cap 3a-comportamiento de yacimiento

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 cuatrosmétodos:

ANÁLISIS VOLUMÉTRICO

CURVAS DE DECLINACION

BALANCE DE MATERIALES

SIMULACIONES MATEMATICAS

MMééttooddoo VVoolluummééttrriiccoo

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

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

Boi N = 7758 Vr O (1-Swc)

N = Petróleo original en sitio (POES)

FFoorrmmaass ddee aapplliiccaarr eell mmééttooddoo vvoolluummééttrriiccoo

AApplliiccaacciióónn DDeetteerrmmiinnííssttiiccaa

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

AApplliiccaacciióónn PPrroobbaabbiillííssttiiccaa

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

CAPÍTULO 3



CCuurrvvaass ddee DDeecclliinnaacciióónn

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

Producción acumulada de petróleoProducción acumulada de petróleo

d Np = q dtNpr

qiqaq, BN / día

Np

,BN

0

q

Np

qm = Np

D = - 1 (días-1)m

qi - q D

Np = -

Figura 1. Curva de declinación exponencial.

BBaallaannccee ddee MMaatteerriiaalleess

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

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

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 elyacimiento y los materiales producidos.

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

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

CAPÍTULO 3



VVOOLLUUMMEENN IINNIICCIIAALL == VVOOLLUUMMEENN RREEMMAANNEENNTTEE ++ VVOOLLUUMMEENN PPRROODDUUCCIIDDOO

La forma general de la ecuación de balance de materiales, fue presentada en1936 por Schilthuis.

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

Capa de gasmNBoi

Capa de gasmNBoi

Zona depetróleo

NBoi

Zona depetróleo

NBoi ppA

C

BB

Pi P

AcuíferoW

D

Volumen de fluidos aPi en un yacimientocon capa inicial de gasfinita

Efecto producido en losfluidos del yacimiento aser sometido a uncambio 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 gasoriginalmente 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

CAPÍTULO 3



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

D. Intrusión de agua

Reducción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos debido a laintrusión de agua

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

El balance volumétrico a condiciones de yacimiento es:

Fluidos Producidos, BY

Expansión del petróleo mas sugas originalmente en solución, BY

=+

Expansión de la capa de gas, BY

Reducción del volumen poroso, BY

+

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

CAPÍTULO 3



Expansión de la Capa de Gas, PCNExpansión de la Capa de Gas, Expansión de la Capa de Gas, PCNPCN

Vol. de gas inicial en la capa de gasVol. de petróleo inicial en la zona de petróleo

Vol. de gas inicial en la capa de gasVol. de petróleo inicial en la zona de petróleo

m =m =

Vol. de petróleo en la zona de petróleoVol. de gas en la capa de gasVol. de petróleo + Vol. de gas

VolVol. de petróleo en la zona de petróleo. de petróleo en la zona de petróleoVolVol. de gas en la capa de gas. de gas en la capa de gasVolVol. de petróleo +. de petróleo + Vol Vol. de gas. de gas

= NBoi= mNBoi= NBoi + mNBoi (1+m) NBoi

== NBoi NBoi== mNBoi mNBoi== NBoi NBoi + + mNBoi mNBoi (1+m) (1+m) NBoi NBoi

Vol. de gas de la capa de gasdespués de una ∆PVolVol. de gas de la capa de gas. de gas de la capa de gasdespués de una después de una ∆P

mNBoiBgi

mNBoimNBoiBgiBgi

. Bg.. Bg Bg===

Expansión de la capa de gasExpansión de la capa de gasExpansión de la capa de gas BgBgiBgBgBgiBgi

- 1) - 1) - 1)= mNBoi (== mNBoi mNBoi ( (

Reducción del VPHC, BYReducción del Reducción del VPHCVPHC, , BYBY

Reducción TotalReducción Total d (VPHC) = - dVw + dVf - dVa

d (VPHC) = - (Cw.Vw + Cf.Vf). ∆P - dVa

Vf = VPHC / (1- Swc)

Vw = Vf.Swc = VPHC.Swc / (1-Swc)

VPHC = (1 + m) N.Boi

Reducción total del VPHCReducción total del Reducción total del VPHCVPHC = (1 + m) N.Boi (= = (1 + m) N.Boi ((Cw.Swc + Cf

1 - SwcCwCw..Swc Swc + + CfCf

1 - 1 - SwcSwc

Def. de CompresibilidadDefDef. de Compresibilidad. de Compresibilidad

Vol. Total PorosoVolVol. Total Poroso. Total Poroso

Vol. De agua ConnataVolVol. De agua . De agua ConnataConnata

El VPHC incluye capa de gasEl El VPHC VPHC incluye capa de gasincluye capa de gas

) ∆P + We) ∆P + We

Fluidos Producidos, BYFluidos Producidos, Fluidos Producidos, BYBY

Condiciones de yacimientoCondiciones de yacimientoCondiciones de yacimiento

GpNpGpGp

NpNpNp, Gp, Wp y Rp =NpNp,, Gp Gp,, Wp Wp y y Rp Rp = =

Np Bo Petróleo + gas en soluciónNp Rs Bg Gas disuelto producidoNp Rp Bg Gas total producidoWp Bw Agua producida

Np BoNp Bo Petróleo + gas en solución Petróleo + gas en soluciónNp Rs BgNp Rs Bg Gas disuelto producido Gas disuelto producidoNp Rp BgNp Rp Bg Gas total producido Gas total producidoWp BwWp Bw Agua producida Agua producida

Np [ Bo + ( Rp - Rs ) Bg ] + Wp BwNpNp [ [ BoBo + ( + ( Rp Rp - - Rs Rs ) ) Bg Bg ] + ] + Wp Bw Wp Bw

Condiciones de superficieCondiciones de superficie

Fluidos ProducidosFluidos ProducidosFluidos Producidos

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

CAPÍTULO 3



[ ] [ ]

( ) WeSwcpcfSwccwNBoimBgiBgmNBoi

BgRsRsiBoiBoNBwWpBgRsRpBoNp

+−∆+++⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+

−+−=+−+

)1/()(11

)()()(

FORMA LINEAL DE LA EBM

La forma lineal de la ecuación de balance de materiales, fue presentada en 196364 por Havlena y Odeh.

Es necesario definir los siguiente términos:

F : Producción Total de los fluidos del yacimiento

[ ] BwWpBgRsRpBoNpF +−+= )(

Eo : Expansión del petróleo y gas disuelto

BgRsRsiBoiBoEo )()( −+−=

Eg : Expansión del gas de la capa de gas

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−= 1

BgiBgBoiEg

Ewf : Expansión del agua connata y reducción vol. poroso

( ) pCeBoimEwf ∆+= 1

)1( SwccfSwccwCe

−+

=

Sustituyendo todos los términos

Havlena y Odeh, demostraron que existen varias posibilidades de expresargráficamente la ecuación de balance de materiales como una línea recta. Acontinuación 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.

YYaacciimmiieennttoo ddee ggaass sseeccoo

[ ] [ ]

( ) WeSwcpcfSwccwNBoimBgiBgmNBoi

BgRsRsiBoiBoNBwWpBgRsRpBoNp

+−∆+++⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+

−+−=+−+

)1/()(11

)()()(

Si consideramos:Np = 0 y N=0 BoiNmRpNpGp Gy ==

Tenemos

WeSwcpcfSwccwGBgiBgGBwWpGpBg +−∆++⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=+ )1/()(1

Si consideramos:0=− BwWpWe

pSwc

cfSwccwBgiBg

GGpBg

∆−

++⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

)1()(1

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

pSwc

cfSwccw∆

−+

)1()(

Puede depreciarse, Cf y Cw <<< Cg

Se obtiene:

CAPÍTULO 3



WeBgiBgGWpBwGpBg +⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=+ 1

Al linealizar esta ecuación tenemos:

WeEgGF +=

Si no existe empuje hidráulico (We=0)

EgGF =

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

0

F ,P

CY

0

G

Eg, PCY/PCN

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

EgG

EgF We +=

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

CAPÍTULO 3



G

0 We/EgF/

Eg

Figura 4. Yacimiento de gas seco con empuje hidráulico.

YYaacciimmiieennttoo ddee ppeettrróólleeoo SSuubbssaattuurraaddoo

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:

[ ] WepBoiBoiBoNBwWpNpBo +∆+−=+ Ce )(

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

WepNBoiBwWpNpBo +∆=+ Ce '

)1('

SwccfSwccwcoSoCe

−++

=

Definiendo,

pBoiEs ∆= Ce '

Se obtieneWeEsNF +=

CAPÍTULO 3



Si no existe empuje hidráulico (We=0)

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

0

F ,B

Y

0

N

Es, BY/BN

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

EsN

EsF We +=

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

N

0 We/Es

F/E

s

Figura 6. Yacimiento de petróleo subsaturado con empuje hidráulico.

CAPÍTULO 3



YYaacciimmiieennttoo ddee ppeettrróólleeoo SSaattuurraaddoo,, ssiinn ccaappaa iinniicciiaall ddee ggaass

Partiendo de la ecuación general del balance de materiales.

Si consideramos : m=0 y Ce despreciable.

[ ] [ ] WeBgRsRsiBoiBoNBwWpBgRsRpBoNp +−+−=+−+ )()()(

esta ecuación en forma lineal toma la forma:

WeEoNF +=

Si no existe intrusión de agua.

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

0

F ,B

Y

0

N

Eo, BY/BN

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

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

EoN

EoF We +=

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

CAPÍTULO 3



N

0 We/Es

F/E

s

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

YYaacciimmiieennttoo ddee ppeettrróólleeoo SSaattuurraaddoo,, ccoonn ccaappaa iinniicciiaall ddee ggaass

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

WemEgEoNF ++= )(

Si no existe intrusión de agua y el valor del tamaño de la capa de gas no esconocido

EoEgmNN

EoF

+=

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

CAPÍTULO 3



00

mN

N

Eo,Eg, adimensional

Eo

,BN

F

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

Si no existe intrusión de agua y el valor del tamaño de la capa de gas esconocido

EoEgmNN

EoF

+=

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

00

N

Eo,Eg, adimensional

Eo

,BN

F

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

CAPÍTULO 3



SSiimmuullaacciioonneess NNuumméérriiccaass

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

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

MétodoMétodoVolumétricoVolumétrico

Curvas deCurvas deDeclinaciónDeclinación

Balance de Balance de MaterialesMateriales

Modelo de Modelo de SimulaciónSimulación

Datos requeridosDatos requeridosDe RocasDe RocasDe FluidosDe FluidosDe PozosDe PozosProdProd//InyInyPresiónesPresiónes

Por,Por,SatSatPVTPVT

NoNoNoNo

Por, Por, SatSat,K,Ce,K,CePVTPVT

Por,Por,SatSat,K,Ce,,K,Ce,PcPcPVTPVT

NoNoNoNo

NoNoSólo Sólo ProdProd..

I.P.--> I.P.--> Qo vs Qo vs ttSISI

LocsLocs,I.P., ,I.P., PerfcionesPerfcionesSI SI

NoNo NoNo SISI SISI

- Certidumbre +

Productos/Productos/ConfiabilidadConfiabilidad

POESPOES//GOESGOESF. RecobroF. RecobroQo vs Qo vs t / t / ConfiabConfiab..Presión Presión vs vs tt

SI / SI / OptimisOptimisSi--> Si--> corrcorr..

NONOSI / PocaSI / Poca

SI / RazonableSI / RazonableSI / BuenaSI / Buena

SI / BuenaSI / BuenaSI / Muy BuenaSI / Muy Buena

NONONONO

SI / PocaSI / PocaNONO

SI -> I.P./ SI -> I.P./ RznbleRznbleSISI

SI / BuenaSI / BuenaSI SI

Aplicabilidad /Aplicabilidad /ConfiabilidadConfiabilidad

Anal.ProducciónAnal.Producción SI / RazonableSI / Razonable SI / RazonableSI / Razonable SI / BuenaSI / Buena SI / Muy BuenaSI / Muy Buena

Homogeneo Heterogeneo

Comparación de técnicas para el análisis deComparación de técnicas para el análisis decomportamiento y estimación de reservascomportamiento y estimación de reservas

Figura 11. Comparación de técnicas para análisis de comportamiento yestimación de reservas.

CAPÍTULO 3



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 delmedio poroso hacia el pozo se denomina MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ORECOBRO.

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

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

Existen cinco tipos principales de mecanismos de empuje:

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

EExxppaannssiióónn ddee fflluuiiddooss yy//oo rrooccaa..

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.

CAPÍTULO 3



En el caso de yacimientos de gas o de condensado el recobro es alto por lacompresibilidad elevada del gas.

En el caso de yacimientos de petróleo el recobro es bajo debido a la bajacompresibilidad del crudo.

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

EEmmppuujjee ppoorr GGaass eenn SSoolluucciióónn..

El gas esta disuelto en el petróleo en prácticamente y proporciona parte de laenergía 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 oempuje por expansión de fluidos. este es el principal mecanismo de empujepara 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, laproducción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja conla consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. después que la saturaciónde gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.

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

El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. Elefecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a laenergía 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 delgas.

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

CAPÍTULO 3



A medida que la extracción continua y la presión declina en la vecindad delpozo, se forma el gradiente de: Presión, saturación, permeabilidad de petróleoy 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.

CAPÍTULO 3



EEmmppuujjee ppoorr ccaappaa ddee GGaass..

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 esexactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que enel transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y elgas. con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gasen solución. A medida que la presión del yacimiento se reduce (por efecto de laproducción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscibledel petróleo.

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

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

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

Las características del yacimiento que originan que la expansión de una capa degas 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.

CAPÍTULO 3



Figura 13. Empuje por capa de gas.

EEmmppuujjee GGrraavviittaacciioonnaall

En un yacimiento de empuje por segregación, el gas migra hacia la parte mas altade 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 permitirque las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro delyacimiento.

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

Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si el yacimientotiene un gran buzamiento. en este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gashacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de serperpendicular a este. en la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empujepor segregación se consideran como el mismo mecanismo.

Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenajegravitacional 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.

CAPÍTULO 3



Capa de gas secundaria. Efecto de la segragación gravitacional, yacimientoshorizontales.

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

La figura 14, muestra una representación del empuje por segregacióngravitacional.

Figura 14. Empuje por segregación gravitacional.

EEmmppuujjee HHiiddrrááuulliiccoo..

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

CAPÍTULO 3



Figura 15. Empuje hidráulico.

Características generales

Existe conexión hidraúlica entre el yacimiento y una roca porosa saturada deagua. (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 delyacimiento disminuye, se expande y crea invasión natural.

La energía del yacimiento aumenta por la compresibilidad de la roca en elacuífero.

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

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

Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasasdeseadas 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 esmayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido ala producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contactoagua-petróleo.

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

La Intrusión ocurre debido a:

Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce lapresión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídosdel reservorio.

El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea alreservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de lasuperficie.

Tipos de empujes.

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

Reservorios por empuje de fondo

En la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficientepermeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. en este tipode reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. Ver figura16.

Figura 16. Empuje hidráulico de fondo.

CAPÍTULO 3



Reservorios 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 deempuje. La figura 18, muestra el factor de recobro para los diferentesmecanismos.

1. Expansión

Roca y Fluidos

2. Gas en Solución

3. Capa de Gas

4. Influjo de Agua

5. Segregación

Gravitacional

100

80

60

40

20

0 12 3 5

4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Pres

ión

deya

cim

ient

o(%

pres

ión

orig

inal

)

Petróleo producido (% petróleo en sitio)

Figura 18. Mecanismos de empuje.

CAPÍTULO 3



Resumen de Mecanismos

Expansión

MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS

Pi>PbDeclina rápida ycontinuamente

Permanecebaja y constante

Ninguna(Excepto enYac. con alta Sw

1 - 10%3% prom.

Gas ensolución

Declina rápida ycontinuamente

A principio bajaluego sube hastaun máximo ydespués baja

Ninguna(Excepto enYac. con alta Sw

5 - 35%20% prom.

Requierebombeo enetapatemprana

Capade gas

Cae lenta ycontinuamente

Subecontinuamenteen pozos.Buzamientoarriba

Ausente odespreciable

20 - 40%25% prom.

Ruptura degas en pozos.Buzamientoabajo índicacapa de gas

MECANISMOS PRESIÓN RGP PROD. DE AGUA EFICIENCIA OTROS

Influjo deAgua

Permanecealta.La presión essensible a latasa total deproducción

Permanecebaja si lapresión semantiene alta

PozosBuzamientoabajo producenagua temprano.La producción deagua aumenta avalores altos

35 - 80%50% prom.

N calculadapor BMaumentasi sedespreciael influjode agua

DrenajeGravitacional

Declina rápida ycontinuamente

Se mantienebaja en pozosbusamientoabajo y alta enpozosbusamientoarriba

Ausente odespreciables

40 - 80%60% prom.

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

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS


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

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

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

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

cap 3a-comportamiento de yacimiento

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