Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:1.Geolgicamente.2.Segn sea el estado de los fluidos en el yacimiento o de acuerdo al Diagrama de Fase de los Fluidos.3.Segn el tipo de hidrocarburos.4.De acuerdo al mecanismo de produccin.

1. Clasificacin de los Yacimientos segn el criterio Geolgico:

1.1 Yacimientos Estratigrficos: Estos son yacimientos en donde la trampa se form como resultado de un proceso de concentracin y de repetidas erosiones de sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposicin creando discordancias que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos, es decir, se originaron debido a fenmenos de tipo litolgico (perdida de permeabilidad), sedimentario (acuamientos, lentejones y arrecifes) y paleogficos (acuamientos de erosin, paleocadenas). Se consideran dentro de esta categora las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras claramentes definidas. Dentro de estas se pueden destacar:Trampas Lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares ms o menos extensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras rocas impermeables.

Figura N 3. Trampas Lenticulares.

Trampas de Acumulacin de Carbonatos: Estas son estructuras originadas por la deposicin de sedimentos ricos en carbonatos provenientes de diversas fuentes y que formaron estructuras porosas capaces de almacenar hidrocarburos formando discordancias con las rocas sellos. Estas incluyen los siguientes tipos litolgicos:a) Calizas de Agregacin o amontonamiento: Estas calizas se forman in situ e incluyen arrecifes biohermos bistromos y las calizas pelgicas. Todas consisten en esqueletos calcreos depositados por organismos martimos. Los arrecifes se forman por organismos que viven en el fondo del mar (benthos) y se acumulan desde el fondo del mar hasta la superficie. Estos organismos son casi en su totalidad corales o algas calcreas.

b) Calizas Clsticas: Estos sedimentos se forman por la precipitacin de granos minerales resultantes de la erosin y meteorizacin de calizas originalmente depositadas en otro lugar. El material precipitado puede consistir parcial o totalmente en detritos fsiles, granos de carbonatos, oolitas, junto con granos de arenas y partculas similares de arcilla.

c) Calizas Qumicas: Este tipo de sedimento se forma por la precipitacin qumica directa de granos calcticos de soluciones de carbonatos en mares pocos profundos. Depsitos tales como creta, caliche y travertino se producen, pero de todos estos slo la creta ha probado ser de valor comercial como roca de acumulacin.

d) Calizas Dolomticas: Estas se forman por la sustitucin de molecular del calcio por el magnecio en los carbonatos de la caliza original en los sedimentosTrampas lutticas: Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias. El desarrollo de porosidad efectiva en lititas ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de deformacin orognica.

Trampas de rocas Evaporitas: Las rocas evaporitas son sal, anhidrita y yeso. Depsitos de considerable espesor de estas sales se forman con frecuencia en cuencas de sedimentacin cuando tales cuencas no tienen un abastecimiento suficiente de clsticos. La roca de sal, lo mismo que la roca de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulacin. Sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviacin de anhidrita por el efecto de circulacin de aguas, lo que produce drusas y canales. No obstante, los yacimientos de anhidrita son poco frecuentes.

1.2 Yacimientos Estructurales: Son aquellas trampas que fueron originadas por la accin de fuerzas tectnicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformacin y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones. Dentro de estas se pueden destacar:Trampas en Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y desplazamiento de un cuerpo rocoso a lo largo de la linea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la permeabilidad de las capas.Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocacionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulacin de los hidrocarburos ocurre a lo largo de los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyeccin o levantamiento del domo salino.

1.3 Yacimientos Mixtos o Combinados: Muchos yacimientos de petrleo y/o gas se consideran constituidos por combinacin de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural (combinacin de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigrficos en el estrato que forma el yacimiento (presencia de discordancias) influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.

2. Clasificacin de los Yacimientos segn el Diagrama de fases de los fluidos La mejor forma de estudiar el comportamiento cualitativo de sistemas de hidrocarburos es a travs de diagramas de fases. Por medio de estos diagramas, puede conocerse el estado del fluido a determinadas condiciones de presin y temperatura, es decir, si existe 1,2 o 3 fases (gas, lquido y slido) en equilibrio a las condiciones impuestas. El trmino fase designa cualquier porcin homognea de un sistema separada de otra por una superficie fsica que pueda estar presente. Por ejemplo: el hielo, el agua lquida y el vapor de agua son tres fases. De hecho cada una es fsicamente diferente y homognea, y existen lmites definidos entre el hielo y el agua, entre el hielo y el vapor de agua y entre el agua lquida y el agua como vapor. Por eso se puede decir que se trata de un sistema de tres fases : slido, lquido y gas. No obstante, en ingeniera de yacimientos, el trmino fase se usa para designar un fluido que no se mezcla con los otros fluidos presentes en el yacimiento. Tal es el caso por ejemplo del petrleo y del agua, que siendo ambos lquidos se consideran como dos fases debido a su inmiscibilidad. Ahora bien, en un yacimiento, un fluido puede presentarse entres fases distintas: como lquido, como gas o como slido, dependiendo de la composicin de la mezcla de hidrocarburos, de la presin y temperatura inicial del yacimiento, y de la presin y temperatura que existen en las condiciones de produccin en la superficie.

3. Clasificacin de los Yacimientos de Hidrocarburos segn el tipo de Hidrocarburos

Para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petrleo a menudo utilizan trminos de uso corriente como Bitumen, Petrleo pesado, Petrleo Negro, Petrleo Voltil, Gas Condensado, Gases Hmedo y Gases Secos. Sin embargo, estos trminos no tienen lmites precisos de aplicacin, y, por lo tanto, resulta difcil emplearlos en las reas de transicin entre petrleo voltil y gas condensado o entre petrleo voltil y petrleo negro. Por esta razn, en la industria petrolera la Razn Gas-Petrleo (RGP) junto con la gravedad del petrleo en condiciones de tanque, constituyen las propiedades ms importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificar los yacimientos de petrleo y de gas. Los yacimientos de petrleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies cbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener desde 5000 hasta ms de 100000 pies cbicos por cada Barril de petrleo vaporizado en el yacimiento.

2.1 Yacimientos de Petrleo: Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado lquido, en condiciones de yacimiento, comnmente se conoce como petrleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos segn el lquido producido en la superficie: Petrleo Crudo de Baja Merma o Petrleo Negro y Petrleo Voltil o de Alta Merma, tambin llamadosCuasicrticos.

Petrleo Crudo de Baja Merma o Petrleo Negro Un petrleo crudo de baja merma o petrleo negro generalmente produce en la superficie una razn gas-petrleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra "negro" no es quizas la ms apropiada, ya que el petrleo producido no siempre es negro, sino que vara en la gama de negro, gris y parduzco. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 API. El factor volumtrico del petrleo inicial en la formacin es de 2 BY/BN o menor. La composicin determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petrleos. El diagrama de fase de un petrleo negro se presenta en la Figura N 12, en la cual se observa lo siguiente:

- La temperatura crtica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.- La lnea vertical AC es la reduccin isotrmica de la presin del yacimiento a medida que el petrleo es producido.- En el punto A el petrleo no est saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado lquido. Los yacimientos en esta regin (cuando la presin del yacimiento es mayor que la presin de burbujeo del crudo) se denominan Yacimientos Subsaturados o No Saturados.- La regin de dos fases cubre un amplio intervalo de presin y temperatura.- Debido a la baja compresibilidad de los lquidos del yacimiento, la presin disminuye rpidamente con la produccin, alcanzndose el punto de burbujeo A' en el cual el petrleo est saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. Si las condiciones iniciales de presin y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llama Yacimiento Saturado. La palabra saturado se usa para indicar que el petrleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda contener y una reduccin en la presin originar la formacin de una fase gaseosa.- A medida que continua la reduccin de la presin ( hacia el punto B) se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases : lquida y gas.

Petrleo Crudo de Alta Merma o Voltil Los petrleos voltiles o Cuasicrticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado lquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de ste es muy cercana a la temperatura crtica del fluido. estos petrleo exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reduccin pe presin de slo 10 lpc. Este fenmeno se comprende fcilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura N 13. Se observa que las lneas de calidad cercanas al punto crtico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas.La lnea AA' representa la reduccin isotrmica de la presin hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminucin de la presin por debajo de ese punto cortar rpidamente la lnea de calidad de 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos

Los petrleos voltiles o de alta merma contienen menos molculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad API de 45 o mayores, y razones gas-petrleo entre 2000-8000 PCN/BN

2.2 Yacimientos de Gas: Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrgrado, Gas Hmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento.

Gas condensado o Retrgrado Los yacimientos de gas condensado producen lquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50 y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene ms componentes pesados que el gas hmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases tpico de gas condensado se presenta en la Figura N 14, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la lnea AE.

A medida que el petrleo se remueve desde el yacimiento, la presin y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la lnea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petrleo producido permanece como lquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.

Gas Hmedo: Un gas hmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados que los gases secos. Gas Seco Cuando se produce con una relacin gas-petrleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comnmente, gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeos porcentajes de otros componentes de hidrocarburos ms pesados. Tambin puede contener vapor de agua, que se condensar cuando las condiciones lo determinen.

4. Clasificacin de los Yacimientos segn los Mecanismos Naturales de Produccin

La cantidad de petrleo que puede ser desplazada por la energa natural asociada al yacimiento vara con el tipo de yacimiento. Por esta razn, los yacimientos se clasifican en los siguientes tipos segn su principal fuente de energa: Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje Hidrulico, Empuje por Gas en Solucin, Empuje por Capa de gas, Empuje por Expansin de los fluidos, Empuje por Compactacin de las Rocas, Empuje Gravitacional y Empujes Combinados.

Los Mecanismos de Produccin se pueden definir como los procesos a travs del cual la energa acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a travs del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores.El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificacin de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos perforados en el yacimiento.La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formacin de la roca y de acumulacin de los hidrocarburos y a las condiciones de presin y temperatura existentes en el yacimiento.Normalmente existe ms de un mecanismo responsable de la produccin de los fluidos del yacimiento, pero slo uno ser dominante en un intervalo de tiempo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condicin de dominante.La condicin ms fundamental para que se efecte el flujo de los fluidos desde las rocas del yacimiento hacia los pozos, es que se establezca un gradiente de presin desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos y desde estos hasta la superficie. Adicionalmente la roca debe tener la permeabilidad necesaria para permitir que los fluidos que esta contienen se puedan mover a travs del sistema poroso de las rocas. Es importante acotar, que a medida que la saturacin de petrleo se reduce en el yacimiento, la permeabilidad efectiva de la roca para este fluido tambin se reduce y la movilidad del gas o el agua aumentan de tal manera que existe menos flujo de petrleo en el yacimiento a medida que este disminuye su saturacin en la roca y generando que las tasas de produccin de crudo disminuya con el tiempo y las tasa de produccin de gas y agua aumenten.

4.1 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidrulico

Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidrulico llamado tambin Empuje Hidrosttico, tiene una conexin hidrulica entre l y una roca porosa saturada con agua, denominada Acufero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de l.

El agua en el acufero est comprimida, pero a medida que la presin en el yacimiento se reduce debido a la produccin de petrleo, se expande y crea una invasin natural de agua en el limite yacimiento-acufero (CAP). Esta expansin del agua producir un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de produccin. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acufero se agote. La energa del yacimiento tambin aumenta por la compresibilidad de la roca del acufero.

Cuando el acufero es muy grande y contiene suficiente energa, todo el yacimiento pudiese ser invadido por esa agua manejando apropiadamente las tasa de extraccin. En algunos yacimientos de empuje hidrosttico se pueden obtener eficiencias de recobro entre 30% y 80% del petrleo original in situ (POES). La geologa del yacimiento, la heterogneidad y la posicin estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro.

La extensin del acufero y su capacidad energtica no se conoce hasta que se tienen datos de la produccin primaria, a menos que se cuente con una extensa informacin geolgica proveniente de perforaciones o de otras fuentes. La identificacin de un contacto agua-petrleo (CAP) a travs de los registros de pozos establece la existencia de este mecanismo.

La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento est en funcin del volumen del acufero y su conductividad (k.h). Se puede obtener una medida de la capacidad del empuje con agua a partir de la presin del yacimiento a determinada tasa de extraccin de los fluidos. Si, manteniendo la presin del yacimiento, el acufero no puede suministrar suficiente energa para alcanzar las tasas deseadas de extraccin se puede implementar un programa de inyeccin de agua en el borde de este para suplementar la energa natural. Este programa se denomina mantenimiento de presin con inyeccin de agua.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje hidrulico son:La declinacin de las presin del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuferos de gran volumen, permanecer nula. La relacin gas-petrleo es relativamente baja y cercana al valor de la razn gas disuelto-petrleo correspondiente a la presin inicial del yacimiento.La produccin de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos cercanos al contacto agua-petrleo.

El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y un 80%

4.2 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en Solucin El petrleo crudo bajo ciertas condiciones de presin y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto.Cuando la presin disminuye debido a la extraccin de los fluidos, el gas se libera, se expande y desplaza al petrleo. El gas que est en solucin se comienza a liberar del crudo una vez que la presin declina por debajo de la presin de burbujeo; el gas se libera en forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petrleo, permaneciendo estticas y expandindose ocupando parte del espacio poroso que es desalojado por el petrleo producido e impulsando al crudo mientras ocurre la expansin. Luego que el gas interno liberado en la zona de petrleo alcanza la saturacin crtica, este se comienza a desplazarse hacia los pozos productores generando entonces un arrastre sobre el crudo contribuyendo as a que el crudo sea impulsado hacia dichos pozos.Este mecanismo de produccin es el ms corriente y generalmente contribuye a la produccin de la gran mayora de los yacimientos.La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solucin, de las propiedades de las rocas y del petrleo, y de la estructura geolgica del yacimiento y generalmente predomina cuando no hay otras fuentes de energas naturales como un acufero o capa de gas. En general, los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10% a un 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es ms mvil que la fase de petrleo. A medida que la presin declina, el gas fluye a una tasa ms rpida que la del petrleo, provocando un rpido agotamiento de la energa del yacimiento. lo cual se nota por el incremento de las relaciones gas-petrleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empujes por gas en solucin son, usualmente, buenos candidatos para la inyeccin de agua.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por gas en solucin son:La presin del yacimiento declina de forma continua.La relacin gas-petrleo es al principio menor que la razn gas disuelto-petrleo a la presin de burbujeo, luego, se incrementa hasta un mximo para despus declinar.El factor de recobro caracterstico de yacimientos bajo este mecanismo est entre 10% y 30%

4.3 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de Gas

El Empuje por Capa de Gas ocurre en yacimientos saturados cuyos fluidos no estn uniformemente distribuidos y la presin es menor que la de burbuja. Bajo estas condiciones existir una capa de gas encima de la zona de petrleo, la cual se expandir desplazando al petrleo hacia los pozos productores.

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, debe existir una cantidad de energa almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petrleo es desplazado externamente a travs del contacto gas-petrleo (CGP).

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por capa de gas son:La presin del yacimiento disminuye lentamente y en forma continuaLa relacin gas-petrleo depende de de la ubicacin de los pozos en el yacimiento.En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parmetro ira aumentando en forma continua. En los pozos ubicados en la parte baja, la relacin gas-petrleo estar a nivel de la razn gas disuelto-petrleo correspondiente a la presin actual del yacimiento.El factor de recobro se estima entre un 20% al 40% del POES.

4.4 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansin de los Fluidos

Dadas las condiciones de presin y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reduccin de la presin causar una expansin de los fluidos en el mismo. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje por expansin de los fluidos. Este Mecanismo est presente en todos los yacimientos, pero es ms importante en yacimientos donde la presin es mayor que la presin de burbujeo (yacimientos subsaturados) en donde todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase lquida, as tambin, es el mecanismo principal a travs del cual producen los yacimientos de gas.

La expansin de los fluidos en el medio poroso ocurre debido a la reduccin de la presin interna en los poros por efecto de la produccin a travs de los pozos ; esta expansin permite que el espacio poroso desalojado por los fluidos producidos sean ocupados por los fluidos remanentes que van quedando en el yacimiento, de tal manera que los poros de la roca siempre permanecen llenos de fluidos. La expansin a su vez hace que el fluido se desplace, buscando salir de los poros de la roca hacia las reas de drenaje de los pozos.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por Expansin de los Fluidos son:La presin del yacimiento declina rpidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.La relacin gas-petrleo de los pozos del yacimiento es similar a la razn gas disuelto-petrleo (Rsi),El factor de recobro est estimado en el orden del 5% del POES, para el caso de yacimientos de petrleo.

4.5 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansin de los Fluidos

La roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor. debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la ltima la ms importante debido a que en la produccin de hidrocarburos la reduccin del volumen ocurre a nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presin.

La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poroso interconectado que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un cambio en la presin y se separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio en los fluidos se tiene la reduccin en el espacio poroso. La reduccin en el espacio poroso se debe a la compactacin de la roca a medida que la presin interna en los poros se reduce por efecto de la extraccin de fluidos y al efecto del peso de las rocas suprayacentes sobre el yacimiento las cuales tienden a cerrar los poros y por ende existe menos espacio disponible para almacenar la misma cantidad de fluidos. Esto genera que parte del fluido en los poros sea desalojado y desplazado hacia las reas de drenajes en los pozos productores del yacimiento,

La recuperacin de petrleo mediante el empuje por compactacin es significante solo si la compresibilidad de la formacin es alta. Muchos yacimientos que tienen un significante empuje por compactacin son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactacin incrementar la recuperacin de petrleo, la compactacin de la formacin puede causar problemas tales como colapso al casing y reducir la productividad de los pozos debido a la reduccin de la permeabilidad.

En la mayora de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecargaes aproximadamente de 1 Lpc por pies de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de las rocas y el resto es soportado por los fluidos dentro del espacio poroso.

La porcin de la sobrecarga sostenida por los granos de las rocas es denominada presin de la matriz o del grano. En regiones con presiones normales, el gradiente de presin del fluido se encuentra entre 0.433 Lpc a 0.465 Lpc por pies de profundidad. Por lo tanto la presin del grano incrementar normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 Lpc a 0.56 Lpc por pies

4.6 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

La Gravedad es un mecanismo de empuje muy lento, pero eficaz. Los pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energa que la gravedad se reconoce por que poseen tasas de produccin lenta y constante para periodos muy largos.

El efecto de la gravedad es ms marcado en los yacimientos con grandes buzamientos y de grandes espesores dando lugar as a la segregacin gravitacional si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de baja viscosidad y de diferentes densidades.

La gravedad usualmente trabaja en conjunto con otros mecanismos de empuje para incrementar su eficiencia, as, por ejemplo, un yacimiento delgado y horizontal con un fuerte empuje de agua de fondo puede tener baja recuperacin debido a que el agua tiende a conificar los pozos prematuramente, sobrepasando al petrleo; pero si el mismo yacimiento se encuentra inclinado estructural o estratigrficamente, el recobro aumenta debido a que la segregacin gravitacional drena el petrleo hacia abajo, existiendo tambin la accin de empuje del agua del acufero hacia arriba. Adems, la gravedad estabiliza el frente de agua-petrleo durante la produccin, disminuyendo as la cantidad de petrleo residual. Lo mismo sucede con las unidades grandes de capa de gas. Como la presin y la gravedad expulsan naturalmente el petrleo hacia los pozos, la capa de gas empuja el petrleo hacia la parte baja, estabilizando el lmite entre lo que drena por gravedad y el contacto gas-petrleo.

Es conveniente mencionar que el ingeniero de yacimientos debe aprovechar las caractersticas gravitacionales para tratar de poner a producir los pozos que se encuentran buzamiento abajo.Las caractersticas de produccin que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregacin son los siguientes:

Variaciones de la relacin gas-petrleo con la estructura.Aparentemente mejora el comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petrleo.Aparente tendencia al mantenimiento de la presin.Las eficiencias de recuperacin estn en el rango de 40% a 80% del POES.

4.7 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

En la mayora de los yacimientos se presenta ms de un tipo de empuje durante su vida productiva, bien sea en forma alternada o simultnea. En ambos casos, se dice que el yacimiento produce por empujes combinados.

Es conveniente hacer notar que en todos los tipos de empuje estn presentes las fuerzas de gravedad y capilaridad alterando positiva o negativamente la accin de tales empujes. En caso de yacimientos de gran espesor y/o de buzamiento pronunciado, el efecto de la gravedad puede hacer que el gas que sale de la solucin con el petrleo fluya hacia la parte ms alta de la estructura, en contracorriente con el petrleo, originando as una capa de gas secundaria o engrandeciendo la original. Esto dar un empuje adicional no existente en la capa de gas secundaria o aumentar la efectividad de la capa de gas original. Por otro lado, un fuerte empuje con agua abrumar completamente un empuje por gas en solucin al mantener la presin por encima del punto de burbujeo.