Influjo de agua (We)

Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables.

Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos.

En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales.

Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural de fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no deliverada en este caso se pueden dar mediante la inyección planificada de fluidos.

Fig.1 Acuíferos

La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser detectada de las siguientes maneras:

-Por perfilaje.

-Por producción de agua.

-Por balance de materiales.

Np = Petróleo producido

N= Petróleo original in-situ

Bt=Factor de volumen total de formación.

Bti=Factor de volumen total de formación para un momento i.

Bgi= Factor de volumen de gas de formación para un momento i.

m=Relación entre el volumen inicial de gas libre en el yacimiento y el volumen inicial de petróleo en el yacimiento.

Bg=Factor de volumen de gas de formación.

Wp=Agua acumulada producida.

Bw=Factor de volumen del agua de formación.

Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo

We=Influjo acumulado de agua (Intrusión).

Rp=Relación gas-petróleo acumulada.

Rsi=Relación gas-petróleo en solución para un momento i.

Rs=Relación gas-petróleo.

Sw = Saturación de agua, fracción.

Cw, Co, Cg=Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas.

Cf=Compresibilidad del volumen poroso

P=Presión estática del yacimiento

ΔP=Pi - P

i=inicial

En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un procedimiento para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo asociado a un yacimiento aunque no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer que no existe influjo de agua (We=0) y calcular el volumen de petróleo original en sitio (N), empleando un cálculo repetitivo que utiliza la historia de presión/producción. Si con esta historia se obtiene un valor relativamente constante de N, se puede afirmar que en efecto el yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de lo contrario los valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, se puede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el valor de N es confiable, se puede utilizar la EBM para calcular los valores de agua de intrusión (We) a medida que ha pasado el tiempo, partiendo de la historia de presión/producción.

El estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede efectuarse relacionándolo con otros dos parámetros, el estado de agotamiento y el tiempo:

• Influjo de agua vs. estado de agotamiento: El concepto de balance de materiales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para esto es necesario que se cumplan dos condiciones:

1. Que la acumulación de hidrocarburos esté en contacto directo con el acuífero.


2. La existencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo de agua y la acumulación de hidrocarburos. Se requiere que a nivel del contacto agua/petróleo se reduzca la presión estática (Pe) de la zona de hidrocarburos para que sólo luego el cuerpo de agua cualquiera que este sea, reaccione con su entorno para esta caída de presión.

El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se puede relacionar con cuatro factores:

-El tamaño del acuífero y/o sus características para rellenarse.

-La caída de presión estática en el contacto agua/petróleo (Pi-Pe).

-Las propiedades de la roca, particularmente en el acuífero.

-El tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de presión en el contacto agua/petróleo.

• Influjo de agua vs. tiempo: El influjo de agua (We) depende del tiempo que ha estado activo en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de presión. Sin embargo, en la EBM el influjo acumulado de agua a una presión dada (Pe) sólo representa un volumen que se traduce a masa, sin importar como ni cuanto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We se expresará en términos de balance de materiales como función de Pe promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Para convertir We vs. Pe a We vs. t, solo se requerirá disponer de Pe vs. t.

Fuente: Yacimientos de Hidrocarburos (Tomos II yIII) de Efraín Barberii y Martín Essenfeld,