El cálculo del factor de recobro mediante correlaciones es uno de los parámetros más importantes en la ingeniería de yacimientos.
Generalmente este valor no es más que la relación entre las reservas recuperables y los volúmenes de hidrocarburos originales en sitio.
Este parámetro puede ser estimarse por varios métodos, desde un menor a mayor grado de complejidad, de acuerdo a la información disponible: mediante curvas de declinación de producción y/o aplicación de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (métodos analíticos) y a través de la simulación de yacimiento (método numérico).
En cualquiera de los casos, se requiere de un historial de producción, que en muchas literaturas recomiendan que sea un número mayor al 10%.
Pero en muchos nuevos proyectos generalmente este factor de recobro se asigna de acuerdo a las experiencias obtenidas en campos vecinos con características físicas y termodinámicas semejantes.
A pesar que ya llevamos más de 165 años desde la perforación del primer “pozo de petróleo moderno” y 90 años desde los primeros desarrollos de la geología y la ingeniería de yacimientos, se ha observado una vertiginosa evolución, donde existen los más complejos modelos de yacimiento, desarrollos probabilísticos y uso de la inteligencia artificial, que nos ayudan a estimar la reservas recuperables con un menor nivel de incertidumbre.
Sin embargo, para bien de la industria, se han descubiertos nuevos campos totalmente desconocidos (costafuera y ultraprofundos), con la existencia de «protomodelos» analíticos y numéricos poco robustos, o simplemente, no se cuenta con información.
Por ello, se han desarrollado correlaciones para el cálculo del factor de recobro, que pueden servir como punto de partida para la estimación de reservas recuperables de petróleo.
Correlaciones Empíricas para el Cálculo del Factor de Recobro
Correlaciones de la API
De acuerdo a J.J. Arps, el factor de recobro o eficiencia de recobro es el porcentaje del petróleo en sitio en condiciones normales que puede ser recuperado mediante un mecanismo natural de expulsión, que puede variar en un amplio rango.
Bajo las condiciones más favorables, se puede alcanzar valores de factor de recobro cercanos al 80%, las cuales han sido reportadas históricamente.
Por otra parte, también existen experiencias de factores de recobro muy bajos, que pueden no superar el 5% del petróleo original en sitio.
La principal razón de las diferencias entre un número y el otro radica principalmente en las características propias de los yacimientos: tipo de fluidos, mecanismos de producción presentes, así como el grado su grado de desarrollo y aplicación de modernas tecnologías, que está relacionado directamente con la forma que es explotado un campo.
De acuerdo al estudio sobre el factor de recobro presentado por Subcomité del Instituto Americano del Petróleo culminado en 1967, basado en casos históricos de 312 yacimientos de petróleo de la cual se derivaron ciertas relaciones empíricas mediante análisis de regresión.
Yacimiento de Petróleo con Empuje por Gas en Solución
Para yacimientos que presentan un mecanismo de producción de gas en solución, el subcomité de la API estableció una correlación para el cálculo del factor de recobro que se presenta a continuación:
(Ec. 1)
Donde:
- Φ = Porosidad [frac.].
- Swi = Saturación inicial de agua [frac.].
- Bob = Factor volumétrico del petróleo a Pb [BY/BN].
- µob = Viscosidad inicial del petróleo a Pb [cp].
- k = Permeabilidad absoluta [D].
- Pi = Presión inicial [lpc].
- Pa = Presión de abandono [lpc].
El resultado obtenido por la correlación de Arps es el porcentaje (%).
Los datos básicos usados en esta correlación provienen de yacimientos con variedad de tipos de roca, incluyendo rocas carbonáticas.
Para la regresión de esta correlación se utilizaron datos de 80 yacimientos que se encontraban en fase de desarrollo y energéticamente por debajo del punto de burbuja.
Yacimiento de Petróleo con Empuje Hidráulico
Para casos de yacimientos con empuje hidráulico, se obtuvo la siguiente regresión para el cálculo del factor de recobro:
(Ec. 2)
Donde:
- Φ = Porosidad [frac.].
- Swi = Saturación inicial de agua [frac.].
- Boi = Factor volumétrico del petróleo inicial [BY/BN].
- K = Permeabilidad absoluta [D].
- µoi = Viscosidad inicial del petróleo [cp].
- µwi = Viscosidad inicial del agua [cp].
- Pi = Presión inicial [lpc].
- Pa = Presión de abandono [lpc].
El resultado obtenido por la correlación de Arps es el porcentaje (%).
Los datos básicos utilizados en esta correlación son exclusivamente provenientes del yacimiento en estudio.
Para la regresión de esta correlación se utilizaron datos de 70 yacimientos que presentaron empuje hidráulico como mecanismo de producción principal.
Correlación Guthrie y Greenberger
Guthrie y Greenberger (1955) relacionaron empíricamente la recuperación de petróleo mediante el mecanismo de empuje hidráulico con las propiedades de la roca yacimiento y de los fluidos. Los autores consideraron 73 yacimientos de arenisca.
De acuerdo al autor, algunos de los datos de yacimiento usados en la correlación presentaban empuje hidráulico, y otros un empuje combinado, donde el empuje hidráulico es predominante.
La recuperación de petróleo se expresó como una función de la permeabilidad, la porosidad, la viscosidad del petróleo, el espesor de la formación y la saturación de agua connata. La correlación desarrollada arroja buenos resultados.
(Ec. 3)
Donde:
- k = Permeabilidad absoluta [mD].
- Φ = Porosidad [frac.].
- Swi = Saturación de agua inicial [frac.].
- µo = Viscosidad del petróleo [cp].
- h = Espesor de formación [pie].
El valor obtenido de esta correlación es en fracción.
Esta correlación empírica infiere que el factor de recobro por empuje hidráulico es menor en yacimientos de mayor porosidad.
Fuente:
- Arps, J.J. Reasons for Differences in Recovery Efficiency. Paper SPE-2068-ms (1968).
- Comisión Nacional de Hidrocarburos. Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México. Documento Técnico 1 (DT-1). Gobierno Federal (2010).
- Al-Jifri, M.; Al-Attar, H.; y Boukadi, F. New proxy models for predicting oil recovery factor in waterflooded heterogeneous reservoirs. Journal of Petroleum Exploration and Production 11:1443-1459 (2021).
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