MX2011003125A - Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea. - Google Patents

Abstract

La presente invención describe métodos para mejorar la producción del petróleo crudo pesado/viscoso de las formaciones subterráneas que comprenden una producción secundaria por medio del uso de un fluido de desplazamiento (típicamente una inundación con agua) en donde la formación subterránea es sometida a períodos cíclicos de sobreinyección del fluido de desplazamiento seguido por la subinyección del fluido de desplazamiento, pero manteniendo a la relación de reemplazo del vacío (VRR) acumulativa, total, dentro de un intervalo definido, típicamente que se tiene como objetivo que sea de aproximadamente 1. En algunos aspectos, la producción inicial de tal petróleo crudo pesado/viscoso es limitada, si es posible, siguiendo esta metodología de producción secundaria cíclica. Manteniendo la producción inicial, la VRR, y la VRR acumulativa en los intervalos definidos, la recuperación final esperada (EUR) puede ser optimizada, y la producción total incrementada por ejemplo en tanto como el 100 % o más con relación a los métodos de producción convencionales.

Description

METODO PARA LA RECUPERACION DE PETROLEOS PESADOS/VISCOSOS DE UNA FORMACION SUBTERRANEA Campo de la Invención La presente invención se refiere a métodos para incrementar la recuperación de petróleo crudo pesado o viscoso de un yacimiento subterráneo y, en algunas modalidades, está relacionado particularmente con operaciones de flujo en frío asociadas con tales yacimientos. En particular, de acuerdo con un aspecto de la invención, después que una cantidad inicial, pero limitada, de recuperación primaria de tal petróleo, el petróleo adicional es recuperado por operaciones de fluido de desplazamiento secundarias, por ejemplo inundación con agua, en donde los períodos de sobre -inyección del fluido de desplazamiento (VRR de ^ 0.95) son seguidos por períodos de inyección bajo el fluido de desplazamiento (VRR de < 0.95).

Antecedentes de la Invención En muchos yacimientos de petróleo ligero (densidad de 32° -40° API) y algunos yacimientos de petróleo intermedio (densidad API 20°-32°), el petróleo original en su lugar (OIP) puede ser recuperado en tres etapas. En una etapa inicial, usualmente el petróleo de la producción llamada primaria, típicamente fluye desde los pozos debido a una presión del yacimiento intrínseca. Ordinariamente, solo una REF.218782 fracción de OIP original es producida por este método, muy aproximadamente hasta casi 20 % del OIP original. La inundación con agua, una técnica de recuperación secundaria, es típicamente la siguiente etapa en esta secuencia y produce petróleo adicional, pero aproximadamente por ejemplo hasta un 30 % adicional del OIP original. Después de este punto, el costo de continuar la inundación con agua usualmente llega a ser antieconómico con relación al valor del petróleo producido. Por consiguiente, tanto como 50 % del OIP original puede permanecer aún después que un yacimiento ha sido inundado con agua extensamente. Los métodos de recuperación terciarios pueden ser utilizados en la última etapa en la secuencia. Esta etapa puede utilizar uno o más de cualesquiera otros métodos de recuperación de petróleo mejorados; por ejemplo, la inundación con un polímero o la inundación con C02 - Las prácticas de inundación con agua de los petróleos ligeros convencionales fueron investigados inicialmente en los años 1940 por Buckley et al. en "Mechanism of Fluid Displacements in Sands" , AIME vol . 146, páginas 107-116 (1942) y poco ha cambiado desde el trabajo por Craig en "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding" American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers, Inc. (1971). Aún tan recientemente como en el 2004, aquellos en la industria reportaron que la mayoría de las fuentes se refieren a la inundación con agua de los petróleos de una viscosidad de menos de 100 mPA· s, véase por ejemplo, Smith et al. " aterflooding" , Advanced Waterflooding Course, Society of Petroleum Engineers, Canadian Section, Calgary, Alberta (19-23 abril 2004) . Los preceptos mayores de la inundación con agua del petróleo ligero clásico han sido: inicio temprano; y reemplazar completamente el vacío del yacimiento (VRR=1) . Manteniendo una VRR uniforme, es decir, una VRR de 1, se relacionan así la teoría industrial y la práctica en nuestros días, de modo que los productores canadienses deben obtener permiso de las agencias reguladoras gubernamentales para desviar el VRR de un valor de 1. Chawathé et al., estudiaron las inundaciones con agua de Middle-Eastern y han recomendado actualmente un VRR acumulativa de más de 1.2 para las inundaciones periféricas .

La recuperación del petróleo por medio del uso de métodos secundarios que emplean fluidos de desplazamiento, tales como la inundación con agua, usualmente es ineficiente en formaciones subterráneas (después de esto también referidas simplemente como formaciones) en donde la movilidad del petróleo in situ que es recuperado es significativamente menor que aquella de un fluido de impulso utilizado para desplazar el petróleo. La movilidad de una fase fluida en una formación está definida por la relación de la permeabilidad relativa del fluido con respecto a su viscosidad. Cuando el fluido de desplazamiento es el agua, el deslazamiento típicamente llega a ser ineficiente para los petróleos con una viscosidad mayor que, por ejemplo, 10 cp .

En particular, cuando una inundación con agua es aplicada para desplazar el petróleo muy pesado o muy viscoso de la formación, el proceso es muy ineficiente a causa de que la movilidad del petróleo es así mucho menor que la movilidad del agua. Cuando se utilice aquí, el término "petróleo viscoso o pesado" significa un petróleo de densidad de 30° API o menor, y generalmente menor que 25° API. Algunos yacimientos de petróleo típicos en el estado de Alaska, EUA o Canadá pueden exhibir una densidad de menos de 17° API.

Sin importar tal ineficiencia, la inundación con agua está llegando a ser crecientemente importante en la recuperación del petróleo pesado. En el oeste de Canadá, 5200 millones de m3 de petróleo pesado se estima que van a estar en un lugar entre Alberta y Saskatchewan. Sin embargo, solo una fracción de este petróleo pesado está siendo recuperada por más de 200 operaciones de inundación con agua, con una recuperación típica de aproximadamente 24 % del petróleo del yacimiento en el lugar. Una mejora en la inundación con agua de estos yacimientos de aún un porcentaje pequeño podría conducir al reconocimiento de una cantidad substancialmente más grande de las reservas recuperables .

En consecuencia, en las operaciones de inundación con agua del pasado, se ha detectado que existe una necesidad para ya sea hacer que el agua se vuelva más viscosa por medio de materiales particulados, polímeros, u otros agentes químicos, o utilizar otro fluido de impulso que no "se proyectará" tan fácilmente a través del petróleo. Debido a los grandes volúmenes del fluido de impulso necesarios, el fluido de impulso propuesto debe ser económico y estable bajo las condiciones de flujo de la formación. El desplazamiento del petróleo es más eficiente cuando la movilidad del fluido de impulso está más cercana a o es menor que la movilidad del petróleo, de modo que podría ser ventajoso desarrollar un método de generación de un fluido de impulso de movilidad inferir de una manera efectiva en cuanto al costo. Para los petróleos modestamente viscosos - aquellos que tienen viscosidades de aproximadamente 20-100 centipoises (cp) - los polímeros solubles en agua tales como las poliacrilamidas o la goma de xantano han sido utilizadas para incrementar la viscosidad del agua inyectada para desplazar el petróleo de la formación. Gon este proceso, el polímero es disuelto en el agua, incrementando su viscosidad.

Aunque los polímeros solubles en agua pueden ser utilizados para lograr una inundación con agua de una movilidad favorable para los petróleos de viscosidad relativamente baja, usualmente el proceso no puede ser aplicado económicamente para lograr un desplazamiento de la movilidad favorable de petróleos más viscosos o pesados. Estos petróleos son así tan viscosos que la cantidad del polímero necesaria para lograr una relación de movilidad favorable usualmente podría llegar a ser antieconómica. Además, como se sabe en el arte, el polímero disuelto en el agua frecuentemente es desorbido del agua de impulso sobre las superficies de la formación rocosa, atrapándolo y haciéndolo ineficaz para la viscosificación del agua. Esto conduce a la pérdida de control de la movilidad, a la recuperación pobre del petróleo, y a costos elevados del polímero. Por estas razones, el uso de inundaciones con polímeros para recuperar los petróleos en exceso de 100 cp no es usualmente factible de manera técnica o económica.

Otros métodos emplean varios agentes emulsionantes particulados o químicos o las emulsiones por si mismas para una recuperación mejorada del petróleo, como se puede observar en las patentes U.S. 2,731,414; 2,827,964; 4,085,799; 4,884,635; 5,083,612; 5,083,613; 6,068,054; y 7,186,673. Aunque estos métodos pueden ayudar a incrementar la recuperación del petróleo, los mismos son relativamente costosos y difíciles de emplear en el uso práctico.

McKay, en la patente U.S. No. 5,350,014, describe un método para producir petróleo pesado o betún de una formación que padece una recuperación térmica. La producción se dice que va a ser lograda en la forma de emulsiones de petróleo en agua manteniendo cuidadosamente el perfil de la temperatura de la zona de deslizamiento arriba de una temperatura mínima. Las emulsiones generadas por tal control del perfil de la temperatura dentro de la formación se piensa que van a ser útiles para la formación de una barrera para el taponamiento de las zonas agotadas en agua en las formaciones que son producidas por los métodos térmicos, incluyendo el control de los remolinos verticales del agua. Sin embargo, este método requiere el control cuidadoso de la temperatura dentro de la zona de formación y, por lo tanto, es útil solamente para proyectos de recuperación térmica. En consecuencia, el método descrito por McKay no podría ser utilizado para la recuperación no térmica (también referida como . "flujo en frío") del petróleo pesado o viscoso.

Más recientemente, Vittoratos et al. en "Flow Regimes of Heavy Oils under Water Displacement" 14 th European Symposium on Improved Oil Recovery, Cairo, Egipto (22-24 abril 2007) , describe un análisis de ciertos datos de inundación con agua del petróleo pesado.

Las enseñanzas relevantes de las patentes y publicaciones mencionadas aquí son incorporadas para referencia .

Como se puede observar, existe una necesidad de métodos mejorados de producción de petróleos pesados o viscosos a partir de las formaciones subterráneas de modo que una mayor cantidad de OIP pueda ser recuperado de las mismas, y particularmente, existe una necesidad de métodos que pueden ser implementados económicamente y que son capaces de funcionar bien bajo un intervalo amplio de condiciones de la formación.

Breve Descripción de la Invención Las ventajas descritas anteriormente pueden ser logradas por la presente invención, que en algunas modalidades está dirigida a métodos para incrementar la recuperación del petróleo crudo pesado o viscoso de un yacimiento subterráneo, y, particularmente en algunas modalidades está relacionado con las operaciones de flujo en frío asociadas con la producción de tales yacimientos, en donde el petróleo puede ser recuperado por las operaciones de fluido de desplazamiento secundario, por ejemplo la inundación con agua, tal ciclo entre los períodos de la sobre- inyección del fluido de desplazamiento seguido por períodos de sub- inyección del fluido de desplazamiento. En algunas modalidades, esta ciclización es llevada a cabo después que una cantidad inicial, pero limitada, de la recuperación primaria de tal petróleo por una presión intrínseca, es decir, el agotamiento de la presión. Sin que se desee que esté limitado por la teoría, se cree que tales operaciones incluyen el uso de otras modalidades como se describen aquí posteriormente, conducen a la formación de una espuma de gas en petróleo in situ y/o una emulsión de agua en petróleo, deseable, dentro del yacimiento que tiene una viscosidad más cercana a aquella del petróleo viscoso o pesado que es desplazado. Esto puede conducir a una recolección más eficiente y completa del yacimiento y por último a una recuperación incrementada del petróleo.

Como se describe con mayor detalle en las modalidades específicas que siguen aquí posteriormente, se cree que la operación dentro de los parámetros definidos como se describe aquí, puede conducir a factores de recuperación final esperada (EUR) mejorados significativamente, con relación a una operación fuera de tales parámetros definidos, tal como desde 100 % hasta 200 % mayor que los métodos de producción convencionales que no limitan la producción primaria inicial el ciclo entre los períodos de sobreinyección y de subinyección .

Así, en un primer aspecto, la invención está dirigida a un método de recuperación del petróleo y otros fluidos de la formación desde un yacimiento que comprende un yacimiento rocoso que contiene petróleo y que tiene al menos un pozo de producción y al menos un pozo de inyección y llevando a cabo operaciones de producción secundarias utilizando un fluido de desplazamiento, y en donde el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de < 30° API. El método comprende las etapas de: a) sobreinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío (VRR) desde 0.95 hasta 1.11 hasta que los fluidos producidos alcanzan una relación del agua con respecto al petróleo (WOR) de al menos 0.25; y b) subinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una VRR de < 0.95 hasta que los fluidos producidos tiene una relación del gas con respecto al petróleo (GOR) de al menos 2 veces la GOR de la solución del petróleo inicial producido desde el pozo, en donde durante la inyección del agua una VRR acumulativa es mantenida dentro de un intervalo de 0.6 hasta 1.25.

En las modalidades, el método incluye una etapa adicional (c) en donde las etapas (a) y (b) son repetidas una o más veces .

En otro aspecto, la invención está dirigida a un método de recuperación del petróleo y otros fluidos de la formación desde un yacimiento que comprende un yacimiento rocoso que contiene petróleo y que tiene al menos un pozo de producción y al menos un pozo de inyección y llevar a cabo operaciones de producción secundarias utilizando un fluido de desplazamiento, y en donde el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de 17 hasta 30° API. El método comprende las etapas de: (a) producir 1 a 4 % del petróleo original en el lugar (OIP) desde el yacimiento previo a comenzar la inyección del fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso; (b) sobreinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío (VRR) desde 0.95 hasta 1.11 hasta que los fluidos producidos logren una relación del agua con respecto al petróleo (WOR) de al menos 0.25 ; y (c) subinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una VRR de < 0.95 hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo (GOR) de al menos 2 veces la GOR de la solución del petróleo inicial producido desde el pozo, en donde durante la inyección del fluido de desplazamiento, una VRR acumulativa es mantenida dentro de un intervalo de 0.6 a 1.25.

En las modalidades, el método incluye una etapa adicional (d) en donde las etapas (b) y (c) son repetidas una o más veces .

En otro aspecto, la invención está dirigida a un método de recuperación del petróleo y de otros fluidos de la formación desde un yacimiento que comprende un yacimiento rocoso que contiene petróleo y que tiene al menos un pozo de producción y al menos un pozo de inyección y llevando a cabo operaciones de producción secundarias utilizando un fluido de desplazamiento, en donde el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de <17° API. El método comprende las etapas de : (a) producir hasta 8 % del petróleo original en el lugar (OIP) desde el yacimiento previo a comenzar la inyección del fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso; (b) sobreinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío (VRR) desde 0.95 hasta 1.11 hasta que los fluidos producidos alcancen una relación del agua con respecto al petróleo (WOR) de al menos 0.25; y (c) subinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una VRR de < 0.95 hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo (GOR) de al menos 2 veces la GOR de la solución del petróleo inicial producido desde el pozo, en donde durante la inyección del fluido de desplazamiento, una VRR acumulativa es mantenida dentro de un intervalo de 0.6 a 1.25.

En las modalidades, este método incluye una etapa adicional (d) en donde las etapas (b) y (c) son repetidas una o más veces.

Estos y otros aspectos de la invención son descritos con mayor detalle dentro de la descripción detallada de la invención que se da aquí.

Breve Descripción de las Figuras La manera en la cual los objetivos de esta descripción y otras características deseables son obtenidas, es explicada en la siguiente descripción y figuras que se anexan en las cuales: La figura 1 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación en el inicio de una inundación con agua interna y la recuperación final esperada (EUR) está representada por el eje y. Las curvas asociadas con la producción del petróleo de 17-29.7° API ilustran un "punto ideal" para la EUR óptima, generalmente a factores de recuperación desde aproximadamente 0.01 hasta 0.05 o la producción inicial desde 1 hasta 5 % de OIP.

La figura 2 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua interna y EUR está representada por el eje y, pero está limitado solo a los datos para la producción del petróleo de 12.6-15.9° API mostrados en la figura 1.

La figura 3 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua interna y EUR está representada por el eje y, pero está solo limitado a los datos para la producción del petróleo de 17-21.3° API mostrados en la figura 1.

La figura 4 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua interna y EUR está representada por el eje y, pero está solo limitado a los datos para la producción del petróleo de 22-24° API mostrados en la figura 1.

La figura 5 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua interna y EUR está representada por el eje y, pero está solo limitado a los datos para la producción del petróleo de 24-29.7° API mostrados en la figura 1.

La figura 6 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua externa para los campos canadienses semejantes a los de Alaska que tienen una kh/µ de 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4-100 mD-ft/cP) y EUR está representado por el eje y. La curva ilustra un punto ideal para EUR óptima, generalmente a un factor de recuperación desde aproximadamente 0.0075 hasta 0.04 o una producción inicial desde 0.75 hasta 4 % del OIP.

La figura 7 'es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua externa para los campos canadienses semejantes a los de Alaska que tienen una kh/µ de 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4-100 mD-ft/cP) y EUR está representado por el eje y. Los puntos de los datos son para la producción de petróleo de 17-23° API. La línea "mínima" o del sólido ilustra la EUR mínima que se puede esperar a los factores de recuperación variables al inicio de una inundación con agua secundaria. La curva ilustra un punto ideal para EUR óptimo, generalmente a un factor de recuperación desde aproximadamente 0.01 hasta 0.04 o una producción inicial desde 1 hasta 4 % del OIP.

La figura 8 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 1, en donde el eje x es el factor de recuperación al inicio de una inundación con agua interna para los campos canadienses semejantes a los de Alaska que tienen una kh/µ de 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4-100 mD-ft/cP) y EUR está representado por el eje y. Los puntos de los datos son para una producción de petróleo de < 17° API. La curva de la línea sólida ilustra que la producción previo a la inundación con el agua no es perjudicial para EUR.

La figura 9 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 2, en donde el eje x es la fracción del volumen inyectado a < 0.95 VRR para una inundación con agua "interna" para los campos canadienses semejantes a los de Alaska que tienen una kh/µ de 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4-100 mD-ft/cP) y EUR está representada por el eje y. La curva asociada con la producción del petróleo de 17-23° API ilustra un punto ideal para EUR óptimo, generalmente en donde la fracción del volumen inyectado está entre 0.1 y 0.3, y la curva asociada con la producción del petróleo de < 17° API muestra un incremento semejante en EUR en el intervalo desde 0.25 hasta 0.6.

La figura 10 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 2 para la producción del petróleo crudo de < 17° API como se muestra en la figura 9.

La figura 11 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 2 para la producción del petróleo crudo de < 17-23° API como se muestra en la figura 9.

La figura 12 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 3 que muestra EUR contra el VRR acumulativo en donde las EURs mejoradas pueden ser obtenidas a una VRR acumulativa desde 0.6 hasta 1.25, y particularmente desde 0.93 hasta 1.11.

La figura 13 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 4 que muestran una mejora significativa en la recuperación del petróleo para un petróleo de 20° API viscoso/pesado a una VRR de 0.7 en comparación con una VRR de 1.

La figura 14 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 5 en donde la línea sólida es una gráfica de VRR (rotación promedio) contra la producción del petróleo acumulativa (en términos de 159,000 litros (1,000 barriles) de petróleo o "MBO")/ y la línea sólida con los puntos de los datos con forma de diamante representa una gráfica de WOR contra la misma producción de petróleo acumulativa.

La figura 15 es una ilustración gráfica de los datos para el ejemplo 5 que muestran un "punto ideal" para EUR cuando la fracción del volumen del fluido inyectado a una VRR de < 0.95 es desde aproximadamente 0.15 hasta 0.3 (15 hasta 30 % del fluido de desplazamiento inyectado acumulativo) .

Sin embargo, se va a entender que las figuras anexas solamente ilustran las modalidades de la presente descripción, y por lo tanto no van a ser consideradas limitativas de su alcance, para la invención de aquí, puede admitir otras modalidades igualmente efectivas.

Descripción Detallada de la Invención En la siguiente descripción, se describen numerosos detalles para proporcionar un entendimiento de los métodos descritos. Sin embargo, se entenderá por aquellos expertos en el arte que los métodos pueden ser practicados sin estos detalles y que numerosas variaciones o modificaciones de las modalidades descritas pueden ser posibles.

Las siguientes definiciones y términos son utilizados : Recuperación final esperada ("EUR") significa el volumen del tanque de almacenamiento del petróleo recuperado finalmente dividido entre el volumen del tanque de almacenamiento de OIP en el yacimiento a una temperatura de 15.55 °C (60 °F) y a una presión de 1 atmósfera.

Espesor del yacimiento (h) significa el espesor de la formación subterránea que contiene hidrocarburos en pies (pies) .

Inundación interna significa cualquier tipo de inundación con agua bombeada en una línea o configuración y se describe en la descripción de las modalidades preferidas aquí posteriormente.

La permeabilidad del yacimiento está en términos de miliDarcy (mD) .

Petróleo en el lugar (OIP) significa la cantidad original del petróleo en el yacimiento previo a la producción.

Relación de petróleos-gas (GOR) significa la relación del gas disuelta en la solución en términos de pies cúbicos estándares a 15.55 °C (60 °F) y una atmósfera de presión (SCF) divido entre los barriles del tanque de almacenamiento del petróleo a 15.55 °C (60 °F) y una atmósfera de presión. GOR tiene unidades de SCF/BBL o m3 gas/m3 petróleo y es un término bien conocido en el arte, y se describe por ejemplo, por Frick et al. en "Petroleum Production Handbook, Vol II, páginas 19-2 y 29-17 a 29-22, Society of Petroleum Engineers of AIME, Millet the Printer, Inc. (Dallas, TX USA) 1962.

La GOR de la solución significa la cantidad del gas en la solución, o disuelto, en un líquido y se determina por los procedimientos analíticos de PVT conocidos en el arte de la ingeniería del petróleo, como se describe por ejemplo por Frick et al. en "Petroleum Production Handbook", vol II, páginas 19-3, Society of Petroleum Engineers of AIME, Millet The Printer, Inc. (Dallas, TX USA) 1962.

Inundación externa significa una inundación con agua periférica y se describe en la descripción de las modalidades preferidas posteriores.

Factor de recuperación (RF) significa el volumen del tanque de almacenamiento del petróleo recuperado en barriles (BBL) dividido entre el tanque de almacenamiento de OIP en barriles (BBL), todos a una temperatura de 15.55 °C (60 °F) y a una presión de 1 atmósfera. RF es el equivalente decimal del porcentaje de OIP producido, como se describió previamente .

Relación de reemplazo del vacío (VRR) significa el volumen a las condiciones del yacimiento del fluido de desplazamiento (agua) inyectado en el yacimiento de hidrocarburos en barriles (BBL) dividido entre el volumen y las condiciones del yacimiento de los fluidos (petróleo, gas y agua) producidos a partir del yacimiento en barriles (BBL) .

La VRR acumulativa (VRR acum.) significa el volumen acumulativo del fluido inyectado en las condiciones de yacimiento (en barriles) dividido entre el volumen acumulativo de los fluidos producidos (petróleo, agua, y gas) a las condiciones del yacimiento.

La viscosidad (µ) es en términos de centipoises (cp) .

La relación de agua/petróleo (WOR) significa el volumen del agua producida (en barriles) dividido entre el volumen del tanque de almacenamiento del petróleo producido a 15.55 °C (60 °F) y 1 atmósfera de presión.

Corte de agua significa la fracción en volumen del agua con respecto al volumen del líquido total producido desde un pozo.

Los métodos descritos aquí están dirigidos a mejorar la producción de petróleo crudo pesado/viscoso desde las formaciones subterráneas. En algunas modalidades en donde nada de la producción o una producción pequeña desde el yacimiento se lleva a cabo, una producción primaria inicial de una cantidad limitada del petróleo en el lugar (OIP) desde el yacimiento es llevada a cabo primero, y luego seguido por una producción secundaria por medio del uso de un fluido de desplazamiento (típicamente una inundación con agua) en donde la formación subterránea está sometida a períodos cíclicos, es decir, alternantes, de una sobreinyeccion del fluido de desplazamiento seguido por la subinyección del fluido de desplazamiento, pero manteniendo la relación de reemplazo del vacío acumulativo total (VRR) dentro de un intervalo definido, generalmente dentro de un intervalo de 0.6 hasta 1.25, y particularmente desde 0.93 hasta l.ll como se describe aquí posteriormente de manera adicional .

En otras modalidades, particularmente en donde la producción primaria puede haber ya ocurrido, la producción desde el yacimiento todavía será mejorada por esta misma ciclización entre un período de sobreinyeccion del fluido de desplazamiento seguido por un período de subinyección del fluido de desplazamiento. Sin embargo, se debe entender que dependiendo de las condiciones del yacimiento o de las operaciones previas en donde la producción primaria ha sido llevada a cabo, la producción secundaria inicial puede emplear un período inicial de subinyección, particularmente si la GOR de los fluidos producidos al inicio de la producción secundaria es excesivo, tal como mayor que la GOR de la solución del yacimiento. Por consiguiente, se debe entender que la invención no debe estar limitada solamente a los períodos iniciales de sobreinyeccion.

Haciendo variar la velocidad de inyección del fluido de desplazamiento pero también manteniendo la VRR acumulativa entre el intervalo descrito previamente, es decir, y particularmente ubicado como objetivo para una YRR acumulativa de alrededor de 1.0, la recuperación final esperada (EUR) puede ser incrementada tanto como en 100 % o mayor con relación a los métodos de producción convencionales que tratan de maximizar la producción primaria inicial de los hidrocarburos y después de esto mantener solamente el equilibrio del volumen de inyección del agua con el volumen de los hidrocarburos, los gases y el agua que son producidos.

Por lo tanto, la presente invención comprende el uso de un método de recuperación secundario en donde un fluido de desplazamiento, típicamente agua u otro fluido acuoso, es inyectado en una formación subterránea para propósitos de mejorar la producción de hidrocarburos presentes dentro de la formación. Tal método es referido típicamente dentro del arte como "inundación con agua" o una operación de "inundación con agua" . La inundación con agua ya se sabe que incluye una colección de operaciones en un campo petrolero utilizado para soportar la presión del yacimiento en uno o más pozos de extracción ("productores") y mejorar la recuperación del petróleo a través de un sistema de uno o más pozos inyectando agua o uno o más fluidos ("inyectores") . El proceso de inundación con agua utiliza la inyección del fluido para transportar el petróleo residual restante desde la producción del petróleo primaria inicial a los productores apropiados para la extracción. De esta manera, los pozos que tienen una producción primaria terminada pueden continuar produciendo petróleo, por lo cual se extiende la vida útil económica de un campo petrolero, e incrementando el petróleo recuperado total desde el yacimiento.

La presente invención puede ser llevada a cabo utilizando sistemas de inyección y producción como se definieron por cualquier arreglo adecuado de pozos. Un arreglo de pozos utilizado comúnmente en operaciones de inundación con agua y adecuado para su uso para llevar a cabo la presente invención es uno dentro o integrado en una configuración de cinco puntos y también otros tipos de configuración como se describe en la patente U.S. 4,018,281, las enseñanzas de la cual son incorporadas aquí para referencia en su totalidad. La configuración puede comprender una pluralidad de configuraciones de cinco puntos, cada uno de los cuales comprende un pozo de producción central y cuatro, pozos de inyección periféricos como está indicado en esta patente.

Por supuesto, otras configuraciones y arreglos de pozos pueden ser utilizadas para llevar a cabo la presente invención tales como las configuraciones de impulso de líneas directas o escalonadas, configuraciones de cuatro puntos, de siete puntos, o de nueve puntos, externas, o configuraciones de inundación circulares. Para una descripción adicional de estos y otros arreglos de pozos que pueden ser empleados en la inundación con el agua, se hace referencia a Calhoum, J. C, Jr. FUNDAMENTAIS OF RESERVOIR ENGINEERING, Univ. Of Oklahoma Press, Norma (1960), pp . 371-376, y Uren, L. C, PETROLEUM PRODUCTION ENGINEERING - OIL FIELD EXPLOITATION, McGraw Hill Book Co., Inc., New York, Toronto, and London (1953), pp. 528-534. Se debe entender que la invención puede ser llevada a cabo utilizando pozos de producción por inyección completamente duplicados del tipo descrito, por ejemplo, en la patente U.S. 2,725,106 a favor de Spearow también incorporada para referencia aquí. Este arreglo puede ser utilizado algunas veces para tomar ventaja en los yacimientos relativamente densos en los cuales es deseable desplazar el petróleo en el yacimiento hacia arriba y recuperar el petróleo desde la posición superior del yacimiento. Las configuraciones externas son especialmente de interés para su uso con la sobreinyección de los fluidos de desplazamiento de acuerdo con la invención.

Como se mencionó, la invención está dirigida a la producción de los así llamados petróleos crudos pesados o viscosos, los cuales típicamente tienen una densidad API de 30° API menor, particularmente 25° API o menor. Se cree, sin que se desee que esté limitado por la teoría, que los petróleos crudos que tienen una densidad API de 30° API o menor, promueven la formación de una emulsión espumosa de gas-petróleo y/o una emulsión de agua en petróleo cuando un fluido de desplazamiento, tal como el agua, es utilizado de acuerdo con los métodos descritos aquí.

Una etapa inicial importante en los métodos de la invención es la producción primaria, es decir, la producción por medio de una presión intrínseca, de una cantidad limitada del OIP dentro de la formación subterránea, la cantidad es dependiente de la densidad API del petróleo crudo dentro de la formación. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, la ciclización entre los períodos de sobreinyección y subinyección, o de subinyección o sobreinyección, dependiendo de las condiciones dentro del yacimiento al inicio de la producción secundaria, todavía es ventajoso y pueden conducir a una recuperación mejorada del petróleo desde el yacimiento.

Por ejemplo, en donde una producción primaria limitada inicial se lleva a cabo, si el petróleo crudo que es producido tiene una densidad API desde 17 hasta 30° API, entonces la producción inicial del API es adecuadamente desde 0.05 hasta 5 % de OIP (un factor de recuperación desde 0.005 hasta 0.05) particularmente desde 1 hasta 4 % del OIP (un factor de recuperación de 0.01 hasta 0.04), y más particularmente desde 1.5 hasta 3 % del OIP (un factor de recuperación de 0.015 hasta 0.03). Para los petróleos crudos más pesados, incluyendo el betún, con una densidad de API de < 17° API, y particularmente desde 12 hasta 16° API, la producción inicial por los medios primarios es menos crítica y puede ser mantenida en 8 % del OIP o menor (un factor de recuperación de 0.8 o menor). Estos valores son ilustrados y descritos con mayor detalle dentro de los ejemplos de la invención descritos aquí posteriormente.

En particular, la presente invención tiene aplicación en un número de áreas alrededor del mundo con los yacimientos de petróleo pesados/viscosos, tales como Canadá, USA (Alaska) , Venezuela, Brasil y Rusia. Particularmente es aplicable utilizar los yacimientos comprendidos de petróleos crudos pesados/viscosos con una kh/µ de 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4 a 100 mD-ft/cP) , tal como se observa en muchos yacimientos de Alaska que contienen petróleo viscoso/pesado, pero se debe entender que esta invención no está limitada a su uso en yacimientos con una kh/µ dentro de este intervalo.

Después de una producción inicial el petróleo crudo pesado/viscoso por la producción primaria, empieza la producción secundaria, llevada a cabo típicamente como una inundación con agua. Aunque el término inundación con agua es utilizado aquí, se debe entender que otros fluidos de desplazamiento conocidos pueden ser utilizados, tales como hidrocarburos ligeros (corrientes de gas natural) .

Inicialmente , la inundación con agua puede empezar con un período así llamado de sobreinyección, es decir, una relación de reemplazo del vacío (VRR) generalmente :> 0.95, tal como desde 0.95 hasta 1.11, y particularmente 0.95 a 1, o aún más elevada, puede ser utilizada hasta que la VRR acumulativa (basado en la producción de petróleo inicial) alcance o sea mantenida desde 0.6 hasta 1.25, en las modalidades es desde 0.93 hasta 1.11, y en algunas modalidades más particularmente se tiene como objetivo alrededor de 1, tal como desde 0.95 hasta 1.05. Esta sobreinyección continúa hasta que la WOR se incrementa hasta un nivel indeseable, tal como una WOR de al menos 0.25, particularmente de al menos 0.4, y más particularmente de al menos 0.75. La operación para mantener la VRR acumulativa que tiene como objetivo un valor de alrededor de 1, es deseable, de modo que las cantidades excesivas del fluido de desplazamiento no sean inyectadas en la formación.

Después de alcanzar el nivel de WOR indeseable, a continuación se emplea un período así llamado de subinyección, es decir, la operación de una inundación con agua a una VRR de menos de 0.95, con menos de 0.90 que es útil también, y particularmente desde 0.5 hasta 0.85, y más particularmente desde 0.6 hasta 0.8 para liberar el gas contenido dentro de los fluidos de la formación y para obtener resultados de EUR óptimos. Abajo de una VRR de 0.5, se cree que cualquier emulsión in situ que resulte no operará tan efectivamente en la operación de inundación con agua. Durante el período de subinyección, la VRR acumulativa es mantenido deseablemente desde 0.6 hasta 1.25. Adicionalmente, la subinyección es continuada hasta que una cantidad indeseable del gas es liberada y producida, tal como cuando la GOR de los fluidos producidos alcanza un nivel de al menos 2 veces la GOR de la solución del yacimiento, y en algunas modalidades, al menos 5 veces la GOR de la solución. El nivel real dependerá del yacimiento particular, que tan rápidamente el operador desea agotar la presión del yacimiento, y también de las características económicas de producción del yacimiento.

La operación de inundación con agua desde un período de sobreinyección hasta un período de subinyección es de naturaleza cíclica, es decir, este puede ser repetido entonces una o más veces, y particularmente una pluralidad de veces porque es económico para la producción eficiente del petróleo sin refinar, pesado/viscoso.

También es importante limitar la cantidad de agua inyectada durante los períodos de subinyección, es decir, cuando la VRR es menor que 0.95. En general, para el petróleo con una densidad de 17 a 30° API, el volumen acumulativo del agua inyectada durante tales períodos de la subinyección es desde 15 hasta 30 %, basado en el volumen acumulativo total del agua inyectada a la formación. Para el petróleo con una densidad de < 17° API, el volumen acumulativo del agua inyectada durante tales períodos de la subinyección es desde 30 hasta 50 %, basado en el volumen acumulativo total del agua inyectada a la formación.

Modalidades Específicas de la Invención Un estudio estadístico de 166 inundaciones con agua en el oeste de Canadá que recuperan petróleos de densidad media y pesada, es llevado a cabo y se desarrollaron nuevas prácticas operativas para la inundación con agua del petróleo pesado. En la inundación con agua de los petróleos ligeros clásicos, los operadores típicamente contemplan empezar la inundación con agua inicialmente y mantener la relación de reemplazo del vacío (VRR) en 1. Sin embargo, el estudio produjo resultados sorprendentes para 2 parámetros - entre los 120 parámetros operativos y de los yacimientos investigados - que es lo contrario con respecto a las prácticas recomendadas de la inundación con agua del petróleo ligero, clásicas. El retardo del inicio de la inundación con agua hasta una cierta fracción del petróleo original en el lugar se encontró que va a ser benéfico. En segundo lugar, la variación de VRR se mostró que se correlaciona con la recuperación final incrementada - los períodos de subinyección son necesarios, aunque una VRR acumulativa de alrededor de 1 debe ser mantenida.

La recuperación final fue correlacionada con el factor de recuperación primaria al inicio de la inundación con agua. Cuando el conjunto de datos es analizado por la verificación de los intervalos de API, una "punto ideal" de una recuperación final mejorada fue observada en una ventana muy estrecha del factor de recuperación del petróleo previo al inicio de la inundación con agua. Las gráficas de cada categoría muestra esta ventana del "punto ideal" en donde ocurre una recuperación mejorada.

También fueron observables incrementos en la recuperación final cuando se examinan las gráficas de la recuperación final, contra la fracción del volumen de inyección que es subinyectado - pero nuevamente, solamente cuando los datos son analizados por los intervalos. Un cierto período de inyección cuando el VRR fue menor que 0.95 condujo a recuperaciones finales incrementadas. Sin embargo, es importante que este período de VRR < 0.95 este compensado con períodos de VRR incrementados de modo que la VRR acumulativa sea de alrededor de 1.0. Nuevamente, cada intervalo manifestó un "punto ideal" estrecho para en donde ocurrió este incremento en la recuperación final.

Los datos de la producción, los números de los pozos y la información de desarrollo de la configuración fueron obtenidos y estudiados para 166 campos en el occidente de Canadá utilizando el software de exploración y evaluación AccuMapTM de HIS Energy de Englewood, Colorado, EUA y el software de GeoQuest Merak PetroDesk™ y las bases de datos de la producción (base de datos de producción canadiense) disponible de Schlumberger Oilfield Services of Houston, Texas, EUA. Los datos del yacimiento también fueron obtenidos de dos bases de datos gubernamentales de las provincias canadienses - Government of Saskatchewan, Ministry of Industry and Resources (Reservoir Annual 2003) and Government of Alberta, Alberta Energy and Utilities Board, Alberta's Energy Reserves 2005 and Supply/Demand Outlook 2005-2015, ST 98-2006. El estudio estuvo limitado a las inundaciones con agua sobre los yacimientos de petróleo que producen petróleo de una densidad menor que 30° API. Puesto que solamente los efectos de la producción primaria y la estrategia de inyección fueron de interés, los datos de las operaciones que incluyeron las inundaciones con agua que emplean otros esquemas de recuperación del petróleo mejoradas (EOR) ; las inundaciones con agua pequeñas (un número más pequeño que los cuatro inyectores que se hacen funcionar por una compañía operativa) ; y aquellos yacimientos de petróleo que mostraron una discrepancia entre AccuMapTM y los datos de la producción de las provincias, fueron excluidos.

Las permeabilidades promedio para cada yacimiento fueron calculadas como el promedio geométrico (en proporción con la longitud de la muestra) de las permeabilidades en el aire de los datos del núcleo provistos por AccuMap. Las permeabilidades (k) abajo de 5 mD se consideró que van a estar abajo del corte y fueron excluidas. Los datos de la viscosidad fueron obtenidos de las .entidades reguladoras de las provincias de Saskatchewan y de Alberta, o estimados por el desarrollo de una correlación entre la densidad del petróleo y la viscosidad en vivo de los datos disponibles. Las viscosidades fueron verificadas contra una correlación para verificar la viscosidad basada en el petróleo pesado de Alaska que utiliza la densidad del petróleo, la GOR, la temperatura del yacimiento y la presión.

Tres factores que podrían tener impacto en la operación de los yacimientos fueron calculados: • la fracción del petróleo original en el lugar producido previo al inicio de la inundación con agua; • la VRR acumulativa total; • la fracción del volumen de agua inyectado que fue subinyectado (cuando el VRR < 0.95) .

Para obtener la fracción de la subinyección, la VRR anual promedio fue calculada a partir de los volúmenes de inyección y producción anuales. El volumen de inyección acumulativo para cuando la VRR estuvo abajo de 0.25 fue dividida entre el agua acumulativa inyectada. Esto proporcionó una cuantificación del tiempo que el retiro del yacimiento y la inyección estuvieron fuera de equilibrio y es una medida del grado de subinyección. Los valores de corte diferentes de VRR fueron . evaluados y 0.95 probó que va a ser el mejor delineador. Este factor ayuda a identificar un yacimiento con VRRs fluctuantes a través de su vida útil como lo opuesto a la inundación con agua en donde la VRR es virtualmente constante.

Las inundaciones con agua variaron en la edad desde 1 hasta 50 años. Sin embargo, las inundaciones con agua menores que 12 años de edad fueron excluidas del análisis estadístico. Las inundaciones con agua que tienen más de 12 años en la historia de inundación tuvieron la misma recuperación final esperada estadística (EUR) , mientras que unas con menos de 12 años de inyección con agua muestran una EUR crecientemente estadística hasta los 12 años de inundación. La remoción de las inundaciones menos maduras se cree que eliminan las estimaciones erróneamente bajas de EUR de las inundaciones con agua inmaduras.

En un esfuerzo para determinar las tendencias, los datos fueron divididos en intervalos de agrupaciones diferentes como sigue: • Densidad 1) < 17 API 2) 17 hasta 23 API 3) > 23 API • kh/µ (0.36-30 m2.m/Pa.s (1.2 hasta 100 mD-ft/cP) el intervalo para los yacimientos de petróleo pesado de Alaska en desarrollo) · el funcionamiento en el campo estuvo dividido en dos categorías . 1) Las inundaciones con agua internas fue el término utilizado para describir los casos en los cuales los inyectores están completamente rodeados por los productores y básicamente el agua es inyectada "dentro" de la acumulación del petróleo. Se observó en el estudio que todos los tipos de inundaciones con agua de la configuración: configuraciones de 9 puntos, de 9 puntos invertidos, de 5 puntos, de 7 puntos y. las configuraciones irregulares, así como las variaciones de los motores de la línea funcionaron de manera semejante sobre la totalidad de los parámetros evaluados. Por lo tanto, estas configuraciones de inundación diversas fueron agrupadas en una agrupación única de inundaciones de agüa internas. 2) las inundaciones externas fue el término utilizado para describir las inundaciones con agua en donde el agua es inyectada fuera o de manera periférica con respecto a la acumulación del petróleo.

Las categorías "interna" o "externa" reflejan una distribución que puede ser aplicada a cada inundación con agua. Las inundaciones con agua "internas" estadísticamente tienen EURs inferiores que las inundaciones con aguas "externas" . También, las EURs de las inundaciones con aguas internas" tienden a sufrir cuando la VRR > 1.0, mientras que las inundaciones con agua "externas" reflejan las EURs crecientes cuando la VRR > 1.0. En las inundaciones con aguas "internas" en donde la VRR > 1.0, el agua inyectada tiene que viajar a través del petróleo y evitar el petróleo recuperable para escapar del yacimiento; sin embargo, en una inundación "externa" o periférica, el agua requerida para equilibrar la extracción es impulsada hacia el yacimiento de petróleo y el agua inyectada extra puede escapar hacia la periferia sin infligir un daño sobre la EUR.

Ejemplo 1 - Efecto de la cantidad de la producción primaria (¾ OIP) La figura 1 muestra la relación entre EUR y la cantidad de la producción primaria, expresada como una fracción de OIP. La atención fue dirigida en primer lugar a 90 inundaciones con agua, internas.

Las figuras 2 a 5 muestran subconjuntos del conjunto de datos combinados de 90 inundaciones con agua, internas; estas son, respectivamente, inundaciones con agua que producen petróleo < 17° API; entre 17 y 22° API; entre 22 y 24° API, y entre 24 y 30° API. En lugar de trazar una línea de mejor ajuste por mínimos cuadrados o una curva a través de los puntos de datos en cada gráfica, se dirige la atención a una EUR mínima experimentada para cada conjunto de datos. Estas curvas de tendencia mínima manifiestan una configuración interesante. Con la excepción de las inundaciones con agua del petróleo más pesado (< 17° API) en la figura 2, las curvas de tendencia mínima en las figuras 3 a 5 cada una muestran un "punto ideal" en donde la EUR mínima se incrementa hasta un valor máximo. Esto ocurre generalmente con una producción pre- inundación con agua desde aproximadamente 1 hasta 5 % de OIP, y aún de manera más distintiva desde 1.5 hasta 2.5 % de OIP. Existe un número más pequeño de puntos de datos disponibles para las inundaciones con aguas externas (figura 6), pero existe una gráfica análoga para las inundaciones con aguas externas del intervalo semejante al de Alaska (API entre 17 y 23° API) que muestran el mismo tipo de "punto ideal" a una recuperación pre- inundación con agua para aproximadamente el 2 % de la recuperación del OIP original previo al inicio de la inundación con el agua.

Para incrementar una tendencia de EUR mínima que es observada con la producción de 1.5-3.0 % del petróleo en su lugar previo al inicio de la inundación con el agua en las inundaciones con agua semejantes a las de Alaska (canadiense) el intervalo de [permeabilidad * yacimiento/viscosidad (kh/µ 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4-100 mD-ft/cP))] para el petróleo de 17-23° API (figura 7) . Sin embargo, para los yacimientos con < 17° API (figura 8) la producción previo al inicio de la inundación con el agua aparentemente no es perjudicial para el EUR. Las inundaciones con aguas periféricas "externas" muestran el punto ideal en EUR con 1.5-2.5 % del petróleo en el lugar producido previo al inicio de la inundación con el agua, aunque el número más pequeño de puntos para este caso redujo la certeza de la pre-producción del 2 % de OIP antes que comience la inundación con el agua - véase la figura 9.

Ejemplo 2 - Efecto de volumen de inyección (VRR) La figura 9 muestra que existe una correlación entre la fracción de la subinyección del yacimiento y la EUR. El parámetro del eje x es la fracción de inyección ponderada por el volumen cuando la VRR es menor que 0.95. La figura 9 es una gráfica de las inundaciones con agua semejantes a Alaska (Canadiense) "internas" en donde la kh/µ es de 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4-100 mD-ft/cP) . El punto ideal de las EURs mínimas incrementadas observadas cuando la fracción de la inyección es menor que 0.95 es semejante al incremento del punto ideal en la EUR mínima observada con la fracción de la recuperación del petróleo previo al inicio de la inundación con el agua (figuras 1-7) . En ambos casos existe una ventana de punto ideal mínimo de EUR. Por la investigación de las inundaciones con agua internas y la agrupación de los datos por API, un punto ideal de un incremento en la EUR mínima es observado. Véase la figura 10 para < 17° API y la figura 11 para 17 a 23° API. La figura 10 muestra que aún los petróleos más pesados (densidad API < 17°) tienen un incremento en la curva de la tendencia de recuperación de EUR mínima cuando un 30 % hasta 50 % de la inyección ocurre con la VRR < 0.95. El punto ideal para las inundaciones con agua canadienses semejantes a las de Alaska "internas" de 17-23° API y kh/µ 0.42-30 m2.m/Pa.s (1.4 hasta 100 mD-ft/cP) muestra un incremento semejante en EUR que ocurre cuando la VRR < 0.95 para entre 15 hasta 30 % del volumen de inyección acumulativo .

Ejemplo 3 - Efecto de la VRR acumulativa Es importante distinguir la recomendación de períodos de subinyección a partir de la subinyección total. La figura 12 gráfica la EUR contra la VRR acumulativa para una variedad de inundaciones con agua "internas". Un intervalo de VRR acumulativa desde 0.6 hasta 1.25 muestra una EUR generalmente mejor que las inundaciones con agua fuera de este intervalo, aunque una VRR acumulativa de 0.93 hasta 1.11 muestra una EUR significativamente mejorada que las inundaciones con agua con la VRR acumulativa < 0.93 o una VRR acumulativa > 1.11. Por consiguiente, aunque estos datos del ejemplo 2 sugieren que los períodos de subinyección beneficiarán las inundaciones con agua del petróleo pesado, los datos del ejemplo 3 sugieren que la VRR acumulativa total necesita ser equilibrada para resultados óptimos. Por ejemplo, una inundación que tiene una fracción del volumen de subinyección del 20 % podría inyectar, digamos, 20,000 m3 de agua a una VRR < 0.95 y 80,000 m3 de la inyección con agua a una VRR > 0.95, con el volumen de inyección para la VRR > 0.95 que es suficiente para establecer la VRR total ~ 1.0.

Ejemplo 4 - Remedio para la elevación de WOR por la operación a VRR < 1 Inicialmente , la ventaja de desplazar el petróleo con el agua utilizando una VRR menor que uno es demostrada en el laboratorio. Un recipiente de 1.524 metros (cinco pies) de longitud con una sección transversal de 25.40 cm (10 pulgadas) por 25.40 cm (10 pulgadas) se llena con arena de 4 Darcy y se satura con agua. La saturación con agua es reducida entonces a las condiciones residuales por el desplazamiento con el petróleo tomado de una formación de Alaska que contiene petróleo, que tiene una densidad API de menos de 20. El agua producida a partir de la misma formación es inyectada en un extremo del recipiente y el petróleo, el agua y el gas fueron producidos desde el otro extremo del recipiente a 1.524 metros (cinco pies) distancia. El petróleo empleado es saturado con gas metano a 98.52 kg/cm2 (1400 libras/pulgada cuadrada (psi) ) y el petróleo tiene una GOR de la solución inicial de 35 m3 gas/m3 petróleo. La presión de partida inicial es de 105.56 kg/cm2 (1500 psi), y a temperatura ambiente, 22 °C. Un procedimiento es desarrollado para crear inicialmente una ruta de comunicación reproducible desde la localización de entrada hasta la localización de salida del recipiente. Durante la creación de la ruta de comunicación, la velocidad de inyección del agua subsiguiente y la velocidad de producción de los fluidos, son controladas para crear diferentes VRRs, en la corrida "A" la VRR es de 1.0 y en la corrida "B" la VRR es ajustada a 0.7. En cada corrida, la velocidad de inyección del agua es continuada durante aproximadamente 35 horas. Inicialmente , la OR en cada corrida es de 0. Los datos obtenidos de cada corrida son ilustrados en la figura 13.

La figura 13 ilustra el comportamiento reproducible de la ruta de comunicación inicial, creada en las primeras siete horas, para las corridas A y B. En estas corridas, la velocidad de inyección es mantenida constante en un litro por hora para la vida útil de cada corrida. Inicialmente, la velocidad de producción para cada corrida es mantenida en un litro por hora, sin embargo, después de siete horas en la corrida "A" la producción de los fluidos es mantenida a la misma velocidad de un litro por hora (a VRR = 1) , mientras que en la corrida B la producción de los fluidos es incrementada a 1.4 litros por hora (una VRR = 0.7) . A partir de la figura 13 se observa que una recuperación acumulativa más elevada que el 20 % se puede lograr con una VRR = 0.7. Esta es una mejora significativa en la recuperación esencialmente sin el incremento de los costos.

De acuerdo con la invención, la producción del campo puede ser llevada a cabo a una VRR de 1 para un período de tiempo hasta que la WOR excede 1. En este punto, la VRR es ajustada a una VRR de 0.7 y esta operación es mantenida hasta que la GOR alcanza un nivel predeterminado, por ejemplo, menor que 10 veces la GOR de la solución inicial, y más típicamente desde 2-3 veces la GOR de la solución inicial. En este punto, la VRR es ajustada nuevamente a una VRR de 1 y mantenida a este nivel hasta que la WOR excede 1 nuevamente, en tal punto la VRR es ajustada nuevamente a una VRR de 0.7 y etcétera. Esta ciclización de la operación desde una VRR de aproximadamente 1 o mayor hasta una VRR de menos de 0.95 (tal como 0.7) continua hasta que la energía intrínseca del yacimiento es utilizada suficientemente y una recuperación mejorada ya no es obtenida. Después de esto, otros métodos pueden ser utilizados para obtener una recuperación adicional del petróleo.

Ejemplo 5 - Aplicación a un campo comprendido de unidades hidráulicas Un campo comprendido de una pluralidad de unidades hidráulicas que están aisladas cada una hidráulicamente entre sí, se somete a continuación a una inundación con agua que tiene períodos cíclicos de sobreinyección y subinyección de acuerdo con la invención. El petróleo en cada unidad es semejante en que varía desde 18-22° API. La permeabilidad del yacimiento rocoso que contiene petróleo, principal, es de 100-150 mD y la kh/µ 2.5 hasta 100.

La unidad hidráulica (HU-10) es una de un número de tales unidades hidráulicas utilizadas en la prueba, y consiste de 10 pozos productores y 8 pozos inyectores con una cadena doble de tuberías, más 4 pozos inyectores con cuatro tuberías sencillas con intervalos múltiples de inyección. El factor de recuperación proyectado es de 16 % de OIP. Los productores tienen elementos laterales dobles con cada elemento lateral que es de 914.4 hasta 1,524.0 metros (3,000 hasta 5,000 pies) de longitud. Estos son complementados en un yacimiento a una profundidad de 1,219.20 metros (4000 pies) verticales verdaderos (TVD) y una temperatura del yacimiento de 23.89-26.67 °C (75-80 °F) con una viscosidad de 20-100 cp. Entre dos productores con sus elementos laterales de aproximadamente 908 metros (2,000 pies) de separación, existen dos pozos inyectores verticales. Los pozos inyectores son complementados con cadenas de tuberías largas y cortas. Esto permite el control de la inyección del agua dentro de cada intervalo.

Los datos de producción para HU-10 son mostrados en la figura 14. La reducción de la VRR (un período de subinyección en donde una VRR de < 0.95 es empleada) después de una producción acumulativa de aproximadamente 5500 MBO, que es coincidente con la estabilización del corte de agua a aproximadamente 0.5, es necesario a causa de la introducción de agua inicial agravada por el uso de velocidades de inyección del agua inicialmente elevadas cuando la producción acumulativa es menor que 5000 MBO en un esfuerzo por alcanzar una VRR acumulativa de 1.0. Las velocidades de inyección elevadas iniciales conducen a una VRR > 1.0 y es lograda por la inyección arriba del gradiente de fractura. Sin embargo, el inyector empezó a abrirse paso prematuramente hacia los productores, y la operación del campo es modificada entonces de acuerdo con un aspecto de la invención para aliviar este problema. Las curvas muestran que por la operación después del período inicial de sobreinyección (la VRR promedio de hasta aproximadamente 1.4), seguido por un período de subinyección (la VRR promedio desciende hasta 0.6 como es ilustrado por la flecha en la figura 14) y luego de regreso a un período de sobreinyección (VRR promedio de hasta 1.35), que permite que la OR se estabilice y fluctúe alrededor de un corte de agua del 50 % para la producción acumulativa del petróleo de un valor mayor que 5500 MBO.

Una operación semejante es llevada a cabo en las otras unidades hidráulicas en el campo. Cada productor en una unidad hidráulica tiene su EUR específica que es estimada por los métodos de análisis de la declinación bien conocidos, con la EUR para una unidad hidráulica individual, tal como HU10, que es la suma de estas EURs del pozo productor individual dentro de esta unidad hidráulica. La figura 15 es una gráfica de la fracción del volumen de inyección a una VRR < 0.95 contra la EUR para cada unidad hidráulica. Tomando la recuperación mínima observada en la figura 15 para cada unidad hidráulica, el fenómeno de la EUR incrementada ocurre cuando 15 % a 30 % del volumen acumulativo del agua de inyección es llevada a cabo a una VRR < 0.95.

Las modalidades específicas anteriores de la invención ilustran un número de puntos. Por ejemplo, el beneficio de incrementar la EUR mínima puede ocurrir cuando la producción de pre- inundación con agua ha sido limitada a 1 hasta 4 % de OIP (la pre-producción óptima es dependiente de la densidad API) . Si este nivel de pre-producción es excedido, se cree (y sin que se desee que esté limitado por la teoría) que la presión del yacimiento se reducirá y provocará que la saturación con el gas exceda la saturación del gas crítica. Las burbujas del gas salen de la solución, se depositan por coalescencia, y fluyen hasta los pozos de producción. Se cree que esta producción del gas excesivo remueve una fuente mayor potencial de energía desde el yacimiento que, si de otra manera se mantiene dentro del yacimiento, podría ayudar con la expulsión del petróleo y el incremento de la EUR. Cuando la pre-producción está limitada y seguido por una inundación con agua balanceada como se describe aquí, la saturación con un gas crítico no es alcanzada y el gas en exceso no es producido. Reteniendo el gas en la solución, se cree que la formación de una emulsión de gas-petróleo es promovida, la cual es entonces extraída del yacimiento por la inundación con el agua. Sin embargo, se cree que una VRR que es consistentemente < 1.0, es decir, una que no está balanceada para que esté dentro de una VRR acumulativa designada como se describió anteriormente, unida con la pre-producción permite que la presión del yacimiento se reduzca hasta el punto en donde la saturación con el gas crítico es alcanzada. El yacimiento produce entonces a una GOR elevada, un gas excesivo es producido, y se cree que la energía asociada con la expansión de este gas producido se pierde conduciendo a una pérdida de reservas recuperables. Por lo tanto, es imperativo limitar la producción de la pre-inundación con agua y luego iniciar una inundación con agua balanceada con una VRR acumulativa ~ 1.0, un intervalo desde 0.6 hasta 1.25 o particularmente desde 0.93 hasta 1.11, para maximizar la recuperación.

Los períodos de subinyección (la VRR < 0.95) que son seguidos con períodos de inyección incrementada ( sobreinyección) de modo que la VRR acumulativa sea ~ 1.0, es decir, un intervalo desde 0.6 hasta 1.25 o particularmente desde 0.93 hasta 1.11, contribuyen a los incrementos en la EUR por lo que se cree que va a ser el mismo mecanismo. Como con el límite de pre-producción previo a la inundación con el agua, una VRR de < 0.95 se cree que permite que la presión de yacimiento se reduzca y promueva la formación de una emulsión de gas-petróleo. Después de la formación de la emulsión del gas-petróleo con la VRR inferior, es necesario incrementar la VRR de modo que la VRR acumulativa - 1.0 como se describió previamente. Esta inyección con agua incrementada recolecta la emulsión de gas-petróleo que ha sido generada dentro del yacimiento hasta los productores. Esto también estabiliza las emulsiones de gas-petróleo manteniendo la presión del yacimiento arriba del punto de burbujeo mientras que la emulsión es producida fuera del yacimiento. Durante los períodos en donde la VRR < 0.95, se cree que una emulsión de gas-petróleo espumosa es creada y se expande hacia las áreas de recolección en donde es llevada hasta el productor por el agua inyectada. Después que el vacío del yacimiento acumulativo es llevado de nuevo al equilibrio, la etapa es ajustada para el ciclo que va a ser repetido como se describió previamente aquí.

Las mismas características del petróleo pesado conocidas para apoyar la información del petróleo así llamado espumoso en la producción en frío - viscosidad elevada y la presencia de agentes tensioactivos naturales -se cree que estimulan la formación del petróleo espumoso durante la inundación con agua del petróleo pesado. En general, las inundaciones con agua de las emulsiones de gas-petróleo están en los yacimientos con petróleos menos viscosos que aquellos producidos por la producción de petróleo frío espumoso solamente. Por lo tanto, las saturaciones con gas y las presiones del yacimiento en donde el gas empieza a coalescer son más elevadas para las inundaciones con agua de la emulsión de gas -petróleo que para la producción del petróleo frío espumoso, pero el proceso de formación de las emulsiones de gas-petróleo es el mismo. En la producción del petróleo frío espumoso las emulsiones de gas-petróleo tienden a ser más estables a causa de que los petróleos más pesados que en las inundaciones con agua de la emulsión de gas-petróleo, y las emulsiones de gas-petróleo espumosas fluyen a la presión baja del productor. En las inundaciones con agua de la emulsión de gas-petróleo, la emulsión, siempre que las presiones del yacimiento sean mantenidas arriba del punto en donde ocurre la saturación del gas crítica, se cree que va a ser recolectada del yacimiento por el agua inyectada. Sin embargo, también se cree que si la presión del yacimiento se deja que se reduzca hasta el punto en donde las burbujas de gas están depositándose por coalescencia, las burbujas de gas se conectan de manera semejante, la emulsión de gas-petróleo se colapsa, y la eficiencia de recuperación total de la inundación con agua de la emulsión de' gas-petróleo se reduce .

En una modalidad, un procedimiento operativo para la producción óptima de las inundaciones con agua tanto "interna" como "externa" es virtualmente idéntica para los yacimientos en donde la densidad de API del petróleo es > 17°. La pre-producción de una fracción específica del OIP (dependiente de la densidad API) previo al inicio de la inundación con agua; no pre-produzca una cantidad ya sea demasiado pequeña o demasiado grande. El establecimiento del sub-vacío inicial de la pre-producción con una VRR ligeramente más grande que 1.0 hasta 1.2 (por ejemplo 1.05 hasta 1.1) con un objetivo de la VRR acumulativa de 0.93 hasta 1.11. Esto se cree que va a ser importante para estabilizar las emulsiones de gas-petróleo que han sido creadas. Cuando la VRR acumulativa es de aproximadamente 1.0 y la emulsión de gas-petróleo ha sido estabilizada y la WOR después de esto se incrementa hasta un valor arriba de 1, la VRR debe ser ajustada entonces hasta abajo de 0.95 hasta que la GOR empiece a incrementarse arriba de la GOR de la solución inicial para el yacimiento, tal como una GOR de al menos 2 veces la GOR de la solución inicial, y más particularmente al menos 5 veces la GOR de la solución inicial. Permitiendo que la GOR se eleve, tal como al menos 2 veces la GOR de la solución, se permite que la energía inherente del yacimiento, debido al gas en solución, promueva la formación de las emulsiones espumosas de gas-petróleo y/o las emulsiones de agua en petróleo para la inundación con agua más efectiva. Sin embargo, las cantidades excesivas de subinyección a una VRR < 0.95 pueden conducir al uso ineficiente de tal energía del yacimiento y una producción de gas excesiva. Una vez que la GOR alcanza un punto deseado, tal como una GOR de al menos 2 veces la GOR de la solución, entonces la VRR es ajustada para proporcionar la sobreinyección, tal como una VRR de 1 hasta 1.2 hasta que la VRR acumulativa está dentro del intervalo deseado de 0.93 y 1.11, típicamente se tiene como objetivo una VRR acumulativa de aproximadamente 1. Este período de sobreinyección es mantenido hasta que la WOR nuevamente se incrementa hasta un nivel deseado, tal como una WOR mayor que 1. Los ciclos de reducción de la VRR abajo de 0.95 durante un período de tiempo y luego aumentando la VRR para que componga la VRR acumulativa es repetida entonces deseablemente para uno o más ciclos cuando lo permitan las características económicas para la operación continua del yacimiento.

Inundaciones con agua de 17-23° API • Pre-producción de 1.5 hasta 2.5 % de OIP antes del inicio de la inundación con el agua • Objetivo de 15 a 30 % del volumen de inyección que va a ser inyectado a VRR < 0.95 • VRR acumulativa objetivo de 0.93 hasta 1.11 para las inundaciones con agua "internas" .

Inundaciones con agua de < 17° API • La pre-producción hasta 8 % del OIP no es perjudicial para EUR • Objetivo de 30 hasta 50 % del volumen de inyección que va a ser inyectado a VRR < 0.95.

Aunque los métodos descritos aquí no requieren la asistencia del uso de agentes externos, tales como agentes viscosificantes, agentes emulsionadores de polímeros y semejantes como se mencionó previamente, se cree que su uso puede promover o mantener de otra manera lo efectos de la emulsión dentro de la formulación y por esto facilitar la práctica de la invención por la estabilización de las emulsiones comprendidas de uno o más del petróleo, el gas y el agua. Además, utilizando el agua de inyección de una salinidad relativamente baja en comparación con el agua producida de la formación, tal como se describe generalmente en la patente U.S. No. 7,455,109, también puede mejorar los mismos efectos o unos semejantes.

De la descripción detallada previamente de las modalidades específicas, debe ser evidente que se han descrito métodos y sistemas patentables . Aunque las modalidades específicas de la descripción han sido descritas aquí con algún detalle, esto se ha hecho solamente para los propósitos de descripción de varias características y aspectos de los métodos y sistemas, y no está propuesta para que sea limitativa con respecto al alcance de los métodos y sistemas. Está contemplado que varias substituciones, alteraciones, y/o modificaciones, incluyendo pero sin estar limitado a aquellas variaciones de implementación que pueden haber sido sugeridas aquí, se pueden hacer a las modalidades descritas sin apartarse del alcance de las reivindicaciones anexas. Las enseñanzas de las porciones relevantes de las patentes y publicaciones citadas aquí anteriormente, son incorporadas aquí para referencia.

Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (48)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Un método para la recuperación del petróleo y otros fluidos de la formación de un yacimiento que comprende un yacimiento rocoso que contiene petróleo y que tiene al menos un pozo de producción y al menos un pozo de inyección y llevando a cabo operaciones de producción secundarias utilizando un fluido de desplazamiento, y en donde el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de < 30° API, caracterizado porque comprende las etapas de: (a) sobreinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío desde 0.95 hasta 1.11 hasta que los fluidos producidos alcancen una relación de agua con respecto al petróleo de al menos 0.25; y (b) subinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío de < 0.95 hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo de al menos 2 veces la relación del gas con respecto al petróleo de la solución del petróleo inicial producido a partir del pozo, en donde durante la inyección del agua una relación de reemplazo del vacío acumulativa es mantenida dentro de un intervalo de 0.6 hasta 1.25.

2. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende una etapa (c) , en donde las etapas (a) y (b) son repetidas una o más veces.

3. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de 17 a 30° API y en donde 1 a 4 % del petróleo original en el lugar es producido desde el yacimiento previo a que comience la inyección del agua en el yacimiento rocoso.

4. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de 17 a 23° API y en donde 1.5 a 3 % del petróleo original en el lugar es producido desde el yacimiento previo a que comience la inyección del agua en el yacimiento rocoso.

5. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de < 17° API y en donde hasta 8 % del petróleo original en el lugar es producido a partir del yacimiento previo a que comience la inyección del agua en el yacimiento rocoso.

6. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa (a) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío mayor que 1 hasta 1.11.

7. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa (a) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.95 hasta 1.

8. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa (a) el agua es inyectada hasta que la relación del agua con respecto al petróleo es mayor que 1.

9. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.5 hasta 0.85.

10. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.6 hasta 0.8.

11. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo de al menos 5 veces la relación del gas con respecto al petróleo de la solución del petróleo inicial producido a partir del pozo.

12. Un método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el volumen acumulativo del agua que es inyectado en el yacimiento rocoso cuando la relación de reemplazo del vacío es menor que 0.95 está en el intervalo de 15 a 30 % basado en el volumen acumulativo total del agua que es inyectado en el yacimiento.

13. Un método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el volumen acumulativo del agua que es inyectada en el yacimiento rocoso cuando la relación de reemplazo del vacío es menor que 0.95 está en el intervalo de 15 a 30 % basado en el volumen acumulativo total del agua que es inyectada en el yacimiento.

14. Un método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el volumen acumulativo del agua que es inyectada en el yacimiento rocoso cuando la relación de reemplazo del vacío es menor que 0.95 está en el intervalo de 30 a 50 % basado en el volumen acumulativo total del agua que es inyectado en el yacimiento.

15. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el valor de Kh/µ para el yacimiento está en el intervalo de 1.2 hasta 100 mD-ft/cP en donde K es la permeabilidad promedio del yacimiento rocoso en milidarcies, h es la altura del intervalo de producción del yacimiento en pies, y µ es la viscosidad del petróleo a las condiciones del yacimiento en centipoises.

16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque durante la sobreinyeccion la relación de reemplazo del vacío acumulativa es ajustada para que esté dentro de un intervalo desde 0.93 hasta 1.11.

17. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque durante la sobreinyeccion la relación de reemplazo del vacío acumulativa es ajustada para que esté dentro de un intervalo desde 0.95 hasta 1.05.

18. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la relación del agua con respecto al petróleo es de al menos 0.4.

19. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la relación del agua con respecto al petróleo es de al menos 0.75.

20. Un método para la recuperación del petróleo y otros fluidos de la formación de un yacimiento que comprende un yacimiento rocoso que contiene petróleo y que tiene al menos un pozo de producción y al menos un pozo de inyección y llevando a cabo operaciones de producción secundarias utilizando un fluido de desplazamiento, y en donde el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de 17 a 30° API, caracterizado porque comprende las etapas de: (a) producir 1 a 4 % del petróleo original en el lugar desde el yacimiento previo al comienzo de la inyección del fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso; (b) sobreinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío desde 0.95 hasta 1.11 hasta que los fluidos producidos alcancen una relación de agua con respecto al petróleo de al menos 0.25; y (c) subinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío de < 0.95 hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo de al menos 2 veces la relación del gas con respecto al petróleo de la solución del petróleo inicial producido a partir del pozo, en donde durante la inyección del fluido de desplazamiento una relación de reemplazo del vacío acumulativa es mantenida dentro de un intervalo de 0.6 hasta 1.25.

21. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque además comprende una etapa (d) en donde las etapas (b) y (c) son repetidas una o más veces.

22. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de 17 a 23° API y en donde 1.5 a 3 % del petróleo original en el lugar es producido desde el yacimiento previo a que comience la inyección del agua en el yacimiento rocoso.

23. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío mayor que 1 hasta 1.11.

24. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.95 hasta 1.

25. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada hasta que la relación del gas con respecto al petróleo sea mayor que 1.

26. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.5 hasta 0.85.

27. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.6 hasta 0.8.

28. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo de al menos 5 veces la relación del gas con respecto al petróleo de la solución del petróleo inicial producido a partir del pozo.

29. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el volumen acumulativo del agua que es inyectada en el yacimiento rocoso cuando la relación de reemplazo del vacío es menor que 0.95 está en el intervalo de 15 a 30 % basado en el volumen acumulativo total del agua que es inyectado en el yacimiento.

30. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque el valor de Kh/µ para el yacimiento está en el intervalo de 1.2 hasta 100 mD-ft/cP en donde K es la permeabilidad promedio del yacimiento rocoso en milidarcies, h es la altura del intervalo de producción del yacimiento en pies, y µ es la viscosidad del petróleo a las condiciones del yacimiento en centipoises.

31. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque durante la sobreinyección la relación de reemplazo del vacío acumulativa es ajustada para que esté dentro de un intervalo desde 0.93 hasta 1.11.

32. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque durante la sobreinyección la relación de reemplazo del vacío acumulativa es ajustada para que esté dentro de un intervalo desde 0.95 hasta 1.05.

33. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque la relación del agua con respecto al petróleo es de al menos 0.4.

34. Un método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque la relación del agua con respecto al petróleo es de al menos 0.75.

35. Un método para la recuperación del petróleo y otros fluidos de la formación de un yacimiento que comprende un yacimiento rocoso que contiene petróleo y que tiene al menos un pozo de producción y al menos un pozo de inyección y llevando a cabo operaciones de producción secundarias utilizando un fluido de desplazamiento, y en donde el petróleo producido tiene una densidad en el intervalo de < 17° API, caracterizado porque comprende las etapas de: (a) producir hasta 8 % del petróleo original en el lugar desde el yacimiento previo al comienzo de la inyección del fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso; (b) sobreinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío desde 0.95 hasta 1.11 hasta que los fluidos producidos alcancen una relación de agua con respecto al petróleo de al menos 0.25; y (c) subinyectar el fluido de desplazamiento en el yacimiento rocoso a una relación de reemplazo del vacío de < 0.95 hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo de al menos 2 veces la relación del gas con respecto al petróleo de la solución del petróleo inicial producido a partir del pozo, en donde durante la inyección del fluido de desplazamiento una relación de reemplazo del vacío acumulativa es mantenida dentro de un intervalo de 0.6 hasta 1.25.

36. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque además comprende una etapa (d) , en donde las etapas (b) y (c) son repetidas una o más veces.

37. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío mayor que 1 hasta 1.11.

38. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque en la etapa (b) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.95 hasta 1.

39. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada hasta que la relación del gas con respecto al petróleo es mayor que 1.

40. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.5 hasta 0.85.

41. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada a una relación de reemplazo del vacío desde 0.6 hasta 0.8.

42. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque en la etapa (c) el agua es inyectada hasta que los fluidos producidos tengan una relación del gas con respecto al petróleo de al menos 5 veces la relación del gas con respecto al petróleo de la solución del petróleo inicial producido a partir del pozo.

43. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque el volumen acumulativo del agua que es inyectada en el yacimiento rocoso cuando la relación de reemplazo del vacío es menor que 0.95 está en el intervalo de 30 hasta 50 % basado en el volumen acumulativo total del agua que es inyectada en el yacimiento.

44. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque el valor de Kh/µ para el yacimiento está en el intervalo de 1.2 hasta 30 m2.m/Pa.s (100 mD-ft/cP) en donde K es la permeabilidad promedio del yacimiento rocoso en milidarcies , h es la altura del intervalo de producción del yacimiento en pies, y µ es la viscosidad del petróleo a las condiciones del yacimiento en centipoises.

45. El método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque durante la sobreinyección la relación de reemplazo del vacío acumulativa es ajustada para que esté dentro de un intervalo desde 0.93 hasta 1.11.

46. El método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque durante la sobreinyección la relación de reemplazo del vacío acumulativa es ajustada para que esté dentro de un intervalo desde 0.95 hasta 1.05.

47. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque la relación del agua con respecto al petróleo es de al menos 0.4.

48. Un método de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado porque la relación del agua con respecto al petróleo es de al menos 0.75.