Modelaje de Pozos

Durante muchos años, la industria petrolera ha intentado reducir los costos de perforación a través de mejoras de tecnología (1,2). Algunas iniciativas se concentran en optimizar las operaciones de perforación, mientras otras se orientan en la reducción del tiempo no productivo (NPT)(1) causado en primer lugar por las condiciones del pozo, las cuales a menudo resultaban distintas a lo planificado, en segundo lugar, se contaba con escasa información para permitir a los ingenieros de perforación reaccionar de manera correcta frente a los imprevistos que se pueden presentar durante la perforación. Es claro, que todo este tipo de problemas se podían evitar detectándolos en el momento justo, y así lograr una disminución de sorpresas (3). Esto combinado con una mejor predicción de las condiciones del pozo, podrían hacer más precisos los planes de perforación y permitirá planificar mejor las contingencias. El objetivo de este trabajo es presentar un análisis de recientes investigaciones publi

El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. A medida que se inyecta el primero, se va formando un frente de separación y se comienzan a distinguir dos regiones en el medio poroso: una que contiene principalmente petróleo con agua connata o irreducible, y la otra que contiene principalmente agua con petróleo residual o inmóvil (1). Desplazamiento Inmiscible de fases Para maximizar el recobro en estos yacimientos es necesario cuantificar el volumen de fluido que se requiere inyectar en el medio poroso. El recobro esta regido por la extensión de fluido desplazante, el cual desplaza al petróleo y satura los poros del yacimiento. El modelaje de cualquier proceso de recobro requiere un amplio conocimiento de las permeabilidades del