MX2013013368A - Metodo para inyectar agua de baja salinidad. - Google Patents

Abstract

Métodos, aparatos e instrucciones legibles por ordenador para determinar la efectividad de, y para realizar, una inundación con agua de baja salinidad. Un valor de distancia de difusión de los iones se determina sobre la base de la tasa de difusión de los iones en el interior de la roca de un yacimiento y el tiempo de residencia del agua de inundación en el interior del yacimiento. El espesor de las capas del yacimiento se compara con este valor de difusión de los iones para determinar la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad y también para posibilitar el control efectivo de una inundación con agua y para ayudar a la determinación de ubicaciones de pozos.

Description

MÉTODO PARA INYECTAR AGUA DE BAJA SALINIDAD CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a sistemas y métodos para determinar la efectividad de, y para realizar, una inundación con agua de baja salinidad en un yacimiento con contenido en hidrocarburos. En particular, la presente invención se refiere a sistemas y métodos para su uso cuando el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y en el que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de ba a salinidad está presente en su interior.

' Estado de la Técnica Un yacimiento con contenido en hidrocarburos habitualmente adopta la forma de una pluralidad de capas de arenisca intercaladas con capas de esquisto. Las capas de arenisca tienen suficiente porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos (por ejemplo petróleo y agua). Habitualmente el petróleo está contenido en poros de la formación de roca. Por el contrario, las capas de esquisto son relativamente impermeables a estos fluidos.

Se sabe que solo una porción del petróleo crudo total presente en un yacimiento puede recuperarse durante un proceso de recuperación primario, dando como resultado este proceso primario la recuperación de petróleo bajo la energía natural del yacimiento. Por lo tanto, a menudo se usan técnicas de recuperación secundarias para sacar petróleo adicional del yacimiento. Un ejemplo de una técnica de recuperación secundaria es sustituir directamente el petróleo con un fluido de desalojo (al que también se hace referencia como fluido de inyección), normalmente agua o gas.

También pueden usarse técnicas de recuperación de petróleo potenciada (EOR). El fin de tales técnicas de EOR no es solo restablecer o mantener la presión del yacimiento (como se hace mediante las técnicas de recuperación secundarias típicas), sino también mejorar el desalojo del petróleo a partir del yacimiento, maximizando de ese modo la recuperación de petróleo a partir del yacimiento y minimizando la saturación de petróleo residual del yacimiento (el volumen de petróleo presente en el yacimiento).

La "inundación con agua" es uno de los métodos de recuperación secundaria con más éxito y que se usa más extensivamente. Se inyecta agua, bajo presión, en capas de roca del yacimiento a través de pozos de inyección. El agua inyectada tiene la función de mantener la presión del yacimiento, y barre el petróleo desalojado por delante de esta a través de la roca hacia unos pozos de producción de los cuales el petróleo se recupera. El agua que se usa en la inundación con agua es en general agua salina a partir de una fuente natural (tal como agua del mar) o puede producirse agua (es decir, agua que se separa del petróleo crudo en un instalación de producción) .

Además de la inundación con agua usando agua salina, es posible usar agua de inyección de salinidad más baja (por ejemplo, agua salobre tal como agua de estuario, o agua dulce tal como agua de rio, o agua de lago) . El uso de una inundación con agua de baja salinidad puede aumentar la cantidad de petróleo que se recupera en comparación con la que se recupera usando agua de alta salinidad debido a que el agua de baja salinidad es capaz de desalojar mejor el petróleo a partir del yacimiento.

Preferiblemente, el agua usada en una inundación con agua de baja salinidad habitualmente tiene un contenido de sólidos disueltos totales (TDS) en el intervalo de 500 a 12.000 ppm. También se prefiere que la razón del contenido de cationes multivalente total del agua de inyección de baja salinidad con respecto al contenido de cationes multivalente del agua de formación que está presente en las capas de arenisca del yacimiento es menor que 1. El uso de una inundación con agua de baja salinidad es particularmente beneficioso cuando el petróleo que está presente en las capas de arenisca del yacimiento ( habitualmente petróleo que se está adhiriendo a la superficie de la roca de arenisca) es un petróleo -medio o ligero que tiene una densidad según el American Petroleum Institute · (API) de por lo menos 15°, preferiblemente de por lo menos 20°, y por ejemplo una densidad API en el intervalo de 20° a 60°.

Durante una inundación con agua de ba a salinidad, el agua de inyección de baja salinidad se inyecta en, y fluye a través de las capas de arenisca del yacimiento. Por el contrario, poca agua fluye a través de las capas de esquisto relativamente impermeables. Por lo tanto, el petróleo se produce a partir de las capas de arenisca de alta permeabilidad mientras que unas cantidades de petróleo no signifipativas se producen a partir de las capas de esquisto de ba a permeabilidad. De hecho, el esquisto es a menudo tan impermeable que las capas de esquisto intercaladas del yacimiento permanecieron sin saturar con petróleo durante la migración del petróleo desde una roca fuente hasta las capas de arenisca del yacimiento. En su lugar, las capas de esquisto se saturan con agua congénita que es habitualmente de salinidad alta.

Se ha encontrado en la actualidad que, para yacimientos que tienen capas de arenisca y de esquisto intercaladas, el efecto de recuperación de petróleo progresiva que se consigue usando inundación con agua de ba a salinidad puede reducirse. Esto se debe a la difusión de los iones desde el agua congénita de salinidad más alta presente en el espacio de poros de las capas de esquisto en el agua de baja salinidad que está fluyendo a través de la capa de arenisca adyacente del yacimiento. Esta reducción en la recuperación es de particular interés cuando grandes volúmenes de agua congénita de alta salinidad residen en capas de esquisto que están intercaladas con las capas de arenisca del yacimiento y cuando las capas de arenisca intercaladas son relativamente delgadas .

El mecanismo de transferencia de masa dominante desde el agua congénita de las capas de esquisto al agua de baja salinidad que está fluyendo a través de las capas de arenisca adyacentes de un yacimiento es la difusión molecular, mediante lo cual los iones de sales se difunden desde el agua congénita en la capa de esquisto al agua de ba a salinidad en la capa de arenisca. Habitualmente, la difusión molecular de los iones de sales desde la capa de esquisto tiene lugar en una dirección sustancialmente ortogonal a la dirección de flujo del agua de baja salinidad a través de la capa de arenisca adyacente (es decir, en la dirección del gradiente de concent aciones).

La difusión de los iones de sales desde el agua congénita de salinidad más alta presente en el espacio de poros de las capas de esquisto puede reducir la efectividad de una inundación con agua de ba a salinidad mediante el aumento de la salinidad del agua que está fluyendo a través de las capas de arenisca. Por lo tanto, un ob eto de la invención es mejorar la efectividad de una inundación con agua de baja salinidad.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De acuerdo con por lo menos una realización de la invención, se proporcionan métodos, dispositivos, sistemas y soporte lógico para soportar o implementar funcionalidad para proporcionar una inundación con agua efectiva de un •yacimiento. Esto se consigue mediante una combinación de características que se enumeran en cada reivindicación independiente. Por consiguiente, las reivindicaciones dependientes disponen implementaciones más detalladas de la presente invención.

De acuerdo con un primer aspecto de la invención, se proporciona un método implementado por ordenador para determinar la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad en un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y está perforado por un pozo de inyección y un pozo de producción, comprendiendo la inundación con agua de baja salinidad inyectar agua de baja salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de ba a salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método: obtener un valor de distancia de difusión de los iones' a partir de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; y un valor de tiempo de residencia indicativo del tiempo que se requiere para que el agua de ba a salinidad pase desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción a través del yacimiento; comparar el espesor de las capas relativamente permeables con el valor de distancia de difusión de los iones obtenido; y usar un resultado de la comparación para generar una salida indicativa de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad.

La realización de una inundación con agua de baja salinidad requiere, entre otras cosas, una cantidad significativa de agua de baja salinidad, que en general no se encuentra disponible en abundancia. Esto quiere decir que es importante ser capaz de determinar una medida de lo efectiva que será la inundación con agua de baja salinidad. Una determinación de este tipo puede hacerse mediante la realización de una simulación de yacimiento detallada; no obstante, la realización de esto requiere una gran cantidad de recursos de cálculo, habitúalmente muchas horas de procesamiento usando un gran ordenador o ^superordenador' . Obteniendo el valor de distancia de difusión de los iones y comparando este con el espesor de las capas en el yacimiento, una salida indicativa de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad puede generarse usando unos recursos de cálculo reducidos de forma significativa. La salida puede asegurar que solo se realizan inundaciones con agua de baja salinidad efectivas, y por lo tanto que el suministro limitado de agua de baja salinidad se usa con un efecto máximo.

De acuerdo con un segundo aspecto de la invención, se proporciona un método implementado por ordenador de control de una inundación con agua de baja salinidad para un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y está perforado por un pozo de inyección y un pozo de producción, comprendiendo la inundación con agua de baja salinidad inyectar agua de baja salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método: obtener una velocidad objetivo sobre la base de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; una distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción; y un valor indicativo de un espesor de las capas relativamente permeables; y transmitir la velocidad objetivo obtenida a una unidad de control de un pozo de inyección.

Tal como se ha descrito en lo que antecede, es importante asegurar que una inundación con agua de ba a salinidad será efectiva. A pesar de que la efectividad de una inundación con agua de baja salinidad aumenta con la velocidad del agua, en general no es posible o deseable maximizar esta velocidad. En consecuencia, para que se realice una inundación con agua eficiente, es necesario encontrar un equilibrio entré la velocidad del agua de inundación, y la cantidad de hidrocarburos que se recuperan en la inundación con agua. Este equilibrio puede conseguirse mediante la determinación de una velocidad objetivo y el uso de esta velocidad objetivo para controlar la inyección en el yacimiento y controlar de este modo la velocidad de la inundación con agua.

De acuerdo con un tercer aspecto de la invención, se proporcion'a un método implementado por ordenador de determinación de ubicaciones de por lo menos un pozo de producción y por lo menos un pozo de inyección para un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y ha de perforarse por el por lo menos un pozo de inyección y por lo menos un pozo de producción, caracterizado por que el pozo de inyección está dispuesto para proporcionar una inundación con agua de baja salinidad que comprende inyectar agua de baja salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método: calcular un valor de distancia entre pozos sobre la base de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; un valor indicativo de un espesor de las capas relativamente permeables; y una velocidad a la que el agua de baja salinidad pasa a través del yacimiento; y usar el valor de distancia entre pozos para determinar las ubicaciones del por lo menos un pozo de inyección y el por lo menos un pozo de producción de tal modo que la distancia entre pozos entre dicho por lo menos un pozo de inyección y por lo menos un pozo de producción es menor que dicho valor de distancia entre pozos.

Perforar un pozo en un campo petrolífero requiere tiempo y recursos significativos, por lo tanto es deseable asegurar que la máxima distancia está presente entre pozos. No obstante, hay desventajas con tener una distancia tan grande, una de las cuales es que, en el caso de que se realizara una inundación con agua de baja salinidad, la efectividad se reducirá con el aumento de distancia entre pozos. Con el fin de conseguir un equilibrio, este aspecto de la invención calcula un valor de distancia entre pozos, sobre la base de los parámetros que afectarán a una inundación con agua de. baja salinidad, y usa este valor para determinar el posicionamiento de los pozos.

De acuerdo con aspectos adicionales de la invención, se proporcionan sistemas y aparatos para realizar los métodos que se han descrito en lo que antecede y soportes informáticos de lectura que almacenan instrucciones legibles por ordenador en los mismos para su ejecución en un sistema informático para implementar los métodos que se han descrito en lo que antecede. Características y ventajas adicionales de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción de realizaciones preferidas de la invención, dada solo a modo de ejemplo, que se hace con referencia a las .figuras adjuntas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS A continuación, se describirán sistemas y métodos realizaciones de la presente invención, solo a modo ejemplo, con referencia a las figuras adjuntas en las que: La figura 1 muestra un diagrama esquemático de un sistema de recuperación de petróleo y un yacimiento con respecto al cual son aplicables realizaciones de la invención; La figura 2 muestra un diagrama esquemático de un sistema de procesamiento en el que pueden funcionar realizaciones de la invención; La figura 3 muestra una representación gráfica que muestra la difusión de los iones; La figura 4 muestra un método implementado por ordenador de determinación de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad de acuerdo con una realización de la invención; La figura 5 muestra un método implementado por ordenador de control de una inundación con agua de baja salinidad de acuerdo con una realización de la invención; La figura 6 muestra un método implementado por ordenador de determinación de ubicaciones de los pozos de producción y de inyección de acuerdo con una realización de la invención; y La figura 7 muestra una representación gráfica que muestra resultados obtenidos por una realización de la invención en comparación con resultados obtenidos por una simulación de yacimiento detallada.

Descripción Detallada de Realizaciones Ilustrativas de la Invención La figura 1 es un diagrama de bloques esquemático que muestra una representación simplificada de un sistema de recuperación de petróleo crudo 100. Dentro del sistema está presente un yacimiento de múltiples capas. En este ejemplo, el yacimiento comprende una serie de capas permeables e impermeables intercaladas. Las capas permeables (en este ejemplo arenisca) contienen petróleo en los espacios de poros en el interior de la roca, y tienen por referencia 102, 104 y 106. Las capas impermeables (en este ejemplo esquisto) en general no contienen petróleo, y tienen por referencia 108, 110, 112 y 114. Por encima de la capa impermeable de arriba 108 se muestra una capa superficial generalizada 116 que puede comprender múltiples capas que no contienen petróleo, y (si el yacimiento es mar adentro) una capa de agua del marl La composición de estas capas no es relevante para este ej emplo .

Las capas permeables e impermeables constituyen el yacimiento. Perforando el yacimiento se encuentra un pozo de inyección, que comprende una estación de control 118 y un orificio de pozo 120; y un pozo de producción, que comprende una estación de control 122 y un orificio de pozo 124. Los pozos de inyección y de producción están separados por una distancia L tal como se muestra. ( Habitualmente hay muchos más pozos que los dos que se muestran en el presente caso; no obstante, en la presente realización a modo de ejemplo se muestran dos por simplicidad) .

Cada una de las capas permeables (102, 104 y 106) en el yacimiento tiene un espesor asociado (wl, w2 y w3 respectivamente). Como puede verse a partir de la figura, cada capa tiene un espesor diferente. Además, puede verse que la capa 102 tiene un espesor variable, siendo de espesor wl en el extremo del pozo de inyección, y de un espesor más estrecho wl' en el extremo del pozo de producción. Se hará referencia a este cambio en espesor posteriormente.

Cuando se encuentra en uso para una inundación con agua de baja salinidad, el pozo de inyección inyecta agua de baja salinidad como un fluido de inyección bajo presión en el yacimiento. El agua de ba a salinidad fluye a lo largo de cada una de las capas permeables 102, 104 y 106 tal como se muestra por las flechas. El agua de baja salinidad fuerza el petróleo en el yacimiento por delante de esta dando lugar a que se fuerce el petróleo desde el yacimiento al interior del orificio de pozo del pozo de producción (que se muestra de nuevo por las flechas). A partir de aquí, la presión del yacimiento, ayudada opcionalmente por unas bombas ubicadas en el orificio de pozo del pozo de producción, eleva el petróleo y el agua recibida a partir del yacimiento hasta la superficie en la que este puede almacenarse, refinarse y usarse .

Durante una inundación con agua de baja salinidad, el agua de inyección de baja salinidad puede pasarse de forma continua al interior del pozo de inyección y a las capas de arenisca de un yacimiento. No obstante, se prefiere que el agua de inyección de baja salinidad se pase en una o más porciones (a las que se hace referencia en lo sucesivo en el presente documento como "fracciones de liquido (slug)") de un volumen controlado, que normalmente se expresa en términos del "volumen de poros" o PV. La expresión "volumen de poros" se usa en el presente documento para indicar el volumen del espacio de poros en las capas de roca de arenisca entre un pozo de inyección y un pozo de producción y puede determinarse fácilmente por métodos conocidos por el experto en la materia. Tales métodos pueden incluir medir el tiempo necesario para que un trazador pase a través de las capas de arenisca desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción. El volumen barrido es el volumen barrido por el agua de inyección promediado a través de todas las trayectorias de flujo entre el pozo de inyección y el pozo de producción .

A pesar de que es posible continuar inyectando el agua de inyección de baja salinidad en el yacimiento, habitualmente el volumen de poros de la fracción de liquido de agua de inyección de baja salinidad se minimiza debido a que puede haber una capacidad de inyección limitada para el agua de inyección de baja salinidad debido a la necesidad de eliminar el agua salina producida (que se elimina por inyección en el yacimiento) . Por lo tanto, el volumen de la fracción de liquido de agua de inyección de baja salinidad es preferiblemente menor que 1, y puede ser, por ejemplo, menor que 0,5 PV. Por lo tanto, la fracción de líquido de agua de inyección de baja salinidad puede tener un volumen de poros en el intervalo de 0,2-0,9 PV, y más preferiblemente puede encontrarse en el intervalo de 0,3-0,45 PV.

Después de la inyección de una fracción de liquido de agua de inyección de baja salinidad, un agua de accionamiento (o de post-enrase) de contenido multivalente más alto de cationes y/o TDS más alta (es decir, salinidad alta), puede inyectarse en el yacimiento. Por ejemplo, el agua de accionamiento puede tener unos sólidos disueltos totales (TDS) de por lo menos 30.000 ppm, por ejemplo, 30.000 a 50.000 ppm y un contenido multivalente de cationes de por lo menos 350 ppm. Por el contrario, el agua en la fracción de líquido de baja salinidad habitualmente tiene un contenido de TDS en el Intervalo de 500 a 12.000 ppm. Una fracción de líquido de ba a salinidad de este tipo puede, tener un contenido multivalente de cationes de menor que 40 ppm.

El volumen de la fracción de líquido de agua de inyección de baja salinidad puede ser pequeño, pero la fracción de líquido sigue siendo capaz de liberar sustancialmente la totalidad del petróleo que pueda desalojarse de la superficie de los poros de la roca dearenisca bajo las condiciones del yacimiento. En general, el volumen ce la fracción de líquido de agua de inyección de baja salinidad es de por lo menos 0,2 PV, debido a que una fracción de líquido de un volumen más bajo tiende a disiparse en la roca de arenisca y puede no dar como resultado una producción de petróleo progresiva apreciable. También se ha encontrado que, cuando el volumen del agua de inyección de baja salinidad es de por lo menos 0,3 PV (y preferiblemente por lo menos 0,4 PV) , la fracción de líquido tiende a mantener su integridad en el interior de una roca de arenisca (es decir, esta no se dispersa en el interior de la roca) y por lo tanto continúa barriendo el petróleo desalojado hacia un pozo de producción. Por lo tanto, la recuperación de petróleo progresiva para un yacimiento que comprende capas de arenisca se aproxima a un valor máximo con una fracción de líquido de por lo menos 0,3-0,4 PV. Hay poca recuperación de petróleo progresiva adicional con fracciones de liquido de volumen más alto.

Cuando la fracción de liquido de agua de inyección de baja salinidad tiene un volumen de menor que 1 PV (es decir, la fracción de liquido de ba a salinidad no llenará el yacimiento, y necesitará que fluido de inyección de accionamiento, habitualmente agua de alta salinidad, se inyecte tras la misma), el agua de accionamiento asegurará que la fracción de liquido de volumen de poros fraccional de agua de baja salinidad (y por lo tanto el petróleo liberado) se barra a través del yacimiento hasta el pozo de producción. Además, puede requerirse la inyección del agua de accionamiento para mantener la presión en el yacimiento. Habitualmente, el agua de accionamiento tiene un volumen más grande que la fracción de liquido de agua de inyección de baja salinidad.

A pesar de que la fracción de liquido de agua de baja salinidad que se inyecta en las capas de arenisca que contienen petróleo del yacimiento es solo una fracción del volumen de poros, la fracción de liquido en general permanece intacta en el interior de la formación y continúa barriendo el petróleo desalojado hacia un pozo de producción. Sin que se desee quedar limitado por teoría alguna, se cree que, a pesar de que hay mezclado dispersivo (difusivo) entre el agua de accionamiento de salinidad más alta y el agua de ba a salinidad en la cola (parte posterior) de la fracción de liquido, hay poco mezclado dispersivo (difusivo) entre el agua de baja salinidad y el agua de formación en la parte frontal de la fracción de liquido. La razón por la que hay poco mezclado difusivo entre el agua de ba a salinidad y el agua de formación en la parte frontal de la fracción de liquido es que hay una reacción de intercambio iónico teniendo lugar entre los cationes monovalentes en la fracción de liquido de agua de baja salinidad y los cationes muítivalentes (de forma predominante, cationes divalentes) que están uniendo el petróleo residual a la superficie de la roca. Esto quiere decir que la fracción de liquido alcanza un estado estacionario que surge del hecho de que las velocidades de las concentraciones de iones son más bajas en el borde de entrada que en las porciones de salida (debido a la adsorción de intercambio iónico en el borde de entrada), y por lo tanto la fracción de liquido se aguza con la propagación. En términos matemáticos, esto surge debido a que la ecuación de difusión para el mezclado del agua de baja salinidad con el agua de formación que está presente en las capas de arenisca (que tiene términos de difusión para las concentraciones de los iones individuales en el agua de baja salinidad y los iones individuales en el agua de formación que dependen de la distancia y el tiempo) se equilibra mediante la adición de un término matemático extra que tiene en cuenta el intercambio iónico entre el agua de baja salinidad y la roca (sorción). Por estas razones, la fracción de liquido de agua de baja salinidad permanece intacta (no se mezcla sustancialmente con el agua de formación) a medida que la fracción de líquido se fuerza a través de las capas de arenisca por el agua de accionamiento de salinidad más alta inyectada subsiguientemente.

Durante una inundación con agua de ba a salinidad, el grado de difusión de los iones desde el agua de alta salinidad atrapada en las capas impermeables hasta el agua de baja salinidad, y por lo tanto el impacto del aumento resultante en la salinidad del agua inyectada de baja salinidad sobre la recuperación de petróleo progresiva depende de uno o más de los siguientes parámetros: 1. el caudal del agua de ba a salinidad a través de las capas permeables (de arenisca) del yacimiento de petróleo (expresado en general como una velocidad superficial, v); 2. la distancia entre pozos, L, entre el pozo de inyección que se usa para inyectar el agua de baja salinidad en el yacimiento de petróleo y el pozo de producción que se usa para producir petróleo a partir del yacimiento de petróleo; 3. coeficientes de difusión de sales en las capas impermeables (de esquisto); 4. el gradiente de concentraciones entre las sales disueltas que están presentes en el agua congénita de una capa de esquisto y las sales disueltas que están presentes en el agua de ba a salinidad que está fluyendo a través de la capa de arenisca adyacente; 5. el espesor de las capas de esquisto intercaladas del yacimiento de petróleo; 6. el espesor de las capas de arenisca intercaladas del yacimiento de petróleo; 7. la fracción del yacimiento de arenisca total hecho de capas de arenisca intercaladas e hidráulicamente conectadas delgadas en el interior de un yacimiento.

El caudal (v) y la distancia entre pozos (L) define el tiempo de residencia', t, del agua de ba a salinidad en la capa o capas de arenisca del yacimiento y por lo tanto el tiempo disponible para que los iones de sales se difundan desde una capa de esquisto al agua de baja salinidad que está fluyendo a través de una capa de arenisca adyacente del yacimiento. Por lo tanto, el tiempo de residencia, t, puede definirse como L / v en el que L es la distancia entre pozos entre ' los pozos de inyección y de producción y v es la velocidad superficial del agua de ba a salinidad en las capas de arenisca del yacimiento. Si el tiempo de residencia del agua de ba a salinidad en la capa de arenisca del yacimiento de petróleo es bajo, puede haber poca difusión de sales desde la capa de esquisto en el agua de baja salinidad y por lo tanto un aumento no significativo en el contenido en sólidos disueltos totales (TDS) del agua de baja salinidad y/o su concentración de cationes multivalentes . A la inversa, si el tiempo de residencia del agua de baja salinidad en el yacimiento es alto, puede haber una difusión de sales significativa en el agua de baja salinidad y un aumento significativo en el contenido de TDS del agua de baja salinidad y/o su concentración de cationes multivalentes.

Tal como se ha analizado en lo que antecede, el caudal del agua de baja salinidad a través de las capas de arenisca del yacimiento puede expresarse como una velocidad superficial, v, que se define como el caudal volumétrico del agua de baja salinidad a través de las capas de arenisca del yacimiento (que puede determinarse a partir de la tasa de inyección volumétrica) dividido por el área en sección transversal de las capas de arenisca. Como aproximación, la velocidad superficial se corresponde con la tasa de avance frontal del agua de baja salinidad en el yacimiento.

La velocidad superficial del agua de baja salinidad en las capas de arenisca de un yacimiento se encuentra habitualmente en el intervalo de 0,05 a 5 pies/día (0,015 a 1,5 metros/día ) y más a menudo se encuentra en el intervalo de 1 a 4 pies por día (0,3 a 1,2 metros/dia). No obstante, tal como se analiza en lo sucesivo, la velocidad superficial puede estar limitada por la permeabilidad de la roca de arenisca o la capacidad de inyección del yacimiento.

Las capas de arenisca intercaladas de un yacimiento pueden aislarse una de otra de tal modo que haya una única trayectoria de flujo para el agua de baja salinidad a través de cada capa de arenisca desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción. Como alternativa, las capas de arenisca de un yacimiento pueden estar hidráulicamente interconectadas debido a fracturas o defectos en las capas de esquisto o a que las capas de esquisto no sean contiguas con las capas de arena a lo largo de la totalidad de la distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción. En esta situación, el agua de inyección de ba a salinidad encuentra muchas trayectorias de flujo a través de las capas de arenisca hidráulicamente conectadas del yacimiento y es la velocidad superficial promedio del agua de baja salinidad a través de las capas de arenisca la que se determina.

Habitualmente, cada una de las capas de arenisca del yacimiento tiene una permeabilidad de por lo menos 1 milidarcy, y más a menudo por lo menos 500 milidarcy. En general, la permeabilidad de cada una de las capas de arenisca del yacimiento se encuentra en el intervalo de 1 a 1000 milidarcy. La permeabilidad de las capas de arenisca intercaladas del yacimiento puede determinarse, por ejemplo, a partir de unas mediciones realizadas en muestras de testigo tomadas del yacimiento usando técnicas convencionales. - La velocidad superficial para el agua de baja salinidad puede variar con la variación de permeabilidad de la roca de arenisca.

La velocidad superficial del agua de baja salinidad a través de las capas de arenisca del yacimiento también puede depender de la capacidad de inyección del yacimiento. La capacidad de inyección del yacimiento hace referencia a la tasa y presión a la que pueden inyectarse fluidos de inyección en un yacimiento a partir de un pozo de inyección sin fracturar hidráulicamente el yacimiento. Por lo tanto, la presión en el pozo de inyección debería estar por encima de la presión del yacimiento pero por debajo de la presión a la que comienzan a inducirse fracturas en la roca del yacimiento. La presión de inducción de fractura será específica del yacimiento y puede determinarse fácilmente usando técnicas bien conocidas por el experto en la materia. Dependiendo de la presión del yacimiento y la presión de inducción de fractura, la presión de inyección del agua de ba a salinidad puede encontrarse en el intervalo de 6.500 a 150.000 kPa absolutos, y de forma más especifica, 10.000 a 100.000 kPa absolutos (100 a 1000 bar absolutos). Por lo tanto, la velocidad superficial para el agua de ba a salinidad puede aumentarse mediante el aumento de la presión de inyección y por lo tanto la tasa a la que el agua de baja salinidad se inyecta en el yacimiento.

En el sistema de e emplo que se muestra en la figura 1 hay solo un pozo de inyección y un pozo de producción; no obstante, en otras realizaciones puede haber más de un pozo de inyección y más de un pozo de producción en el yacimiento. Los pozos pueden encontrarse en tierra o pueden encontrarse mar adentro.

En tierra, puede haber muchas diferentes disposiciones espaciales entre los pozos de inyección y los pozos de producción de un yacimiento. Por ejemplo, los pozos de inyección pueden encontrarse alrededor de un pozo de producción. Como alternativa los pozos de inyección pueden encontrarse en dos o más filas entre cada una de las cuales se encuentran pozos de producción. No obstante, con independencia de las disposiciones espaciales de los pozos, en general es el caso que la distancia entre pozos L entre cualquier pozo de inyección y su pozo o pozos de producción asociados es menor que 3000 pies. Habitualmente, la distancia entre pozos se encuentra en el intervalo de 1000 a 2000 pies. Disminuir la distancia entre pozos L entre un pozo de inyección y sus pozos de producción asociados reduce el tiempo de residencia del agua de baja salinidad en las capas de arenisca del yacimiento.

Mar adentro, hay habitualmente menos pozos de producción y pozos de inyección que dan como resultado una distancia entre pozos L más grande de, por ejemplo, 3000 pies, reduciendo de ese modo la capacidad de un operador para controlar el tiempo de residencia t del agua de baja salinidad en las capas de arenisca del yacimiento. Por consiguiente, puede ser necesario seleccionar un yacimiento para una inundación con agua de baja salinidad dependiente de uno o más de los otros parámetros que se han enumerado en lo que antecede.

Las realizaciones de la invención proporcionan sistemas informáticos, y métodos implementados por ordenador que pueden usarse para ayudar a la realización de una inundación con agua de baja salinidad tal como se ha descrito en lo que antecede con referencia a la figura 1. Para hacer esto, las realizaciones de la invención pueden incluir un sistema informático que e ecuta unos componentes de soporte lógico de inundación con agua de ba a salinidad (LSW) que posibilitan que el sistema: determine la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad en el yacimiento; controle una inundación con agua de baja salinidad en el interior del yacimiento; determine una estimada para la recuperación de hidrocarburos para una inundación con agua de ba a salinidad realizada en el yacimiento; y determine ubicaciones de los pozos de producción y de inyección de acuerdo con una realización de la invención.

El sistema informático puede encontrarse en un centro de planificación y control (que puede · encontrarse a una distancia sustancial con respecto al yacimiento, incluyendo en un país diferente). Como alternativa, el sistema informático puede ser parte de los sistemas de control del yacimiento, tal como las estaciones de control 118 y 122 tal como se muestra en la figura 1. Los componentes de soporte lógico de LSW pueden comprender una o más aplicaciones tal como se conocen en la técnica, y/o pueden comprender uno o más módulos suplementarios para el soporte lógico existente.

Un diagrama de bloques esquemático que muestra un sistema informático de este tipo se describirá a continuación con referencia a la figura 2. El sistema informático 200 comprende una unidad de procesamiento 202 que tiene un procesador, o CPU, 204 que está conectado con una memoria volátil (es decir, RAM) 206 y una memoria no volátil (tal como un disco duro) 208. Los componentes de soporte lógico de LSW 209, que portan instrucciones para implementar realizaciones de la invención, pueden almacenarse en la memoria no volátil 208. Además, la CPU 204 está conectada con una. interfaz de usuario 210 y una interfaz de red 212. La interfaz de red 212 puede ser una interfaz cableada o inalámbrica y está conectada con una red, representada por la nube 214. Por lo tanto, la unidad de procesamiento 202 puede estar conectada con sensores, bases de datos y otras fuentes y receptores de datos a través de la red 214.

En use, y de acuerdo con procedimientos convencionales, el procesador 204 recupera y ejecuta los componentes de soporte lógico de LSW 209 almacenados en la memoria no volátil 208. Durante la ejecución de los componentes de soporte lógico de LSW 209 (es decir, cuando el sistema informático está realizando las acciones que se han descrito en lo que antecede) el procesador puede almacenar datos de forma temporal en la memoria volátil 206. El procesador 204 también puede recibir datos (tal como se describe con más detalle en lo sucesivo), a través de la interfaz de usuario 210 y la interfaz de red 212, según se requiera para implementar realizaciones de la invención. Por ejemplo, los datos pueden introducirse por un usuario a través de la interfaz de usuario 210 y/o recibirse a partir de por e emplo un sensor remoto en un pozo de producción a través de la red 214 y/o pueden recuperarse de una base de datos remota a través de la red 214.

Estos datos pueden generarse y/o almacenarse de un número de formas conocidas por el experto. Por e emplo, los coeficientes de difusión (que se describen en lo sucesivo) pueden determinarse en un laboratorio a partir de una . muestra de testigo en relación con el yacimiento (usando procedimientos bien conocidos). Una vez determinados, estos datos pueden enviarse activamente a la unidad de procesamiento 202, o almacenarse en una base de datos para recuperarse según lo requiera la unidad de procesamiento 202. Las alternativas serán fácilmente evidentes para el experto.

Habiendo procesado los datos, el procesador 204 puede proporcionar una salida a través o bien de la interfaz de usuario 210 o bien de la interfaz de red 212. Si se requiere, la salida puede transmitirse a través de la red a estaciones remotas, tal como la estación de control para un pozo de inyección. Tales procedimientos serán fácilmente evidentes para el experto y por lo tanto no se describirán con detalle.

Ejemplos de los métodos implementados por ordenador mediante los cuales el sistema informático que se ha descrito en lo que antecede puede funcionar para implementar realizaciones de la invención se describirán en lo sucesivo; no obstante, para situar estos métodos en el contexto, los inventores de la presente invención describirán a continuación alguna información de trasfondo en relación con la difusión de los iones en el agua de ba a salinidad que está fluyendo a través de un yacimiento.

Los iones (por ejemplo iones de sales) pueden difundirse desde una capa de esquisto a una capa de arenisca intercalada adyacente con relativa lentitud, en comparación con un tiempo de residencia t típico para el agua de baja salinidad en las capas de arenisca del yacimiento. En consecuencia, puede considerarse que el gradiente de concentraciones, y por lo tanto la dirección de la difusión en las capas, es sustancialmente perpendicular a la frontera de esquisto-arenisca, y, en ese sentido, pueden considerarse que la difusión es unidimensional.

Además, puede considerarse que las capas de esquisto son de suficiente tamaño, y que tienen una concentración lo bastante alta de iones como para que se puedan modelar como una fuente ilimitada de iones. Dicho de otra forma, la fracción de liquido de agua de baja salinidad representa solo una pequeña fracción del volumen del agua congénita en las capas de esquisto. Una consecuencia de esto es que puede considerarse que la concentración de iones en la frontera entre el esquisto y la arenisca es constante.

Por último, la capa de arenisca puede considerarse un medio semi infinito; es decir, la porción de la capa en cuestión está limitada en un lado por el esquisto, pero se extiende hasta el infinito a partir de aquí. Esto es una aproximación, debido a que la capa de arenisca estará limitada en el otro lado (lo más probablemente, por otra capa de esquisto), no obstante, esto es válido para los ejemplos dados .

Una expresión analítica para la difusión unidimensional de los iones a partir de una fuente de composición constante en un medio poroso semi-infinito de ba a permeabilidad (por ejemplo desde el esquisto a la roca de arenisca) viene dada por la siguiente solución unidimensional a la ley de Fick: (Ecuación 1) en la que z es la distancia (profundidad) dentro de la arenisca medida a partir de la superficie límite de la arenisca y el esquisto, C0 es la concentración del ión en z = 0 (es decir, la concentración en la capa de esquisto), Da es la difusividad aparente de los iones dentro de la arenisca, t es el tiempo y C(z) es la concentración del ión en difusión en el medio poroso a una profundidad de z.

La figura 3 muestra una representación gráfica de C(z)/C0 frente a la distancia (z). Se muestran cinco lineas, construyéndose cada curva usando diferentes valores de 2VDat. Puede verse a partir de la figura 3, que la concentración disminuye con la profundidad. Además, cuanto mayor es el tiempo de residencia (proporcional a L / v) , mayor es la difusión .

Como puede verse, para minimizar el grado de la difusión, es deseable tener un tiempo de residencia t corto. Como consecuencia, es deseable usar una distancia entre pozos pequeña L y una velocidad superficial v alta. No obstante, esto puede ser dificil de conseguir por razones tanto económicas como técnicas. Por ejemplo, en ubicaciones mar adentro, el coste de perforar pozos adicionales para conseguir las distancias entre pozos deseadas más pequeñas puede se prohibitivamente costoso. Para superar estos problemas, es deseable ser capaz de identificar las condiciones bajo las cuales una inundación con agua de baja salinidad será efectiva, y determinar la efectividad de cualquier inundación con agua de ba a salinidad que pudiera realizarse bajo tales condiciones.

Haciendo referencia a la ecuación 1, puede verse que a un valor de z = 2Vüat, la razón de concentración (C/CO) tiene un valor de aproximadamente 0,16. Por lo tanto, la distancia d = 2^Dat puede considerarse como la "distancia de penetración" (d) , que representa la distancia dependiente del tiempo dentro de la cual se encuentran presentes un 87 % de los iones en difusión. Debido a que el tiempo de residencia' t adopta el valor de L / v en el que L y v son la distancia entre pozos y la velocidad superficial de la inundación con agua respectivamente, la profundidad de penetración d puede escribirse de nuevo como: (Ecuación 2) Para calcular una medida de la efectividad de una inundación con agua de baja salinidad, la profundidad de penetración puede usarse para calcular una "capa limite" espesor x. Esta capa limite representa la porción de cada capa de arenisca que se ve afectada con fuerza por la difusión de los iones a la capa de arenisca desde la capa de esquisto circundante. Dentro de la capa limite, se supone que no hay recuperación progresiva alguna del petróleo (es decir, no hay recuperación de petróleo adicional alguna a partir de la capa limite cuando se compara con una inundación con agua de alta salinidad) . A la inversa, en el exterior de la capa límite, se supone que la difusión de los iones no tiene efecto alguno sobre la inundación con agua de baja salinidad.

Será evidente que la capa límite aumenta en espesor a medida que aumenta la distancia desde el pozo de inyección. El espesor será efectivamente cero en el pozo de inyección (debido a que no ha habido oportunidad alguna de que los iones se difundan en el agua de baja salinidad). Por el contrario, el espesor de la capa límite se encontrará en un máximo en el pozo de producción. Este espesor promedio de la capa límite (x) puede calcularse a partir de la profundidad de penetración (d) tal como se obtiene a partir de la ecuación 2 como: (Ecuación 3) En la ecuación 3, puede hacerse que la constante empírica A varíe para ajusfar la ecuación, Da y L pueden ser conocidos y relativamente constantes. La velocidad v puede ser una medida de la velocidad superficial a través del yacimiento; no obstante, esto no es un requisito, y cualquier puede usarse medida de velocidad apropiada. Normalmente, habrá una capa límite en la parte de arriba y en la parte de debajo de una capa de arenisca intercalada entre las capas de esquisto .

Habitualmente, A tendrá un valor de 0,5 (suponiendo que la capa limite crece de manera uniforme desde el pozo de inyección hasta el de producción), no obstante, pueden usarse otros valores. Por ejemplo, si se descubre que un yacimiento particular se ve fuertemente afectado por la difusión de los iones, o que la concentración de los iones en las capas de esquisto es atipicamente alta, A puede aumentarse para tener un valor de por ejemplo 1 o 2. El experto puede encontrar de forma empírica unos valores apropiados de A, por ejemplo comparando las diferencias en los resultados de simulación con los resultados obtenidos usando realizaciones de la invención .

Puede hacerse que la velocidad superficial v varíe cambiando la presión de inyección, y en consecuencia puede hacerse que el valor de v que ha de usarse en esta ecuación varíe con dependencia de otros factores. Por ejemplo, la máxima velocidad superficial que puede usarse a través del yacimiento puede estar limitada por, por ejemplo, la máxima presión de inyección que puede usarse sin fracturar hidráulicamente el yacimiento, o la máxima velocidad superficial que puede ser económicamente posible. En algunas realizaciones de la invención, la velocidad superficial v usada en la ecuación 3 puede ser una fracción/porcenta e predeterminado del máximo (tal como un 80 % del máximo) . Varios métodos de obtener v. serán evidentes para el experto, y cualquiera puede usarse dentro del alcance de la invención.

Por dar un ejemplo, si L es 2000 pies, v es 1 pie/día y Da es 1,33 ? 10-9 m /s (un valor apropiado para NaCl en arenisca), entonces si A = 0,5, el espesor de capa limite promedio es aproximadamente 0,5 m (1,5 pies) .

La efectividad de una inundación con agua de baja salinidad puede calcularse usando un factor de degradación de difusión (F) para el yacimiento. En general, puede considerarse que el factor de degradación de difusión es una medida de la razón de la cantidad de petróleo adicional que se recupera cuando se tiene en cuenta la difusión con respecto a la cantidad de petróleo adicional que se recupera cuando la difusión de los iones se ignora. En el presente caso, el petróleo "adicional" es la cantidad de petróleo que se recupera por la inundación con agua, de baja salinidad en comparación con la inundación con agua de alta salinidad precedente .

Un método de cálculo de este factor de degradación de difusión es comparar el espesor total de las capas no limite en el yacimiento con el espesor total de las capas de arenisca global. Matemáticamente esto puede representarse como : (Ecuación 4) en la que, wn es el espesor de una capa (cada capa indizada por n) y x es el espesor de capa limite promedio que se ha calculado en lo que antecede (el coeficiente 2 aparece debido a que hay dos capas limite por capa de arenisca).

La ecuación 4 se simplifica en: (Ecuación 5) en la que H es la media aritmética de los espesores de las capas de arenisca: (Ecuación 6) Esta ecuación supone que, dentro de las capas limite no hay recuperación de petróleo adicional alguna que resulte de una inundación con agua de baja salinidad, mientras que en el exterior de las capas limite, la recuperación de petróleo adicional no se ve afectada por la difusión de sales. Las ecuaciones 4 y 5 implican una contribución negativa a la recuperación de petróleo adicional de ba a salinidad en presencia de difusión cuando wn < 2x. Esto puede conducir a infravalorar el factor de degradación de difusión F. Por lo tanto, la ecuación 4 puede, por ejemplo, modificarse de tal modo que esta solo se aplique cuando wn = 2x.

Un método implementado por ordenador de determinación de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad de acuerdo con una realización de la invención se describirá a continuación con referencia a la figura 4. Las etapas que se describen en lo sucesivo pueden realizarse por el procesador 204 ejecutando los componentes de soporte lógico de LS 209 tal como se ha descrito en lo que antecede con referencia a la figura 2. Se supondrá en lo sucesivo que cualquier etapa de inicialización requerida para inicializar el sistema informático 200, y para recuperar los componentes de soporte lógico de LSW se ha realizado antes del inicio del método tal como se describe a partir de la etapa 402 en lo sucesivo .

En la etapa 402 los datos indicativos de valores para la distancia entre pozos (L), el coeficiente de difusión (Da), 4 O la velocidad superficial (v), y los espesores (wn) de las capas de arenisca en el yacimiento se reciben por el procesado .

Con referencia a la figura 1, cada capa tiene un espesor wn en la que n es un índice para la capa (en la figura 1, hay tres capas, por lo tanto n = 1, 2 o 3). Además, tal como se muestra en la figura 1, las capas pueden tener espesores variables. En consecuencia, los datos de espesor para una capa que tiene un espesor variable pueden calcularse a partir de, por ejemplo, un espesor promedio de la capa, o a partir de un espesor mínimo de la capa (el experto puede idear otras posibilidades).

Los datos anteriores pueden recibirse a través de las interfaces 210 o 212 tal como se muestra en la figura 2.

Los datos pueden proporcionarse a partir de un número de fuentes, incluyendo un modelo de yacimiento, muestras de testigo, consulta a base de datos etc. Las fuentes posibles de tales datos serán fácilmente evidentes para el experto.

En la etapa 404 el procesador 204 calcula un valor de distancia de difusión de los iones (x) a partir de Da, L, v y A. El valor de distancia de difusión de los iones puede, como en la presente realización, ser el espesor de capa límite promedio. Por lo tanto este cálculo puede hacerse usando la ecuación 3 que se ha mostrado en lo que antecede, y que se repite en el presente caso (Ecuación 3) En la etapa 406, el procesador 204 calcula la media aritmética del espesor (que se representa como H) de las capas de arenisca usando la ecuación 6, reproducida en el presente caso: (Ecuación 6) En la etapa 408 el procesador 204 calcula un factor de degradación de difusión (F) a partir de H y x usando la ecuación 5, que se reproduce en el presente caso: (Ecuación 5) El factor de degradación de difusión F puede usarse de un número de formas. En primer lugar, tal como se muestra en la etapa 410, el factor de degradación de difusión F puede usarse en la generación de una estimada para la recuperación de petróleo a partir del yacimiento. Esto puede realizarse por el procesador 204, o el factor de degradación de difusión F puede proporcionarse a un sistema de modelado de yacimientos que ha de usarse en la generación de estimadas de la recuperación de petróleo. Un ejemplo de este uso puede ser multiplicar una estimada de la recuperación de petróleo progresiva a partir de la inundación con agua de baja salinidad que se proporciona mediante el modelo por el factor de degradación de difusión F, no obstante, para el experto serán evidentes métodos alternativos.

Un segundo uso del factor de degradación de difusión se describe en las etapas 412 a 418. En la etapa 412 el factor de degradación de difusión F se compara con un umbral. El umbral puede tener un valor predeterminado, que puede encontrarse, por ejemplo, en el intervalo de 0,5 a 0,9. Preferiblemente el umbral tiene un valor en el intervalo de 0,6 a 0,8. Sobre la base de la comparación, puede hacerse una determinación en lo que concierne a si una inundación con agua de baja salinidad debería realizarse.

Por lo tanto, en la etapa 414, se determina si F es más grande que el valor umbral. Si F es más grande, entonces se considera que esto indica que deberla realizarse la inundación con agua de baja salinidad. Como alternativa, si F es menor que el umbral, la inundación con agua de baja salinidad no se realiza.

En el método que se ha descrito en lo que antecede, el valor de distancia de difusión de los iones (x) puede calcularse en la etapa 404 a partir de Da y t. Si este es el caso, el procesador puede, en la etapa 402, recibir un valor de t en lugar de los valores de L y v. Igualmente, mientras que el procesador 204 se describe como que calcula el espesor de capa promedio (medio) (H) para el yacimiento, a partir del espesor de capa individual, será fácilmente evidente que este valor puede proporcionarse directamente al procesador.

El método anterior puede aplicarse a algunos ejemplos de yacimientos, en los que, L = 2000 pies, v = 1 pies/dia, Da = 1,33 x 10-9 m2/s, y A = 0,5. A partir de estos, x puede calcularse como 0,48 m. Usando la ecuación 5, el factor de degradación de difusión F puede calcularse para una diversidad de diferentes yacimientos que tienen diferentes espesores de capa. Los resultados obtenidos para una diversidad de descripciones de yacimientos se compararon con simulaciones detalladas que se llevaron a cabo con un simulador diferencias finitas que modela el efecto de una inundación con agua de ba a salinidad y difusión de sales sobre la recuperación de petróleo. Los resultados se muestran en la figura 7. En este ejemplo, la mejor coincidencia entre el método que se describe en el presente caso y los resultados de simulación de yacimiento se obtuvo usando el valor por defecto de de A = 0,5.

Además de determinar el factor de degradación de difusión F, el espesor de capa limite x puede usarse para calcular una velocidad superficial objetivo o umbral para la inundación con agua de baja salinidad. Esto puede ser de utilidad debido a que, tal como se ha mencionado en lo que antecede, puede hacerse que la velocidad superficial de la inundación con agua varíe haciendo que varíe por e emplo la presión de inyección, por lo tanto proporcionando un umbral de velocidad objetivo, o mínima, la efectividad de la inundación con agua de baja salinidad puede asegurarse.

En primer lugar, combinando las ecuaciones 3 y 5, que se reproducen en el presente caso: (Ecuación 3) (Ecuación 5) Puede establecerse una relación entre la velocidad superficial v y el factor de degradación F, específicamente: (Ecuación 7) La ecuación 7 puede reordenarse para producir ecuación 3 : (Ecuación 8) Es deseable asegurar que la velocidad es lo bastante alta para mantener el factor de degradación de difusión F en, alrededor de, o por encima de un objetivo o límite deseado. Por lo tanto, tomando Fobjetivo como el valor objetivo para el factor de degradación de difusión F, la velocidad objetivo vobjetivo puede obtenerse como: (Ecuación 8a) La velocidad ob etivo vobjetivo puede usarse entonces en el control ' del pozo de inyección para asegurar que la velocidad superficial de la inundación con agua se mantiene en, alrededor de, o por encima del objetivo. Varios métodos de hacer esto serán evidentes para el experto, por ejemplo, la velocidad superficial puede mantenerse dentro de un intervalo predeterminado alrededor de o por encima de la velocidad objetivo vobjetivo como alternativa la velocidad superficial puede controlarse para estar siempre por encima de la velocidad objetivo vobjetivo con otros factores (si se requiere) determinando una velocidad máxima.

Tal como se ha mencionado en lo que antecede, el factor de degradación de difusión F representa la proporción de petróleo adicional que se recupera por la inundación con agua de ba a salinidad teniendo la difusión en cuenta frente al caso en el que se ignora la difusión de los iones. En ese sentido, este representa una medida del éxito potencial de la inundación con agua. En consecuencia, el valor objetivo para el factor de degradación de difusión Fobjetivo puede usarse para representar un valor aceptable o ideal mínimo que deberla conseguirse para que la inundación con agua tuviera éxito (ya sea en la práctica, en términos de por e emplo la cantidad de agua de ba a salinidad disponible, o económicamente). Como consecuencia, mantener la velocidad de la inundación con agua para que se encuentre por encima de, o a, la velocidad objetivo asegurará que la efectividad de la inundación con agua se encuentra igualmente por encima de o en el objetivo.

Un método implementado por ordenador de control de una inundación con agua de ba a salinidad de acuerdo con una realización de la invención se describirá a continuación con referencia a la figura 5. Tal como se ha descrito en lo que antecede con referencia a la figura 4, las etapas en lo sucesivo pueden realizarse por el procesador 204 mientras que se ejecutan los componentes de soporte lógico de LSW 209.

En la etapa 502 el procesador recibe datos indicativos de la distancia entre pozos (L), el coeficiente de difusión (Da), el espesor de capa medio (H), la constante (A), y el factor de degradación de difusión objetivo (Fobjetivo). Tal como se ha descrito en lo que antecede, el espesor de capa medio (H) puede recibirse directamente, o calcularse a partir de los espesores de capa individuales (wn).

En la etapa 504 el procesador 204 calcula una velocidad superficial objetivo (vobjetivo) a partir de Da, L, H y Fobjetivo.. Esto puede hacerse usando la ecuación 8.

La velocidad superficial objetivo puede usarse entonces para controlar la presión de inyección en el pozo de inyección para controlar de ese modo la velocidad superficial de la inundación con agua en el interior del yacimiento. En consecuencia, en la etapa 506, el procesador 204 puede transmitir una indicación de la velocidad superficial objetivo al pozo de inyección usando la interfaz 212.

Subsiguientemente en la etapa 508, los sistemas de control en el pozo de inyección 'controlan el pozo de inyección para mantener la velocidad superficial de la inundación a una velocidad apropiada a la vista de la velocidad superficial objetivo. Esto puede hacerse de cualquier^ número de formas, lo que será obvio para el experto, y puede hacerse manteniendo la velocidad superficial promedio del fluido de inyección a la velocidad superficial objetivo, o asegurando que la velocidad superficial de la inundación se mantiene por encima de la velocidad superficial objetivo.

Por último, un método implementado por ordenador de determinación de las ubicaciones de los pozos de producción y de inyección de acuerdo con una realización de la invención se describirá con referencia a la figura 6.

Tal como se ha descrito en lo que antecede con referencia a las ecuaciones 8 y 8a, puede obtenerse una velocidad superficial objetivo. La ecuación 8 puede reordenarse de tal modo que puede obtenerse una longitud entre pozos objetivo. Específicamente la ecuación 8 puede reordenarse como: (Ecuación 9) que proporciona la longitud objetivo como (Ecuación 9a) Esta longitud objetivo Lobj etivo puede calcularse a partir de un valor promedio para la velocidad superficial (v) tal como se ha analizado en lo que antecede.

Por lo tanto, con referencia a la figura 6, en la etapa 602 el procesador 204 recibe datos indicativos del coeficiente de difusión (Da), la velocidad superficial (v), el espesor de capa medio (H), la constante (A), y el factor de degradación de difusión objetivo (Fobjetivo). El espesor de capa medio (H) puede recibirse directamente, o calcularse a partir de los espesores de capa individuales (wn) .

A partir de estos valores, usando la ecuación 9, el procesador 204 obtiene una longitud entre pozos objetivo (Lobjetivo). Esta longitud, siendo un objetivo, puede representar un valor máximo para la longitud entre pozos, o puede representar el punto central para un intervalo deseado de longitudes entre pozos (por ejemplo, Lobjetivo ± 10 %).

En la etapa 706 el procesador 204 puede emitir la longitud entre pozos objetivo (Lobjetivo). De una forma similar a la que se ha descrito en lo que antecede, el valor Lobjetivo puede emitirse usando las interfaces 210 y 212. Como alternativa el valor L puede usarse directamente por el procesador 204.

Por último, en la etapa 706, la longitud entre pozos objetivo (Lobjetivo) se usa en la ubicación de los pozos que perforan el yacimiento. Los pozos pueden encontrarse de tal modo que la longitud entre pozos' es menor que la longitud objetivo, o se encuentra dentro de un factor predeterminado de la longitud. El mecanismo exacto para ubicar los pozos que ha de usarse dependerá de un número de otros factores, no obstante, la longitud entre pozos objetivo puede considerarse como una . guía para asegurar que una inundación con agua de baja salinidad será una posibilidad cuando los pozos se encuentran en producción (por las razones que se han expuesto en lo que antecede). Esta etapa puede realizarse por el procesador 204; no obstante, esta puede realizarse igualmente por un sistema de procesamiento separado al que se encomienda la determinación de las ubicaciones de pozo.

En las realizaciones anteriores de la invención, los cálculos se describen como realizados en la unidad de procesamiento 202, no obstante, esto no es un requisito. Igualmente, a pesar de que la unidad de procesamiento se ha descrito como una única unidad independiente, este puede no ser el caso, y por ejemplo la funcionalidad de la unidad de procesamiento puede incorporarse en cualquier otra entidad, o distribuirse a través de un número de entidades. Los componentes de soporte lógico de LSW se describen como almacenados en la memoria 208, no obstante, los componentes de soporte lógico de LSW pueden como alternativa recibirse a través de la interfaz de red 212 (a partir de por ejemplo una base de datos remota). Las salidas pueden proporcionarse a otras entidades diversas, tal como el aparato de control de pozo. Los mecanismos mediante los cuales esto puede realizarse serán bien conocidos por el experto.

Detalles y Modificaciones Adicionales A pesar de que las realizaciones anteriores se han descrito en relación con el factor de degradación de difusión F, que define la razón de recuperación de petróleo con y sin difusión, será evidente que puede usarse un "factor de pérdida de difusión" alternativo (G) que defines la razón de petróleo "perdido" con respecto a la recuperación de petróleo total. En consecuencia, G puede definirse como G = 1 - F = 2x/ H. Será evidente que G y F tienen una relación muy simple; por lo tanto, el experto no tendría dificultad alguna en el uso de cualquiera en realizaciones de la invención.

A pesar de que un método de determinación y de uso de un espesor de capa límite se ha descrito en lo que antecede, se idean otras posibilidades sin apartarse del alcance de la invención.

Por ejemplo, las capas pueden clasificarse o bien como "facies marginales" o "facies axiales". Esto puede hacerse usando el espesor de capa límite. Por e emplo, "facies marginales" pueden indicar capas de arenisca y de esquisto intercaladas en las que las capas de arenisca se ven fuertemente afectadas por la difusión de los iones de sales y, en vista de lo anterior, pueden definirse como capas que tienen un espesor comparable con, o más delgado que, dos veces el espesor de capa límite x (lo que significa que la totalidad de la capa de arenisca se define como la capa límite). Por el contrario, las "facies axiales" son capas de arenisca intercaladas en las que las capas de arenisca son más gruesas que cuatro veces este espesor de capa límite x. El umbral usado para clasificar estas capas (por encima de 4x) puede adoptar otros valores, tal como 5x o 6x. Habiendo clasificado¦ las capas, puede determinarse entonces un factor de degradación de difusión sobre la base del espesor de las capas gruesas agregadas (axiales) con respecto al espesor total de todas las capas.

Será evidente que la ecuación 5 tenderá a infravalorar el factor de degradación de difusión en casos en los que hay muchas capas de un espesor menor que dos veces el espesor de capa limite (debido a que se supone que existen dos capas limite llenas para cada capa, con independencia de si la capa es demasiado delgada para poder contener dos de tales capas -y para capas de un espesor menor que dos veces el espesor de capa limite, se supondrá que efectivamente las capas limite se superponen).

En consecuencia, el método puede adaptarse para tenerse esto en cuenta. Un método mediante el cual puede hacerse esto es definir un espesor de no frontera efectivo (en) para cada capa que tiene en cuenta esta superposición, es decir: (Ecuación 9) a partir de en, el factor de degradación de difusión F puede calcularse usando una versión modificada de la ecuación 4 tal como sigue: (Ecuación 10) En la ecuación 10, el factor de degradación de difusión F es por lo tanto la suma de los espesores efectivos dividida por la suma de los espesores de capa.

En los ejemplos anteriores, el "coeficiente de difusión aparente" se ha usado para definir la tasa de difusión de los iones a través de la arenisca. No obstante, el experto reconocerá que hay un número de diferentes tipos de coeficiente de difusión que podrían usarse. Por ejemplo: un coeficiente de difusión a granel se refiere a la difusión de los iones en un líquido a granel; un coeficiente de difusión de poros tiene en cuenta la tortuosidad de los poros en la arenisca que limitan la difusión; por último el coeficiente de difusión aparente tiene en cuenta tanto la tortuosidad como la sorción de iones. Para un ión no sorbente, el coeficiente de difusión de poros es el mismo que el coeficiente de difusión aparente, no obstante, este no es el caso para un ión sorbente. El experto entenderá por lo tanto que puede usarse cualquier coeficiente de difusión apropiado en realizaciones de la invención sin apartarse del alcance de las reivindicaciones. ' Igualmente, los métodos que se han descrito en lo que antecede se refieren a los iones de sales que son no sorbentes en arenisca. No obstante, será evidente para el experto que la invención pueden adaptarse a iones que son sorbentes en arenisca (con la adaptación apropiada del coeficiente de difusión).

Las di fusividades de sal en esquisto pueden determinarse experimentalmente con un grado de exactitud suficiente para determinar el efecto de difusión de sales sobre la recuperación de petróleo progresiva que puede conseguirse con una inundación con agua de baja salinidad. Debido a que la tasa de difusión de sales es proporcional al gradiente de concentraciones entre el agua congénita de alta salinidad que está contenida en el espacio de poros de la capa de esquisto y el agua de baja salinidad que está fluyendo a través del espacio de poros de una capa de arenisca adyacente, es importante determinar la salinidad del agua congénita que está presente en las capas de esquisto unto con las concentraciones de las especies iónicas (sales) individuales en esta agua congénita, en particular, la concentración de los diversos cationes multivalentes junto con la concentración total de cationes multivalentes en esta agua congénita .

En consecuencia, muestras del agua congénita que está presente en el espacio de poros de las capas de arenisca y en el espacio de poros de las capas de esquisto intercaladas pueden obtenerse tomando una muestra de testigo a partir del yacimiento a través de las diferentes capas del yacimiento. Entonces, a partir de las mismas, pueden determinarse el TDS y el contenido multivalente de cationes del agua que está contenida dentro de las diferentes capas del testigo.

El agua de baja salinidad que se inyecta en las capas de arenisca del yacimiento de petróleo puede tener un contenido de sólidos disueltos totales (TDS) en el intervalo de 200 a 12.000 ppm, preferiblemente, 500 a 10.000 ppm. Cuando la roca de formación contiene arcillas hinchables, en particular, arcillas de esmectita, se requiere un TDS relativamente alto para el agua de baja salinidad con el fin de estabilizar las arcillas, evitando de ese modo el riesgo de daño de formación. Por lo tanto, cuando la roca de formación contiene una cantidad de arcillas hinchables suficiente para dar como resultado un daño de formación, el agua de ba a salinidad que se inyecta en la formación que contiene petróleo preferiblemente tiene un contenido de TDS en el intervalo de 8.000 a 12.000 ppm. Cuando la formación comprende cantidades de arcillas hinchables que no dan como resultado un daño de formación, el contenido de TDS del agua de baja salinidad se encuentra habitualmente en el intervalo de 200 a 8.000 ppm, preferiblemente de 500 a 8.000 ppm, y por ejemplo puede ser de l.'OOO a 5.000 ppm. En este contexto, se observa que puede tolerarse un aumento global en la salinidad del agua de baja salinidad siempre que la salinidad del agua de baja salinidad permanezca dentro del intervalo deseado para la inundación con agua de baja salinidad.

El gradiente de concentraciones entre el agua congénita que está presente en la capa de esquisto y el agua de inyección de baja salinidad que está fluyendo a través de una capa de arenisca adyacente es particularmente significativo cuando el agua congénita de la capa de esquisto tiene un TDS de por lo menos 100.000 ppm, especialmente, por lo menos 200.000 ppm, por ejemplo, se encuentra en el intervalo de 150.000 a 400.000 ppm, en particular, 150.000 a 250.000 ppm.

La recuperación de petróleo progresiva que se consigue para una inundación con agua de baja salinidad depende de la razón del contenido de cationes multivalente total en el agua de inyección de baja salinidad que se inyecta en las capas de arenisca del yacimiento con respecto al contenido de cationes multivalente total en el agua congénita que está presente en el espacio de poros de las capas de arenisca del yacimiento (en lo sucesivo en el presente documento "razón de cationes multivalentes" ) . Se ha encontrado previamente que esta razón de cationes multivalentes deberla ser menor que 1, por ejemplo, menor que 0,9. En general, cuanto menor es la- razón de cationes multivalentes mayor será la cantidad de petróleo que se recupera a partir del yacimiento. Por lo tanto, la razón de cationes multivalentes es preferiblemente menor que 0,8, más preferiblemente, menor que 0,6, aún más preferiblemente, menor que 0,5, y especialmente menor que 0,4 o menor que 0,25. La razón de cationes multivalentes puede ser por lo menos 0,001, preferiblemente, por lo menos 0,01, lo más preferiblemente, por lo menos 0,05, en particular por lo menos 0,1. Intervalos preferidos para la razón de cationes multivalentes son de 0,01 a 0,9, de 0,05 a 0,8, pero especialmente de 0,05 a 0,6 o de 0,1 a 0,5. La razón del contenido de cationes divalentes totales de dicha agua de inyección de baja salinidad con respecto al contenido de cationes divalentes totales del agua de formación que está presente en las capas de arena del yacimiento (en lo sucesivo en el presente documento "razón de cationes divalentes") deberla ser también menor que 1. Los valores e intervalos preferidos para la razón de cationes multivalentes pueden aplicarse mutatis mutandis a la razón de cationes divalentes.

Habitualmente, el contenido en calcio . del agua de inyección de baja salinidad se encuentra en el intervalo de 1 a 100 ppm, preferiblemente de 5 a 50 ppm. Habi ualmente, el contenido en magnesio del agua de inyección de baja salinidad se encuentra en el intervalo de 5 a 100, preferiblemente de 5 a 30 ppm. El contenido en bario del agua de inyección de baja salinidad puede encontrarse en el intervalo de 0,1 a 20, tal como 1 a 10 ppm. Habitualmente, el contenido total de cationes multivalentes en el agua de inyección de baja salinidad es de 1 a 200 ppm, preferibleménte de 3 a 100, especialmente de 5 a 50 ppm con la condición de que la razón de cationes multivalentes sea menor que 1.

Por consiguiente, la difusión de cationes multivalentes desde el agua congénita que está contenida en el espacio de poros de una capa de esquisto en el agua de baja salinidad que está fluyendo a través de una capa de arenisca adyacente del yacimiento es de interés si esto da como resultado un aumento de la "razón de cationes multivalentes" o la "razón de cationes divalentes" a más de 1.

Habitualmente, el contenido de cationes multivalente del agua congénita que está contenida en el espacio de poros de la capa de esquisto se encuentra en el intervalo de 7.500 a 50.000 ppm, en particular, 10.000 a 30.000 ppm, estando asociados mayores concentraciones de cationes multivalentes con aguas congénitas de salinidad más alta.

Las difusividades aparentes de los iones no sorbentes en roca de arenisca pueden determinarse usando la siguiente metodología. En arenisca, la difusiyidad efectiva es: caracterizado por que DO es la difusividad en bruto en solución acuosa, F es la porosidad de la roca de arenisca, m es "factor de cementación" de Archie, y F es el factor de resistencia de formación. Para una roca de arenisca típica, el factor de cementación, m, se encuentra dentro del intervalo de 1,7 a 2,7. Si se considera que DO es 3,1 x 10-9 m2/s (este es el valor para la media harmónica de difusividad en bruto de iones Na+ y Cl- a una temperatura de 132,8 °F), entonces para una roca de arenisca que tiene una porosidad de 0,3, la difusividad efectiva, De, se encuentra dentro del intervalo de 1 x 10-10 a 4" x 10-10 m2/s para el intervalo indicado de m. Por consiguiente, la difusividad aparente, Da = D0*(|)m-1, para un ión no sorbente (tal como Na+ o C1-) se encuentra dentro del intervalo de 4 x 10-10 a 1,33 x 10-9 m2/s para el intervalo indicado de m.

Las siguientes relaciones entre las características químicas del agua congénita que está contenida en el espacio de poros de las capas de esquisto y las características químicas del agua inyectada de baja salinidad pueden tener un impacto sobre la recuperación de petróleo progresiva que se consigue con una inundación con agua de baja salinidad: (a) la diferencia en TDS entre el agua de baja salinidad que se inyecta en las capas de arenisca del yacimiento y el agua congénita de una capa de esquisto intercalada; (b) la diferencia entre la concentración de cationes multivalentes del agua de baja salinidad que se inyecta en las capas de arenisca del yacimiento y la concentración de cationes multivalentes del agua congénita de una capa de esquisto intercalada.

Por lo tanto, tal como se ha analizado en lo que antecede, el agua congénita de la capa de esquisto tiene tanto una TDS más alta como un contenido multivalente más alto de cationes que el agua de baja salinidad que se inyecta en las capas de arenisca del yacimiento. Las realizaciones de la invención que se han descrito en lo que antecede permiten la difusión de los iones no sorbentes, no obstante, estos métodos pueden combinarse con métodos para permitir los efectos de TDS en las capas de esquisto.

El espesor de las capas de esquisto intercaladas puede ser de importancia tal y como determina la cantidad total de iones de sales disponible para difusión a partir de una capa de esquisto intercalada en el agua de baja salinidad que está fluyendo a través de una capa de arenisca adyacente. En yacimientos que tienen capas de esquisto intercaladas relativamente delgadas, la cantidad de iones de sales disponible para difusión en las capas de arenisca intercaladas puede ser baja. Por lo tanto, se idea que el espesor de las capas de esquisto puede tomarse en cuenta en los cálculos anteriores, en la medida que como capas de esquisto delgadas ya no pueden aproximarse como un suministro ilimitado de iones.

Ha de entenderse que cualquier característica que se describa en relación con cualquier una realización puede usarse por separado, o en combinación con otras características descritas, y también puede usarse en combinación con una o más características de cualquier otra de las realizaciones, o cualquier combinación de cualquier otra de las realizaciones. Además, equivalentes y modificaciones que no se han descrito en lo que antecede también pueden emplearse sin apartarse del alcance de la invención, que se define en las reivindicaciones adjuntas. Las características de las reivindicaciones pueden combinarse en combinaciones diferentes de las especificadas en las reivindicaciones.

Claims (30)

NOVEDAD DE LA INVENCION Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes " REIVINDICACIONES

1.- Un método implementado por ordenador para determinar la efectividad de realizar una inundación con agua de ba a salinidad en un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y está perforado por un pozo de inyección y un pozo de producción, comprendiendo la inundación con agua de baja salinidad inyectar agua de baja salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de ba a salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método: obtener un valor de distancia de difusión de los iones a partir de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; y un valor de tiempo de residencia indicativo del tiempo que se requiere para que el agua de baja salinidad pase desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción a través del yacimiento; comparar el espesor de las capas relativamente permeables con el valor de distancia de difusión de los iones obtenido; y usar un resultado de la comparación para generar una salida indicativa de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad.

2.- El método según la reivindicación 1, que comprende: determinar un espesor promedio de las capas relativamente permeables; y calcular una razón del valor de distancia de difusión de los iones con respecto al espesor promedio, mediante lo cual comparar el espesor de las capas relativamente permeables con el valor de distancia de difusión de los iones obtenido.

3.- El método según la reivindicación 2, caracterizado por que se emite un valor de salida basado en la razón calculada, mediante lo cual generar la salida indicativa de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad .

4. - El método según la reivindicación 3, caracterizado por que el valor de salida se calcula a partir de ¾ ¦¦ en la que x es el valor de distancia de difusión de los iones y H es dicho espesor promedio.

5. - El método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado por que el valor de tiempo de residencia se calcula a partir de una distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción, y una velocidad a la que el agua de ba a salinidad pasa a través del yacimiento.

6. - El método según la reivindicación 5, caracterizado por que el valor de distancia de difusión de los iones se determina a partir' de 2AV(DaLv-l) caracterizado por que Da es el coeficiente de difusión aparente para los iones en las capas relativamente permeables, L es la distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción, v es la velocidad del agua de baja salinidad a través del yacimiento, y A es una constante.

7.- El método según la reivindicación 6, caracterizado por que la constante predeterminada A tiene un valor en el intervalo de 0,125 - 2 y preferiblemente tiene un valor de 0,5.

8.- El método según cualquiera de» las reivindicaciones 5 a 7, caracterizado por que la velocidad del agua de baja salinidad a través del yacimiento es indicativa de velocidad superficial del agua de baja salinidad a través de las capas relativamente permeables.

9.- El método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado por que el valor de tiempo de residencia para el agua de baja salinidad en el yacimiento se mide usando un trazador inyectado en el yacimiento mediante el pozo de inyección.

10.- El método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, que comprende usar la salida indicativa de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad para calcular una estimada para la recuperación de hidrocarburos a partir del yacimiento.

11.- El método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado por que las capas relativamente permeables comprenden capas de arenisca, y las capas relativamente impermeables comprenden capas de esquisto.

12.- Un método implementado por ordenador de control de una inundación con agua de baja salinidad para un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el' yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y está perforado por un pozo de inyección y un pozo de producción, comprendiendo la inundación con agua de baja salinidad inyectar agua de ba a salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método : obtener una velocidad objetivo sobre la base de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; una distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción; y un valor indicativo de un espesor de las capas relativamente permeables; y transmitir la velocidad objetivo obtenida a una unidad de control de un pozo de inyección.

13.- El método según la reivindicación 12, que comprende controlar una velocidad a la que el agua de ba a salinidad pasa a través de las capas relativamente permeables sobre la base de la velocidad objetivo.

14. - El método según la reivindicación 13, que comprende controlar el flujo de fluido a través del pozo de inyección mediante lo cual controlar la velocidad a la que el agua de ba a salinidad pasa a través de las capas relativamente permeables.

15. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, caracterizado por que la velocidad objetivo se , ?>-LA2 determina a partir de /2(i -L >; caracterizado por que Da es el coeficiente de difusión aparente para los iones en las capas relativamente permeables, L es la distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción, H es un valor indicativo de un espesor promedio de las capas relativamente permeables, A es una constante y Fobj etivo es un factor de degradación de difusión objetivo predeterminado.

16.- El método según la reivindicación 15, caracterizado por que la constante A tiene un valor en el intervalo de 0,125 a 2 y preferiblemente tiene un valor de 0,5.

17. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 16, caracterizado por que el factor de degradación de difusión objetivo predeterminado Fob etivo es una medida de una efectividad objetivo de la inundación con agua de baja salinidad.

18. - El método según la reivindicación 17, caracterizado por que el factor de degradación de difusión ob etivo predeterminado Fobjetivo tiene un valor entre 0,6 y 0,9.

19. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 18, que comprende mantener una velocidad promedio a la que el agua de baja salinidad pasa a través de las capas relativamente permeables para que se encuentre a, o por encima de, la velocidad objetivo mediante lo cual controlar la velocidad a la que el agua de baja salinidad pasa a través de las capas relativamente permeables.

20. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 18, que comprende mantener una velocidad mínima a la que el agua de baja salinidad pasa a través de las capas relativamente permeables para que se encuentre por encima de la velocidad objetivo mediante lo cual controlar la velocidad a la que el agua de baja salinidad pasa a través de las capas relativamente permeables.

21. - El método según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 20, caracterizado por que las capas relativamente permeables comprenden capas de arenisca, y las capas relativamente impermeables comprenden capas de esquisto.

22.- Un método implementado por ordenador de determinación de ubicaciones de por lo menos un pozo de producción y por lo menos un pozo de inyección para un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y ha de perforarse por el por lo menos un pozo de inyección y por lo menos un pozo de producción, caracterizado por que el pozo de inyección está dispuesto para proporcionar una inundación con agua de baja salinidad que comprende inyectar agua de baja salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de' las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método : calcular un valor de' distancia entre pozos sobre la base de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; un valor indicativo de un espesor de las capas relativamente permeables; y una velocidad a la que el agua de baja salinidad pasa a través del yacimiento; y usar el valor de distancia entre pozos para determinar las ubicaciones del por lo menos un pozo de inyección y el por lo menos un pozo de producción de tal modo que la distancia entre pozos entre dicho por lo menos un pozo de inyección y por lo menos un pozo de producción es menor que dicho valor de distancia entre pozos.

23.- El método según la reivindicación 22, caracterizado por que el valor de distancia entre pozos se determina a partir de caracterizado por que Da es el coeficiente de difusión aparente para los iones en las capas relativamente permeables, H es un valor indicativo de un espesor promedio de las capas relativamente permeables, A es una constante, v es una velocidad del agua de baja salinidad a través del yacimiento, y Fobjetivo es un factor de degradación de difusión objetivo predeterminado.

24. - El método según la reivindicación 23, caracterizado por que la constante A tiene un valor en el intervalo de 0,2 a 2 y preferiblemente tiene un valor de 1.

25. - El método según la reivindicación 23 o la reivindicación. 24, caracterizado por que el factor de degradación de difusión objetivo predeterminado Fobjetivo es una medida de una efectividad objetivo de la inundación con agua de baja salinidad.

26. - El método según la reivindicación 25, caracterizado por que el factor de degradación de difusión objetivo predeterminado Fobjetivo tiene un valor entre 0,6 y 0,9.

27.- El método según cualquiera de las reivindicaciones 22 a 26, caracterizado por que las capas relativamente permeables comprenden capas de arenisca, y las capas relativamente impermeables comprenden capas de esquisto.

28.- Un soporte informático de lectura que almacena instrucciones legibles por ordenador en el mismo para su ejecución en un sistema informático para implementar un método para determinar la efectividad de realizar una inundación con agua de ba a salinidad en un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y está perforado por un pozo de inyección y un pozo de producción, comprendiendo la inundación con agua de baja salinidad inyectar agua de baja salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método : obtener un valor de distancia de difusión de los iones a partir de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; y un valor de tiempo de residencia indicativo del tiempo que se requiere para que el agua de baja salinidad pase desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción a través del yacimiento; comparar el espesor de las capas relativamente permeables con el valor de distancia de difusión de los iones obtenido; y usar un resultado de la comparación para generar una salida indicativa de la efectividad de realizar una inundación con agua de baja salinidad.

29.- Un soporte informático de lectura que almacena instrucciones legibles por ordenador en el mismo para su ejecución en un sistema informático para impl ementar un método implementado por ordenador de control de una inundación con agua de baja salinidad para un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y está perforado por un pozo de inyección y un pozo de producción, comprendiendo la inundación con agua de baja salinidad inyectar agua de ba a salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen unía concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo el método: obtener una velocidad objetivo sobre l base de: un coeficiente de difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; una distancia entre pozos entre el pozo de inyección y el pozo de producción; y un valor indicativo de un espesor de las capas relativamente permeables; y transmitir la velocidad objetivo obtenida a una unidad de control de un pozo de inyección.

30.- 'Un soporte informático de lectura que almacena instrucciones legibles por ordenador en el mismo para su ejecución en un sistema informático para implementar un método implementado por ordenador de determinación- de ubicaciones de por lo menos un pozo de producción y por lo menos un pozo de inyección para un yacimiento con contenido en hidrocarburos, caracterizado por que' el yacimiento comprende unas capas relativamente permeables intercaladas con unas capas relativamente impermeables y ha de perforarse por el por lo menos un pozo de inyección y por lo menos un pozo de producción, caracterizado por que el pozo de inyección está dispuesto para proporcionar una inundación con agua de baja salinidad que comprende inyectar agua de ba a salinidad en el yacimiento con contenido en hidrocarburos desde el pozo de inyección mediante lo cual pasar a través de las capas relativamente permeables del yacimiento, desde el pozo de inyección hasta el pozo de producción, y caracterizado por que las capas relativamente impermeables tienen una concentración relativamente alta de iones en comparación con la de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior, comprendiendo' el método: calcular un valor de distancia entre pozos sobre la base de: un coeficiente de. difusión indicativo de una tasa de difusión de los iones a través de las capas relativamente permeables cuando el agua de baja salinidad está presente en su interior; un valor indicativo de un espesor de las capas relativamente permeables; y una velocidad a la que el agua de baja salinidad pasa a través del yacimiento; y usar el valor de distancia entre pozos para determinar las ubicaciones del por lo menos un pozo de inyección y el por lo menos un pozo de producción de tal modo que la distancia entre pozos entre dicho por lo menos un pozo de inyección y por lo menos un pozo de producción . es menor que dicho' valor de distancia entre pozos.