Capitulo 3 Estudios de Comportamiento de (1) Naruto11111111111

CAPÍTULO 3

ESTUDIOS DE COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 1

3.1. Volumen original de hidrocarburos.

El volumen de petróleo original en sitio puede ser calculado por medio de cuatros métodos:

✓ ANÁLISIS VOLUMÉTRICO

✓ CURVAS DE DECLINACION

✓ BALANCE DE MATERIALES

✓ SIMULACIONES MATEMATICAS

Método Volumétrico

Para calcular el petróleo original en sitio por medio del método volumétrico, se requiere:

✓ Determinación de volumen de roca (Vr)✓ Capacidad de almacenamiento ( )✓ Saturación de agua connata (Sw)✓ Factor volumétrico del petróleo (Boi)

N = 7758 Vr O (1-Swc) Boi

N = Petróleo original en sitio (POES)

Formas de aplicar el método volumétrico

Aplicación Determinística

1. Requiere promedios de los parámetros presentes .2. Se obtiene un solo valor de N.

Aplicación Probabilística

✓ Requiere distribuciones de probabilidad de los parámetros presentes.✓ Se obtiene una curva de frecuencia acumulada de N.

CAPÍTULO 3



Curvas de Declinación

Las curvas de declinación fueron explicadas en el capítulo II, por medio de las mismas es posible determinar el petróleo original en sitio, mediante la extrapolación de la curva de declinación. Ver figura 1.

Producción acumulada de petróleo

Npr

0a qi

q, BN / día

Figura 1. Curva de declinación exponencial.

Balance de Materiales

El balance de materiales permite evaluar la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento, a cualquier tiempo de su vida productiva. Estimar la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento, predecir el comportamiento futuro y el recobro total.

La ecuación básica del balance de materiales se basa en dos principios fundamentales:

✓ Ley de conservación de la mas.✓ Ley de conservación de la energía.

El balance de materiales en general, se hace un balance entre los materiales en el yacimiento y los materiales producidos.

El balance se acostumbra a hacerlo en base volumétrica, aunque no es estrictamente necesario.

En su forma mas de balance de materiales para los fluidos de un yacimiento es:

d Np = q dt

Np = qi - - qD

q

Np

m= Np q

D = - 1 (días-1) m

Np

, BN

q

CAPÍTULO 3



VOLUMEN INICIAL = VOLUMEN REMANENTE + VOLUMEN PRODUCIDO

La forma general de la ecuación de balance de materiales, fue presentada en 1936 por Schilthuis.

La ecuación se deriva como un balance volumétrico de igualando la producción acumulada de fluidos del yacimiento a la expansión de los fluidos en el mismo como resultado de una caída de presión finita. Ver figura 2.

Pi PVolumen de fluidos aPi en un yacimiento con capa inicial de gas finita

Efecto producido en losfluidos del yacimiento a ser sometido a un cambio de presión.

Figura 2. Proceso en el yacimiento ante una caída de presión.

En la figura 2, se destacan:

A. Expansión de petróleo + gas disuelto

Incremento del volumen debido a la expansión del petróleo mas el gas originalmente en solución.

B. Expansión de la capa de gas

Incremento de volumen debido a la expansión de la capa de gas original

C. Expansión del agua y reducción del volumen pozo

Acuífero W

Zona de petróleo

NBoi

Capa de gas mNBoi

pD

AC

B

CAPÍTULO 3



Reducción de volumen poroso ocupado por hidrocarburos debido a los efectos combinados de la expansión del agua connata y la reducción del volumen poroso.

D. Intrusión de agua

Reducción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos debido a la intrusión de agua

El cambio total del volumen poroso ocupado por los hidrocarburos (VPHC) es la suma de los efectos A+B+C, representa el volumen de fluidos que deben ser expulsados del yacimiento como fluidos producidos.

El balance volumétrico a condiciones de yacimiento es:

+=

+

A continuación se definen cada uno de los términos del balance de materiales.

Expansión del petróleo mas su gas originalmente en solución, BY

Fluidos Producidos, BY Expansión de la capa de gas, BY

Reducción del volumen poroso, BY

CAPÍTULO 3



Con el desarrollo de cada término la ecuación general toma la forma:

- 1

BgBgi

= m

Expansión de la capa de ggaas

. B

mm N N B B o o i i

=

VVVooolll.. ddee ggaas ddee llaa ccaapppaaa ddee ggaas después de uunna P

Vol. de gas inicial en la capa de gasm =

Vol. de petróleo inicial en la zona de petróleo

VVooolll.. de petróleo eennn la zona de petróleo = NBoi VVooolll.. de gas eennn la capa de gas

= mNBoi

Exxppaannssiióónn ddee llaa CCaappaaa ddee Gass,, E

) P + WeC

Cwww...SSSwwcc +

Redducccciióónnn ttootttaaal ddeel VVVPPPHHCCC = (1 + m) N.Boi (

VPHC = (1 + m) N.BoiEEll VVVPPHHHCC iinnncluye ccaappaaa de

Vw = Vf.Swc = VPHC.Swc / (1-Swc)VVooll... DDee agua C

Vf = VPHC / (1- Swc)VVooll. TTToootttaaall

d (VPHC) = - (Cw.Vw + Cf.Vf). P - dVaDDeeefff. de C

d (VPHC) = - dVw + dVf - dVaRedduucccciióón

Reeddduuucccccciiióóónnn R

CCoonnnddiicciiioonnneess ddee yaaccciiimmmiiieennnttoo

Np BBoo PPeeetttrrróóólleeoo + gaass eenn ssoolluucciióónn NNpp RRRss BBBggg GGas dddiisssuueeellttooo proodduucciiidoNNNppp RRRppp BBggg GGGaaass tttoootttaaalll ppprrroooddduuuccciiidddo

GGpp NNppp, GGGppp, WWWpp y RRRppp =

Condiciones ddee ssuuperrffiicciiee

uiiddooss P

FFl

CAPÍTULO 3


⎜⎜ ⎟⎟


NpBo (Rp Rs)Bg WpBw N (Bo Boi) (Rsi Rs)Bg mNBoi⎛ Bg

⎝ Bgi1⎞ 1 mNBoi(cwSwc cf )p /(1 Swc) We

⎠

FORMA LINEAL DE LA EBM

La forma lineal de la ecuación de balance de materiales, fue presentada en 1963 64 por Havlena y Odeh.

Es necesario definir los siguiente términos:

F : Producción Total de los fluidos del yacimiento

F NpBo (Rp Rs)Bg WpBw

Eo : Expansión del petróleo y gas disuelto

Eo (Bo Boi) (Rsi Rs)Bg

Eg : Expansión del gas de la capa de gas

⎛ Bg ⎞Eg Boi⎜⎜ Bgi

1⎟⎟⎝ ⎠Ewf : Expansión del agua connata y reducción vol. poroso

Ewf 1 mBoi Ce p

Ce cwSwc cf

(1 Swc)

Sustituyendo todos los términos

Havlena y Odeh, demostraron que existen varias posibilidades de expresar gráficamente la ecuación de balance de materiales como una línea recta. A continuación se estudian algunas de estas posibilidades:

⎜⎜ ⎟⎟

CAPÍTULO 3



Yacimientos de Gas Seco. Yacimiento de Petróleo Subsaturado Yacimiento de Petróleo Saturado

✓ Yacimientos sin capa inicial de gas✓ Yacimientos con capa inicial de gas.

Yacimiento de gas seco

NpBo (Rp Rs)Bg WpBw N (Bo Boi) (Rsi Rs)Bg mNBoi⎛ Bg

⎝ Bgi1⎞ 1 mNBoi(cwSwc cf )p /(1 Swc) We

⎠Si consideramos:

TenemosNp = 0 y N=0

⎛

Gp Np Rp

⎞

y G m N

Boi

Bg GpBg WpBw G⎜⎜⎝ Bgi

1⎟⎟ G(cwSwc cf )p /(1 Swc) We⎠

Si consideramos:

We WpBw 0⎛ ⎞ ( )

GpBg Bg

⎜⎜ c w Swc cf

1⎟⎟ p

G ⎝ Bgi ⎠ (1 Swc)

Teniendo en cuenta que GpBg/G es el factor de recobro de gas

(cwSwc cf )

p(1 Swc)

Puede depreciarse, Cf y Cw <<< Cg

Se obtiene:

CAPÍTULO 3



⎛ ⎞GpBg Bg

WpBw G⎜⎜ 1⎟⎟ We⎝ Bgi ⎠

Al linealizar esta ecuación tenemos:

F G Eg We

✓ Si no existe empuje hidráulico (We=0)

F G Eg

Esta ecuación representa una línea recta que pasa por el origen de pendiente G igual al gas libre inicial del yacimiento. Ver figura 3.

Figura 3. Yacimiento de gas seco sin empuje hidráulico.

✓ Si el gráfico de F Vs Eg, no resulta una línea recta

Existe un empuje hidráulico

F G We

Eg Eg

Esta ecuación representa una línea recta de intercepto igual a G, ver figura 4.

Eg, PCY/PCN0

0

GF , P

CY

CAPÍTULO 3



Figura 4. Yacimiento de gas seco con empuje hidráulico.

Yacimiento de petróleo Subsaturado

Partiendo de la ecuación general del balance de materiales. Si consideramos :

✓ No existe capa de gas inicial (m=0).✓ Rs = Rsi = Rp , Todo el gas producido proviene del gas en solución

Resulta:

NpBo WpBw

N (Bo Boi) Boi Ce p We

Para presiones mayores a la Pb ; Bo Boi (1+Co P ), entonces:

NpBo WpBw NBoi Ce' p We

Definiendo,

Se obtiene

Ce'

Es Boi Ce' p

F N EsWe

coSo cwSwc cf

(1 Swc)

We/Eg0

G

F/E

g

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✓ Si no existe empuje hidráulico (We=0)

Esta ecuación representa una línea recta que pasa por el origen de pendiente N. Ver figura 5.

Figura 5. Yacimiento de petróleo subsaturado sin empuje hidráulico.

✓ Si el gráfico de F Vs Es, no resulta una línea recta

Existe un empuje hidráulico

F N We

Es Es

Esta ecuación representa una línea recta de intercepto igual a N, ver figura 6.

Figura 6. Yacimiento de petróleo subsaturado con empuje hidráulico.

Es, BY/BN0

0

N

We/Es0

N

F/E

s

F ,

BY

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Yacimiento de petróleo Saturado, sin capa inicial de gas

Partiendo de la ecuación general del balance de materiales.

Si consideramos : m=0 y Ce despreciable.

NpBo (Rp Rs)Bg WpBw N (Bo Boi) (Rsi Rs)Bg We

esta ecuación en forma lineal toma la forma:

F N EoWe✓ Si no existe intrusión de agua.

Esta ecuación representa una línea recta de pendiente N, que pasa por el origen. Ver figura 7.

Figura 7. Yacimiento de petróleo saturado sin capa inicial de gas y ni empuje hidráulico.

✓ Si el gráfico de F Vs Es, no resulta una línea recta.

F N We

Eo Eo

Esta ecuación representa una línea recta de intercepto igual a N. Ver figura 8.

Eo, BY/BN0

0

NF ,

BY

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Figura 8. Yacimiento de petróleo saturado sin capa inicial de gas con empuje hidráulico.

Yacimiento de petróleo Saturado, con capa inicial de gas

Partiendo de la ecuación general del balance de materiales. Si consideramos : Ce despreciable

F N (Eo mEg) We

✓ Si no existe intrusión de agua y el valor del tamaño de la capa de gas no es conocido

F N mN

Eg Eo Eo

Esta ecuación representa una línea recta de intercepto en N y pendiente mN. Ver figura 9.

We/Es0

N

F/E

s

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Figura 9. Yacimiento de petróleo saturado con capa inicial de gas sin intrusión de agua.

✓ Si no existe intrusión de agua y el valor del tamaño de la capa de gas es conocido

F N mN

Eg Eo Eo

Esta ecuación representa una línea recta que pasa por el origen de pendiente N. Ver figura 10.

Figura 10. Yacimiento de petróleo saturado con capa inicial de gas con intrusión de agua.

Eg ,, adimensional

Eo

00

N

mN

Eg ,, adimensional

Eo

00

N

F Eo

F Eo

, BN

, BN

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Simulaciones Numéricas

La simulación numérica permite obtener cálculos más precisos en la determinación del petróleo original en sitio.

La figura 11, muestra un cuadro comparativo de la estimación de las reservas por todos los métodos.

CCoommppaarraacciióónn ddee ttééccnniiccaass ppaarraa eell aannáálliissiiss ddee comportamiento y eessttiimmaacciióónn de rreesseerrvvaass

DDaattooss r

eqquueerriiddooss

DDee RRooccaass DDee FFlluuiiddooss DDee PPoozzooss PPrroodd/IInny PPrreessiióónneess

AApplliiccaabbiillii

ddaadd / C

CoonnffiiaabbiilliiddaaddAAnnaall..PPrroodduucccciióónn

PPrroodduuccttooss// CCoonnffiiaabilliiddaad

PPOOEESS/GGOOEESS

FF.. RReeccoobbrrooQQoo vvss t / Confiab. PPrreessiióónn vs t

MMééttooddoo VVoolluummééttrriiccoo

PPoorr,,SSaat PPVVTNNoo NNoo NNoo

SI / Razzoonnaable

SSII / OOppttiimmiis SSii----> ccoorrrr. NONO

CCuurrvvaass ddee DDeecclliinnaacciióónn

NNoo NNoo NNooSSóólloo PPrroodd. NNoo

SSII / RRaazzoonnaabbllee

NNOOSSII / PPooccaa SSII / PPooccaa NNOO

BBaallaannccee de M

Maatteerriiaalleess

PPoorr,, Sat,,KK,,CCee PPVVTII..PP..----> QQoo vvss t SSIISSII

SSII / BBuueennaa

SSII / RRaazzoonnaabbllee SSII / BBuueennaaSSII -->> II..PP..// RRzznnbbllee SI

Homogeneo Heterogeneo

+Certidumbre

-

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MMooddeelloo ddee SSiimmuullaacciióón

PPoorr,,SSaatt,,KK,,CCee,PPcc PPVVTL

Looccss,,II..PP.., PPeerrffccioonnees SSIISSII

SSII / Muy BBuuena

SSII / BBuueennaaSSII / MMuuy BBuueenna SSII / BBuueennaaSI

Figura 11. Comparación de técnicas para análisis de comportamiento y estimación de reservas.

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3.2 Mecanismos de desplazamiento de los fluidos en el yacimiento.

Es el proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento son movidos a través del medio poroso hacia el pozo se denomina MECANISMOS DE PRODUCCIÓN O RECOBRO.

El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa por la presión natural que tiene el yacimiento. En la práctica se ha constatado que este empuje se puede derivar de la presencia de un casquete de gas libre que yace encima del petróleo; de un volumen de gas disuelto en el petróleo; de un volumen de agua dinámica subyacente o de empuje por gravedad. Generalmente, se da el caso de que uno de estos mecanismos es preponderante en empujar el petróleo hacia los pozos y la posible presencia de otro podría actuar en forma coadyutoria.

Es muy importante detectar lo más anticipadamente posible el mecanismo natural de empuje o expulsión del petróleo. Esta temprana apreciación servirá para obtener el mayor provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento y de cada pozo en particular; también ayudará para estudiar futuras aplicaciones de extracción secundaria por inyección de gas o de agua, o gas/agua u otros elementos. Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de los pozos e información recabada durante el comienzo y toda la etapa de producción primaria. Cuando falta alguna información complementaria, ésta se puede suplir utilizando correlaciones de error y tanteo, pruebas simuladas de laboratorio, estadísticas regionales y el recurso de la experiencia práctica y profesional de quienes adquieren, procesan e interpretan la información.

Existen cinco tipos principales de mecanismos de empuje:

✓ Expansión de fluidos y/o roca✓ Gas en solución✓ Capa de gas✓ Hidráulico✓ Gravedad

Expansión de fluidos y/o roca.

✓ Ocurre como tal cuando existe una sola fase.✓ Es el resultado combinado de la expansión de la roca y de los fluidos.✓ En muchos casos es el responsable del empuje hidráulico por la expansión del

agua del acuífero.

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✓ En el caso de yacimientos de gas o de condensado el recobro es alto por la compresibilidad elevada del gas.

✓ En el caso de yacimientos de petróleo el recobro es bajo debido a la baja compresibilidad del crudo.

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.

Empuje por Gas en Solución.

El gas esta disuelto en el petróleo en prácticamente y proporciona parte de la energía que requiere la producción.

El empuje por gas en solución es a veces llamado empuje por gas interno, empuje por gas disuelto, empuje por depletación, empuje volumétrico o empuje por expansión de fluidos. este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo.

Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.

A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente la ( RGP).

El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.

Proceso en detalle del mecanismo de empuje por gas en solución

✓ La energía que mueve al petróleo proviene de la liberación y expansión del gas.

✓ Inicialmente el petróleo y su gas en solución existen en una sola fase.

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✓ A medida que la extracción continua y la presión declina en la vecindad del pozo, se forma el gradiente de: Presión, saturación, permeabilidad de petróleo y gas, viscosidad, densidad.

✓ A medida que la presión declina:

El gas disuelto adicional se libera.

Decrece la saturación de petróleo.

Se incrementa la saturación de gas.

✓ A medida que la saturación de gas se incrementa:

Una porción de gas comienza a fluir (saturación critica o de equilibrio de gas)

Decrece la productividad del petróleo.

RGP se incrementa

La figura 12, muestra una representación del empuje por gas en solución.

Figura 12. Empuje por gas en solución.

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Empuje por capa de Gas.

✓ Resulta de la reducción de la presión debida a la producción de fluidos.✓ Para ser efectiva se necesita una capa original de gas formada por

segregación gravitacional.✓ La producción no controlada de gas reduce su efectividad.

Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del yacimiento se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.

La expansión de la capa de gas esta limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran buenos candidatos para la inyección de agua, en su lugar se utiliza la inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa.

Cuando existe agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas, pero se deben tomar precauciones, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplazado hacia la región de la capa de gas y quede atrapado.

Las características del yacimiento que originan que la expansión de una capa de gas recupere mas petróleo son:

Baja viscosidad del petróleo.

Alta gravedad API del petróleo.

Alta permeabilidad de la formación.

Alto relieve estructural.

Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.

La figura 13, muestra una representación del empuje por capa de gas.

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Figura 13. Empuje por capa de gas.

Empuje Gravitacional

En un yacimiento de empuje por segregación, el gas migra hacia la parte mas alta de la estructura o al tope de la formación a medida que se produce petróleo, mientras que el petróleo se mueve hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento.

A pesar de que algunos de estos yacimientos no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe.

Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si el yacimiento tiene un gran buzamiento. en este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. en la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.

Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:

✓ Variaciones del RGP con la estructura.✓ Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas

gas/petróleo.✓ Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

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Capa de gas secundaria. Efecto de la segragación gravitacional, yacimientos horizontales.

En estos yacimientos cuando se inyecta y se produce por todo el espesor de la formación, el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical es mayor en la inyección de gas que en la del agua, además, si son de gran espesor, (> 100 pies), se puede formar una capa secundaria de gas que es muy eficiente en el desplazamiento del petróleo. Generalmente para que ocurra una segregación del gas se requiere que el yacimiento tenga una permeabilidad vertical mayor de 200 md.

La figura 14, muestra una representación del empuje por segregación gravitacional.

Figura 14. Empuje por segregación gravitacional.

Empuje Hidráulico.

Cantidad de agua que entra a un yacimiento de petróleo o gas, provenientes de las formaciones adyacentes saturadas de agua (Acuiferos), como consecuencia de la disminución de presión en el C.A.P o C.G.P, debido a la producción de fluidos del yacimiento. Ver figura 15.

CAPÍTULO 3



Figura 15. Empuje hidráulico.

Características generales

✓ Existe conexión hidraúlica entre el yacimiento y una roca porosa saturada de agua. (puede estar por debajo del todo el yacimiento o ser parte de el).

✓ El agua en un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento disminuye, se expande y crea invasión natural.

✓ La energía del yacimiento aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero.

✓ La geología de yacimiento, la heterogeneidad y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro.

✓ La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tiene datos de la producción primaria.

✓ Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento, se puede implementar un programa de inyección.

CAPÍTULO 3



En este tipo de reservorios no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo.

De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.

La Intrusión ocurre debido a:

✓ Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.

✓ El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.

Tipos de empujes.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:

Reservorios por empuje de fondo

En la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. en este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. Ver figura 16.

Figura 16. Empuje hidráulico de fondo.

CAPÍTULO 3


ESTUDIOS DE COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOSReservorios por empuje lateral

En la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados, ver figura 17.

Figura 17. Empuje hidráulico lateral.

3.3 Factores de recuperación.

El factor de recuperación de petróleo esta influenciado por el mecanismo de empuje. La figura 18, muestra el factor de recobro para los diferentes mecanismos.

Petróleo producido (% petróleo en sitio)

Figura 18. Mecanismos de empuje.

10 20 30 40 50 60 70 80 900

10

53220

40

460

80

100

1. Expansión

Roca y Fluidos

2. Gas en Solución

3. Capa de Gas

4. Influjo de Agua

5. Segregación

Gravitacional

Pre

sión

de

yaci

mie

nto

(%

pres

ión

orig

inal

)

CAPÍTULO 3


ESTUDIOS DE COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOSResumen de Mecanismos

MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS

Expansión Pi>PbDeclina rápida y continuamente

Permanecebaja y constante

Ninguna (Excepto en Yac. con alta Sw

1 - 10%3% prom.

Gas en solución

Declina rápida y continuamente

A principio baja luego sube hasta un máximo y después baja

Ninguna (Excepto en Yac. con alta Sw

5 - 35%20% prom.

Requiere bombeo en etapa temprana

Capa de gas

Cae lenta y continuamente

Sube continuamente en pozos.Buzamiento arriba

Ausente o despreciable

20 - 40%25% prom.

Ruptura de gas en pozos.Buzamiento abajo índica capa de gas

MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS

Influjo de Agua

Permanece alta.La presión es sensible a la tasa total de producción

Permanece baja si la presión se mantiene alta

Pozos Buzamiento abajo producen agua temprano. La producción de agua aumenta a valores altos

35 - 80%50% prom.

N calculada por BM aumentasi se desprecia el influjo de agua

Drenaje Gravitacional

Declina rápida y continuamente

Se mantiene baja en pozos busamiento abajo y alta en pozos

Ausente o despreciables

40 - 80%60% prom.

K>200 mdBuzamiento> 10%mo bajo (<5 cp)

busamientoarriba


REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Guevara Francisco, “CARACTERIZACIÓN FISICA DE YACIMIENTOS”, Instituto de Investigaciones Petroleras, Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros. Maracaibo, Edo. Zulia, Venezuela, pp 2-75 a 2-143. 1997.

2. .Dake L. P., “FUNDAMENTALS OF RESERVOIR ENGINEERING”, Elsevier Scientific Publishing Company. Amsterdam – Oxford – New York. 1978.

3. Paris de Ferrer, Magdalena, “INYECCIÓN DE AGUA Y GAS EN YACIMIENTOS PETROLÍFEROS”, Astra Data S.A. Venezuela, 2001.

4. Thakur Ganesh, Satter Abdus, “INTEGRATED PETROLEUM RESERVOIR MANAGEMENT”.PennWell Books.Tulsa, Oklahoma.1998.

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