Resumen:
La aplicación de un modelo analítico que predice el comportamiento del proyecto piloto de inyección de gas en la formación Santo Tomás del Bloque 2 en el pozo ANC1288. El Bloque 2 cuenta con una producción de 923 bppd, y un factor de recobro del 9%. En este bloque se han implementado 10 proyectos piloto de inyección de agua, en 2 de ellos se logró tener comunicación entre pozos; uno fue ejecutado en la formación Santo Tomás. También cuenta con una baja permeabilidad (<100mD) y porosidad (<15%) por lo que se ha considerado aplicable un proyecto piloto de inyección de gas.
El trabajo consta de un área de investigación y revisión teórica, la cual fue necesaria en el desarrollo del estudio al momento de escoger el modelo de predicción de Buckley y Leverett. El modelo se aplicó a 4 pozos respuesta donde se espera que exista el desplazamiento de petróleo después de la inyección de gas. Se consideraron condiciones ideales y una tasa de inyección de gas de 300 Mscfd distribuidos equitativamente para cada pozo.
Finalmente se observó que el menor tiempo de ruptura se generaría en el pozo ANC1934 (177 días) y el mayor tiempo de ruptura en el pozo ANC1896 (223 días). También se determinó que después de la inyección de gas se genera un factor de recobro adicional del 8,20% en la zona de estudio. Los cálculos de la predicción después del tiempo de ruptura fueron comparados con el método gráfico de la obtención del Np, donde se obtuvo un 2,2% de error porcentual.
