Ninguuno

Saturación y distribución de los fluidos |
Como ya conocemos la porosidad es la que determina la capacidad de almacenamiento de fluido que posee la roca, ya que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa al volumen poroso. Por ende para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes enun yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno delos fluidos presentes.

Precisamente la fracción del volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación. Las ecuaciones matemáticas que representan la saturación de los fluidos son las siguientes:

Saturación
Cada uno de los fluidos esta presente en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros . A este valor porcentuallo denominamos saturación del Fluido Sw , Sg y So . Siendo :
100 = Sw + Sg + So
Tiene particular importancia el conocimiento de la saturación de agua Sw , lo que se consigue por medio de resistividades en sondeos , comparando el valor de la agua de formación con el registro de resistividades de la roca (mas adelante se habla de este apartado ).
Conducción de la Solución Gaseosa
El mecanismode conducción de la solución gaseosa, a veces referido como la conducción de agotamiento, puede resumirse como sigue para un depósito sobresaturado (ejm., un depósito que contiene petróleo que no es completamente saturado con el gas a la presión inicial del depósito, y es por lo tanto libre sin el gas):
1. La producción de Petróleo se desplaza desde el depósito y brota por la expansión líquida.La presión del depósito comúnmente declina rápidamente durante esta fase del proceso de producción, desde el petróleo y el agua son únicamente algo comprimibles. ( Esta fase del proceso de recuperación no ocurre si el petróleo es gas saturado a presión del depósito inicial ).
2. Desde la solubilidad del gas que disminuye con la presión declinante, el depósito que era inicialmente sobresaturadollega a ser un deposito de petróleo saturado cuando la presión decreciente para el punto de la burbuja (ejem. ; comienza a formarse en el petróleo la presión a la que el gas burbujea), la expansión líquida no es más efectiva en el petróleo desplazado para el depósito, desde la fase del petróleo encogerá al gas liberándose desde la solución. Las burbujas de gas se expanden a lo largo del depósito enforma de presión decreciente, así lentamente la presión del depósito declina . La tarifa de producción de petróleo es probable que disminuya si están los pozos a la capacidad de producción, desde la saturación creciente del gas la permeabilidad disminuye para el petróleo.
3. Como el depósito presionado continúa declinando, el gas saturado aumentará hasta que una fase de gas esté formado y el gasllega a ser móvil. De la saturación mínima de gas con gas puede fluir dentro de el depósito una saturación crítica de gas. Durante esta fase de la solución gaseosa conducida, el gas producido con relación de petróleo aumentará considerablemente, y la tarifa de producción de petróleo empezara a declinar. A veces una disminución en la relación del gas petróleo ocurre muy cerca del fin de la vida delcampo.
La figura ilustra los comportamientos típicos de presión, el valor de la produccion del petróleo, y la relación de gas petróleo durante la producción de una solución inicial sobresatudado de gas en el depósito de conducción, la recuperación de petróleo para los mecanismos comúnmente estas en las gamas desde 5 a 25 % de petróleo inicial dentro de el depósito. Los factores que tienden afavorecer relativamente las recuperaciones altas de petróleo incluyen API la gravedad alta( viscosidad baja) del petróleo, la relación de solución alta de gas petróleo , y la homogeneidad de formación.
Figura . Presiones relacionadas con el valor de producción de petróleo y gas petróleo de las funciones acumulativas de solución de producción de gas conducido por la reserva .
La tabla puede usarse...