Dicha teoría, vinculada directamente al concepto de permeabilidad relativa, está desarrollada para sistemas en los que las fuerzas capilares y gravitatorias son despreciables frente a las denominadas fuerzas viscosas o de empuje externo. En estos casos, el corte de agua depende casi exclusivamente de la saturación de agua en el medio poroso.

De este modo, en los casos que se comprueba una fuerte dependencia entre el corte de agua y los caudales de inyección/producción se puede afirmar que la intervención de fuerzas gravitatorias y/o capilares es significativa. La presente propuesta está diseñada, justamente, para mejorar la eficiencia de recuperación por inyección de agua en aquellos yacimientos en los que el corte de agua depende sensiblemente del régimen de explotación indicando que la producción de petróleo no puede describirse sólo como el resultado del empuje de agua. En estos reservorios, por razones ligadas fuertemente al modelo geológico, los gradientes capilares y gravitatorios no siguen, necesariamente, los gradientes fijados por la disposición geométrica regular de pozos inyectores y productores. Esta situación se agudiza en secundarias avanzadas, donde el equilibrio alcanzado en tiempos geológicos fue alterado significativamente por la extensiva circulación de agua. En consecuencia, la optimización propuesta está dirigida a orientar los gradientes viscosos en el mismo sentido en que operan los otros dos gradientes. De esta forma se estaría “empujando” al petróleo en la misma dirección y sentido en que tiende a evolucionar libremente en el reservorio.

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