Resultados experimentales.

Las mediciones iniciales de porosidad con datos del registro se comparan con la porosidad después de las pruebas para las pruebas individuales en la tabla 6. El tipo de roca “A” muestra el menor efecto de compresión (-14.8%) mientras que la roca tipo “C” muestra el mayor efecto de compresión (-38.6%). La compresión fue ligeramente más severa en las pruebas con altas temperaturas (550 °F) para dado tipo de roca en comparación con las evaluaciones a bajas temperaturas (330 °F). Se repitió la prueba en la roca de tipo “C”, aceite “B” a 330°F para evaluar los efectos de compactación en la saturación de aceite residual. La prueba repetida se llevó a cabo de tal manera que la presión efectiva aplicada nunca excedió los 450 psi (en comparación con los 1100 psi de la prueba original). Esto causó una pequeña reducción en la porosidad (de 56 a 48% en comparación con 51 a 31.8%). Sin embargo, el punto final de la saturación de agua y vapor para las dos pruebas estaban dentro de 1% de cada otra, indicando que no hay ningún efecto sustancial en las saturación de aceite remanente.

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Tabla 6 Datos de reducción de la porosidad por aceites y tipos de rocas

La comparación de datos en la tabla 7 y 8 muestra que ajustando por efecto de compresión resulta en muy bajas estimaciones para la saturación de aceite inicial y remanente.

Las saturaciones de aceite fueron sustancialmente más bajas para las pruebas del aceite “B” que las pruebas del aceite “A”. Esto es consistente con la más favorables relación de movilidades asociado con el aceite “B” debido a su menor viscosidad. Las saturaciones de aceite remanente fueron más bajas en las rocas de tipo “C” y más altas en las rocas de tipo “A”.

Tabla 7 Datos de saturación de aceite sin ajustar la porosidad por efecto de la compactación

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.

Tabla 8 Datos de saturación de aceite con ajuste en la porosidad por efecto de la compactación

Tabla 9 Eficiencia del desplazamiento del aceite en % con ajuste en la porosidad,

El agua con temperatura de 194°F muestra que es capaz de desplazar más del 60% del aceite presente en el núcleo de roca tipo C, más 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”.

Tabla 9 Eficiencia del desplazamiento de aceite en la roca tipo “C” con porosidad ajustada.