Recuperación en Yacimientos Heterogéneos
En un yacimiento estratigráfico en donde las propiedades de la roca reservorio varían considerablemente, las recuperaciones de petróleo son afectadas por el grado de heterogeneidad del yacimiento. Esto sucede en todos los mecanismos de recuperación pero en particular en los campos con empuje hidrostático y en operaciones de recuperación por inundación con agua. Varios autores han considerado este efecto en el desplazamiento de petróleo por agua en un perfil de permeabilidad heterogénea.
Stiles (1949) propuso un método para pronosticar la recuperación en operaciones de inundación con agua basada en la variación en permeabilidad y en la variación vertical de la capacidad productiva. El método permite calcular el porcentaje o fracción de agua producida vs., la recuperación acumulativa de petróleo. Por consiguiente, si se asume un porcentaje determinado de producción de agua como límite económico, es posible determinar la recuperación que se espera obtener hasta que se alcance ese límite. El concepto básico del método de Stiles está basado en que el agua que se inyecta o se intruye en el yacimiento barre primero las zonas de alta permeabilidad y la ruptura del frente o de la interfase agua-petróleo en los pozos productores ocurre también primero en las zonas de alta permeabilidad. Por lo tanto la distancia de penetración del frente del agua en cada estrato varía de acuerdo con la variación individual en la permeabilidad, como si tales variaciones fueran continuas desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción. Si existen lentes, este concepto no es correcto y el método no toma esto en consideración.
La técnica básica del cálculo consiste e determinar la curva entre la distribución de permeabilidad y de capacidad a partir de los valores de permeabilidad obtenidos a cortos intervalos en la roca reservorio. Los valores de permeabilidad se arreglan en orden descendente sin tener en cuenta su posición estructural en la roca reservorio. Para poder hacer una comparación entre los pozos es conveniente expresar las curvas en términos de permeabilidad adimensional, de capacidad y espesor adimensional de la formación. Con tal fin se prepara una Tabla como la Tabla 1, en donde los encabezamientos tienen el siguiente significado:
Stiles (1949) propuso un método para pronosticar la recuperación en operaciones de inundación con agua basada en la variación en permeabilidad y en la variación vertical de la capacidad productiva. El método permite calcular el porcentaje o fracción de agua producida vs., la recuperación acumulativa de petróleo. Por consiguiente, si se asume un porcentaje determinado de producción de agua como límite económico, es posible determinar la recuperación que se espera obtener hasta que se alcance ese límite. El concepto básico del método de Stiles está basado en que el agua que se inyecta o se intruye en el yacimiento barre primero las zonas de alta permeabilidad y la ruptura del frente o de la interfase agua-petróleo en los pozos productores ocurre también primero en las zonas de alta permeabilidad. Por lo tanto la distancia de penetración del frente del agua en cada estrato varía de acuerdo con la variación individual en la permeabilidad, como si tales variaciones fueran continuas desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción. Si existen lentes, este concepto no es correcto y el método no toma esto en consideración.
La técnica básica del cálculo consiste e determinar la curva entre la distribución de permeabilidad y de capacidad a partir de los valores de permeabilidad obtenidos a cortos intervalos en la roca reservorio. Los valores de permeabilidad se arreglan en orden descendente sin tener en cuenta su posición estructural en la roca reservorio. Para poder hacer una comparación entre los pozos es conveniente expresar las curvas en términos de permeabilidad adimensional, de capacidad y espesor adimensional de la formación. Con tal fin se prepara una Tabla como la Tabla 1, en donde los encabezamientos tienen el siguiente significado:
hD=hi/∑(hi)= Fracción del espesor acumulativo, adimensional
ΔCD=hk=Incremento de la capacidad total del flujo adimensional
CD= Capacidad Acumulativa de flujo, fracción.
Los resultados de la tabla 1 se han dibujado en la figura 1
Tabla 1. Cálculos de la Distribución de Capacidad
Figura 1. Distribución de Permeabilidad y Capacidad
Referencias:
- Pirson, J. Petroleum Reservoir Engineering. Pp. 500
