Análise de Injeção ASP em Campo de Petróleo

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROYECTO DE GRADO 
 
ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD DE LA INYECCIÓN COMBINADA 
DE ÁLCALI – SURFACTANTE- POLÍMERO (ASP), PARA 
INCREMENTAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN DEL CAMPO 
LA PEÑA 
 
Postulante: Jhonatan Antonio Choque Guzmán 
Tutor: MSc. Ing. Marco Antonio Montesinos Montesinos 
 
La Paz - Bolivia 
2019
 
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
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DEDICATORIA 
 
 
 
A mi madre: 
GABRIELA 
Por apoyarme siempre, por haber tenido paciencia para 
inculcarme los valores y consejos que me sirvieron para 
cumplir mis primeros objetivos, como el ser un 
profesional de bien para la sociedad. 
Gracias por siempre mamita querida, mi cariño y amor 
siempre estará contigo. 
 
 
 
A mi FAMILIA ENTERA y AMIGOS: 
Por creer siempre en mí y apoyarme en lo que estaba a 
su alcance, por ser tan sinceros y amables en todos sus 
actos y actitudes hacia mi persona, por enseñarme a 
disfrutar los pequeños, grandes momentos que da la vida, 
en fin gracias por todo su apoyo. 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
En principio agradezco a Dios por darme la salud, fortaleza, sabiduría y paciencia en todas las 
etapas de mi vida, gracias por escucharme siempre. 
Agradezco a mi estimado tutor ingeniero Marco A. Montesinos, quien dedicó su valioso tiempo 
en su asesoramiento siempre oportuno y acertado que me ayudaron a culminar con éxito el 
desarrollo de mi proyecto. También le doy gracias al estimado Ing. Fernando Cuevas quien jamás 
tuvo reparo en atender mis dudas y preocupaciones. 
Agradezco a cada uno de los docentes de la carrera de ingeniería petrolera por prestarme la 
atención necesitada en estos últimos años y por prestarme su servicio, por enseñarme a ser una 
mejor persona. 
Finalmente agradezco a todas las personas que han colaborada en forma directa o indirecta en la 
realización de mi proyecto. 
Muchas Gracias.
RESUMEN EJECUTIVO 
La explotación de los campos petroleros por comportamiento primario y Recuperación Secundaria, 
en general deja cantidades importantes de hidrocarburos remanentes que son retenidos por las 
fuerzas capilares del medio poroso en que se encuentran. Las fuerzas viscosas e inerciales del agua 
inyectada no son suficientes para vencer las fuerzas capilares debido a su baja viscosidad, por lo 
que una opción para mejorar la eficiencia de desplazamiento del agua de inyección es agregar 
agentes químicos que tienen como objetivo principal incrementar la viscosidad del agua de 
inyección y disminuir la Tensión Interfacial agua-aceite, lo que da como resultado frentes de 
desplazamiento uniformes y movilización del aceite remanente. 
La tecnología de inyección ASP combina la inyección de surfactante y polímero, añadiendo el 
álcali como un componente que mejora el rendimiento de cada químico en particular, es decir que 
la sinergia de combinación ASP garantiza una recuperación de petróleo mayor a la que se obtendría 
al aplicar solo un método. 
En el campo La Peña, algunos pozos han sido explotados por Recuperación Secundaria con 
inyección de agua, por lo que se cuenta con infraestructura instalada que sólo necesita ser 
modificada para la inyección de agentes químicos, en base a este argumento y aplicando los 
criterios de escrutinio generales para elegir un método de Recuperación Mejorada se decidió como 
objetivo de este trabajo analizar la factibilidad técnica y económica de la inyección combinada 
ASP, para incrementar el factor de recuperación de petróleo del campo La Peña. 
La inyección ASP es una tecnología relativamente nueva, cuya aplicación en campos del mundo 
es limitada y la mayoría corresponde a proyectos pilotos. Los resultados obtenidos son datos 
referenciales los cuales sirven como parámetros de comparación a la hora de realizar la selección 
del reservorio. 
La caracterización del reservorio y de los fluidos contribuirá a desarrollar la simulación numérica 
del reservorio con el objetivo de determinar el comportamiento futuro del mismo a partir de la 
inyección ASP. A partir de la determinación del factor de recuperación de petróleo se puede 
determinar la factibilidad técnica del proyecto planteado, y mediante el análisis de los indicadores 
económicos se demuestra si el proyecto es económicamente rentable.
ÍNDICE 
I. PRESENTACIÓN 
II. DEDICATORIA 
III. AGRADECIMIENTOS 
IV. RESUMEN EJECUTIVO 
V. ÍNDICE 
VI. ÍNDICE DE FIGURAS 
VII. ÍNDICE DE TABLAS 
VIII. ABREVIATURAS 
IX. CONTENIDO 
CAPITULO I Página 
1. GENERALIDADES DEL PROYECTO 1 
1.1. Introducción 1 
1.2. Antecedentes 2 
1.3. Planteamiento del Problema 3 
1.3.1. Identificación del Problema 3 
1.3.2. Formulación del Problema 5 
1.4. Objetivos 5 
1.4.1. Objetivo General 5 
1.4.2. Objetivos Específicos 5 
1.5. Justificación 6 
1.5.1. Justificación Técnica 6 
1.5.2. Justificación Económica 6 
1.5.3. Justificación Social 7 
1.5.4. Justificación Ambiental 8 
1.6. Alcance 8 
1.6.1. Alcance Temático 8 
1.6.2. Alcance Geográfico 8 
 
CAPITULO II 
2. MARCO TEÓRICO 9 
2.1. Conceptos Fundamentales 9 
2.1.1. Petróleo Original En Sitio 9 
2.1.2. Definición de Reserva 10 
2.1.3. Propiedades Petrofísicas 11 
2.1.3.1. Porosidad 11
2.1.3.2. Permeabilidad 12 
2.1.3.3. Saturación de Fluidos 13 
2.1.4. Propiedades del Petróleo 14 
2.2. Métodos de Recuperación de Petróleo 14 
2.2.1. Recuperación Primaria 15 
2.2.2. Recuperación Secundaria 15 
2.2.3. Recuperación Mejorada 16 
2.3. Inyección de Productos Químicos 18 
2.4. Factores que gobiernan la Inyección de Fluidos 19 
2.4.1. Tensión Interfacial 20 
2.4.2. Mojabilidad 22 
2.4.2.1. Efecto de la Mojabilidad sobre la Inyección de Agua 23 
2.4.3. Presión Capilar 26 
2.4.4. Permeabilidades Relativas26 
2.4.5. Relación de Movilidades 27 
2.5. Predicción del Comportamiento de la Inyección de Agua 28 
2.5.1. Modelo de Buckley Leverett 28 
2.5.2. Eficiencias de Desplazamiento 29 
2.5.3. Mecanismo de Atrapamiento del aceite 30 
2.5.3.1. Modelo de Doble Poro 30 
2.5.3.2. Modelo de Poro Convergente – Divergente 32 
2.6. Tipos de Inyección 33 
2.6.1. Inyección Periférica o Externa 34 
2.6.2. Inyección en arreglos o dispersa 34 
2.6.2.1. Arreglo de Pozos 34 
 
CAPITULO III 
3. ESTUDIO DE LA INYECCIÓN COMBINADA ASP 36 
3.1. Desplazamiento con Soluciones Poliméricas 36 
3.1.1. Definición y Tipos de Polímeros 38 
3.1.1.1. Polímeros sintéticos 39 
3.1.1.2. Biopolímeros 41 
3.1.2. Procedimiento de Inyección de Soluciones Poliméricas 45 
3.2. Desplazamiento con Soluciones Alcalinas 45 
3.2.1. Tipos y Propiedades de los Álcalis 46 
3.2.2. Mecanismo de desplazamiento de las soluciones alcalinas 47 
3.2.2.1. Número Capilar 47 
3.2.2.2. Interacción Petróleo –Álcali 49 
3.2.2.3. Interacción Roca –Álcali 53 
3.2.3. Procedimiento de Inyección de Soluciones Alcalinas 56 
3.3. Desplazamiento con Surfactantes 57 
3.3.1. Tipos y Propiedades de los Surfactantes 58 
3.3.2. Mecanismos de Desplazamiento 60 
3.3.3. Procedimiento de Inyección 62 
3.4. Inyección Combinada ASP 63 
3.4.1. Sinergia de la Combinada ASP 64
3.4.2. Efecto del Álcali sobre la estabilidad química del Polímero y Surfactante 66 
3.4.3. Efecto del Álcali sobre la retención del Polímero y Surfactante 67 
3.4.4. Objetivos de la inyección ASP 69 
3.4.5. Estudios de Laboratorio 71 
3.4.5.1. Caracterización del Crudo 73 
3.4.5.2. Estudios del agua de inyección 73 
3.4.5.3. Caracterización de núcleos del yacimiento 74 
3.4.5.4. Estudios de recuperación en núcleos del yacimiento 74 
 
CAPITULO IV 
4. INYECCIÓN COMBINADA ASP EN CAMPOS DEL MUNDO 76 
4.1. Características de los Campos 76 
4.1.1. Campo West Kiehl 78 
4.1.2. Campo Cambridge Minelusa 79 
4.1.3. Campo Tanner 80 
4.1.4. Campo Viraj (Prueba Piloto) 81 
4.1.5. Campo Saqing (Pruebas Piloto) 81 
4.1.6. Campo Karamay (Prueba Piloto) 82 
4.1.7. Campo Gudong (Prueba Piloto) 82 
4.2. Consideraciones para un proyecto de Inyección ASP 82 
 
CAPITULO V 
5. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO LA PEÑA 84 
5.1. Antecedentes 84 
5.2. Descripción del Campo La Peña 85 
5.2.1. Ubicación 85 
5.2.2. Geología 86 
5.2.3. Estratigrafía 88 
5.2.3.1. Descripción de las Formaciones 88 
5.3. Caracterización del Reservorio La Peña 90 
5.3.1. Características Petrofísicas 90 
5.3.2. Contacto Agua – Petróelo 92 
5.3.3. Contacto Gas – Petróleo 93 
5.3.4. Comportamiento de la Presión de Reservorio 93 
5.4. Caracterización de los Fluidos de Formación 94 
5.4.1. Análisis PVT 94 
5.4.2. Análisis Composicional 95 
5.5. Definición del tipo de reservorio 96 
5.6. Reserva de Hidrocarburos Remanentes 97 
5.7. Producción de Hidrocarburos 99 
5.7.1. Declinación de la producción 101 
5.8. Cálculo del Petróleo Original In –Situ 103 
5.8.1. Cálculo del Petróleo Original In – Situ remanente 103 
5.9. Condiciones Operativas del Campo 104 
5.9.1. Pozos de producción e inyección 105 
5.9.2. Ductos 106
5.9.3. Sistema de Colectores 106 
5.9.4. Descripción de la Operaciones 106 
5.9.5. Planta de Tratamiento de inyección de agua 107 
 
CAPITULO VI 
6. APLICACIÓN PRÁCTICA DE LA INYECCIÓN ASP AL CAMPO LA PEÑA 108 
6.1. Evaluación Previa del Reservorio 108 
6.2. Pruebas de Laboratorio 110 
6.2.1. Equipos 111 
6.2.1.1. Tensiómetro superficial 111 
6.2.1.2. Tensiómetro Interfacial 111 
6.2.1.3. Densímetro Digital 112 
6.2.1.4. Refractómetro Digital 112 
6.2.1.5. Reómetro 113 
6.2.2. Metodología Experimental 114 
6.3. Simulación Numérica del Reservorio 114 
6.3.1. Descripción del simulador computacional Eclipse 100 114 
6.3.1.1. Inyección de Polímeros 115 
6.3.1.2. Inyección de Surfactantes 116 
6.3.1.3. Inyección de Álcali 118 
6.3.1.4. Inyección ASP 120 
6.3.2. Diseño del proceso de inyección ASP 120 
6.3.2.1. Ubicación de los pozos inyectores y productores 120 
6.3.2.2. Caudales y Presiones de Inyección 122 
6.3.2.3. Características del campo de aplicación 123 
6.3.2.4. Selección del Tipo de álcali – surfactante y polímero 123 
6.3.2.5. Formulación del tapón de inyección 124 
6.3.3. Análisis de los resultados de la simulación de inyección ASP 125 
6.3.3.1. Recuperación del POES 127 
 
CAPITULO VI 
7. ECONOMÍA DEL PROYECTO 128 
7.1. Introducción 128 
7.2. Análisis de Costos de Operación 128 
7.2.1. Costos de Inyección ASP 129 
7.2.2. Costos de Producción 130 
7.3. Análisis de Ingresos 132 
7.4. Evaluación Financiera133 
7.4.1. Valor Actual Neto (VAN) 133 
7.4.2. Tasa de Interés de Oportunidad (TIO) 133 
7.4.3. Tasa de Interés de Retorno (TIR) 134 
7.4.4. Payback 134 
7.4.5. Flujo de Caja 134 
 
CAPITULO VIII
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 136 
8.1. Conclusiones 136 
8.2. Recomendaciones 137 
X. BIBLIOGRAFÍA 
XI. ANEXOS 
Anexo 1. Descripción del Reservorio La Peña 
Anexo 2. Análisis PVT del fluido del Reservorio 
Anexo 3. Resultados de la inyección ASP aplicado al campo La Peña 
Anexo 4. Análisis Económico 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
 Página 
Figura 1.1. Evolución de la Oferta y Demanda de Combustibles líquidos 1 
Figura 1.2. Evolución de la Producción de Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos 4 
Figura 1.3. Importación de Diesel (2005 – 2018) 4 
Figura 1.4. Evolución Anual del Precio de Barril de Crudo (WTI) 7 
Figura 2.1. Porosidad de la roca reservorio 12 
Figura 2.2. Permeabilidad de la roca reservorio 12 
Figura 2.3. Saturación de Fluido en la Roca Reservorio 13 
Figura 2.4. Técnicas de Recuperación Mejorada 16 
Figura 2.5. Determinación de la Tensión Interfacial con un tensiómetro 21 
Figura 2.6. Variación de la Tensión Interfacial con la presión 22 
Figura 2.7. Mojabilidad de un sistema agua-aceite-roca en equilibrio 23 
Figura 2.8. Distribución de fluidos en un medio poroso. 24 
Figura 2.9. Comportamiento de la inyección de agua, sistemas con mojabilidad extrema 25 
Figura 2.10. Interfase en un sistema agua-aceite en un tubo capilar mojado por agua 26 
Figura 2.11. Distribución de saturaciones en un desplazamiento lineal de petróleo por agua 29 
Figura 2.12. Modelo de doble poro. 31 
Figura 2.13. Modelo de poro convergente-divergente. 33 
Figura 2.14. Arreglo de pozos inyectores 34 
Figura 3.1. Mejoramiento de la Eficiencia de Barrido Areal 37 
Figura 3.2. Mejoramiento de la Eficiencia de Barrido Vertical 38 
Figura 3.3. Procedimiento de Inyección de Polímeros 45 
Figura 3.4. Efecto del Número Capilar (Nca) sobre la saturación de aceite residual (Sor) 48 
Figura 3.5. Tensión Interfacial vs concentración de álcali para un crudo de 32 °API 50 
Figura 3.6. Efecto del Ca++ y Mg++ sobre la tensión Interfacial 51 
Figura 3.7. Efecto del NaCl sobre la tensión interfacial 52 
Figura 3.8. Efecto del pH sobre el comportamiento del desplazamiento alcalino 52 
Figura 3.9. Efecto de la mojabilidad sobre las curvas de permeabilidad relativa 54 
Figura 3.10. Procedimiento de inyección de soluciones alcalinas. 57 
Figura 3.11. Estructuras moleculares representativas de los surfactantes. 59 
Figura 3.12. Efecto de la TIF sobre la recuperación de aceite 61 
Figura 3.13. Procedimiento de inyección de soluciones miscelares 63 
Figura 3.14. Combinación de los procesos químicos 64 
Figura 3.15. Proceso de Inyección ASP para disminuir TIF 70 
Figura 3.16. Proceso de Inyección ASP para disminuir adsorción de químicos 71 
Figura 4.1. Pruebas de Laboratorio, Campo Cambridge 79 
Figura 4.2. Comportamiento de la producción, Campo Cambridge 80 
Figura 5.1. Ubicación Geográfica del Campo La Peña 85 
Figura 5.2. Diagrama de bloques del Campo La Peña 86 
Figura 5.3. Mapa Estructural del Reservorio La Peña 87 
Figura 5.4. Campo La Peña - Perfil sísmico NW-SE; pozo LPÑ-X2 y varios de desarrollo 91 
Figura 5.5. Variación de La Presión, Reservorio La Peña 93 
Figura 5.6. Diagrama de fases del reservorio La Peña 96 
Figura 5.7. Campo La Peña – Producción May/1969 – Sep/2011 99 
Figura 5.8. Comportamiento de la producción a partir de la Inyección de Agua 101
Figura 5.9. Declinación de la producción. Reservorio La Peña 102 
Figura 6.1. Tensiómetro superficial Dataphysics, modelo DCAT21 111 
Figura 6.2. Tensiómetro de gota giratoria (modelo SVT20) 112 
Figura 6.3. Densímetro digital automático DMA 4500M 112 
Figura 6.4. Refractómetro digital automático RX-500α 113 
Figura 6.5. Reómetro Physica MCR – 300 113 
Figura 6.6. Selección de los pozos inyectores/productores para inyección ASP 120 
Figura 6.7. Ubicación de pozos inyectores/productores en el GRID, Eclipse 100 122 
Figura 6.8. Producción de petróleo estimado con Eclipse 100 126 
Figura 6.9. Recuperación del POES con la inyección ASP 127 
Figura 7.1. Ingresos y Egresos (USD), proyecto de inyección ASP 135
ÍNDICE DE TABLAS 
 Página 
Tabla 2.1. Criterios de selección para los métodos de Recuperación Mejorada 17 
Tabla 3.1. Estructura molecular de la Poliacrilamida 40 
Tabla 3.2. Propiedades de los polímeros solubles al agua 43 
Tabla 3.3. Degradación de polímeros y sus causas 44 
Tabla 3.4. Características de los Compuestos Alcalinos 46 
Tabla 3.5. Surfactantes aniónicos comerciales 60 
Tabla 3.6. Mecanismos de la inyección ASP 65 
Tabla 3.7. Efecto del álcali sobre la retención de surfactante 68 
Tabla 4.1. Propiedades petrofísicas de los campos productores por inyección ASP 77 
Tabla 4.2. Propiedades del crudo de campos donde se efectuó el desplazamiento ASP 77 
Tabla 4.3. Recuperación adicional de petróleo debido al desplazamiento ASP 78 
Tabla 4.4. Características generales de los proyectos ASP efectuados 83 
Tabla 5.1. Secuencia Estratigráfica del Campo La Peña88 
Tabla 5.2. Características Petrofísicas Reservorio La Peña 92 
Tabla 5.3. Características Petrofísicas Reservorio La Peña (Año 2011) 92 
Tabla 5.4. Propiedades del Fluido, Reservorio La Peña 94 
Tabla 5.5. Composición del Fluido de Reservorio (muestra recombinada) 95 
Tabla 5.6. Reservas de Petróleo Probadas Remanentes 98 
Tabla 5.7. Producción Acumulada de Campos Petroleros Bolivianos 100 
Tabla 5.8. Pozos de producción e inyección. Campo La Peña 105 
Tabla 5.9. Sistema de Almacenaje y Transferencia de Crudo 6.0 106 
Tabla 6.1. Criterios de Selección para la aplicación de un proyecto ASP (Petrofísica) 108 
Tabla 6.2. Criterios de Selección para la aplicación de un proyecto ASP (Fluidos) 109 
Tabla 6.3. Tabla comparativa. Características Proyectos efectuados vs Campo La Peña 109 
Tabla 6.4. Denominación de pozos inyectores/productores en el GRID, Eclipse 100 121 
Tabla 6.5. Distancia entre los pozos productores e inyectores 121 
Tabla 6.6. Condiciones óptimas de operación de los pozos productores 123 
Tabla 6.7. Condiciones óptimas de operación de los pozos inyectores 123 
Tabla 6.8. Definición de los químicos ASP a inyectar 123 
Tabla 6.9. Etapas de la inyección ASP 124 
Tabla 6.10. Concentraciones de ASP en los baches de inyección 125 
Tabla 6.11. Producción de petróleo estimada a partir de la inyección ASP 126 
Tabla 7.1. Precio de químicos ASP 129 
Tabla 7.2. Costos de químicos ASP inyectados 129 
Tabla 7.3. Costos de tratamiento del agua de inyección 130 
Tabla 7.4. Resumen de costos de inyección 130 
Tabla 7.5. Costos de Producción 131 
Tabla 7.6. Resumen de costos (Egresos) 131 
Tabla 7.7. Precio de Venta de Petróleo 132 
Tabla 7.8. Total Ventas 132 
Tabla 7.9. Flujo de caja 134 
Tabla 7.10. Indicadores económicos 135
ACRÓNIMOS 
(%)wt Porcentaje en peso 
A Área 
ANH Agencia Nacional de Hidrocarburo 
API American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo) 
ASP Álcali – Surfactante – Polímero 
ASTM American Section of the International Association for Testing Materials 
BBL(s) BARRIL(es) 
BPD Barriles por Día 
BPM Barriles por Mes 
C Concentración 
Ci Concentración de inyección 
cm centímetros 
DNA Ácido desoxiribonucleico 
DO Diesel Oil 
D.S. Decreto Supremo 
EA Efectivo Anual 
ED Eficiencia de desplazamiento 
EE.UU. Estados Unidos de Norte América 
EOR Enhanced Oil Recovery (Recuperación Mejorada de Petróleo) 
f Frente de desplazamiento 
Fc Fuerzas capilares 
Fcmáx Fuerza capilar máxima 
Fk Fuerzas viscosas de arrastre 
Fw Flujo Fraccional de agua 
g fase gas 
INE Instituto Nacional de Estadística 
IVA Impuesto al Valor Agregado 
IUPAC International Union of Pure and Applied Chemistry 
K Permeabilidad 
Kg Permeabilidad para el gas 
Km Kilómetros 
Ko Permeabilidad para el petróleo 
Krg, Kro Permeabilidad relativa del gas, del petróleo 
Krw Permeabilidad relativa del agua 
Kw Permeabilidad para el agua 
L Longitud de una sección (tubo capilar) 
M Relación de movilidades 
meq miliequivalentes de reactivo consumido 
MMBBLs Millones de Barriles estándar 
MMm3 Millones de Metros cúbicos 
MMPC Millones de Pies Cúbicos 
MMSCF Millones de Pies Cúbicos Estándar 
mN miliNewton
MW Molecular weight (Peso molecular) 
N Volumen Original de aceite 
N Norte 
NA Número Ácido 
Nca Número Capilar 
Np Volumen acumulado de aceite producido 
NW Noroeste 
o fase petróleo 
OOIP Origina Oil In Place (Petróleo Original En Sitio) 
P Presión 
Pb Presión de Burbujeo o de saturación 
Pc Presión capilar 
Pc Presión capilar 
PM Peso Molecular 
Po Presión de la fase petróleo 
POES Petróleo Origina En Sitio 
Psia Presión Inglesa Absoluta = libras/pulgadas2 
Psig Presión Inglesa Estándar 
PVC Policloruro de Vinilo 
PVT Presión, Volumen y Temperatura 
Pw Presión de la fase agua 
Q Caudal 
r Radio del poro 
RASH Reglamento Ambiental al Sector de Hidrocarburos 
RBBL Barriles reales (a condiciones del reservorio) 
RCF Pies cúbicos reales (a condiciones del reservorio) 
re Radio de estrangulamiento del medio poroso 
RNA Ácido Ribonucleico 
S Sur 
SCF Pies cúbicos a condiciones estándar (14,7 psia, 60 °F) 
SE Sur Este 
So Saturación de petróleo 
Soi Saturación de petróleo inicial 
STB Barrriles a condiciones estándar (14,7 psia, 60 °F) 
Sw saturación de agua 
Swc Saturación de agua connata 
Swi Saturación de agua irreducible 
t Tiempo 
T Temperatura 
TCF Trillones de Pies Cúbicos 
TIF Tensión Interfacial 
USA United States of America 
USD United States Dollar (Dólar estodoudinenses) 
v Velocidad 
VP Volumen Poroso 
vw Velocidad de la fase acuosa
w fase agua 
W Oeste 
YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos 
σwo Tensión Interfacial agua – petróleo 
θ Ángulo 
µ Viscosidad 
λ Movilidad 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PROYECTO 
1.1. INTRODUCCIÓN 
En la actualidad la demanda de hidrocarburos en el mundo y principalmente en Bolivia se ha 
incrementado y se espera que en el futuro esta siga creciendo, por lo que es importante satisfacer 
dicha demanda. Por esta razón es que los países y compañías productoras de hidrocarburos se han 
fijado la meta de incrementar y/o mantener su producción y reserva de petróleo; una forma de 
conseguir este objetivo es la implantación de métodos de Recuperación Mejorada para incrementar 
los factores de recuperación de hidrocarburos en los campos maduros. 
Figura 1.1. Evolución de la Oferta y Demanda de Combustibles líquidos 
 
Fuente: Short-Term Energy Outlook.December 2018 
Las regiones petroleras de nuestro país tienen muchos campos maduros que en el mejor de los 
casos algunos pocos han sido explotados por recuperación secundaria, y en casos excepcionales se 
ha probado la Recuperación Mejorada, sin que se llegue a aplicar a escala de campo; por lo que 
aún se tiene cantidades considerables de hidrocarburo remanente factible de ser explotado por 
algún mecanismo de Recuperación Mejorada. 
2 
 
Los campos petroleros tales como LA PEÑA han sido explotados por comportamiento primario y 
por inyección de agua como método de Recuperación Secundaria, por lo que se cuenta con 
infraestructura instalada para inyección de agua, y se tienen proyectos para continuar la inyección 
de agua en áreas nuevas de dichos campos. En este sentido se pensó en primera instancia en la 
posibilidad de mejorar la eficiencia de desplazamiento del agua de inyección con la adición de 
agentes químicos aprovechando la infraestructura instalada. 
En general los métodos de Recuperación Mejorada por inyección de agentes Químicos han sidodesplazados y ubicados como última alternativa debido a su complejidad y alto costo; sin embargo, 
en los últimos años ha surgido la alternativa de la tecnología ASP, la cual ha abierto una ventana 
de oportunidad a los métodos químicos. 
La tecnología ASP consiste en aprovechar la sinergia de la inyección combinada de Alcali, 
Surfactante y Polímero para disminuir las fuerzas capilares responsables de la retención de los 
hidrocarburos en el medio poroso, mediante la disminución de la tensión interfacial y el control de 
la movilidad del frente de desplazamiento. El ASP enfatiza el uso del álcali debido a que su costo 
es considerablemente menor que el del surfactante; su función es interactuar con los compuestos 
ácidos orgánicos del crudo generando detergentes in situ que se combinan con los surfactantes 
inyectados alcanzando valores de tensión interfacial ultrabajos, además de ser un agente de 
sacrificio que ayuda a disminuir las pérdidas por adsorción de los polímeros y surfactantes. Las 
ventajas anteriores del álcali hacen de la tecnología ASP factible de ser aplicable debido a la 
disminución en las cantidades de surfactante y polímero a ser utilizado en un proceso de 
Recuperación Mejorada lo que tiene un beneficio directo en la disminución del costo de operación. 
1.2. ANTECEDENTES 
Las técnicas de recuperación mejorada de petróleo EOR (Enhanced oil Recovery) han sido 
utilizadas por décadas en la industria del petróleo con la finalidad de incrementar la productividad 
de los reservorios petrolíferos. En cuanto al método químico ASP su aplicación es más reciente, y 
muy pocos campos en el mundo están siendo producidos por esta tecnología debido a que no se 
contaba con la información suficiente para asegurar la factibilidad de un proyecto de recuperación 
mejorada ASP. 
3 
 
Desde la creación de YPFB hasta la actualidad se realizaron muchas exploraciones en zonas que 
podrían tener un gran potencial y varias de estas tuvieron un resultado positivo, tal es el caso del 
campo La Peña, la cual fue descubierta en 1965, y en 1970 empieza a ser desarrollado. Los 
volúmenes de hidrocarburos contenidos en dicho reservorio aún son cosiderables, ya que hasta la 
fecha y con la aplicación de inyección de agua sólo se ha extraído cerca del 38% del POES. 
A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation llegaron a Bolivia, 
recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados 
e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada 
compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña 
existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados 
económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país. 
En efecto, la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña 
permitió recuperar solamente un veinte a treinta por ciento de la reserva probada inicialmente, lo 
cual significa que por lo menos setenta por ciento permanece “in situ”. Esta riqueza debe ser 
explotada a la brevedad posible, teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburos líquidos 
que tiene el país, cada año se importa mas diésel y gasolina. 
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 
Actualmente Bolivia es un país principalmente gasífero, es decir que es autosuficiente en ese 
aspecto, además tiene la capacidad de abastecer mercados internacionales llegando a recibir los 
mayores ingresos por la exportación de gas a Brasil y Argentina. En el caso de hidrocarburos 
líquidos la situación no es alentadora. Actualmente se importa el 60% de diésel y el 25% de 
gasolina requeridos en el mercado interno. Es decir que la producción nacional de hidrocarburos 
líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural) es muy baja e insuficiente para el mercado 
nacional, en el que día a día se incrementa la demanda. 
La escasa producción de combustibles líquidos se debe a muchos factores, tales como la 
declinación de campos petrolíferos, además en los últimos años no se han descubierto nuevos 
campos, razón por lo cual no existe materia prima para ser procesada en las refinerías del país las 
4 
 
cuales se encuentran operando a baja capacidad de procesamiento (35 - 40% de capacidad). 
Además, que el crudo entregado en su mayoría es petróleo liviano (°API > 45), lo que significa 
que no pueden extraerse grandes volúmenes de gasolinas y Diesel Oil. 
Figura 1.2. Evolución de la Producción de Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos (2005 – 2017) 
 
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 
Figura 1.3. Importación de Diesel (2005 – 2018) 
 
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos/Pagina Siete 
Al presente, con el objeto de aumentar la cantidad de petróleo extraído en campos en los cuales 
inclusive la recuperación secundaria, como inundación artificial, no da buenos resultados, los 
técnicos especializados se ven obligados a aplicar procedimientos más complejos. Aunque el 
costo es elevado, las inversiones se justifican por su rentabilidad económica y social. En el caso 
5 
 
concreto de Bolivia, el petróleo a recuperarse con esta tecnología constituirá una producción de 
vital importancia, por tratarse de un petróleo negro (°API = 38°) escaso en el país y del que podrán 
refinarse volúmenes importantes de Diésel Oil y gasolina. 
1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA 
Para poder definir la situación problemática fue necesario recopilar información de distintas 
fuentes para poder determinar la magnitud del problema con mayor exactitud, registrándose que 
los niveles de producción de este campo y de muchos otros están disminuyendo con el transcurso 
de los años, incluso cuando ya ha sido aplicada la recuperación secundaria. Es conocido que la 
recuperación primaria y secundaria de hidrocarburos raramente excede el 50% del OOIP por lo 
que se ve la necesidad de aplicar nuevas alternativas para extraer el petróleo restante. 
Debido a los problemas mencionados, el proyecto se enfoca en estudiar la viabilidad de la 
implementación de un proceso de recuperación mejorada en el campo la PEÑA empleando para 
ello la inyección combinada de Álcali – Surfactante y Polímero. La producción del campo estará 
destinada al mercado nacional, es decir que los productos refinados, tales como DO y gasolina 
ayudarán a satisfacer la demanda interna, reduciéndose en gran medida las importaciones. 
1.4. OBJETIVOS 
1.4.1. OBJETIVO GENERAL 
Analizar la factibilidad técnica y económica de la inyección combinada de Álcali – Surfactante y 
Polímero (ASP) como método de Recuperación Mejorada para incrementar el factor de 
recuperación de petróleo en el campo La Peña. 
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
 Describir los aspectos que intervienen en los procesos de Recuperación Mejorada, 
definiendo los parámetros que gobiernan la inyección de fluidos. 
 Describir las características de la inyección combinada de Álcali – Surfactante – Polímero 
(ASP); definiendo las características de cada método al aplicarse particularmente y cuáles 
son los beneficios de la combinación ASP. 
6 
 
 Analizar los resultados alcanzados en diferentes Campos Petroleros del mundo en los que 
se aplicó la inyección combinada ASP, estableciendo dichos resultados como parámetros 
de referencia. 
 Realizar un estudio detallado del campo LA PEÑA, caracterizando el reservorio La Peña 
y los fluidos de Formación. Además, se pretende analizar la situación actual del Campo. 
 Realizar una evaluación previa del reservorio La Peña, contrastando las características 
petrofísicas y de fluidos del yacimiento con datos bibliográficos y datos de proyectos de 
inyección ASP referenciales con el fin de determinar si el reservorio en cuestión es 
candidato a la inyección ASP. 
 Determinar la factibilidad técnica del proyecto propuesto, mediante el análisis de losresultados obtenidos de la simulación numérica de inyección ASP en Eclipse 100. 
 Analizar la factibilidad económica del proyecto de inyección ASP a partir del cálculo de 
los indicadores económicos. 
1.5. JUSTIFICACIÓN 
1.5.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA 
El trabajo realizado cuenta con una justificación técnica debido a que se tendrá la obtención de 
tecnología avanzada, posibilitando a YPFB emplearla en otras áreas en estado de agotamiento, 
tales como Caigua, Monteagudo, Los Monos como a otros campos en los cuales las características 
sean similares al campo trabajado, además que a través de este trabajo se podrá mejorar la 
implementación de este tipo de proyectos mediante algunas recomendaciones que se puedan 
realizar, es decir, a partir de la experiencia que se obtendrá en el campo. 
1.5.2. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA 
Este trabajo está realizado con una perspectiva económica ya que lo que se quiere es incrementar 
los ingresos del país a través del incremento de producción del campo La Peña debido a que existen 
todavía grandes reservas en el campo que pueden ser extraídas de una manera económicamente 
rentable, además que se tiene por conocimiento que en este campo solo se extrajo 
7 
 
aproximadamente el 38% del POES, por lo que se pretenderá extraer ese volumen remanente y así 
tratar de mejorar los niveles de producción de petróleo para que posteriormente estos puedan ser 
refinados obteniéndose diesel y otros combustibles que en la actualidad están siendo importados y 
costando millones de dólares al país, por lo que se quiere reducir el impacto y poder así incrementar 
los ingresos al país y tal vez destinar el dinero a realizar nuevas exploraciones con el fin de 
encontrar nuevas reservas y continuar con la estrategia boliviana para lograr la autosuficiencia de 
hidrocarburos. 
 
Figura 1.4. Evolución Anual del Precio de Barril de Crudo (WTI) 
 
Fuente: es.wikipedia.org 
 
En la industria petrolera cualquier proyecto es definido finalmente por el factor económico, de 
acuerdo a la figura 1.4, se observa que la evolución del precio del crudo es favorable y este irá en 
aumento de acuerdo a las proyecciones estimadas, por lo que la inversión en el estudio e 
implementaciones de proyectos EOR tales como la inyección de químicos es factible debido a que 
el precio del crudo lo justifica. 
1.5.3. JUSTIFICACIÓN SOCIAL 
Por la necesidad de Bolivia de sustituir la importación de combustibles líquidos por la producción 
nacional de los mismos (satisfacer la demanda nacional); así mismo, la generación de empleos 
directos e indirectos. 
8 
 
1.5.4. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL 
El trabajo está encaminado a respetar las normas ambientales vigentes, todos los productos 
químicos que serán usados en el agua de inyección serán evacuados de manera segura y se realizará 
el tratamiento respectivo para la reinyección de los mismos. Los productos de desecho serán 
trasladados a zonas desérticas, de ser necesario se le realizará un tratamiento previo al agua de 
desecho. En todo el proceso de implementación del proyecto se respetarán las normas vigentes 
nacionales e internacionales para la protección del medio ambiente. 
1.6. ALCANCE 
1.6.1. ALCANCE TEMÁTICO 
Las aéreas de investigación que intervendrán serán la de producción de hidrocarburos siendo 
específicos en las recuperaciones secundarias y terciaras, también estará relacionado con lo que es 
ingeniería de reservorios ya que se tratará de caracterizar el reservorio y encontrar su factor de 
recuperación, la factibilidad del proyecto la determinará la economía petrolera ya que se verá si el 
proyecto es económicamente rentable. 
1.6.2. ALCANCE GEOGRÁFICO 
La implementación del proyecto de inyección combinada ASP se realizará en: 
Campo: La Peña. 
Departamento: Se encuentra a 30 Km al SE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra. 
Provincia: Andrés Ibañez. 
Titular: YPFB Andina. 
Los principales Reservorios son las areniscas La Peña pertenecientes a la Formación Escarpment 
medio, arenicas Bolívar del Escarpment Inferior y areniscas de la formación Tarija , todas del 
sistema Carbonífero. 
 
9 
 
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO 
Hoy en día el descubrimiento de nuevos yacimientos con grandes acumulaciones de hidrocarburos 
es menos frecuente, y los yacimientos descubiertos tienen como característica común que las 
profundidades y costos de extracción son cada vez mayores. Todo parece indicar que la época de 
la extracción de hidrocarburos de manera fácil y a bajo costo ha concluido. 
En promedio a nivel mundial el 65% de todos los volúmenes de hidrocarburos descubiertos 
permanece en el subsuelo, representando un reto para la ingeniería de yacimientos incrementar los 
factores de recuperación de los yacimientos mediante técnicas más sofisticadas de explotación, 
como los métodos de Recuperación Mejorada. 
Con el propósito de presentar una alternativa de explotación para los campos que han sido barridos 
con la inyección de agua, se hace una revisión de la literatura referente al mejoramiento de la 
eficiencia del barrido por agua con la adición de químicos en particular de la mezcla ASP (Alcali, 
Surfactante y Polímero). 
2.1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES 
2.1.1. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO 
Los hidrocarburos originales in – situ son una cantidad fija que ha desarrollado un campo 
geológico en un determinado tiempo determinado. Esto puede ser determinado por el Método 
Volumétrico o el Método de Balance de Materia.1 El cálculo de hidrocarburos in situ por medio 
del método volumétrico requiere conocer la extensión del área del reservorio, su espesor promedio, 
porosidad, saturación y el factor volumétrico de formación del hidrocarburo. 
Este es un método estático que no depende del comportamiento dinámico del reservorio, como el 
cambio de la presión que responde a la producción. Las ecuaciones para el cálculo del petróleo y 
gas originales in-situ, respectivamente son: 
𝑶𝑶𝑰𝑷 = 𝑨𝑶𝒉∅𝑺𝒐𝟓, 𝟔𝟏𝜷𝒐 = 𝑨𝑶𝒉∅(𝟏 − 𝑺𝒘)𝟓, 𝟔𝟏𝜷𝒐 (𝑺𝑻𝑩) ⋯ ⋯ (2.1) 
 
1 Tarek Ahmed, Reservoir Engineering, Second Edition 
10 
 
𝑶𝑮𝑰𝑷 = 𝑨𝒈𝒉∅𝑺𝒐𝟓, 𝟔𝟏𝜷𝒈 = 𝑨𝒈𝒉∅(𝟏 − 𝑺𝒘)𝟓, 𝟔𝟏𝜷𝒈 (𝑺𝑪𝑭) ⋯ ⋯ (2.2) 
Donde o, g y w se refieren al petróleo, gas y agua, además se sabe que 1 BBL = 5.6144 pie3 
 Ao = área del reservorio del petróleo, ft2 
 Ag = área de reservas de gas, ft2 
 h = espesor promedio, ft 
 ф = porosidad promedio 
 Sg = saturación promedio de gas 
 So = saturación promedio de petróleo 
 Sw = saturación promedio de agua 
 Bo = factor volumétrico de formación del petróleo , RBBL/STB 
 Bg = factor volumétrico de formación del gas, RCF/SCF 
Los valores promedio de h, Ø y S son normalmente determinados de mapas isópacos construidos 
de mapas geológicos, petrofísicos y datos de registros. 
El método de balance de materia depende del comportamiento dinámico del reservorio. Esto 
requiere de datos cuidadosos de las propiedades de los fluidos y de la producción. Teóricamente 
el volumen original in situ determinado por el método de balance de materia podría ser igual o 
menos que el determinado volumétricamente. 
2.1.2. DEFINICIÓN DE RESERVA 
Reserva de petróleo y gas de un yacimiento es el volumen de hidrocarburos que será posible extraer 
del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. 
Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, 
lo que se conoce como el "petróleo original in situ" (OOIP de sus siglas en inglés: “Original Oil 
In Place”). Este cálculo obliga al conocimiento de: 
- El volumen de roca productora. 
- La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible. 
- La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por agua. 
11 
 
- La profundidad, presión y temperatura de las capas productivas. 
Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o máspozos que delimiten el 
yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias. 
2.1.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS 
Son propiedades correspondientes a la roca que constituye el reservorio donde están almacenados 
los fluidos. Fundamentalmente éstas son: a) la porosidad; b) la permeabilidad y c) la saturación. 
La porosidad y la saturación son parámetros petrofísicos importantes en la caracterización de la 
formación, y son indispensables en la evaluación de la formación y el desarrollo del campo. 
2.1.3.1. POROSIDAD 
La roca reservorio está formada por granos de arena de pequeño diámetro originados por la erosión 
de otras rocas, que fueron depositándose paulatinamente sobre una superficie, por ejemplo, en el 
fondo del mar. Debido al propio peso de los granos acumulados, fueron compactándose y 
uniéndose por un material cementante. Debido a la forma casi esférica de estos granos, entre éstos 
llegaron a existir pequeños espacios vacíos o huecos, muchos de los cuales resultaron estar 
interconectados, formando canales de pequeño diámetro, a semejanza de tubos capilares. Es en 
estos espacios huecos que los hidrocarburos llegaron a ser entrampados o almacenados y es por 
estos canales capilares por donde circulan durante la etapa productiva, constituyendo el 
movimiento de fluidos a través del medio poroso.2 La importancia de esta propiedad radica en el 
hecho de que la cantidad de petróleo y gas que una formación puede contener, depende del espacio 
total de los poros. 
La porosidad es un parámetro estático, a diferencia de la permeabilidad que tiene relación con el 
movimiento de los fluidos en el medio poroso (permeabilidad relativa). Este parámetro estático, 
se define localmente como un promedio sobre la base del volumen de un elemento representativo 
del medio poroso en estudio. 
 
 
2 Hermas Herrera (2016), Ingeniería de Reservorios 
12 
 
Figura 2.1. Porosidad de la roca reservorio 
 
Fuente: Busy.org 
2.1.3.2. PERMEABILIDAD 
Es la habilidad, o medida de la habilidad de una roca de transmitir fluidos, generalmente es medida 
en darcies o milidarcies. Las formaciones que transmiten fluidos prontamente, tales como las 
areniscas, son consideradas permeables y tienen la característica de poseer grandes poros 
interconectados; las formaciones impermeables tales como las lutitas tienden a poseer granos finos 
o mezcla de tamaños de grano, con poros pequeños no interconectados.3 
Figura 2.2. Permeabilidad de la roca reservorio 
 
 Fuente: Hermas Herrera (2016), Ingeniería de Reservorios I 
La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca, mientras que la permeabilidad efectiva 
es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca. Generalmente, la permeabilidad 
usada en la industria del petróleo es una constante en la ecuación de Darcy (toma en cuenta la tasa 
de flujo, gradiente de presión y propiedades del fluido). En este sentido y por definición, una 
medida directa de la permeabilidad requiere un proceso dinámico de flujo. 
 
3 Hermas Herrera (2016), Ingeniería de Reservorios 
13 
 
2.1.3.3. SATURACIÓN DE FLUIDOS 
En los poros de la roca reservorio quedan atrapados fluidos que consisten en hidrocarburos 
(petróleo y gas) y agua. De acuerdo a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento, y 
a la posición estructural, en el sistema de poros pueden estar presentes las tres fases en forma 
separada, o el gas puede estar disuelto completamente. 
La cantidad de volumen de un determinado fluido en el sistema de poros o espacio poral, con 
relación al volumen total, expresado en fracción o en porcentaje es lo que se llama saturación. 
Si en un medio poroso coexisten dos fluidos (petróleo y agua, petróleo y gas, gas y agua, etc), estos 
se distribuyen en el espacio poroso de acuerdo a sus características de mojabilidad (preferencias). 
La saturación de fluidos cambia tanto en el espacio como en el tiempo. El reservorio puede tener 
diferentes niveles de saturación en sentido horizontal y en sentido vertical y también esta 
saturación cambia progresivamente de acuerdo al avance de la producción de fluidos. 
 No todo el petróleo puede ser movilizado a superficie durante las operaciones de producción y 
dependiendo del método de producción, eficiencia del desplazamiento y manejo de los reservorios, 
el factor de recuperación puede llegar a ser tan bajo como 5-10% o tan alto como 70%. Una parte 
del petróleo o gas permanecerá como un residuo en el reservorio y se le denominará petróleo 
residual o gas residual. 
Figura 2.3. Saturación de Fluido en la Roca Reservorio 
 
Fuente: Ingeniería de Reservorios I 
14 
 
2.1.4. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO 
El petróleo es una mezcla compleja que consiste predominantemente de hidrocarburos y contiene 
azufre, nitrógeno, oxígeno y helio como componentes menores. Las propiedades físicas y químicas 
del petróleo varían considerablemente y son dependientes de la concentración de varios tipos de 
hidrocarburos y menores constituyentes. 
Una descripción exacta de las propiedades físicas del petróleo es de gran importancia en los 
campos tanto de la ciencia teórica como aplicada y especialmente en la solución de problemas de 
ingeniería de reservorios petrolíferos. Las propiedades físicas de importancia primaria en estudios 
de ingeniería petrolera incluyen: 
 Densidad y Gravedad del petróleo 
 Gravedad específica del gas en solución 
 Solubilidad del gas 
 Presión del punto de burbuja/Presión de Saturación 
 Factor volumétrico de formación del petróleo 
 Coeficiente de compresibilidad isotérmica de petróleo sub-saturado 
 Densidad del petróleo 
 Factor volumétrico de formación total 
 Viscosidad del petróleo 
 Tensión superficial 
Los datos de la mayoría de estas propiedades de los fluidos normalmente se determinan por 
experimentos en laboratorio efectuados en muestras de los fluidos reales del reservorio. En 
ausencia de propiedades del petróleo medidas experimentalmente, es necesario para los ingenieros 
petroleros, determinar las propiedades mediante correlaciones derivadas empíricamente. 
2.2. MÉTODOS DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO 
Las reservas son afectadas por los métodos de producción planificados para los reservorios. El 
factor más significativo para determinar el método de producción y la recuperación de las reservas 
15 
 
es el económico. Otros factores que influyen en las reservas son la localización, caudales de 
producción y el mecanismo de producción del reservorio. 
Se puede decir que la producción de petróleo se efectúa en dos fases: la fase primaria y la fase 
suplementaria de recuperación (secundaria y recuperación mejorada). 
2.2.1. RECUPERACIÓN PRIMARIA 
Durante la fase de recuperación primaria se utiliza solo la energía del reservorio en la recuperación 
de hidrocarburos. 
En la fase de recuperación primaria, muchas fuentes de energía interna podrían contribuir a la 
producción del fluido. Las cuatro fuentes básicas de mecanismos de producción son: 
• por expansión 
• por solución de gas 
• por empuje de agua natural 
• por drenaje gravitacional 
2.2.2. RECUPERACIÓN SECUNDARIA 
Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, 
se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan 
comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es 
mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de 
recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. 
Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción 
para barrer el petróleo del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria,puede comenzar 
un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. La 
etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se 
produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser 
económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un 
16 
 
yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el 
lugar.4 
2.2.3. RECUPERACIÓN MEJORADA 
La recuperación mejorada busca disminuir los efectos adversos de los factores que generan el 
entrampamiento del aceite, mediante diferentes métodos. Algunos controlan los frentes de 
desplazamiento modificando la relación de viscosidades y otros modifican la tensión interfacial, 
mediante procesos térmicos, químicos, miscibles y algunos especiales como el microbial. Es 
común que un solo método modifique ambas propiedades. En la figura 2.4 se presentan los 
Métodos de Recuperación Mejorada existentes. 
Figura 2.4. Técnicas de Recuperación Mejorada 
 
Fuente: Tecnologías de Recuperación Mejorada 
La selección del método de Recuperación Mejorada debe hacerse para cada campo en particular, 
tomando como guía criterios que han sido establecidos con base en la experiencia de campo y al 
 
4 Recuperado el 14/05/2019 de https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/secondary_recovery.aspx 
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/secondary_recovery.aspx
17 
 
estudio de los mecanismos de desplazamiento del aceite, además de considerar el aspecto 
económico. Ejemplo de estos criterios se presentan en la Tabla 2.1. 
Tabla 2.1. Criterios de selección para los métodos de Recuperación Mejorada. 
Método Propiedades del Aceite Características del yacimiento 
°API Viscosid
ad 
(cp) 
Composición Satura
ción de 
Aceite 
(%) 
Tipo de 
formación 
Espesor Neto 
(ft) 
Permeabilida
d Promedio 
(md) 
Profundid
ad (ft) 
Tem
pera
tura 
(°F) 
Métodos de Inyección de Gas (Miscible) 
Nitrógeno y 
gas de 
combustión 
>35 
(48) 
<0.4 
(0.2) 
Alto Porcentaje 
de C1 a C7 
>40 
(75) 
Arenisca o 
carbonato 
Delgado a 
menos que 
tenga echado 
NC >6000 NC 
Hidrocarbur
os 
>23 
(41) 
<3 (0.5) Alto Porcentaje 
de C2 a C7 
>30 
(80) 
Arenisca o 
carbonato 
Delgado a 
menos que 
tenga echado 
NC >4000 NC 
CO2 >22 
(36) 
<10 (1.5) Alto Porcentaje 
de C5 a C12 
>20 
(55) 
Arenisca o 
carbonato 
Amplio rango NC >2500 NC 
Gases 
inmiscibles 
>12 <600 NC >35 
(70) 
NC NC si existe 
echado y/o 
buena 
permeabilida
d vertical 
NC >1800 NC 
Inyección química 
Inyección 
Miscelar/ 
Polímero, 
ASP y Álcali 
>20 
(35) 
<35 (13) Ligero, 
intermedio, 
>35 
(53) 
De preferencia 
arenisca 
NC >10 
 (450) 
<9000 
(3250) 
<200 
(80) 
Inyección de 
Polímeros 
>15 <150 , 
>10 
NC >50 
(80) 
De preferencia 
arenisca 
NC >10 (800) <9000 <200 
(140) 
Térmico Mecánico 
Combustión >10 
(16) 
<5000 
(1200) 
Algunos 
componentes 
asfálticos 
>50 
(72) 
Arena/arenisca >10 >50 <11500 
(3500) 
<100 
(135) 
Vapor 8 a 
13.5 
<200000 
(4700) 
NC >40 
(66) 
Arena/arenisca >20 >200 (2540) <4500 
(1500) 
NC 
Extracción 
superficial 
7 a 
11 
Cero 
flujo en 
frío 
NC >8%
wt 
arena 
Arena bituminosa >10 NC >3:1 
relación 
sobrecarga/
arena 
NC 
 
NC = No Crítico 
Los valores subrayados representan el valor promedio para los proyectos de campo actuales. 
Fuente: Taber, J. J., Martin, SPE Reservoir Engineering 
18 
 
Los costos de la aplicación de un método en particular están determinados principalmente por el 
área de aplicación, ya que muchas tecnologías de recuperación mejorada no están disponibles en 
regiones aisladas y algunos campos requieren el uso de mayor cantidad de producto para asegurar 
una mayor recuperación de petróleo. 
2.3. INYECCION DE PRODUCTOS QUÍMICOS 
Cuando se ha decidido que la inyección de agua es aplicable en un campo, una alternativa para el 
mejoramiento de la eficiencia de desplazamiento es la inyección de químicos. 
El objetivo de la inyección de químicos es mejorar la eficiencia de barrido volumétrico del agua 
de inyección, para recuperar la fase de aceite discontinua que se encuentra atrapada en el medio 
poroso, mediante mecanismos como5: 
 La reducción de la tensión interfacial entre el aceite y el agua. 
 La alteración de la relación de movilidades. 
 La alteración de la mojabilidad de la roca. 
La inyección de químicos ha tenido algunos éxitos en el campo; sin embargo, debido al alto costo 
de los productos químicos y a las fluctuaciones del precio del crudo, el éxito económico ha sido 
pobre. En este sentido, durante los últimos años se han hecho intentos para reducir los costos, 
mediante técnicas que permitan reducir las pérdidas de químicos debido a la adsorción de la roca. 
Una forma de conseguir lo anterior es mediante el uso de agentes químicos de sacrificio, los cuales 
actúan como agentes bloqueantes que disminuyen la adsorción de la roca; ejemplo de estos son los 
lignosulfonatos o polímeros de bajo peso molecular. Otro agente químico sacrificable de bajo costo 
que ha permitido darle un nuevo impulso a la Recuperación Mejorada por inyección de químicos 
es el álcali.6 
Los álcalis disminuyen el contenido iónico divalente del sistema roca-fluido, e incrementan la 
carga negativa de la superficie de la roca para minimizar la pérdida de químicos; pueden usarse en 
 
5 Larson, R. G., Davis, H. T., y Scriven, L. E.: “Elementary Mechanisms of Oil Recovery by Chemical Methods”, J. 
Pet. Tech (Feb. 1982) 243-257. 
6 Baviere, M., Glenat, P., Plazanet, V., y Labrid J.: “Improved EOR by Use of Chemicals in Combination”, SPE 
Reservoir Engineering (Ago. 1995) 187-193. 
19 
 
un preflujo antes de la inyección de un bache micelar o una solución polimérica, o agregarse 
directamente a surfactantes o polímeros.6 
La inyección combinada de químicos ASP (Alcali, Surfactante y Polímero) es una tecnología 
reciente, que combina el mejoramiento de la eficiencia de barrido volumétrico de los polímeros 
con el potencial de incremento de aceite del desplazamiento por surfactante/polímero. La 
tecnología ASP enfatiza la tecnología de inyección de álcali, debido a que su costo es 
considerablemente menor que el del surfactante. La esencia de este método es hacer reaccionar el 
álcali con los ácidos orgánicos presentes en el crudo para formar detergentes naturales del petróleo. 
Los detergentes generados in situ interactúan con el surfactante de la mezcla para producir valores 
de tensión interfacial ultrabajos. 
Trabajos recientes mencionan que la inyección de químicos ofrece una buena opción para reactivar 
los campos maduros, en especial aquellos que han estado sujetos a inyección de agua. La 
reactivación de estos campos representaría un incremento importante de las reservas mundiales 
actuales, por lo que es de importancia continuar con los estudios para mejorar el desempeño técnico 
y económico de la inyección de químicos. 
2.4. FACTORES QUE GOBIERNAN LA INYECCIÓN DE FLUIDOS 
Para realizar la elección del método a emplearse se necesita la recolección de datos del campo, 
tales como las características de los fluidos de reservorio, datos PVT, información de presión, 
volumen y temperatura, además de las propiedades de la roca como la porosidad, la permeabilidad 
y la saturación, gracias a esta información se podrá realizar la elección del método a emplearse. 
De los métodos de recuperación secundaria, la inyección de agua es el más ampliamente aplicado 
a los campos petroleros. Este método se lleva a cabo en forma inmiscible y tiene por objetivo: (1) 
desplazar el aceite remanente, una vez que la etapa de explotación primaria ha concluido, o bien, 
(2) mantener la presión de yacimiento. 
Unade las formas mejores para entender los procesos de recuperación mejorada, en particular la 
inyección de químicos, es a través del entendimiento del proceso de desplazamiento inmiscible 
agua-aceite. Esto es, reconocer los efectos que tiene la interacción roca-fluidos sobre la eficiencia 
de desplazamiento del agua de inyección. 
20 
 
En un medio poroso, esto es, a nivel microscópico, las características del flujo y distribución de 
los fluidos residentes, están determinadas por las interacciones entre la roca y las diferentes fases 
presentes. Las interacciones roca-fluidos y fluido-fluido que gobiernan el comportamiento, y por 
tanto la eficiencia de un proceso de inyección de agua son en general: 
• Tensión Interfacial. 
• Mojabilidad. 
• Presión Capilar. 
• Permeabilidades relativas. 
• Relación de viscosidades. 
Comprender el proceso de inyección de agua es fundamental cuando se ha decidido que la 
inyección de químicos es una alternativa, debido a que el agua será el agente que transportará 
productos químicos (ASP) hacia el reservorio. 
2.4.1. TENSIÓN INTERFACIAL 
La presencia de fluidos inmiscibles en el yacimiento (aceite/agua, aceite/gas, agua/gas, o 
aceite/agua/gas) origina la presencia de interfaces, en las cuales se ejerce un esfuerzo de tensión 
conocido como Tensión Interfacial. Dos o más fases se consideran inmiscibles a ciertas 
condiciones específicas de presión y temperatura, si en un periodo de tiempo suficiente para que 
ocurra el equilibrio de fases, se forma una interfase visible, después de que las fases han sido 
mezcladas vigorosamente. 
La tensión interfacial es una propiedad termodinámica fundamental de una interfase, y se define 
como la energía requerida para incrementar el área de la interfase en una unidad. Generalmente la 
tensión interfacial se refiere a la tensión generada en una interfase de dos líquidos, mientras que 
para el caso particular de la interfase entre un líquido y su vapor (o el aire) se le denomina tensión 
superficial. 
La interfase entre dos fases inmiscibles es una región de solubilidad limitada, que en la mayoría 
de las situaciones, sólo es de un espesor correspondiente al de algunas moléculas. Puede 
21 
 
visualizarse como un límite entre las fases que se presenta debido a que las fuerzas de atracción 
que existen entre las moléculas que se encuentran en una misma fase, son mayores que las fuerzas 
de atracción entre moléculas pertenecientes a fases diferentes.7 
Una forma para determinar la tensión interfacial es mediante el uso de un tensiómetro. La Figura 
2.5 muestra la determinación de la tensión interfacial agua-aceite mediante un tensiómetro. En esta 
medición, el anillo se coloca en la interfase y se levanta aplicando una fuerza. A medida que el 
anillo se jala hacia arriba a través de la interfase, el área de ésta se incrementa hasta que ocurre un 
rompimiento, con lo que la fase cuya continuidad se había interrumpido recupera su continuidad 
anterior. 
Figura 2.5. Determinación de la Tensión Interfacial con un tensiómetro. 
Fuente: Willhite(1986), Waterflooding Vol. 3. 
La magnitud de la tensión interfacial se obtiene dividiendo la fuerza a la que ocurrió el 
rompimiento entre la magnitud de la circunferencia del anillo, corregida por un factor geométrico. 
Existen otras técnicas de medición de la tensión interfacial más sofisticadas. 
Los valores comunes de la tensión interfacial para sistemas agua-aceite están en el rango de 10 a 
30 dinas/cm, o 10 a 30 mN/m a condiciones de 77 ºF (25 ºC). En la aplicación de métodos de 
recuperación mejorada, se han reportado valores ultrabajos de tensión interfacial, menores que 10-
3 dinas/cm en sistemas ASP. 
 
7 Willhite, G. P. (1986): Waterflooding, SPE Textbook Series Vol. 3, Third Printing, Richarsond, Texas. 
22 
 
La tensión interfacial puede verse también como una medida de la miscibilidad. A medida que la 
tensión interfacial disminuye, las dos fases se aproximan a la miscibilidad. Por ejemplo, para una 
sustancia dada, a medida que ésta se aproxima a sus condiciones críticas (punto crítico), las 
propiedades de la fase líquida no se distinguen de las de la fase vapor, por lo que la tensión 
interfacial en este punto llega a ser cero. La Figura 2.6 muestra la reducción de la tensión interfacial 
con la presión, a medida que ésta se aproxima a la presión crítica de 2420 psia para un sistema 
metanopentano a 100 ºF (38 ºC). 
Figura 2.6. Variación de la Tensión Interfacial con la presión, sistema metano-pentano a 100 ºF 
 
Fuente: Willhite (1986), Waterflooding Vol. 3 
2.4.2. MOJABILIDAD 
La interacción entre la superficie de la roca del yacimiento y los fluidos confinados en el espacio 
poroso influye en la distribución de los fluidos, así como también, en el comportamiento del flujo 
en el medio poroso. Cuando dos fases inmiscibles se ponen en contacto con una superficie sólida, 
generalmente una de las fases es atraída hacia la superficie más que la otra fase. Esta fase se 
identifica como la fase mojante mientras que la otra fase es la fase no-mojante. En otras palabras, 
se dice que un fluido moja en forma preferencial la superficie de un sólido cuando éste se adhiere 
y tiende a espaciarse sobre ella, en presencia de otros fluidos. 
23 
 
La mojabilidad puede explicarse cualitativamente mediante el balance de fuerzas entre dos fluidos 
inmiscibles (agua y aceite) y el sólido mostrado en la Figura 2.7. Las fuerzas que están presentes 
en la línea de contacto son: 
Figura 2.7. Mojabilidad de un sistema agua-aceite-roca en equilibrio 
 
Fuente: Willhite, Waterflooding Vol. 3 (1986) 
σos: Tensión interfacial sólido-aceite. 
σws: Tensión interfacial sólido-agua. 
σwo: Tensión interfacial agua-aceite. 
Θc, es el ángulo de contacto y se mide a través de la fase agua hacia σwo, la tangente a la interfase 
en la línea de contacto. En equilibrio, el sistema cumple con la condición ΣFx = 0, de donde se 
obtiene la ecuación de Young Dupre: 𝝈𝒐𝒔 − 𝝈𝒘𝒔 = 𝝈𝒘𝒐 𝐜𝐨𝐬 𝜽𝒄 ⋯ ⋯ (2.3) 
A la fecha σos y σws no pueden medirse directamente. Sin embargo, σwo y θc, si pueden determinarse 
independientemente en el laboratorio, siendo estos parámetros los que proporcionan una medida 
de la mojabilidad de la roca. 
2.4.2.1. EFECTO DE LA MOJABILIDAD SOBRE LA INYECCIÓN DE FLUIDOS 
Como puede inferirse, la mojabilidad determina la distribución de los fluidos en el espacio poroso 
(a nivel microscópico). El fluido que moja la roca se encontrará ocupando los poros más pequeños 
y los intersticios de los granos de la roca, así también, como una película sobre ellos, dejando al 
fluido no mojante en el centro del poro, como se ilustra en la Figura 2.8. La distribución de los 
24 
 
fluidos en el medio poroso afectará de manera importante el comportamiento de un proceso de 
inyección de agua o de cualquier otro fluido: 
Figura 2.8. Distribución de fluidos en un medio poroso. 
 
Fuente: Willhite, Waterflooding Vol. 3 (1986) 
a) Roca fuertemente mojada por agua. La fase aceite se encuentra en la parte central de los 
poros, mientras que el agua se encuentra adherida a las paredes de los poros. En un proceso de 
inyección de agua, la saturación de agua en los poros se incrementa continuamente; es decir, el 
proceso se está realizando en la dirección en la que la saturación de la fase mojante (agua) aumenta 
continuamente, por lo que se dice que es un proceso de imbibición. El comportamiento de un 
proceso de inyección de agua bajo estas condiciones se ilustra en la Figura 2.9; la recuperación de 
aceite es eficiente, debido a que el agua se encuentra adherida a los poros; su avance se retrasa 
ocasionando una irrupción tardía del agua (en relación a un sistema fuertemente mojado por 
aceite). A la irrupción, la recuperación de aceite es alta y el comportamiento de la relación agua-
aceite (WOR) experimenta un rápido incremento,por lo que la recuperación de aceite posterior a 
la irrupción es mínima. 
b) Roca fuertemente mojada por aceite. La fase aceite se encuentra cubriendo las paredes de los 
poros, mientras que el agua ocupa los espacios centrales de los poros. Cuando se implanta un 
proceso de inyección de agua en este tipo de yacimientos, la saturación de agua en los poros se 
incrementa, mientras que la saturación de aceite disminuye, es decir, el proceso se esta realizando 
en la dirección en la que la saturación de la fase mojante (aceite), disminuye continuamente, por 
lo que se dice que es un proceso de drene o drenaje. En este proceso la recuperación de aceite es 
ineficiente (Figura 2.9), debido a que la irrupción del agua ocurre temprano, lo cual resulta en una 
25 
 
recuperación menor, mientras que la WOR se incrementa paulatinamente, lo que permite recuperar 
una cantidad importante después de la irrupción del agua, que dependerá del volumen de agua 
inyectado. 
Se ha observado en la práctica que medios porosos cuya mojabilidad no sea extrema, se comportan 
como un proceso intermedio de los dos casos mostrados. El comportamiento en un medio poroso 
de mojabilidad fraccional también es parecido a estos sistemas (dependiendo de los porcentajes 
de los granos de roca que corresponden a mojabilidad para cada una de las fases). En estudios 
relacionados con el comportamiento de medios porosos de mojabilidad mixta, se ha observado 
que durante la inyección de agua, el aceite inmóvil que permanece detrás del frente de inyección, 
se encuentra unido por filamentos al frente del aceite a lo largo de las superficies mojadas por 
aceite, lo que permite recuperar cantidades importantes de este aceite antes de que los filamentos 
delgados se rompan y el aceite quede atrapado. 
Figura 2.9. Comportamiento de la inyección de agua, para sistemas con mojabilidad extrema. 
 
Fuente: Willhite, Waterflooding Vol. 3 (1986) 
 
26 
 
2.4.3. PRESIÓN CAPILAR 
El concepto de presión capilar, como característica de una roca porosa, se origina de la 
representación de ésta, por medio de tubos capilares. La analogía entre los poros de la roca y los 
tubos capilares es que los diámetros de ambos son pequeños. Cuando dos fluidos inmiscibles se 
encuentran en un capilar, las fuerzas de superficie inducidas por la preferencia mojante del sólido 
por uno de los fluidos, elevarán a dicho fluido por encima de la interfase, causando diferencias de 
presión entre los dos fluidos a lo largo de la interfase (Figura 2.10). Por tanto, la presión capilar 
puede definirse como la discontinuidad en presión a través de la interfase que separa dos fluidos 
inmiscibles en los intersticios de un medio poroso.8 Su magnitud depende de la curvatura de la 
interfase. 
La ingeniería petrolera por convención ha definido a la presión capilar como pc = po – pw para 
un sistema agua-aceite, por lo que la presión capilar resulta negativa para un medio poroso 
mojado por aceite. 𝑃𝑐 = 𝑃𝑂 − 𝑃𝑊 ∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙ (2.4) 
Figura 2.10. Interfase en un sistema inmiscible agua-aceite en un tubo capilar mojado por agua 
 
Fuente: Willhite, Waterflooding Vol. 3 (1986) 
2.4.4. PERMEABILIDADES RELATIVAS 
Suponiendo que la ley de Darcy se aplica a cada fase, las permeabilidades de dos o más fases 
fluyendo a través de un medio poroso pueden determinarse a partir de datos experimentales. Así 
se define a la permeabilidad relativa como la medida directa de la habilidad del sistema poroso 
 
8 Rivera, R. J. (2007): Apuntes de la Asignatura de Recuperación Mejorada, U.N.A.M., Facultad de Ingeniería; 
División de Estudios de Posgrado. 
27 
 
para conducir un fluido, cuando uno o más fluidos están presentes. Esta propiedad de flujo es el 
resultado de un efecto compuesto de la geometría del espacio poroso, mojabilidad, distribución de 
fluidos, e historia de saturación.9 Por definición: 
𝑘𝑟𝑜 = 𝑘𝑜𝑘 ; 𝑘𝑟𝑤 = 𝑘𝑤𝑘 ; 𝑘𝑟𝑔 = 𝑘𝑔𝑘 ∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙ (2.5) 
La permeabilidad base con la que se evalúa la permeabilidad relativa, puede ser (1) la 
permeabilidad absoluta al aire, (2) la permeabilidad absoluta al agua, y (3) la permeabilidad del 
aceite a la saturación de agua irreducible, Swi. 
2.4.5. RELACIÓN DE MOVILIDADES 
Para un proceso de desplazamiento inmiscible agua-aceite, se definen la movilidad al agua y la 
movilidad al aceite, como sigue: 𝜆𝑤 = 𝑘𝑤𝜇𝑤 ; 𝜆𝑜 = 𝑘𝑜𝜇𝑜 ∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙ (2.6) 
Se puede deducir que las movilidades son función de la saturación de agua, Sw, debido a que las 
permeabilidades Ko y Kw, son función de Sw. El cociente de ambas movilidades se conoce como 
Relación de Movilidades, M. La movilidad del agua, λw, debe evaluarse a las condiciones de sw 
existentes en la porción del yacimiento invadida por agua, mientras que la movilidad del aceite, λ
o, deberá evaluarse a condiciones de Swc existente en la región del banco de petróleo. 
𝑀 = 𝑘𝑤𝜇𝑤 𝜇𝑜𝑘𝑜 = 𝑘𝑟𝑤𝜇𝑤 𝜇𝑜𝑘𝑟𝑜 ∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙ (2.7) 
De la definición de M, resulta evidente que existirán valores diferentes antes y después de la 
irrupción del frente de desplazamiento. Para los procesos de inyección de agua, dependiendo del 
valor de la M, se tendrán dos casos10: 
 
9 Craig, F. F. Jr.(1971): The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Monograph Vol. 3, Henry L. Doherty 
Series, Second Printing, New York. 
10 Anderson, W. G. (1987): “Wettability Literature Survey –Part 6: The Effects of Wettability on Waterflooding”, J. 
Pet. Tech. 
28 
 
M < 1 Se dice que el proceso de desplazamiento se realiza bajo condiciones favorables. 
M > 1 Se considera que el proceso de desplazamiento se realiza bajo condiciones desfavorables. 
2.5. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN DE AGUA 
La predicción de un proceso de desplazamiento inmiscible agua-aceite, se fundamenta en la teoría 
de flujo fraccional y avance frontal de Buckley y Leverett.11 Como ya se mencionó, el 
entendimiento del proceso de inyección de agua es importante para analizar la necesidad de 
implantar métodos de recuperación mejorada que incrementen la eficiencia de barrido del agua. 
Aunque existen otros modelos de predicción del comportamiento de inyección de agua, sólo se 
abordará el método mencionado por ser fundamental para este tema. 
2.5.1. MODELO DE BUCKLEY - LEVERETT 
El desplazamiento en un medio poroso de un fluido mojante por otro no mojante, o viceversa, es 
un proceso que da lugar a un régimen de flujo no permanente o transitorio, debido a que las 
saturaciones de ambos fluidos detrás del frente cambian continuamente con el tiempo, lo que 
origina a su vez cambios en las permeabilidades relativas y velocidades del flujo de cada una de 
las fases. La Figura 2.11 ilustra la distribución de saturaciones en cuatro etapas de un 
desplazamiento lineal de aceite por inyección de agua en un medio poroso, a la saturación de agua 
irreductible, Swi. De acuerdo con la Figura 2.11, el desplazamiento de aceite por agua puede 
resumirse como sigue12: 
a) Antes de iniciarse la inyección de agua, las saturaciones de los fluidos (Swc, Soi) son uniformes 
a lo largo del medio poroso, 0 ≤ x ≤ L. 
b) Posteriormente, con la inyección de agua se produce el desplazamiento del aceite en el medio 
poroso. En el frente de desplazamiento, x = xf, se presenta un cambio de saturación de agua, de Swf 
a Swc. Atrás del frente, x < xf, tanto el agua como el aceite se mueven a una velocidad que depende 
de su permeabilidad relativa y por lo tanto de la saturación de agua local. Adelante del frente, x > 
 
11 Buckley, S. E. y Leverett, M. C.(1942): “Mechanism of Fluid Displacements in Sands”, Trans., AIME 146, 107-
116 
12 Leverett, M. C.(1941): “Capillary Behavior in Porous Solids”, Trans. AIME 142, 152-169. 
29 
 
xf, sólo se desplaza el aceite, mientras que el agua permanece