Este documento presenta el programa de la asignatura Reservorios III de la carrera de Ingeniería de Petróleos. La asignatura se centra en la recuperación secundaria de petróleo y consta de 7 unidades temáticas. Incluye teoría, resolución de problemas, prácticas de laboratorio y conferencias. Los estudiantes deben aprobar prácticos, parciales y tener al menos 75% de asistencia para obtener la regularidad, y rendir un examen final para aprobar la materia.

1. RESERVORIOS iii 1
Facultad de Ingeniería - Universidad Nacional de Cuyo
PROGRAMA DE ASIGNATURA
Asignatura:
RESERVORIOS III
Carrera:
INGENIERIA DE PETROLEOS
Año: 2009 Semestral: 75 hs Semanal: 5 hs.
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Docente: Ing. Mónica L. Carmona
e-mail: mcarmona@fing.uncu.edu.ar
UNIDAD 1: Desplazamiento inmiscible en un reservorio homogéneo.
Ecuación del flujo fraccional. Efectos del: buzamiento de la formación, presión
capilar, mojabilidad, movilidades del petróleo y el agua. ¿Dónde calcular M?.
Efecto de la movilidad sobre la velocidad de barrido.
Efecto de las heterogeneidades del reservorio.
Ecuación de Buckley-Leverett. Solución de Welge. Cálculos de recuperación de
petróleo.
Análisis de las permeabilidades relativas. Correlaciones más comunes para el
cálculo de permeabilidades relativas. Normalización de curvas de
permeabilidad relativa según el método de Scheneider.
UNIDAD 2: Efecto de la zona de transición capilar en los cálculos de
desplazamiento en un reservorio homogéneo.
Lineamientos básicos del desplazamiento bajo condiciones de flujo segregado.
Análisis de H=h: saturación de agua promediada en función del espesor.
Permeabilidades relativas promediadas con el espesor o “pseudo-
permeabilidades”. Pseudo presión capilar. Resolución gráfica y uso de
ecuaciones.
UNIDAD 3: Desplazamiento en reservorios estratificados.
Efecto de las heterogeneidades del reservorio. Eficiencias de barrido areal,
vertical y volumétrica.
Métodos para evaluar la permeabilidad vertical sin flujo cruzado entre capas: 1.
Valor único, 2. Valor Variable: Coeficiente de Dykstra-Parsons, Método de
Stiles. Selección de las capas.
Desplazamiento en reservorios estratificados: 1. Capas con la presión
comunicada: pseudofunciones. 2. Capas sin comunicación de la presión:

2. RESERVORIOS iii 2
selección del número de capas y permeabilidades: Método de Stiles, Método
de Dykstra-Parsons.
Digitación viscosa.
UNIDAD 4: Eficiencias areales de barrido
Problema de las eficiencias areales de Barrido. Relación de movilidades.
Configuración geométrica del arreglo o patterns: empuje en línea recta directa,
empuje en línea desplazada o zigzag, five spot, nine spot, seven spot.
Factores que controlan la eficiencia de barrido areal. Eficiencia de barrido areal
a la rotura según el mallado. Eficiencia de barrido areal después de la rotura.
Otros factores que afectan la eficiencia de barrido areal. Estudio de Hutchinson.
Flujos en línea y periféricos. Selección del mallado.
UNIDAD 5: Método de Craig-Geffen-Morse (CGM)
Cálculos previos: 1- Cálculo del volumen poral de la malla, 2- Cálculo del
petróleo original in situ al comienzo de la secundaria, 3- Cálculo de la relación
de movilidades antes de la rotura, 4- Determinar la eficiencia de barrido a la
rotura, 5- Cálculo del Reservorios III 2 máximo valor de la Sg*, 6- Cálculo del
agua inyectada al momento de la interferencia, 7- Cálculo del agua inyectada
acumulada al producirse el fillup del gas. 8- Cálculo del agua inyectada
acumulada al producirse la rotura.
Etapas: 1- Comportamiento previo a la interferencia, 2- Desde la interferencia
hasta el fillup, 3- desde el llenado hasta la irrupción del frente en los
productores, 4- desde la irrupción del frente hasta el límite económico.
Predicción Multicapa.
UNIDAD 6: Papers
1.- Calidad del Agua de Inyección (D.B. Bennion, D.W. Bennion, F.B. Thomas,
R.F. Bietz - Hycal Energy Research Laboratories Ltd. JCPT)
2.- Monitoreo de Reservorios Bajo Recuperación Secundaria I (Richard Baker -
JCTP, Abril de 1997, Volumen 36, Nº 4)
3.- Monitoreo de Reservorios Bajo Recuperación Secundaria II (Richard Baker -
JCTP, Enero de 1998, Volumen 37, Nº 1)
4.- Determinación de la Eficacia de Barrido Volumétrica en Secundarias
Maduras Usando como Datos la Producción (W. M. Cobb, SPE, y F.J. Marek,
SPE, William M. el Cobb & Associates, Inc. SPE 38902, Octubre de 1997)
5.- Determinación del Espesor Neto para los Mecanismos de Recuperación
Primaria y Secundaria (W. M. Cobb, SPE, y F.J. Marek, SPE, William M. el
Cobb & Associates, Inc. SPE 48952, Septiembre de 1998)

3. RESERVORIOS iii 3
6.- Método para Extrapolar Curva de Corte de Agua vs. Recuperación de
Petróleo (Iraj Ershaghi, SPE.AIME, Osazuwa Omoregie, Universidad del Sur de
California. SPE 6977, Agosto 12, 1977)
7.- Técnica de Predicción para los Procesos Inmiscible Usando los Datos de la
Producción Histórica del Reservorio (Iraj Ershaghi, SPE, Universidad del Sur de
California, Doddy Abdassah, SPE, Universidad del Sur de California, SPE
10068, 1981)
8.- Contestación de Iraj Ershaghi a Startzman sobre la Discusión de una
Técnica de Predicción para Procesos Inmiscibles que Usa Datos de Actuación
de Campo (Iraj Ershaghi, SPE, Universidad del Sur de California, SPE 13793)
9.- Aplicación de la Técnica del X-Plot (Ershaghi, SPE, U. de California del Sur,
LJ. Handy, SPE, U. de de California del Sur, M.. Hamdi, U. de California del
Sur. SPE 14209)
10.- Contestación del Autor a la Discusión de una Técnica de Predicción para
Procesos Inmiscibles Usando los Datos de Actuación del Reservorio (Ershaghi,
SPE, U. de California del Sur. SPE 19506)
11.- Análisis de la Declinación (Arps, J.J. “Analysis of Decline Curves”, Trans.
AIME (1945)160,228-247, Fetcovich, M.J. “Decline Curve Analysis Using Type
Curves”, J.Petr. Tech. (June 1980) 1065/77)
12.- An Overview of Waterflood Surveillance and Monitoring (A.W. Talash, SPE,
Mobil E&P Services Inc. SPE 18740)
13.- Reservoir Management: A Synergistic Approach (G.C. Thakur, Chevron
U.S.A. Inc. SPE 20138)
14.- Waterflood Surveillance Techniques – A Reservoir Management Approach
(G.C. Thakur, SPE, Chevron U.S.A. Inc. SPE 23471)
15.- Water Control Diagnostic Plots (K. S. Chan. SPE 30775)
16.- Reservoir Perfomance Monitoring System – Design and Applications S. M.
(Chen, SPE, MSC Research Ltd., SPE 38127)
17.- Determinación de la Eficiencia de Barrido Volumétrica en Secundarias
Maduras (Cobb. SPE 38902)
18.- Practical Decline Analysis Part 2- Identification And Quantification Of
Development Opportunities (D. Laustsen)
UNIDAD 7: Recuperación Asistida
Análisis de Papers sobre Recuperación Asistida.
Prácticas en laboratorio: 1.- con celda de Hele - Shaw con inyección de
surfactante; 2.- Reología óptica de microgeles.
Conferencias presentadas por especialistas de empresas petroleras que
aplican técnicas de recuperación asisitida.

4. RESERVORIOS iii 4
METODOLOGIA DE LA ENSEÑANZA
El dictado es teorico-práctico
Se utiliza proyector de power point
ACTIVIDAD
Teoría 45 hrs
Resolución de problemas de ingeniería 30 hrs
Total 75 hrs
EVALUACIONES
Para obtener la regularidad los alumnos deben aprobar los prácticos , los
parciales y deben tener un 75 % de asistencia
Para aprobar la materia se debe rendir un examen final
BIBLIOGRAFÍA RECUPERACIÓN SECUNDARIA
UNIDAD 1
1.- Craig, F. F.: “The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding”, SPE
Monograph Series, 1971.
2.- Willhite, G. P.: “Waterflooding”, SPE Textbook Series, 1986.
3.- Dake, L. P.: “Fundamentals of Reservoir Engineering”, Elsevier, 1978.
4.- Coats, K. H., Dempsey, J. R. y Henderson, J. H.: “The Use of Vertical
Equilibrium in Two Dimensional Simulation of Three Dimensional Reservoir
Performance”, S.P.E.J.(March 1971), 63/71.
5.- Anderson, W.G.: “Wettability Literature Survey – Part 6: The Effects of
Wettability on Waterflooding”, JPT (Dec.1987) 1605/22.
6.- Dake, L.P. : “The Practice of Reservoir Engineering”, Elsevier, 1994.
7.- Cobb, W., Smith, J. T.: “Waterflooding”, Curso dictado por Cobb, Argentina,
1996.
8.- Craft, B.C.; Hawkins, M. and Terry, R. E. : “Applied Petroleum Reservoir
Engineering”, Prentice - Hall, 1990.
9.- Jones, S. C. y Roszelles, W. O. : “Graphical Technique for Determining
Relative Permeabilities from Displacement Experiments”, JPT (May 1978), 807-
17.
10.- Johnson, E. F., Bossler, D. P. y Naumann, V. O.: “Calculation of Relative
Permeability from Displacement Experiments”, Trans. AIME (1959) 370.
11.- Amix, J. W.; Bass, D. M. Jr. y Whiting, R. L.: Petroleum Reservoir
Engineering, Mc Graw - Hill Book Company (1960).

5. RESERVORIOS iii 5
12.- Honarpour, M.; Koederitz, L. y Harvey, A. H.: Relative Permeability of
Petroleum Reservoirs Gulff (1986).
13.- Tiab, D. y Donaldson, E. C.: Petrophysics Gulf (1996).
14.- Schneider, F. N. : “Three Procedures Enhance Relative Permeability Data”,
Oil & Gas Journal, (May 4, 1987) 48/51.
15.- Archer, J. S. y Wong, S. W.: “Use of a Reservoir Simulator to interpret
Laboratory Waterflood Data” S.P.E.J. (Dec.1973) 343.
UNIDAD 2
1.- Dake, L.P.: Fundamentals of Reservoir Engineering , Elsevier 1978
2.- Willhite, G.Paul: “Waterflooding”, SPE Textseries Vol.3, 1986
UNIDAD 3
1.- Dake, L.P: “The Practice of Reservoir Engineering”, Elsevier 1994.
2.- Stiles, W.E.: “Use of Permeability Distribution in Water Flood Calculations”,
Trans. AIME (1949) vol.1869.
3.- Hill, S.: “Chaneling in Packed Columns”, Chem.Eng.Sci. (1952)6,247-23
4.- Cobb, W.; Smith, J.T: Waterflooding, Curso dictado por Cobb,
Argentina,1996.
UNIDAD 4
1.- Dake, L. P.: “The Practice of Reservoir Engineering”, Elsevier,1994.
2. Craig, F. F., Geffen, T. M and Morse, R. A.: “Oil Recovery Perfarmance of
Pattern. Gas or Water Injection Operations from Model Tests”, Trans AIME
(1955) 204, 7 - 15.
3.- Smith, C.A.: “Secondary Oil Recovery”, Robert E. Krieger Publishing
Co.1966.
4.- Craig, F.F.Jr.: “Aspectos de la ingeniería de Reservorio para la Inyección de
Agua”. SPE Monograpn 3 (1971).
5.- Willhite, G.P.: Waterflooding, SPE texboock Series vol 3,1986.
6.- Cobb, W.: “Waterflooding curso dictado en Comodoro Rivadavia, 1995.
7. Ferrel, H. Irby, T.L., Pruitt, G.T. and Crawford, P.B.: “Model Studies for
Injection - Production Well Conversion During a Line Drive Water Flood”, Trans.
AIME. (1960).
UNIDAD 5
1.- Craig, F. F.; Geffen, T. M. y Morse, R. A.: “Oil Recovery Performance of
Pattern Gas or Water”.
2.- Injection Operations from Model Tests”, J.P.T.(1955), 7/15.
3. Craig, F. F. Jr.: “The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding”, SPE

6. RESERVORIOS iii 6
Monograph Series (1971).
4. Willhite, G.Paul: “Waterflooding”, SPE Textseries Vol.3, 1986
FUNDAMENTOS DE LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DE RESERVORIOS
Docente: Ing. Silvia Maturano
e-mail: smaturano@uncu.edu.ar
UNIDAD 1
a) Introducción.
b) Ecuaciones diferenciales de flujo en reservorios. Ley de conservación de
masa y Ley de Darcy. Ecuaciones de estado.
c) Ecuaciones básicas de flujo monofásico y multifásico. Modelo Black Oil.
UNIDAD 2
a) Aproximación de ecuaciones diferenciales por diferencias finitas.
b) Cociente de diferencias de primer orden. Cociente de diferencias de
segundo orden. Precisión de aproximación. Soluciones explícitas e
implícitas. Criterios de estabilidad.
c) Condiciones de borde. Tipos de grillas.
UNIDAD 3
a) Flujo de fluidos incompresibles
b) Forma implícita y explícita de las ecuaciones de flujo.
c) Balance de materiales.
UNIDAD 4
a) Flujo de fluidos poco compresibles
b) Forma implícita y explícita de las ecuaciones de flujo.
c) Balance de materiales.
UNIDAD 5
a) Flujo de fluidos compresibles (gases reales) Revisión de las ecuaciones de
flujo para gases reales.
b) Uso de correlaciones para el cálculo de las propiedades PVT de gases.
Cálculo de la pseudo presión relativa.
c) Solución de la ecuación de flujo. Balance de Materiales

7. RESERVORIOS iii 7
UNIDAD 6
a) Flujo multifásico. Cálculo de kr (método de Stone y modificaciones).
b) Ecuaciones básicas para el flujo de gas-petróleo en una dimensión
c) Flujo trifásico. Compresibilidad de la roca. Solución para flujo gas petróleo.
Método IMPES
UNIDAD 7
a) Simulación numérica del flujo bifásico agua-petróleo. Aplicación a la
recuperación secundaria de petróleo.
b) Modelo matemático: sistema de ecuaciones diferenciales en derivadas
parciales no lineales. Solución numérica del modelo unidimensional lineal.
Método IMPES (implícito en presiones y explícito en saturaciones).
c) Método totalmente implícito. Análisis de kr.Uso del simulador BOAST.
BIBLIOGRAFÍA FUNDAMENTOS DE LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DE
RESERVORIOS
• Apuntes “Introducción a la Simulación Numérica de Reservorios” Ing.
Edgardo Moreiras.
• Aziz y Settari: “Petroleum Reservoir Simulation” Applied Science Publishers.
1979)
• Peaceman, “Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation” Elsevier
(1977)
• Mattax y Dalton, “Reservoir Simulation”, SPE Monograph vol 13 , 1990.
• Basic Applied Reservoir Simulation Ertekin et al SPE TEXTBOOK SERIES
Vol 7 (2001).
• Crichlow, “Modern Reservoir Engineering. A Simulation Approach” Prentice
Hall (1977).
• Nacul y Aziz. “Use of irregular grid in Reservoir Simulation” SPE paper
22886.
• Dake, “Fundamentals of Reservoir Engineering” Elsevier, 1978.
• Craft, Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentice Hall, 1991.
• Al-Hussainy et al, “The flow of real gases through porous media” JPT (1966)
624-636.
• Archer y Wall “Petroleum Engineering Principles and Practice “Graham &
Trotman” 1986.
• Amix et al, “Petroleum Reservoir Engineering : Physical Properties”, Mc
Graw Hill, 1960.

8. RESERVORIOS iii 8
• Fayers et all, “Evaluation of Normalized Stone’s Methods for estimating
three phase relative permeabilities” SPEJ 1984, 224-232.
• Vogel, “Inflow Perfomance relationships for solution gas drive wells” JPT
(Jan. 1968) 83-92.
• Fetkovich, “The isochronal testing of oil wells” paper SPE 4529.
• Odeh, “Pseudo state flow equation an productivity index for a well with non
circular drainage area” JPT (nov 1978) 1630-32.
• Emmanuel et al, “Pseudorelative permeability for well modeling” SPEJ (feb.
1974) 7-9.
• Woods, et al, “Pseudofunctions for water coning in a three dimensional
reservoir simulator, SPEJ (aug. 1977) 251-62.
• Williamson et al, “Representing wells in numerical reservoir simulation. Part
1: Theory. Part 2: Implementation” SPEJ (June 1981) 323-44.
• Todd et al, “Methods for increased accuracy in numerical reservoirs
simulators” SPEJ (Dec. 1972) 515-30.