Permeabilidad relativa

1. Permeabilidad Relativa: Características de las Curvas.
1. Para que un proceso de imbibición (desplazamiento de petróleo por agua) la fase mojante
(fluido que tiende a adherirse a las paredes de la roca) comience a fluir se requiere alcanzar
un cierto valor de saturación a fin de formar una fase continua. Esto se denomina Saturación
Crítica o de Equilibrio (0 –30%)
2. Para que un procesode drenaje ocurre una saturación equivalente de la fase no mojante (0-
15%)
3. La permeabilidad relativa de la fase mojante se caracteriza por una rápida declinación para
pequenas disminuciones en saturaciones a valores altos de saturación de la fase mojante
4. La permeabilidad relativa de la fase no mojante aumenta rápidamente para pequeños
incrementos de saturación de dicha fase por encimade la saturación de equilibrio.
5. Las sumas de las permeabilidades relativas (Kro + Krw) ó (Kro+Krg) representan la
interacción mútua entre las fases, lo cual hace disminuir la suma de las permeabilidades
relativas a un valor menor de la unidad, para la mayoría de los valores de saturación.
6. En la producción de petróleo, el agua y el petróleo fluirán a saturaciones que estarán entre losdos puntos finales.
7. El punto de cruce entre las dos curvas en general no ocurre Sw iguales a 50% por lo que se
tiene que:
Si en Sw=50% => Krw Krw>Kro =Petróleo es Fase Mojante3
En el caso de yacimiento de gas, si estos son volumétricos (se encuentran libres de asociamiento con agua o petróleo), la recuperación primaria del gas es la mas efectiva, ya que debido a la propiedad de expansióndel gas, la energía que posee el yacimiento es suficiente para recuperar hasta el 80 % del gas original in situ, contrario a los yacimientos de petróleo, donde por recuperación primaria se recupera solo entre el 20% y 30% de petróleo original in situ.

Si los yacimientos de gas son no volumétricos (se encuentran asociados a acuíferos), en este caso, la recuperación primaria por el empuje del aguadisminuye su efectividad, debido a que el agua absorbe parte del gas lográndose recuperar entre un 50% y 60% del gas original in situ.

Por otro lado si los yacimientos son asociados a petróleo, o disueltos, es decir en solución con petróleo, en estos casos, es necesario de un mecanismo de bombeo o recuperación secundaria, y por lo general en estos yacimientos solo se logra recuperar entre el 5%y 30% del gas original en sitio.
¿Se Puede Producir Petróleo Seco con Sw>Swirr?
por M. Crotti (Última modificación - 11 de noviembre de 2001).
Para evaluar la saturación de agua a diferentes niveles con respecto al Nivel de Agua Libre (FWL) existen numerosas fuentes de datos que, en algunos reservorios, resultan aparentemente incompatibles entre sí. En esta página se analiza una aparenteinconsistencia entre datos de producción y resultados obtenidos por otras vías.
El desarrollo se hace para un caso genérico en que a nivel de reservorio se encuentra que, donde la información de perfiles y/o de laboratorio indica Sw superiores a la Swirr, se produce petróleo seco.
Para explicar o justificar este resultado pueden emplearse dos vías.
1. Asumir que la zona de transición capilar queindican los perfiles y/o los ensayos de laboratorio es errónea. Por esta vía se asume el criterio de que a partir del nivel en que se produce petróleo seco, la roca se encuentra en condiciones de Swirr. De este modo se amplía el cálculo de OOIP pues se disminuye la Sw promedio del sistema.
2. Tener en cuenta las heterogeneidades del medio poroso para justificar la no producción de agua pese a quela saturación de agua supere la Swirr.
Como veremos el segundo punto suele ser más adecuado para modelar el reservorio pues tiene en cuenta la frecuente heterogeneidad de los medios porosos naturales y permite realizar un cálculo más adecuado del volumen de hidrocarburos retenido en la trampa.
En la Fig. 1 se esquematiza la relación entre saturación de agua y altura con respecto al nivel de...