3.1 MARCO TEORICO:
3.1.7 Términos Usados en la Simulación Numérica:
3.1.8.5 Distribución de los Fluidos en Yacimientos
La distribución de los fluidos puede representarse mediante saturaciones que no son más que los porcentajes del espacio poroso, que ocupan los diferentes fluidos. El volumen de agua expresado como fracción o como porcentaje, corresponde a la saturación de agua y se representa como Sw.
Figura 3.4 Distribución de los Fluidos en el Yacimiento. Fuente: Libro Magdalena Paris de Ferrer
3.1.8.5.1 Saturación de Agua Connata (Swc)
Es la saturación existente en el yacimiento al momento del descubrimiento. Generalmente se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua a un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.
El agua connata se localiza en los sitios de contacto entre los granos en las rocas preferencialmente mojadas por agua, y en forma de burbujas rodeadas de petróleo o gas en rocas preferencialmente mojadas por petróleo.
55
La saturación de agua connata, se correlaciona con K, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata. Generalmente, en rocas mojadas preferencialmente con agua, la saturación de agua connata varía entre 20-25% y en rocas preferencialmente mojadas por petróleo es menor del 15%.
3.1.8.5.2 Saturación de Petróleo Residual (Sor)
Es el petróleo que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento. El petróleo residual existe, debido a que en un sistema mojado por agua, ésta avanza a la misma velocidad en todos los canales y por lo tanto el petróleo queda en algunos canales luego de pasar el frente de invasión de agua. Este petróleo remanente no puede fluir por efecto de las fuerzas capilares que lo retienen en los poros.
Los valores típicos de petróleo residual son:
• Sistema de humectabilidad intermedia: 20%. • Sistema mojado por agua: 35%.
• Sistema mojado por petróleo: 15%.
Localización del petróleo residual en sistemas mojados por agua
En sistemas mojados por agua, eI petróleo llena los canales por los cuales fluye y por consiguiente, el petróleo residual aparece llenando completamente los canales. Las observaciones microscópicas, han mostrado una amplia distribución de petróleo residual de diferentes tamaños. Trabajando con empaques de esferas de vidrio, se ha observado que si se elimina una esfera, el petróleo residual se localiza en el espacio dejado por la esfera. Se ha investigado hasta que tamaño podían aumentarse los espacios vacíos y tener aun petróleo residual. Aumentando los espacios hasta ½ pulgada, se ha observado que aun retienen el petróleo; es decir, el petróleo residual se ubica en los poros más grandes; sin embargo, en ensayos con otros tipos de petróleo y a diferentes tasas de flujo se ha determinado que el tamaño de los espacios dejados depende del balance de fuerzas capilares y viscosas.
Localización del petróleo residual en sistemas mojados por petróleo
Dado que el petróleo es la fase mojante, se encuentra en contacto directo con la roca en las aberturas más pequeñas y el agua en las aberturas más grandes, contrario a lo que ocurre en sistemas mojados por agua. EI desplazamiento por agua es completamente diferente que en sistemas mojados por agua, por lo siguiente:
Se debe aplicar un gradiente de presión ΔP, para forzar el agua a entrar en el sistema y desplazar la fase mojante; esto es, las fuerzas capilares se oponen a la entrada de agua.
56
A bajas presiones de inyección, el agua entra preferiblemente en las aberturas mayores (mayor r y menor Pc).
EI agua entra en las pequeñas aberturas solamente cuando el ΔP aplicado es mayor que la Pc.
A un ΔP fijo, el agua y el petróleo existen como fases continuas en diferentes conjuntos de poros, ocupando el agua los poros de mayor diámetro. Por tanto, el flujo de petróleo es posible después de la irrupción del agua.
Para un máxima ΔP, dentro de los límites prácticos, se obtendrá un valor típico de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede aplicar un ΔP mayor, se podría desplazar más petróleo, hasta alcanzar una distribución de petróleo similar a la del agua connata en sistemas mojados por agua.
En síntesis, en sistemas mojados por petróleo se tiene: Altas saturaciones de petróleo residual, en general.
La permeabilidad relativa al petróleo lIega a ser baja a saturaciones de petróleo relativamente altas.
Se requiere mucho tiempo y una inundación extensiva con agua para alcanzar el petróleo residual.
EI petróleo residual en sistemas mojados por petróleo es como agua connata en sistemas mojados por agua; por tanto, depende de los efectos capilares en el sistema.
Puede concluirse, entonces, que tanto en sistemas mojados (fuertemente) por agua como por petróleo, la saturación de petróleo residual es alta en condiciones prácticas.
Localización del petróleo residual en sistemas de mojabilidad intermedia
Un sistema de mojabilidad intermedia puede describirse con las siguientes características:
La superficie de la roca no es fuertemente mojada ni por agua ni por petróleo. EI Angulo de contacto es próximo a 90 (60°-120°).
Las pruebas de desplazamiento, bien sea agua desplazando petróleo o petróleo desplazando agua, producen poco o ningún fluido desplazado.
En este tipo de sistemas, las fuerzas capilares no dominan la situación como en sistemas mojados por agua o por petróleo.
57
No existen grandes fuerzas que tiendan a mantener el petróleo en los espacios porosos.
No existen grandes fuerzas que succionen el agua hacia los espacios porosos. Las fuerzas capilares no son dominantes.
EI petróleo residual observado es en general menor que para sistemas mojados por agua o por petróleo, esto explica por qué existe un mejor balance entre las fuerzas capilares y viscosas, y por lo tanto el petróleo se produce más fácilmente.
Conclusiones:
La geometría de los poros tiene algún efecto sobre el petróleo residual pero no es la variable dominante.
La humectabilidad es el factor más importante en lo que a petróleo residual concierne.
Las muestras estudiadas en el laboratorio tienen una mojabilidad definida pero no existe seguridad de que sea la que existe en el yacimiento.
En vista del efecto que tiene la humectabilidad sobre el petróleo residual y a que la misma puede cambiar del yacimiento al laboratorio, es difícil obtener datos de laboratorio que realmente representen el comportamiento del yacimiento.