El presente trabajo abordó el escalamiento de flujo inmiscible, con geomecánica y saturación residual de petróleo con similitud para yacimientos naturalmente fracturados
Las reservas de petróleo pueden incrementarse en función del descubrimiento de nuevos yacimientos o mejorando el Factor de Recuperación. Sin embargo, cada vez más es más complicado por condiciones de profundidad. En el caso de los campos marinos mayor profundidad de agua, variando entre 500 y 3,000 metros.
Actualmente, el factor de recuperación promedio de petróleo a nivel internacional es de aproximadamente 35%. Lo que indica que una cantidad considerable del volumen total descubierto permanece en el subsuelo.
El valor de la saturación de petróleo residual en agua Sorw y en gas Sorg es el dato más importante para el diseño y la implementación de un proceso mejorado de recuperación de petróleo. Por lo que es imperativo una estimación fiable de estos parámetros. El procedimiento de diseño experimental expuesto en este trabajo permite obtener estos datos esenciales.
Se propone el diseño de un ensayo de desplazamiento inmiscible (gas-petróleo, agua-petróleo) para determinar la saturación de petróleo residual en rocas porosas fracturadas.
Es posible determinar las saturaciones de aceite residual en los sistemas de fractura y matriz de la roca, en función del esfuerzo efectivo aplicado. Con base en leyes de escalamiento geomecánica (flujo de fluidos, similitud petrofísica y geomecánica).
Las leyes de escala basadas en las propiedades mecánicas del flujo de fluidos y la roca satisfacen la similitud entre el núcleo completo fracturado (modelo) a escala de laboratorio y el yacimiento de petróleo naturalmente fracturado (prototipo).
Asimismo, la producción escalada del yacimiento y el historial de agotamiento se simulan experimentalmente. Además, es posible simular el comportamiento futuro del yacimiento para obtener una saturación de petróleo residual y una estimación del agotamiento del yacimiento.
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Durante el estudio se diseñó una nueva prueba experimental de desplazamiento inmiscible para estimar la saturación de petróleo residual en el sistema de pseudo-matriz y fractura de vuggy, en una muestra de roca fracturada de diámetro completo.
La influencia de la temperatura transforma el comportamiento geomecánico de la muestra debido a la ductilidad de las rocas carbonatadas.
Con el análisis dimensional se obtuvo un tiempo geomecánico adimensional para cada uno de los desplazamientos. La expresión es una generalización de la época de Mattax y Kytte (1962), que incluye una relación de tensiones.
Asimismo, se comparó el comportamiento físico del desplazamiento en laboratorio con el comportamiento del yacimiento.
El trabajo fue presentado por los Doctores Daniel Cabrera Sotelo y Fernando Samaniego Verduzco en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
