Resumen

Se establece un modelo adecuado para evaluar un yacimiento de areniscas compactas. El modelo incluye dos modos de sustitución de petróleo-agua: el modo de fuerza capilar y el modo de presión osmótica. La relación entre la tasa de desplazamiento de petróleo-agua y el tiempo adimensional bajo diferentes parámetros se dibuja considerando la influencia de la fuerza capilar, la presión osmótica, la diferencia de presión de producción y el gradiente de presión inicial. Los resultados indican que cuanto mayor es la permeabilidad relativa de la fase acuosa, menor es la permeabilidad relativa de la fase oleosa, menor es la relación de viscosidad aceite-agua y mayor es la tasa de sustitución aceite-agua. La permeabilidad relativa de la fase acuosa también afecta al tiempo de estabilización de la infiltración. La infiltración de fluido de fracturación de baja salinidad ayuda a mejorar la tasa de sustitución de aceite-agua.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:tasa de sustitución de agua, permeabilidad relativa, petróleo, fase acuosa, diferencia de presión de producción, tiempo de estabilización de la infiltración, modo de presión osmótica, relación de viscosidad del agua, yacimiento de arenisca apretada, modo de sustitución de agua
• Keywords:water replacement rate, relative permeability, oil, water phase, production pressure difference, infiltration stabilization time, osmotic pressure mode, water viscosity ratio, tight sandstone reservoir, water replacement mode