El petróleo remanente en reservorios de alto contenido de agua se vuelve cada vez más disperso durante el inundado de agua a largo plazo, mientras que los caminos de flujo preferenciales causan una circulación de agua inefectiva severa y reducen la eficiencia del desplazamiento de petróleo adicional. Para mejorar la identificación cuantitativa de las regiones de enriquecimiento de petróleo remanente y de lavado de agua, este estudio propone un método de clasificación y evaluación basado en unidades de desplazamiento para la distribución de petróleo remanente dominante. El método integra la asignación dinámica de agua inyectada en reservorios multicapa, la caracterización de las propiedades físicas del reservorio que varía en el tiempo, la delineación basada en flujos de unidades de desplazamiento, y el seguimiento de la saturación utilizando la función φ. Se introdujeron dos indicadores cuantitativos, el índice de abundancia de petróleo remanente (Iso) y el coeficiente de intensidad de lavado de agua (Cf), para clasificar las unidades de desplazamiento en tipos fuertemente dominantes, débilmente dominantes y no dominantes. El método se aplicó a un bloque de alto contenido de agua en el campo petrolero W, donde se identificaron 902 unidades de desplazamiento a partir de 65 pozos de petróleo y agua y 36 subcapas. Los resultados muestran que las unidades de desplazamiento fuertemente dominantes, débilmente dominantes y no dominantes representaron el 37.9%, 33.7% y 28.4% del total, respectivamente. En 15 subcapas, la proporción de unidades fuertemente dominantes superó el 50%, lo que indica un flujo de agua preferencial severo y un potencial de petróleo remanente limitado en estas capas. Las unidades fuertemente dominantes se caracterizaron por una alta intensidad de lavado de agua y baja abundancia de petróleo remanente, mientras que las unidades débilmente dominantes mostraron enriquecimiento de petróleo remanente principalmente en los márgenes de las unidades de desplazamiento. El método propuesto acopla la dinámica de inyección-producción con la evolución del campo de filtración y proporciona una base cuantitativa para el ajuste a escala fina de los patrones de inyección-producción en reservorios de alto contenido de agua.
Chen et al. (Sat,) estudiaron esta cuestión.