Mecanismos de producción naturales
Compresibilidad de la roca y los fluidos
La producción de fluidos de un reservorio, incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión del poro, lo que origina una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie.
La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante sólo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados.
En la mayoría de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecarga es aproximadamente de 1 psi por pie de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso.
La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. La presión del grano incrementa normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie.
Segregación gravitacional
En el yacimiento, el gas en solución que se libera del petróleo se mueve ascendentemente hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo desciende debido a la diferencia de densidades entre los fluidos. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Asimismo, los yacimientos con este mecanismo tienen un gran buzamiento.
De no ser por el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. La recuperación está en el rango de 40 a 80 % del petróleo original en sitio.
Las características de producción que indican la ocurrencia de una segregación gravitacional son: variaciones del GOR con la estructura, aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo y aparente tendencia de una presión constante.
Liberación de gas en solución
El empuje por gas en solución es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo.
Cuando en un yacimiento hay empuje por gas en solución no existe capa de gas o empuje por agua, ya que la saturación promedia de agua está cerca al valor irreducible. Asimismo, la presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión del punto de burbujeo. La presión declina rápida y continuamente con la producción. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.
El volumen de petróleo recuperado en yacimientos con este mecanismo se estima en un rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.
Empuje hidráulico
En yacimientos con empuje hidráulico no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbujeo. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión en el contacto agua-petróleo. Debido a esto el agua del acuífero se expande e invade al reservorio de petróleo originando influjo, lo cual permite mantener la presión alta y genera un desplazamiento inmiscible del petróleo.
La eficiencia de recuperación para yacimientos con mecanismo de empuje de agua está en el rango de 10 a 70 % del petróleo original en-sitio.
Algunas características que indican la presencia de un empuje de agua son:
- El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.
- Permeabilidad suficiente que permitia el movimiento del agua (por lo menos 50 md).
- La producción de agua incrementa con el tiempo.
- Ecuación de balance de materiales.
Se estima que la eficiencia de recuperación en estos yacimientos varía entre 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Los factores que mejoran la recuperación son: Baja viscosidad del petróleo, alta gravedad API, alta permeabilidad de la formación, alto relieve estructural y gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
