espacios hasta Vi pulgada y se observó que aún retenían el petróleo; es decir, el petróleo residual se ubica en los poros más grandes; sin embargo, ensayando con otros tipos de petróleo y a diferentes tasas de flujo se concluyó que el tamaño de los espacios dejados depende del balance de fuerzas capilares y viscosas (teoría V1SCAP).

Petróleo residual ¿por qué existe?

1. Porque en un sistema mojado por agua, el agua avanza a la misma velocidad en todos los canales y por lo tanto el petróleo queda en algunos canales luego de pasar el frente de invasión de agua. Este petróleo remanente no puede fluir debido a los efectos capilares que lo retienen en los poros.
2. Por la existencia de:
a) canales de flujo o poros de diferente tamaño,
b) canales de flujo o poros de diferente permeabilidad, o
c) fuerzas capilares.

Efecto de la longitud del doublet

El efecto de L sobre el comportamiento de flujo puede observarse comparando el gradiente de flujo producido por la presión capilar con el gradiente de flujo producido por las fuerzas viscosas. Así se tiene:

Por tanto puede verse que las fuerzas dominantes son las capilares y que el modelo del doublet es muy útil para el estudio de medios porosos.

Imbibición restringida

Situación donde no existe suficiente agua para permitir a las interfases moverse a través de los capilares a la tasa de avance calculada, como se muestra en la Figura 3.27. Suponiendo ü, y v2 abiertas, se tiene imbibición libre y el frente en r2 avanza más rápidamente.

Si ahora se cierran las válvulas y, y v2, se tiene un caso extremo de imbibición restringida: no más suministro de agua. Como r, (Pc )r2 => la tasa de avance en r, es mayor que en r2. Así, en caso extremo de imbibición restringida, el frente avanza más rápido en los canales de menor diámetro. ¿Cuál es la situación en el yacimiento? Dentro de un medio poroso existe imbibición restringida, con excepción de la zona cercana a la entrada de agua. El agua no se suple con la rapidez deseada. Existe competencia por el agua. Pruebas de la existencia de imbibición restringida en el yacimiento: Observaciones directas del flujo en rocas mojadas preferencialmente por agua29-30, en celdas de laboratorio, presentan el agua moviéndose preferencialmente en los canales de menor radio, mientras que el petróleo residual permanece en los espacios más grandes, lo cual indica que el agua se mueve más rápido en los canales de menor diámetro.