Resultados experimentalesLa informacin de la viscosidad del aceite vivo y muerto es comparada para los dos tipos de aceite en la tabla 3. La densidad y expansin del aceite vivo en contra de la temperatura para los aceites A y B son dadas en la tabla 4 y 5, respectivamente. Un programa integral de anlisis de registros fue uno de los elementos de The california Diatomite Thermal Study Project. En ese programa, se determin que los valores de porosidad basados en el registro son fiables dentro de 2 unidades de porosidad. Las mediciones iniciales de porosidad con datos del registro se comparan con la porosidad despus de las pruebas para realizar las pruebas individuales en la tabla 6. El tipo de roca A muestra el menor efecto de compresin (-14.8%) mientras que la roca tipo C muestra el mayor efecto de compresin (-38.6%). La compresin fue ligeramente ms severa en las pruebas con altas temperaturas (550 F) para dado tipo de roca en comparacin con las evaluaciones a bajas temperaturas (330 F).El alto grado de compactacin fsica observada en las pruebas plante la pregunta de si esto podra estar afectando la magnitud de la saturacin de aceite remanente. Por lo tanto, se repiti la prueba en la roca de tipo C, aceite B a 330F para evaluar los efectos de compactacin en la saturacin de aceite residual. La prueba repetida se llev a cabo de tal manera que la presin efectiva aplicada nunca excedi los 450 psi (en comparacin con los 1100 psi de la prueba original). Esto caus una pequea reduccin en la porosidad (de 56 a 48% en comparacin con 51 a 31.8%). Sin embargo, el punto final de la saturacin de agua y vapor para las dos pruebas estaban dentro de 1% de cada otra, indicando que no hay ningn efecto sustancial en las saturacin de aceite remanente. En base a estas pruebas, los datos de compresin obtenidos a altas condiciones de estrs efectivo parecen ser representativas. Los datos de saturacin son presentados en dos tablas: Las saturaciones basadas en el valor de porosidad final medido despus de la prueba en el ncleo se dan en la tabla 7; las saturaciones ajustadas por el efecto de comprensin fsica en la porosidad son muestran en la tabla 8. En la informacin ajustada, las saturaciones de laboratorio se normalizaron de vuelta a los valores iniciales en base a una relacin de anlisis de registros iniciales de las zonas de inters para las porosidades posteriores a la prueba de medicin. La comparacin de datos en la tabla 7 y 8 muestra que ajustando por efecto de compresin resulta en muy bajas estimaciones para la saturacin de aceite inicial y remanente. En las figuras 2 a 8 se visualiza datos normales de saturacin de aceite remanente para permitir visualizar una comparacin de prueba a prueba. Las saturaciones de aceite fueron sustancialmente ms bajas para las pruebas del aceite B que las pruebas del aceite A. Esto es consistente con la ms favorables relacin de movilidades asociado con el aceite B debido a su menor viscosidad. Las saturaciones de aceite remanente fueron ms bajas en las rocas de tipo C y ms altas en las rocas de tipo A.Tang and Kovscek (2004) reportan eficiencias en el desplazamiento de aceite en diatomitas de 52 a 54% de OOIP (original oil in place) por procesos de desplazamiento forzado a una temperatura de agua de 356 F. Los resultados /tabla 9) son similares (53 a 63% de OOIP para rocas de tipos A y B a una temperatura de agua de 330 F) a pesar de los diferentes procedimientos de los experimentos. La eficiencia de desplazamiento en las rocas tipo C mediante las pruebas de desplazamiento con agua caliente y vapor son resumidas en la tabla 10. El agua con temperatura de 194F muestra que es capaz de desplazar ms del 60% del aceite presente en el ncleo, ms del doble de aceite desplazado por el agua a temperatura de yacimientos para las rocas tipo A y b. No se realizaron inyecciones de agua con temperatura de yacimientos en las rocas del tipo C y D.

Discusin.En la muestra con compresin de 25% o ms se espera una severa alteracin en la estructura de poro primario y, por lo tanto, una alteracin en la tensin interfacial, mojabilidad, permeabilidad relativa y la presin capilar de la diatomita. Wilson (1956) mostr que un estrs de sobrecarga causando solo una reduccin de la porosidad del 5% de un ncleo de arenisca tambin puede producir un cambio bastante grande en la distribucin de tamao de poro para afectar la permeabilidad relativa del ncleo. La implicacin es que ser difcil desacoplar los efectos de permeabilidad relativa causados por los cambios en mojabilidad (Tang and Kovscek 2004; Schembre et al. 2006) debido a los cambios inducidos en la compactin de la geometra de poro. El flujo de tres fases de aceite, agua y vapor durante el recobro de aceite pesado de la diatomita aade ms complicaciones. Chase and Dietrih (1988) sugieren que el agua producida normalmente durante la recuperacin primario de los yacimientos de diatomita pueden ser provenientes de la liberacin de agua ligada a los capilares de las diatomeas ya que son aplastadas durante la compactacin. Esta fuente externa de agua mvil complica an ms el problema de flujo de las tres fases. Los problemas especiales en diatomitas, Dietich and Bondr (1976) reportan inconsistencia en la dificultad de mediciones de la permeabilidad relativa del aceite en las 3 fases publicada por algunos investigadores en las areniscas y rocas carbonatadas que no pueden ser explicadas por la historia de saturacin o diferencia de mojabilidad: acerca de la mitad de las iso-permeabilidades del aceite resultaron ser cncavos y la mitad convexo hacia el vrtice del 100% de saturacin de aceite en un diagrama ternario. Dados estos desafos con la permeabilidad relativa, puede ser prctico enfocarse en la dependencia de los puntos finales de saturaciones a viscosidades de aceite, tipo de roca, presin y temperatura como se describi aqu, y simplemente inferir, en lugar de tratar de medir, en la permeabilidad relativa del aceite ya sea en un flujo de 2 o 3 fases para la simulacin numrica de yacimientos de diatomitas. Como una gua para este propsito, los resultados de las diatomitas son trazados contra la relacin de viscosidades Aceite/agua en la figura 9. Y un factor de escala.

En la figura 10. La informacin de diatomitas es comparada con informacin de areniscas publicadas. Los datos de areniscas (Willamdn and valleroy et al. 1961) cubren un amplio rango de propiedades de aceite y tipos de rocas: crudos de 12 a 37 API, no destilables a aceites sintticos destilables, porosidades de 21 a 30% y permeabilidades absolutas de 125 a 3000 mD. Estos autores reportaron que la relacin de viscosidad aceite/agua como funcin de la temperatura para muchas de sus pruebas de inyeccin a ncleos. Los datos de saturacin de aceite remanente para diatomitas son mucho ms bajas que las areniscas, debido a los severos efectos de compactacin trmicamente inducidos en las diatomitas. En ausencia de informacin de laboratorio para diatomitas, se puede usar la ecuacin:

Puede ser usada para estimar la saturacin de aceite remanente por el desplazamiento de agua para el simulador trmico de yacimientos. Sorw is la saturacin de aceite donde la permeabilidad relativa del aceite medida en un sistema liquido de dos fases (agua/aceite) es cero. Esta ecuacin muestra una dependencia de Sorw sobre el tipo de roca y una relacin de viscosidad de aceite/agua mnima alcanzable en un proyecto de desplazamiento por agua o vapor.