Recuperación Primaria y Secundaria en Geología del Petróleo

Recuperación primaria

Según Muskat, define como el periodo de producción que comienza con el descubrimiento del yacimiento y continúa hasta que las fuentes de energía natural para expulsar el petróleo no mantienen caudales de producción que resulten económicas. Debido a que la presión del yacimiento siempre declina durante la recuperación primaria, está también se conoce como agotamiento de presión. La energía original hace que los fluidos lleguen a los pozos aunque sea con energía externa, como el levantamiento artificial, para llevar los fluidos hasta la superficie.

El principal efecto del mantenimiento de presión es disminuir la declinación de la presión del yacimiento, y por lo tanto conservar su energía y aumentar la recuperación de petróleo.

Recuperación Secundaria

Consiste en inyectar fluidos tales como el agua o gas, con el objetivo de restablecer la presión del yacimiento en el pozo productor; esta inyección de fluidos se realiza en pozos adyacentes al pozo productor.

Las herramientas comúnmente utilizadas por el ingeniero de yacimientos para evaluar las distintas acumulaciones de hidrocarburos son:

• Pruebas de Producción (DST)
• Pruebas de Restauración de Presión (Build-Up)
• Análisis de las Rocas (Núcleos)
• Análisis de los Fluidos (PVT)
• Historia de Producción (petróleo, agua y gas)
• Declinación de Presión

De estos análisis se puede predecir el comportamiento futuro del yacimiento, estimar el caudal de petróleo y gas a recuperar, planificar el desarrollo del yacimiento y finalmente seleccionar los posibles métodos de Recuperación Secundaria aplicables para mejorar el recobro final (Inyección de Agua, Gas, Emulsiones, Polímeros, Vapor de Agua, etc.).

5.- PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCA

Las propiedades petrofísicas más importantes de una roca son: porosidad, permeabilidad, saturación y distribución de fluidos, conductividad eléctrica de los fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad.

5.1.- POROSIDAD

Porosidad es una medida de los espacios vacíos o huecos contenidos una roca, expresada como una fracción (o porcentaje) del volumen total de dicha roca.

5.1.1.- CLASIFICACION DE LA POROSIDAD.

1.- En base al volumen poroso considerado

A) Porosidad absoluta (∅a).- Es la razón del espacio poroso total al volumen total de roca, sin tomar en cuenta si los poros están comunicados entre sí o no.

B) Porosidad efectiva (Øe). - Es la razón del espacio poroso intercomunicado al volumen total de roca.

2.- En base a su origen o tipo de formación

1.- Porosidad Primaria (intergranular).- Es la porosidad formada simultáneamente con el depósito de los sedimentos. Los huecos contribuyentes a este tipo, son los espacios entre los granos individuales de los sedimentos. Las rocas sedimentarias clásticas o detríticas tienen este tipo de porosidad. Ejemplo: - Areniscas, conglomerados, caliza, etc.

2.- Porosidad Secundaria. - Está constituida por cavernas, fisuras, fracturas, juntas, etc., formadas después de que los sedimentos fueron depositados, por agentes tales como soluciones circulantes, dolomitización, movimientos tectónicos, etc.

Las rocas sedimentarias no clásticas, tienen este tipo de porosidad. Ejemplo: calizas y dolomitas.

Cabe aclarar que las formaciones almacenadoras pueden presentar simultáneamente ambas porosidades.

5.1.2.- FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

Encogimiento de los granos: mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la porosidad.

Arreglo de los granos: la simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetría exista más afecta la porosidad.

Cementación: los granos están pegados entre sí mediante una cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.

Presencia de grietas y cavidades: son factores que favorecen la porosidad.