Presencia de capa de gas

En yacimientos horizontales, el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena, y el gas, el tope, lo que causa bajas eficiencias de barrido vertical debido a la segregación. Este problema es mayor en el caso de inyección de gas y se puede resolver parcialmente con la inyección y producción selectiva, mediante la perforación interespaciada.

En yacimientos con capa de gas se recomienda aprovechar la eficiencia del barrido de la capa, inyectando no sólo el gas producido sino también volúmenes adiciona- les provenientes de otros yacimientos. Además, el gas mantiene presiones elevadas que reducen el requerimiento del levantamiento artificial, ya que las altas RGP disminuyen el peso de la columna de petróleo3'5. No obstante, la presencia de una capa grande de gas es contraproducente en proyectos de inyección de agua, pues ésta última puede empujar petróleo hacia la capa de gas y reducir su recuperación.

Presencia de acuíferos

Cuando un yacimiento tiene un acuífero pequeño, de energía limitada, se recomienda aumentarla por medio de inyección de agua en los flancos. Pero si es grande, un proceso de inyección sería contraproducente para el yacimiento, puesto que la inyección interna limita la acción del acuífero y se corre el riesgo de obtener recobros muy poco atractivos. Por eso, antes de considerar un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua o gas, es necesario prever que la inyección no contrarreste los mecanismos naturales de recobro.

Restauración

El espacio ocupado por el gas en zonas no barridas por agua se resatura con petróleo durante la invasión, lo cual disminuye el banco de petróleo. Estas porciones no barridas pueden ser de baja permeabilidad o zonas sin drenaje adecuado. De acuerdo con Craig, las condiciones necesarias para que ocurra la resaturación y disminuya significativamente el recobro de petróleo son: 

1. Que exista una saturación de gas libre previa a la inyección de agua. 

2. Que el yacimiento sea heterogéneo. 

3. Que exista una porción grande del yacimiento sin drenaje detrás de la última fila de los pozos productores.

Profundidad del yacimiento

En yacimientos profundos (> 10.000 pies) puede resultar más económica la inyección de agua que la de gas. Esto se debe a la menor presión de cabezal que se requiere al inyectar agua, por cuanto el peso de la columna de fluidos ayuda a alcanzar las altas presiones de fondo exigidas en los pozos inyectores. Así, en un pozo inyector de 10.000 pies de profundidad, una columna hidrostática de agua ejercería una presión del orden de 4.000 Ipc; en cambio, una similar de gas sólo ejercería una presión aproximada de 400 Ipc. Sin tener en cuenta las pérdidas irreversibles por fricción, la presión de cabezal requerida por el pozo inyector de agua sería alrededor de 3.600 Ipc, menor que en el caso de gas.

Zonas de alta permeabilidad

La presencia de zonas o estratos de alta permeabilidad en un yacimiento es más desfavorable en proyectos de inyección de agua que de gas, ya que para recuperar el petróleo es necesario producir grandes cantidades de agua. En la inyección de gas, su arribo prematuro a los pozos productores no representa mayores problemas de operación; por el contrario, altas relaciones gas-petróleo ayudan al levantamiento del petróleo, aunque pueden producir un reciclaje de gas sin mayor beneficio para el proyecto y el consecuente desperdicio en capacidad de compresión.

Saturación de agua connata

La inyección de agua en yacimientos con alta saturación de agua connata (>30%) rinde bajos recobros de petróleo. El agua inyectada tiende a fluir por los canales más pequeños donde está acumulada el agua connata, canalizándose rápidamente hacia los pozos de producción.

Propiedades petrofísicas

En yacimientos con baja permeabilidad (< 100 md) y porosidad (< 15%) es preferible la inyección de gas, ya que la inyectividad del agua en estos yacimientos es baja. En yacimientos con alta permeabilidad (>100 md) y porosidad (> 15%) se puede inyectar agua sin dificultades.