Tema I_094801.pdf

Maestría en Ingeniería de Gas
Ingeniería de Yacimientos de Gas, Cód. 8429-3223
Profesor: Ing. MSc. Johangel Calvo García
1
Universidad de Oriente
Coordinación de Estudios de Postgrado
Núcleo Monagas
Ciclo General
Cód. 8429-3223
Tema I. Fundamentos de la
Ingeniería de Yacimientos
MSc. Johangel Calvo García
Maturín, enero de 2023

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CONTENIDO
1.1. Introducción a la Ingeniería de Yacimientos................................................................................................3
1.1.1. Datos de Ingeniería de Yacimientos ................................................................................................................................. 4
1.1.2. Estudios y métodos de ingeniería de yacimientos ........................................................................................................... 6
1.1.3. Geología de yacimientos y los estudios de ingeniería de yacimientos ............................................................................ 7
1.2. Definición de Yacimiento............................................................................................................................8
1.3. Clasificación de Yacimientos.......................................................................................................................9
1.3.1. Clasificación de acuerdo al tipo de trampa geológica...................................................................................................... 9
1.3.2. Clasificación de acuerdo al tipo de fluido....................................................................................................................... 11
1.3.3. Clasificación de acuerdo al estado del fluido (con respecto a la presión de saturación)............................................... 16
1.3.4. Clasificación de acuerdo a la gravedad API .................................................................................................................... 16
1.4. Mecanismos Primarios de Producción ......................................................................................................17
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................................................................22

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UNIDAD I. Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos.
El principal objetivo en la industria petrolera es
aumentar el valor de las reservas de hidrocarburos
para los accionistas de las empresas que sustentan la
propiedad de estos recursos energéticos. Este
objetivo depende de varios factores: la cantidad de
hidrocarburos en el yacimiento; la cantidad que se
puede producir; qué tan rápido se puede producir; los
costos de capital y operación involucrados en la
recuperación; regalías e impuestos; y el precio
pagado por el hidrocarburo. Para hacerlo, recurre a
varias disciplinas, incluidas la gestión de la propiedad,
la geofísica, la geología, la ingeniería, la economía, el
marketing y la contabilidad.
En términos generales, los geólogos, geofísicos y
petrofísicos describen las propiedades de las rocas y
la estructura del yacimiento. Los ingenieros de
producción administran pozos e instalaciones de
superficie y los ingenieros de yacimientos administran
el yacimiento.
En este contexto, el propósito de la Unidad I es el de
ilustrar a los estudiantes de Yacimientos I, de la
Universidad de Oriente (Núcleo Monagas), sobre los
fundamentos básicos de la Ingeniería de Yacimientos.
1.1. Introducción a la Ingeniería de Yacimientos
La ingeniería de yacimientos se puede definir como la
“aplicación de principios científicos a problemas de
drenaje que resultan durante el desarrollo y
producción de yacimientos de petróleo y gas” (Craft &
Hawkins, 1991). En pocas palabras, es el arte de
desarrollar y producir hidrocarburos de tal forma que
se obtenga un recobro eficiente.
Dake (1998), considera que las funciones principales
de un ingeniero de yacimientos, son: la estimación de
los hidrocarburos originales en sitio, el cálculo de un
factor de recuperación y la fijación de una escala de
tiempo para la recuperación. Otra referencia se
puede obtener de Baker, Yarranton y Jensen (2015),
para quienes “el objetivo de un ingeniero de
yacimientos es producir la mayor cantidad de
petróleo [hidrocarburos], lo más rápido posible y al
costo más bajo, pero al mismo tiempo maximizar el
valor económico”.
Para lograr las funciones y objetivos planteados por
los autores citados, se deben realizar estudios de
ingeniería de yacimientos que permitan describir la
roca, los fluidos que contiene y el sistema roca-
fluidos: distribución de fluidos y comportamiento de
flujos; incluyendo los mecanismos que gobiernan el
flujo en el medio poroso y el comportamiento de
presión y producción. De esta manera se pueden
responder las siguientes preguntas fundamentales:
 ¿Contiene el yacimiento cantidades recuperables
de hidrocarburos?, para lo que deben contestarse
las siguientes preguntas específicas:
 ¿Cuál es la naturaleza del yacimiento?
 ¿Cuáles son los volúmenes de hidrocarburos
originales “in situ?
 ¿Qué tipo de reservas contiene el yacimiento?
 ¿Cuál es la cantidad máxima de petróleo que se
puede recuperar económicamente?
 ¿Cuál es el factor de recuperación de
hidrocarburos?

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 ¿Cuál es la estrategia de desarrollo óptima?
 ¿Cuál es el mecanismo natural de
recuperación?
 ¿Debe o no ayudarse la energía natural con
inyección de fluidos?, ¿Cómo?, ¿En qué
momento?
 ¿Cómo controlar la declinación de la producción
del(los) pozo(s)?
 ¿Cuál la tasa de producción óptima bajo las
operaciones existentes?
Las respuestas no se pueden obtener
inmediatamente después de la completación del pozo
descubridor. Recoger la información pertinente
puede tomar varios años.
Se puede decir que el rol de un ingeniero de
yacimientos para una empresa específica, difiere
considerablemente de otras empresas, pero existen
funciones clave que son comunes a todas. Algunas de
las descripciones de los trabajos de un ingeniero de
yacimientos, se indican a continuación:
 Estimar los hidrocarburos originales en sitio: POES
y GOES.
 Cálculo del factor de recuperación de
hidrocarburos.
 Proponer estrategias de desarrollo y plan de
monitoreo de yacimientos.
 Trabajo en sinergia con equipos integrados de
geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de
otras disciplinas.
 Analizar los fluidos producidos, a través de
muestras PVT o datos de campo.
 Recopilar, analizar, validar y gestionar datos
obtenidos de los yacimientos.
 Realizar estudios de simulación de yacimientos,
para predecir y optimizar la recuperación de
hidrocarburos.
 Predecir las reservas a desarrollar a partir del
comportamiento de producción de los pozos.
 Predecir y evaluar la inyección de gas/agua.
 Realizar estudios de caracterización de
yacimientos.
 Analizar el comportamiento de presión.
 Realizar evaluaciones técnicas, económicas y de
riesgo de los principales programas de desarrollo.
1.1.1. Datos de Ingeniería de Yacimientos
No hay dos yacimientos de petróleo con las mismas
características, por lo que cada uno requiere un
enfoque único para desarrollar y producir de manera
óptima. Satter e Iqbal (2016) refieren que a menudo
los estudios de yacimientos involucran la validación,
interpretación e integración de grandes cantidades
de datos de yacimiento, caracterización de
complejidades geológicas, visualización de procesos
de flujo de fluidos y utilización de modelo de fluidos
analíticos o basados en computadora.
Es allí donde el papel de un ingeniero de yacimientos
es clave y central en la ingeniería de petróleo ya que
reúne todos los datos geológicos, petrofísicos, de
laboratorio, de campo y de prueba de pozos
disponibles para comprender el potencial físico del
yacimiento (Wheaton , 2016). Para hacer esto,
también necesita comprender las instalaciones y las
limitaciones económicas y comerciales, para
proporcionar y optimizar un plan de desarrollo
económico y viable. El autor coincide con Satter e
Iqbal (2016) e ilustra el rol del ingeniero de
yacimientos como un integrador de datos

5
provenientes de distintas fuentes y disciplinas de
ciencias, geociencia e ingeniería, tal como se muestra
en la figura 1.1.
Figura 1.1
Rol Central del Ingeniero de Yacimientos
Nota: Esta figura ha sido adaptada de Fundamentals of
Applied Reservoir Engineering (p. 1), por R. Wheaton,
2016, Elsevier Ltd.
De la figura 1.1 se puede afirmar que el papel de un
ingeniero de yacimientos es monitorear
continuamente el yacimiento, recopilar datos
relevantes e interpretar estos datos para poder
determinar las condiciones pasadas y presentes del
yacimiento, estimar las condiciones futuras y
controlar el flujo de fluidos a través del medio
poroso; con el objetivo de aumentar efectivamente el
factor de recuperación y acelerar la recuperación de
petróleo.
Los datos deben ser recogidos en todas las etapas del
desarrollo. Un cuadro global del yacimiento se
obtiene localmente utilizando la sísmica y la geología
estructural y, siempre que sea posible, las
comparaciones regionales. Solo a partir de pozos
perforados (pozos descubridores, de avanzada y de
desarrollo) pueden obtenerse descripciones cada vez
más precisas, a través de un programa adecuado de
recopilación de datos.
Un programa de recopilación de datos incluye:
 La obtención y el análisis de núcleos.
 El muestreo de los fluidos de la formación y el
análisis de los mismos (petróleo, agua y gas).
 Registros a hoyo desnudo y entubado.
 Pruebas de pozos (pruebas de presión y de
producción/inyección).
A partir del estudio de los núcleos se logra examinar y
describir el yacimiento en estudio, y se obtienen
medidas directas de las propiedades roca-fluidos del
yacimiento.
El muestreo de fluidos se utiliza para estudiar el
comportamiento volumétrico y las características
químicas de los fluidos de formación.
El registro a hoyo desnudo aporta información sobre
la litología del yacimiento, la saturación de agua, la
porosidad y las presiones de la formación. La
producción del pozo y el movimiento de fluidos
pueden ser inspeccionados a partir de un registro a
hoyo entubado.
Los datos relativos al contenido de los fluidos, a la
productividad de los pozos, a la permeabilidad de la
formación y a su continuidad y espesor se obtienen a
partir de las pruebas de pozos.

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Como las distintas fuentes de información pueden
proporcionar datos de una misma clase, es
absolutamente necesario tomar las precauciones
siguientes:
 Diseñar un programa integrado de recopilación de
datos con suficiente antelación para estar seguros
de recoger toda la información necesaria y evitar
la recopilación de datos necesarios.
 A la hora de interpretar la información recogida
debe establecerse una comparación entre las
distintas fuentes de información, con el fin de
garantizar un trabajo confiable y empleo correcto
de los datos. La selección y diferenciación de estos
datos debe realizarse cuidadosamente para
recoger la mejor información posible.
1.1.2. Estudios y métodos de ingeniería de
yacimientos
Como se describió anteriormente, los estudios de
ingeniería de yacimientos implican el tratamiento y el
análisis de cantidades importantes de datos estáticos
y dinámicos de diferentes clases, datos que provienen
de fuentes distintas, de lugares distintos, y que han
sido recogidos en momentos distintos; lo que se
conoce como “Integración de datos”. Los datos
“estáticos” se originan de estudios de geología,
perfiles, análisis de núcleos, sísmica y geoestadística;
y los datos “dinámicos” son los que se obtienen de
pruebas de pozos y comportamiento de la
producción.
Los métodos convencionales y los cálculos manuales
son en general apropiados para obtener órdenes de
magnitudes y tendencias generales. Son también
útiles para entender los fenómenos físicos que se
presentan durante el agotamiento de un campo. Si
sólo se dispone de cantidades limitadas de datos,
porque se está en una etapa inicial del desarrollo o
porque el programa de recopilación de datos es
inadecuado, no se deben emplear más que los
métodos convencionales de cálculo de la ingeniería
de yacimientos.
Las ecuaciones de ingeniería de yacimientos han sido
desarrolladas para determinar el comportamiento de
los diferentes tipos de yacimientos. El problema
fundamental es llegar a controlar la manera en que el
equilibrio inicial roca-fluidos se perturba al producirse
los hidrocarburos de la roca ya sea por empuje
natural o artificial.
Partiendo de supuestos que nos permiten cierta
simplificación y usando un conjunto estandarizado
de relaciones matemáticas, las siguientes
informaciones pueden ser estimadas:
a) Los hidrocarburos “in situ” se determinan por
medio de métodos volumétricos y de balance de
materiales.
b) El mecanismo de recuperación primaria más
probable puede ser evaluado a partir de los datos
sobre la historia de la producción. La ecuación del
balance de materiales se usará para evaluar la
importancia relativa de varios mecanismos de
empuje natural y para pronosticar el
comportamiento futuro.
c) La necesidad de inyectar fluidos para mantener la
presión del yacimiento puede determinarse
extrapolando el comportamiento del yacimiento
en cuanto a la presión y puede evaluarse por el
tamaño de la capa de gas y del acuífero por la
permeabilidad de la formación.
Partiendo de modelos geológicos y petrofísicos
dados, y una vez que el mecanismo de recuperación
primaria ha sido determinado, la cuestión

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fundamental que debe resolver un ingeniero de
yacimientos es la predicción del comportamiento del
pozo y del yacimiento en el futuro, bajo distintas
estrategias de desarrollo, con el fin de asegurarse que
la dirección que se tome sea la óptima.
Cuando se trata de sistemas en los que las
propiedades de la roca varían y en los que existe el
flujo de varias fases en condiciones irregulares de
producción e inyección, los métodos corrientes no
pueden resolver satisfactoriamente los problemas de
ingeniería de yacimientos. Un análisis erróneo puede
llevar a escoger un programa de operaciones y de
trabajo inadecuado, lo que significa inmensas
pérdidas de capital.
Para ir más allá de los supuestos simplificadores y de
las limitaciones de las técnicas corrientes de la
ingeniería de yacimientos, se han producido modelos
matemáticos que simulan el comportamiento de los
yacimientos. Gracias a la eficiencia de las
computadoras digitales de gran velocidad se pueden
tratar problemas muy complejos, realizar cálculos
más exactos, y descubrir nuevos procedimientos y
parámetros de vital importancia.
El simulador de yacimientos es actualmente el
instrumento básico en los estudios de ingeniería de
yacimientos para analizar la historia pasada y para
predecir el comportamiento del yacimiento en el
futuro. Sin embargo hay que subrayar que esas
facilidades que ofrecen las computadoras no
remplazan de ninguna manera la parte interpretativa
de los estudios de simulación de yacimientos. Los
simuladores, complejos o simples, no deben
impedirle al ingeniero el ser capaz de calcular a mano
los procesos que ocurren en los yacimientos.
El modelo matemático de yacimientos, por más
sofisticado que sea, no deja de ser una simplificación
del yacimiento real.
1.1.3. Geología de yacimientos y los estudios de
ingeniería de yacimientos
El desarrollo óptimo de los yacimientos de
hidrocarburos se logra cuando se aplica una
combinación de principios de geología y de
ingeniería. Para que la ingeniería sea aplicada con
éxito hay que optimizar el sistema entero. Para esto
hay que realizar un esfuerzo conjunto, con el fin de
obtener datos más confiables y reducir así el número
de lo que son meros supuestos.
El ingeniero de yacimientos depende del geólogo
para obtener los datos geológicos imprescindibles en
la fase descriptiva del estudio. El ingeniero de
yacimientos debe estar familiarizado con la
terminología y los conceptos básicos de la geología.
Para que la ingeniería de yacimientos tenga una base
sólida se debe tomar en cuenta el ambiente de
depositación, la continuidad del yacimiento, los
cambios de facies, la litología, la clasificación de los
tipos de roca y los límites del yacimiento. Pero los
estudios geológicos tradicionales ofrecen rara vez
datos suficientes para definir el sistema. Es por eso
que la información geológica debe ser
complementada con los datos siguientes:
 Análisis convencional y especial de núcleos.
 Análisis de fluidos (PVT).
 Comportamiento de producción.
 Declinación y gradientes de presión.
 Pruebas de interferencia y restauración de
presión.

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Sólo así se podrá probar la comunicación entre pozos
y zonas, para localizar fallas y contactos, y establecer
el modelo geológico más confiable.
1.2. Definición de Yacimiento
Craft y Hawkins (2015), definen un yacimiento como
la porción de una trampa geológica que contiene
petróleo y/o gas como un solo sistema conectado
hidráulicamente y que a menudo esta en contacto
con un gran volumen de roca saturada con agua a la
cual se le llama acuífero.
Para Cossé (1993), un yacimiento está formado por
una (o más) formaciones que un su gran mayoría son
de origen sedimentario. El autor agrega que la roca
del yacimiento es porosa y permeable, y la estructura
está delimitada por barreras impermeables que
entrampan a los hidrocarburos.
En el Sistema de Gestión de los Recursos de Petróleo,
se define al yacimiento como:
Es una formación de roca en el subsuelo que
contiene una acumulación natural individual y
separada de petróleo que está limitada por
barreras impermeables, sistemas de presión o
regímenes de fluidos (yacimientos
convencionales), o está limitada por barreras de
fractura hidráulicas o regímenes de fluidos
(yacimientos no convencionales). (SPE et al., 2018,
p. 60).
En las definiciones citadas se mencionan los
componentes y característica que debe tener un
yacimiento, que incluyen: almacenamiento
(porosidad), flujo de fluido (permeabilidad), trampa
geológica (barreras o sellos), conexión hidráulica y
acumulación de hidrocarburos, entre otros.
Sobre estas consideraciones, un yacimiento de
hidrocarburos puede definirse como una unidad
geológica de volumen limitado, poroso y permeable
capaz de almacenar hidrocarburos que pueden ser
extraídos, y se encuentra conectada hidráulicamente.
En la figura 1.2 se muestra un esquema conceptual de
un yacimiento.
Figura 1.2
Esquema conceptual de un yacimiento
Nota: la figura muestra las partes que componen un
yacimiento y la distribución de fluidos por segregación
gravitacional.
La mayoría de los yacimientos de hidrocarburos están
asociados con rocas sedimentarias, las cuales están
compuestas de una parte sólida (matriz de roca) y
una parte fluida (espacio poroso). El objetivo principal
en la caracterización de yacimientos es estudiar y
describir este sistema roca - fluidos, lo que implica un
entendimiento claro de las propiedades como
litología, porosidad, permeabilidad y saturaciones, así
como también las propiedades del fluido y la
interacción roca-fluido.
El estudio de los elementos del yacimiento conduce a
las siguientes preguntas:

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 ¿Cuáles son los tipos de rocas del yacimiento?
 ¿Cómo se acumulan y atrapan los fluidos en un
yacimiento?
 ¿Cuáles son las propiedades esenciales de las
rocas para almacenar y producir petróleo?
 ¿Qué es un sistema petrolífero? ¿Cuáles son sus
elementos?
Finalmente se debe tomar en cuenta cómo ayudan
los modelos informáticos para dar respuestas a estas
preguntas y en la exploración y producción de
hidrocarburos en general.
1.3. Clasificación de Yacimientos
Existen varios criterios para clasificar a los
yacimientos, los más importantes se muestran a
continuación:
1.3.1. Clasificación de acuerdo al tipo de trampa
geológica
La existencia de yacimientos que contienen
hidrocarburos indica la presencia de una trampa
capaz de detener la migración de los hidrocarburos.
Para Cossé (1993) una trampa es un área delimitada
por una barrera o roca impermeable que se
encuentra hacia el tope de la estructura
(generalmente lutita, sal o anhidrita). Esta barrera
proporciona un sello que evita la migración
ascendente de los hidrocarburos, provocando que se
entrampen en depósitos llamados yacimientos de
hidrocarburos que ya fue definido anteriormente.
Una vez que se forman, los yacimientos están sujetos
a fuerzas tectónicas y pueden inclinarse, plegarse,
fracturarse y/o fallarse. Estas fuerzas naturales
pueden formar varias trampas para los hidrocarburos
que migran desde la roca madre enterrada más
profundamente. Existen tres categorías principales de
trampas: estructurales, estratigráficas y combinadas.
(a) Trampas estructurales: son aquellas que se
forman por deformación de la roca, anticlinales
simples o fallas. En este contexto, los yacimientos se
encuentran delimitados por fallas estructurales,
fracturas en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos
salinos, etc. Así como también fracturamiento en
calizas o rocas ígneas.
Muchas trampas de hidrocarburos están relacionadas
con fallas, que comúnmente desplazan rocas
permeables contra las impermeables. En la figura 1.3
se muestra un ejemplo de este tipo de trampas.
Figura 1.3
Esquema conceptual de una trampa por fallamiento
Nota: la figura muestra la configuración de una trampa de
tipo estructural por fallamiento. El plano de falla actúa
como una barrera impermeable que aumenta aún más el
efecto de entrampamiento en la migración de petróleo y
gas.
Los domos y anticlinales son estructuras formadas
por el levantamiento y/o plegamiento tectónico de
rocas sedimentarias. Cuando se ve desde arriba, una
cúpula tiene forma circular, mientras que un

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anticlinal es un pliegue alargado como se observa en
la figura 1.4.
Figura 1.4
Esquema conceptual de una trampa anticlinal clásica
tipo estructural por plegamiento.
En la figura 1.5 se muestra un ejemplo de trampa
causada por diapiro.
Figura 1.5
Esquema conceptual de una trampa por diapiro
Nota: El movimiento de la sal desarrolla muchas formas
estructurales, desde almohadones de sal muy profundos,
que generan anticlinales en el sedimento suprayacente,
hasta domos de sal diapíricos que intrusionan los estratos
suprayacentes.
Este tipo de estructura geológica es causada por la
intrusión ascendente de un cuerpo diapírico de sal,
roca volcánica o serpentina. Al empujar hacia arriba o
perforar las rocas sedimentarias superpuestas, el
diapiro puede causar la formación de numerosas
trampas en sus flancos, en las que se puede acumular
petróleo y/o gas, como se ve en la Figura 1.5.
(b) Trampas estratigráficas: el entrampamiento se
debe a la variación en las facies, la roca se vuelve
impermeable lateralmente. Los ejemplos son lentes
de arenisca en un entorno arcilloso, calizas o
dolomitas porosas, cambios de permeabilidad, entre
otros. Ver figura 1.6.
Figura 1.6
Esquema conceptual de una trampa estratigráfica
tipo estratigráfica.
(c) Trampas combinadas: hace referencia a las
posibles combinaciones que se presentan entre los
dos grupos anteriores. Los ejemplos son anticlinales
erosionados, trampas asociadas con domos de sal,
entre otros. La figura 1.7 muestra un ejemplo de una
trampa estructural de tipo combinada: falla tectónica
y cambio de facies.

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Figura 1.7
Esquema conceptual de una trampa estratigráfica
tipo estratigráfica.
1.3.2. Clasificación de acuerdo al tipo de fluido
El petróleo crudo y el gas son mezclas naturales
compuestas principalmente de hidrocarburos y
pequeñas cantidades de compuestos no
hidrocarburos como azufre, oxígeno y nitrógeno. Las
muestras de petróleo crudo y gas se caracterizan en
ingeniería de petróleo por sus diferentes propiedades
físicas. Para Bahadori (2017), la composición del
fluido del yacimiento se conoce como el factor más
significativo, que afecta el comportamiento de
presión-volumen-temperatura (PVT) del fluido de un
yacimiento.
Por otra parte, el comportamiento de fase del fluido y
la temperatura del yacimiento son también dos
factores importantes ya que el tipo de fluido del
yacimiento se determina en base a ellos. Aunque
cada fluido tiene un conjunto único de características,
es útil distinguir los fluidos en términos de grupos de
comportamientos típicos. En este contexto, y de
manera general, si la temperatura del yacimiento es
mayor que la temperatura crítica de la mezcla de
hidrocarburos, el yacimiento es de gas; de lo
contrario, el fluido en el yacimiento es petróleo
crudo, tal como se muestra en la figura 1.8.
Figura 1.8
Clasificación de yacimientos de acuerdo a la
temperatura (T) & temperatura crítica (Tc)
Nota: Esta figura ha sido adaptada de Equations of State
and PVT Analysis (p. 35), por T. Ahmed, 2016, Elsevier Ltd.
Los ingenieros de yacimientos están interesados en
clasificar los tipos de fluidos de yacimientos por
razones prácticas: la clasificación de los fluidos de
yacimientos puede afectar las decisiones sobre el
muestreo de fluidos, los experimentos PVT de
laboratorio, la evaluación de las reservas de petróleo
y gas, la eficiencia de recuperación, la optimización
de la producción, entre otros. La categorización de
fluidos en distintos grupos según la similitud en el
comportamiento facilita el uso de modelos PVT para
describir el comportamiento de fase y predecir las
propiedades de los fluidos. Más importante aún, los
tipos de fluidos afectan la elección del modelo a
aplicar para la predicción del comportamiento del
yacimiento (p. ej., balance de materiales o modelos
de simulación de yacimientos). Se han sugerido varias
clasificaciones cualitativas (pero relativamente pocas
cuantitativas) de los fluidos de yacimiento (El-Banbi,
Alzahabi, & El-Maraghi, 2018). Estos autores
revisaron varias clasificaciones de fluidos de
Tyac & (Tc)Mezcla
Clasificación
Tyac < (Tc)Mezcla
Yac. de Crudo
Tyac > (Tc)Mezcla
Yac. de Gas

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yacimientos por distintos autores y el resumen se
muestra a continuación.
Moses (1986) clasificó los fluidos de hidrocarburos en
petróleo crudo ordinarios (también llamados crudo
negro) y crudos cuasi críticos o volátiles. Las
características de los crudos se muestran en la tabla
siguiente.
Tabla 1.1.
Característica de crudos, según Moses.
TIPPO DE
CRUDO
C7
+ RGP API Boi
%mol PCN/BN º by/BN
Volátil 12,5 – 20 2.000 – 3.000 <45 <2,0
Negro >20 <2.000 >40 >2,0
Condensado ---- 3.000 – 15.000 40 – 60 ----
Nota: los datos mostrados en esta tabla fueron tomados
de PVT Property Correlations (p. 13), por El-Banbi, Alzahabi
y El-Maraghi, 2018, Elsevier Ltd.
Al notar la falta de una división clara entre los crudos
negros y los crudos volátiles, Moses destacó la
dificultad de distinguir estos hidrocarburos fuera de
un entorno de laboratorio. También señalo que el
color del fluido del tanque de almacenamiento no se
puede usar para distinguir el tipo de fluido.
McCain (1994, 2011) clasificó los fluidos de
yacimiento en cinco categorías, basándose
principalmente en los criterios de Moses (1986) para
distinguir los crudos negros, los crudos volátiles y los
condensados de gas, y utilizó el % molar de C7
+ y la
RGP de producción inicial para gases húmedos y
gases secos. Señalo que otros criterios como: la
gravedad API del crudo en el tanque de
almacenamiento y el color del fluido del tanque de
almacenamiento; no son decisivos para clasificar el
tipo de fluido. Al respecto, en la última actualización
se establece que los valores de ºAPI en la tabla 1 de
McCain (1994) son incorrectos y se afirma que “las
gravedades del líquido del tanque de
almacenamiento no son indicadores válidos del tipo
fluido” (McCain, Jr., Spivey, & Lenn, 2011).
Adicionalmente, estos autores establecieron que
Cuando la relación gas-petróleo de producción inicial
se encuentra entre 1.500 y 1.900 PCN/BN, el fluido
debe tratarse como si fuera un crudo volátil a menos
que se determine lo contrario en el laboratorio.
Tomando como base los estudios de los autores
mencionados, se elaboró la siguiente tabla con las
características de los tipos de fluidos, donde se
excluye la gravedad API.
Tabla 1.2.
Característica de crudos, según McCain.
TIPO DE
HIDROCARBURO
C7
+ RGP Boi
%mol PCN/BN by/BN
Gas Seco < 0,5 > 100.000 ---
Gas Húmedo 0,5 – 4,0 15.000 – 100.000 ---
Gas Condensado 4,0 – 12,9 3.200 – 15.000 ---
Crudo Volátil 12,9 – 18,0 1.900 – 3.200 < 2,0
Indeterminado 18,0 – 26,5 1.500 – 1.900 ---
Crudo Negro < 26,5 <1.500 > 2,0
Nota: la categoría indeterminado no aparece en el estudio
original de McCain (1994). Los datos de esta tabla fueron
tomados de Petroleum Reservoir Fluid Property
Correlations (p. 193 – 202), por McCain, Jr., Spivey, &
Lenn, 2011, PennWell.
Originalmente el punto de transición para RGP entre
el crudo negro y el crudo volátil era de 1.750 PCN/BN.
No obstante, observe que en la tabla 1.2 para este
valor el fluido es indeterminado por lo que se debe
llevar una muestra al laboratorio para determinar el
tipo de fluido. Los autores consideran que cuando la

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relación gas-petróleo de producción inicial está entre
1.500 y 1.900 PCN/BN, el fluido debe tratarse como si
fuera un crudo volátil, a menos que se determine lo
contrario en el laboratorio.
Los criterios de McCain (1994), que ofrecen pautas
prácticas y cuantificadas para definir el tipo de fluido
en las primeras etapas de la vida del yacimiento,
parecen ser los más aplicados para la selección del
tipo de fluido del mismo. Para el curso de
Yacimientos I (UDO – Monagas) se utilizarán estos
criterios con las modificaciones del año 2011 (tabla
1.2). No obstante, el estudiante puede utilizar sus
propios criterios, siempre que pueda respaldarlos con
investigaciones o estudios verificables, para ello debe
citar los autores en los que basa sus apreciaciones.
Whitson y Brule (2000) sugieren una clasificación de
cinco tipos de fluidos: (1) gases secos, (2) gases
húmedos, (3) condensados de gas, (4) crudos volátiles
y (5) crudos negros. Este estudio utilizó el % molar de
C7
+ para distinguir entre los tipos de fluidos según los
criterios mostrados en la tabla 1.3.
Tabla 1.3
Características de crudos según Whitson y Brule.
TIPPO DE CRUDO
C7
+ RGP API
%mol PCN/BN º
Gas Seco --- --- ---
Gas Húmedo --- --- ---
Gas Condensado < 12,5 3.000 – 150.000 40 – 60
Crudo Volátil 12,5 – 17,5 --- ---
Crudo Negro > 17,5 --- ---
de PVT Property Correlations (p. 14), por El-Banbi, Alzahabi
y El-Maraghi, 2018, Elsevier Ltd.
En el estudio se observa que, aunque el color del
petróleo del tanque de almacenamiento se aclara
desde los petróleos volátiles hasta los condensados
de gas, el color no es un criterio confiable para
distinguir los tipos de fluidos del yacimiento.
Pederson et al. (2015) también clasifican los fluidos
de yacimiento en cinco categorías: (1) mezclas de gas
natural, (2) mezclas de gas condensado, (3) mezclas
cuasi críticas o crudos volátiles, (4) crudos negros y
(5) crudos pesados. Las mezclas cuasi críticas se
definen como fluidos con una temperatura del
yacimiento cercana a la temperatura crítica del fluido.
Pueden ser crudos volátiles o condensados de gas,
dependiendo de la proximidad de la temperatura del
yacimiento a la temperatura crítica. Para fluidos cuasi
críticos, la composición y las propiedades del gas y el
líquido dentro de la región de dos fases son similares.
El cambio en la composición y las propiedades es
rápido con la disminución de la presión por debajo de
la presión de saturación.
Ahmed (2016) analiza categorías adicionales en la
clasificación de fluidos de yacimientos de
hidrocarburos. Esta clasificación depende de la
composición del fluido, la ubicación de la
temperatura del yacimiento en relación con la
temperatura crítica del fluido, la presión y
temperatura inicial del yacimiento, y la presión y
temperatura de producción en superficie. Se pueden
reconocer cuatro tipos de petróleo crudo: (1)
petróleo crudo negro ordinario, (2) petróleo crudo de
baja merma, (3) petróleo crudo de alta merma
(volátil) y (4) petróleo crudo cuasi crítico. Ahmed
identifica la RGP inicial como el criterio distintivo más
importante del tipo de fluido de yacimiento. El color
del aceite del tanque de reserva no es un criterio
definitorio. Las características para esta clasificación
de sistemas de petróleo se muestran en la tabla 1.4

14
Tabla 1.4
Características de crudos según Ahmed.
TIPPO DE CRUDO
RGP Boi API
PCN/BN by/BN º
Crudo Negro
Ordinario
200 – 700 --- 15 – 40
Crudo de Baja
Merma
< 200 < 1,2 < 35
Crudo Volátil 2.000 – 3.000 > 1,5 45 – 55
Crudo Cercano al
Punto Crítico
> 3.000 > 2,0 ---
Nota: Rangos tomados de Equations of State and PVT
Analysis Applications for Improved Reservoir Modeling. (p.
37 – 43), por T. Ahmed, 2016, Elsevier Ltd.
En este mismo sistema de clasificación, los
yacimientos de gas se dividen en cuatro categorías de
la siguiente manera: (1) condensados de gas
retrógrados, (2) yacimientos de condensados de gas
cuasi críticos, (3) yacimientos de gas húmedo y (4)
yacimientos de gas seco. Las características se
muestran en la tabla 1.5.
Tabla 1.4
Características de crudos según Ahmed.
TIPPO DE HIDROCARBURO
RGP API
PCN/BN º
Gas Retrógrado 8.000 – 70.000 > 50
Condensado Cercano al
Punto Crítico
--- ---
Gas Húmedo 60.000 – 100.000 > 60
Gas Seco > 100.000 ---
de Equations of State and PVT Analysis Applications for
Improved Reservoir Modeling. Second Edition (p. 37 – 43),
por T. Ahmed, 2016, Elsevier Ltd.
Cabe señalar que las clasificaciones enumeradas de
fluidos de hidrocarburos también pueden
caracterizarse por la composición inicial del sistema
(Ahmed, 2016). En general, el autor señala que si:
 %molar C7
+ < 12,5: el sistema de hidrocarburos se
clasifica como fase de gas.
 %molar C7
+ 12,5 – 20,0: el sistema de
hidrocarburos se clasifica como cercano al punto
crítico.
 %molar C7
+ > 20,0: el sistema de hidrocarburos se
clasifica como fase de petróleo crudo.
En resumen, se puede notar que existen diversos
criterios para clasificar los yacimientos, de acuerdo al
tipo de fluido que contiene. La mayoría de estos
criterios coinciden en que existen cinco tipos de
fluidos: Gas Seco, Gas Húmedo, Gas Condensado,
Crudo Volátil (alta merma) y Crudo Negro (baja
merma).
Esta clasificación es necesaria debido a que cada uno
requiere de distintas técnicas de producción y
esquemas de explotación que garanticen la
recuperación del mayor volumen posible de
hidrocarburos. Como se mencoinó anteriormente,
estudios de laboratorio demuestran que la fracción
de C7
+ causa un efecto notable en las características
del hidrocarburo. En general, mientras mayor
cantidad de moléculas pesadas contenga la mezcla,
ésta será más estable y exhibirá RGP, Rs, oi y °API
bajos y viceversa.
Los hidrocarburos comprenden una variedad de
componentes que abarcan desde el metano que solo
tiene un átomo de carbono hasta los compuestos de
carbono de cadena muy larga, además de moléculas
cíclicas, aromáticas y otras moléculas complejas tales
como los asfáltenos y las parafinas. Estos
componentes determinan el comportamiento de

15
fases de un fluido de yacimiento que suele indicarse
utilizando un diagrama de fases representado por
tres variables: presión, volumen y temperatura (PVT),
ver figura 1.9.
Figura 1.9
Diagrama de fases ideal para una mezcla de
hidrocarburos.
Nota: el área sombreada representa la zona de
condensación retrógrada.
La forma del diagrama de fases depende en gran
medida de la composición de la mezcla de
hidrocarburos.
Los yacimientos de gas tienen temperatura mayor a
la temperatura cricondentérmica. Indistintamente de
la presión, la mezcla de hidrocarburos se comporta
como gas a condiciones de yacimientos (trayectoria
AB). Cuando se trata de yacimientos de gas seco,
también llamados gas no asociado, la mezcla de
hidrocarburos continua en la fase gaseosa cuando
pasa de condiciones de yacimientos a condiciones de
superficie, ver trayectoria AC de la figura 1.9. Los
yacimientos de gas húmedo, por el contario,
condensa cierta cantidad de líquidos en la superficie,
ver trayectoria AD. El comportamiento de las fases
está relacionado a la composición de fluidos, el gas
seco se compone casi totalmente de metano (>90%)
que es el más volátil de los hidrocarburos, mientras
que el gas húmedo tiene en su composición una
pequeña cantidad de componentes intermedios
(líquidos muy volátiles) que sometidos a
temperaturas mayores a la cricondentérmica, en el
yacimiento, se comportan como gas, pero al pasar a
la superficie se condensan.
Los yacimientos de gas condensado tienen
temperaturas comprendidas entre la crítica y la
cricondentérmica. Estos yacimientos exhiben punto
de rocío (presión y temperatura a las cuales se
comienzan a formar las “primeras” gotas de líquidos)
y el estado del fluido en el yacimiento depende de la
presión. Para presiones mayores a la presión de rocío,
trayectoria EF, la mezcla de hidrocarburos se
encuentra en la fase gaseosa, pero cuando la presión
desciende por debajo de la presión de rocío,
trayectoria FG, ocurra un tipo de condensación
llamada condensación retrógrada debido a que
ocurre el fenómeno inverso a lo que debería de
ocurrir. Para que los gases se condensen deben ser
comprimidos (aumento de presión en el sistema) en
los yacimientos de gas condensado la condensación
ocurre con disminución de presión, de allí el término
retrógrado. La mezcla de hidrocarburos está
compuesta de gran cantidad de componentes
pesados e intermedios que se condensan a
condiciones de superficie, por lo que en este tipo de
yacimiento se obtiene una mayor cantidad de líquido
que en los yacimientos de gas húmedo. En la
trayectoria GH el líquido que se condenso en el
yacimiento, comienza a evaporarse lo que representa
el proceso normal en los cambios de fases de una
sustancia o mezclas de ellas.

16
Los yacimientos de petróleo tienen temperaturas
menores a la temperatura crítica y dependiendo de la
cercanía de las condiciones de yacimiento al punto
crítico pueden ser yacimientos de crudo volátil o
crudo negro. Los yacimientos de crudo volátil tienen
en su composición un porcentaje importante de
compuestos intermedios que le dan las características
de volatilidad, lo que ocasiona que las condiciones de
yacimientos se acerquen a las condiciones del punto
crítico. Por su carácter volátil la mezcla de
hidrocarburos cambia notablemente de volumen con
pequeños diferenciales de presión. Por debajo de la
presión de burbujeo, por ejemplo, ocurre una gran
liberación de gas con disminución de presión, de allí
que también se les denomine crudos de alta merma.
Los yacimientos de crudo negro son más estables
que los yacimientos de crudo volátil y debido a su
composición las condiciones de yacimiento se
encuentran más alejados de las condiciones críticas.
Los yacimientos de crudo negro no presentan
cambios notables de volumen con variación de
presión, de allí que también se les denomine crudos
de baja merma.
1.3.3. Clasificación de acuerdo al estado del fluido
(con respecto a la presión de saturación)
De acuerdo al estado del fluido los yacimientos de
petróleo se clasifican en subsaturados y saturados.
Los yacimientos subsaturados son yacimientos en los
que la presión inicial es mayor que la presión en el
punto de burbujeo. Inicialmente solo se presenta la
fase líquida, ver trayectoria KM de la figura 1.9, y esto
se debe a que el petróleo puede disolver más gas del
que se encuentra presente en la mezcla de
hidrocarburos; por lo que también se dice que
presentan una deficiencia de gas. Las burbujas de gas
se desprenden del crudo una vez que la presión ha
alcanzado el punto de burbujeo. Eventualmente, el
gas liberado empieza a aglutinarse hasta tener
condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada
vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo
decrece gradualmente. Esto se debe a que las
instalaciones de superficie limitan la tasa de
producción de gas, la tasa de flujo de petróleo
disminuye, y cuando la tasa de petróleo ya no es
económica, mucho petróleo sin recuperar permanece
en el yacimiento (Craft & Hawkins, 1991).
Los yacimientos saturados son yacimientos cuya
presión inicial es menor o igual que la presión en el
punto de burbujeo, ver trayectoria IJ de la figura 1.9.
Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa
supra yaciendo una zona líquida. Puesto que la
composición del gas y el crudo son completamente
diferentes, estas pueden representarse por
diagramas de fases individuales que tienen poca
relación entre ellas o en composición. La zona líquida
está en su punto de burbujeo y será producida como
un yacimiento subsaturado modificado con la
presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el
punto de rocío y podría ser retrógrada o no
retrógrada (Craft & Hawkins, 2015).
1.3.4. Clasificación de acuerdo a la gravedad API
La gravedad API, por sus siglas en inglés American
Petroleum Institute, es una escala industrial que
expresa la gravedad o densidad de los derivados
líquidos del petróleo. Se basa en una medida de
densidad que, en comparación con el agua a
temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano
es el petróleo. Índices superiores a 10 implican que
son más livianos que el agua y, por lo tanto, flotarían
en ésta.
De al criterio del Ministerio del Poder Popular para el
Petróleo de Venezuela los crudos se clasifican en:

17
Tabla 1.5
Clasificación del petróleo crudo de acuerdo a la
gravedad API
TIPO DE CRUDO GRAVEDAD API NOMENCLATURA
Gas -- G
Condensado > 42 (*) C
Petróleo Liviano > 30 L
Petróleo Mediano 22 – 29,9 M
Petróleo Pesado 10 – 21,9 P
Petróleo Extrapesado < 10 XP
(*) Gravedad API utilizada sólo para fines fiscales
Nota: los valores fueron tomados del Manual de
Definiciones y Normas de las Reservas de Hidrocarburos (p.
19), por MENPET, 2005.
Para propósitos de ingeniería se pueden tomar los
rangos establecidos en la clasificación por tipo de
fluido.
1.4. Mecanismos Primarios de Producción
El mecanismo de producción es un término que se
utiliza para describir la fuerza o fuerzas
predominantes que impulsan la producción de fluidos
de un yacimiento (Ezekwe, 2011).
Es sabido que la producción de hidrocarburos desde
un yacimiento hacia el pozo involucra varias etapas
de recuperación. Cuando los hidrocarburos son
producidos por la energía natural del yacimiento, se
denomina recuperación primaria, término que se
refiere a la producción de hidrocarburos de un
yacimiento sin el uso de procesos, tales como
inyección de agua o gas, para suplementar la energía
natural del mismo.
Aunque no hay dos yacimientos idénticos en todos
los aspectos, se pueden agrupar según el mecanismo
de recuperación primario por el que producen. Y
como se ha hecho énfasis, estos mecanismos de
producción constituyen la energía natural del
yacimiento necesaria para la recuperación de
petróleo y básicamente existen seis:
 Expansión roca-fluidos.
 Empuje por gas en solución.
 Empuje por capa de gas.
 Empuje hidráulico.
 Segregación gravitacional.
 Empujes combinados.
Para Ahmed (2019 cada yacimiento se compone de
una combinación única de forma geométrica,
propiedades geológicas de la roca, características del
fluido y mecanismo de producción primario;
considera que cada mecanismo de producción tiene
unas características típicas de funcionamiento en
términos de:
 Factor de recobro
 Tasa de declinación de presión
 Relación gas petróleo
 Producción de agua
Okotie & Ikporo (2019), consideran que los datos
básicos requeridos para determinar el mecanismo de
producción dominante de un yacimiento son:
 Comportamiento y tasa de declinación de presión
del yacimiento en un periodo de tiempo
 Características del tipo de fluido
 Tasa de producción
 Relación gas-petróleo de producción (RGP)
 Relación agua-petróleo (RAP)
 Producción acumulada de petróleo, gas y agua
Los rangos de recuperación aproximados para cada
mecanismo se encuentran tabulados en la tabla 1.6.

18
Tabla 1.6
Factor de recuperación por mecanismos primarios de
producción
MECANISMO DE PRODUCCIÓN RANGO FRp, %
Expansión roca-fluido 3 - 5
Empuje por gas en solución 5 - 30
Empuje por capa de gas 20 - 40
Empuje hidráulico 35 - 75
Segregación gravitacional < 80
Empujes combinados 30 - 60
Nota: Estos rangos son aproximados, por lo tanto, los
factores de recobro podrían estar fuera de estos rangos.
Estos valores fueron tomados de Reservoir Engineering
Handbook, Fifth Edition (p. 752 – 767), por T. Ahmed,
2019, Elsevier.
La expansión roca fluido es el principal mecanismo
de producción de los yacimientos de petróleo
subsaturados. El desplazamiento de fluidos al pozo se
debe a un aumento en el volumen de fluido (agua y
petróleo) combinado con una disminución del
volumen poroso cuando disminuye la presión en el
yacimiento. En general el porcentaje de recuperación
durante este proceso es muy bajo, ver tabla 1.5, y la
presión declina rápidamente hasta alcanzar el punto
de burbujeo.
Al declinar la presión por debajo del punto de
burbujeo comienza a liberarse gas en el yacimiento y
se activa el mecanismo de empuje por gas en
solución. El gas es más compresible que la roca y los
fluidos (petróleo y agua), por lo que al expandirse
contrarresta la caída de presión y conforme se libera
mayor cantidad de gas minimiza el efecto de la
expansión roca fluido.
El empuje por gas en solución es el principal
mecanismos de producción de los yacimientos de
petróleo subsaturados, cuando la presión desciende
por debajo del punto de burbujeo. Por debajo del
punto de burbujeo, comienza la liberación de gas en
el yacimiento, el cual se hace móvil después de que
alcanza la saturación de gas crítica. Como la roca
yacimiento no es humectada por gas, este ocupa los
espacios de poro más grandes y por su baja densidad
se mueve más rápido que el petróleo. Por eso la tasa
de producción de petróleo disminuye
considerablemente al tiempo que aumenta
velozmente la relación gas-petróleo de producción
(RGP), hasta alcanzar rápidamente la tasa límite
económica de producción de petróleo. Es por esta
razón que se debe evitar la liberación de gas libre y
móvil en el yacimiento, lo que se logra
implementando un sistema de recuperación
suplementaria. La figura 1.10 muestra un esquema
del comportamiento del yacimiento bajo el
mecanismo de gas en solución.
Figura 1.10
Esquema conceptual del mecanismo de producción
por gas en solución.
Nota: En la parte superior izquierda se muestra el
diagrama de fases y el comportamiento de presión y RGP.

19
En algunos ejemplos reales de yacimientos se ha
dado el caso de una saturación crítica de gas bastante
alta (hasta 20%) debido a que la red porosa retiene el
gas. En estos casos se puede lograr una buena
recuperación de petróleo por debajo del punto de
burbujeo, antes de empezar la inyección de agua en
condiciones relativamente satisfactorias.
El empuje por capa de gas es el principal mecanismo
de producción de los yacimientos de tipo saturado,
los cuales se caracterizan por la presencia de una
capa de gas relativamente grande, debajo de la cual
se encuentra el petróleo y el agua, como se observa
en la figura 1.11. La energía natural disponible para
producir el crudo proviene de las siguientes fuentes:
 Expansión de la capa de gas
 Liberación del gas en solución
Cuando el empuje es natural, la expansión de la capa
de gas se debe a la declinación de la presión del
yacimiento. Por su alta compresibilidad, el gas se
expande desplazando al petróleo (efecto tipo pistón)
hacia los pozos productores. Como el petróleo se
encuentra en estado próximo a la presión de
saturación hay emisión de gas libre en la zona de
petróleo al liberarse el gas en solución que este
contiene. Este es un fenómeno importante que
condiciona en realidad la eficiencia del empuje. En los
yacimientos de gran capa de gas, la liberación del gas
en solución se da en el contacto gas-petróleo (CGP), y
no afecta toda la zona de petróleo. En ese caso el
empuje por capa de gas es un empuje frontal
relativamente estable, indistintamente de que la
segregación gravitacional sea eficiente o no. Por otro
lado el empuje por gas es generalmente inestable
debido a la interdigitación viscosa, producto de la
mayor movilidad del gas en relación al petróleo. El
gas, fase no humectante, ocupa los grandes espacios
de poro y se mueve más rápido que el petróleo.
Figura 1.11
por expansión de la capa de gas.
Nota: En la figura 1.11 (a) se muestra las condiciones
originales del yacimiento (Pi). La figura 1.11 (b) muestra la
posición del contacto gas-petróleo a una presión después
de iniciada la producción, con respecto a la posición
original.
En los yacimientos de capa de gas pequeña, la
liberación del gas en solución ocurre en toda la zona
de petróleo, lo que resulta en una combinación de
empuje por gas en solución y empuje frontal. Cuando

20
los efectos de la segregación gravitacional son bajos,
la relación gas-petróleo de producción (RGP)
aumenta considerablemente provocando una
declinación de la presión más rápida y por lo tanto
más y más gas libre en la zona de petróleo. Por estas
razones, las recuperaciones con empuje por capa de
gas se sitúan entre 20% y 40%, según sea el tamaño
de la capa de gas, la eficacia de la segregación
gravitacional, y la limitación de las tasas de
producción (la segregación gravitacional y la
conificación se ven afectadas por la tasa de
producción).
El empuje hidráulico está presente en yacimientos
que tienen acuíferos asociados y la eficiencia del
mecanismo depende de la actividad del acuífero. Al
declinar la presión en el yacimiento y alcanzar la caída
de presión al contacto agua petróleo original (CAPO)
el acuífero reacciona por la diferencia de presión
entre éste y el yacimiento, por lo que se iniciara un
desplazamiento de agua hacia el yacimiento
(intrusión de agua) que actúa como un pistón
desplazando al petróleo hacia los pozos productores.
Ver figura 1.12.
El empuje hidráulico natural se da en aquellos
yacimientos en que la actividad del acuífero es buena.
Para ello se requieren dos condiciones
fundamentales:
 Que el acuífero subyacente esté bien conectado
con la zona de petróleo para que la permeabilidad
en el acuífero y en la zona de transición sea
aceptable, por encima de 50 mD.
 Ya sea que el acuífero sea muy grande en relación
a la zona de petróleo, por lo menos 25 veces su
volumen, o que sea alimentado en la superficie
por un afloramiento situado estructuralmente más
arriba que la zona de petróleo, sin embargo esta
situación se da rara vez.
Figura 1.12
por empuje hidráulico.
Nota: En la figura 1.12 (a) se muestra las condiciones
originales del yacimiento (Pi). La figura 1.12 (b) muestra la
posición del contacto agua-petróleo a una presión después
de iniciada la producción, con respecto a la posición
original.
En general, antes de la producción se ignora cuál
podrá ser la actividad del acuífero, y no se pude
predecir con seguridad debido a que las propiedades
de la roca del acuífero no son reveladas directamente
por la perforación. Luego de varios años de historia

21
de producción por empuje natural, los siguientes
factores evidencian la actividad del acuífero:
 Una relación relativamente pequeña de la presión
del yacimiento, no conforme con lo que el
comportamiento del volumen de hidrocarburos
permite suponer.
 Producción de agua en pozos situados en la parte
inferior de la estructura como consecuencia de la
intrusión de agua.
En general el desplazamiento del petróleo por agua
es más eficaz que el desplazamiento por gas, ya que:
 Las rocas yacimientos son sobretodo humectadas
por agua. El agua ocupa los espacios de poro más
pequeños y por eso tiene la menor permeabilidad
efectiva, sin embargo una saturación de petróleo
residual se forma en los espacios de poros más
grandes, que el agua no ocupa.
 A menudo el agua a condiciones de yacimientos es
más viscosa que el petróleo. El contacto agua-
petróleo, que actúa como frente de invasión, en
este aspecto es estable (no hay interdigitación
viscosa).
 En yacimientos multicapas que se comunican
entre sí, el agua se transfiere, por capilaridad, de
las capas más permeables a las menos
permeables. El resultado es que el agua avanza de
manera más regular en el yacimiento por flujo
transversal entre las distintas capas.
Obviamente la recuperación por empuje hidráulico
natural depende del tamaño y de la actividad del
acuífero, y de las tasas de producción de petróleo, ya
que a cierta tasa la actividad del acuífero es suficiente
para soportar la disminución de la presión del
yacimiento y no necesariamente a una tasa de
producción más alta. Los valores de recuperación
reportados se sitúan entre el 30% y 60%.
El drenaje por gravedad es el principal mecanismo de
los yacimientos con alto buzamiento y se debe a la
diferencia de densidad entre el gas y el petróleo. De
acuerdo con las fuerzas gravitacionales, el gas, que es
el fluido menos denso, está en la parte de arriba del
yacimiento, seguido por el petróleo y luego por el
agua. Ver figura 1.13.
Figura 1.13
Esquema conceptual del mecanismo de producción de
drenaje por gravedad
Nota: En la figura 1.13 se muestra el movimiento de
fluidos producto de la segregación gravitacional.
El drenaje por gravedad es casi un fenómeno
omnipresente. Funciona con mayor eficacia en
yacimientos fracturados y de alto relieve que
permiten solamente el fluido de petróleo o el flujo a
contracorriente de petróleo y gas. Entonces los
factores del yacimiento que influyen en este proceso
son: alta movilidad del petróleo, buzamiento
considerable de la formación, ausencia de
estratificación, rocas altamente fracturadas,
gradientes de densidad muy grandes, tasas de
producción del yacimiento, etc.

22
El drenaje por gravedad ocurre en los yacimientos
mencionados ya sea bajo inyección de gas en la
cresta para mantener la presión del yacimiento y
evitar la liberación del gas en la columna de petróleo,
o por expansión de una capa de gas natural o
secundario, alimentado por un gas fluyendo
contracorriente. En esos yacimientos los pozos de
producción están situados en la parte baja de la
estructura lo que significa un largo periodo de
producción sin intrusión de aguas marginales o gas
(expandiéndose o desplazándose). La recuperación
final cuando hay un mecanismo de drenaje
gravitacional varía bastante. Cuando existe un
buzamiento pronunciado bien establecido y un medio
permeable, y las tasas de producción se limitan para
aprovechar la segregación gravitacional, la
recuperación puede llegar hasta el 70 % de petróleo
original en sitio. En condiciones de yacimientos reales
el mecanismo de empuje productor es generalmente
una combinación (empujes combinados) de los
empujes básicos que se acaban de mencionar.
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