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Los fundamentos de la mojabilidad

Wael AbdallahEdmonton, Alberta, Canadá

Jill S. BuckleyNew Mexico Petroleum RecoveryResearch CenterSocorro, Nuevo México, EUA

Andrew CarnegieKuala Lumpur, Malasia

John EdwardsBernd HeroldMuscat, Omán

Edmund FordhamCambridge, Inglaterra

Arne GraueUniversidad de BergenBergen, Noruega

Tarek HabashyNikita SeleznevClaude SignerBoston, Massachusetts, EUA

Hassan HussainPetroleum Development OmanMuscat, Omán

Bernard MontaronDubai, Emiratos Árabes Unidos

Murtaza ZiauddinAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Austin Boyd, Gabriela Leu y Romain Prioul,Boston; Ray Kennedy, Edmonton; Patrice Ligneul, Dhahran,Arabia Saudita; John McCullagh, Sugar Land, Texas, EUA;Guillemette Picard, Clamart, Francia; Raghu Ramamoorthy,Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; y Alan Sibbit, Moscú. Se agradece además a los participantes del Seminario deSchlumberger sobre mojabilidad, celebrado en mayo de 2007 en Bahrain.ECLIPSE, RSTPro (herramienta de Control de Saturación deYacimientos) y WFL (Registro del Flujo de Agua) son marcasde Schlumberger.

La comprensión de la mojabilidad de la formación es crucial para optimizar la recu -

peración del petróleo. El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua,

incide en numerosos aspectos del desempeño del yacimiento, particularmente en las

técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que

una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar

daños irreversibles en el yacimiento.

Las fuerzas de mojabilidad actúan permanente-mente a nuestro alrededor. Poseen aplicacionesprácticas, tales como el hecho de hacer que la llu-via se concentre formando gotas sobre un auto móvilrecién encerado para protegerlo de la herrumbre. Y además presentan situaciones inverosímiles; porejemplo, las fuerzas de mojabilidad son las queadhieren los granos de arena para mantener laforma de un castillo de arena hecho por un niño.

Las fuerzas de mojabilidad inciden en el com-portamiento de un yacimiento de hidrocarburosde distintas maneras, incluyendo la saturación,el flujo multifásico y ciertos parámetros de la in -ter pretación de registros. No obstante, antes deadentrarnos en estos detalles, es mejor estable-cer primero qué es la mojabilidad.

El término mojabilidad describe la preferenciade un sólido por estar en contacto con un fluido enlugar de otro. Si bien el término “pre feren cia”puede parecer extraño a la hora de describir un

objeto inanimado, describe adecuadamente elequilibrio de las fuerzas superfi ciales e interfa-ciales. Una gota de un fluido preferentementemojante desplazará a otro fluido; en el extremo,se dispersará por toda la superficie. Contraria-mente, si un fluido no mojante se deja caer sobreuna superficie ya cubierta por el fluido mojante,formará gotas, minimizando su contacto con elsólido. Si la condición no es fuertemente mojablepor agua ni fuertemente mojable por petróleo, elequilibrio de las fuerzas del sistema petróleo-agua-sólido dará como resultado un ángulo decontacto, θ, entre los fluidos en la superficiesólida (abajo).

En muchas aplicaciones de campos petroleros,la mojabilidad se trata como si fuera un elemen tobinario; la roca es mojable por agua o mojable porpetróleo. Esta simplificación ex tre ma enmascarala complejidad de la física de la mojabilidad enla roca yacimiento. En un material poroso homo-

>Ángulo de contacto. Una gota de petróleo (verde) rodeada de agua (azul) sobre una superficie moja -ble por agua (izquierda), forma un ángulo de contacto θ que es aproximadamente igual a cero. En unasuperficie mojable por petróleo (derecha) la gota se dispersa, generando un ángulo de contacto deaproximadamente 180°. Una superficie con una mojabilidad intermedia (centro) también forma unagota, pero el ángulo de contacto está dado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción detres tensiones interfaciales: las que existen entre el petróleo y la superficie (γso), entre el agua y lasuperficie (γsw) y entre el petróleo y el agua (γow).

θ ~ 180°θ ~ 0°

θ

θ

γso = γsw + γow cos θ

γow

γswγso

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géneo, saturado con petróleo y agua, la expresión“fuertemente mojable por agua” describe unvalor extremo de un medio continuo en el que lasuperficie prefiere intensamente el contacto conel agua. Una superficie fuertemente mojable porpetróleo exhibe preferencia al contacto con elpetróleo.1 A lo largo del medio continuo rigendiversos grados de mojabilidad, y si el sólido noposee una preferencia marcada por un fluidorespecto del otro, su condición se denominamojabilidad intermedia o mojabilidad neutral.Los parámetros que inciden en el lugar en quese encuentra un sistema en un medio continuose analizan más adelante.

Las rocas yacimiento son estructuras comple-jas, que a menudo comprenden una diversidad detipos de minerales. Cada mineral puede tener unamojabilidad diferente, lo que hace que el ca -rácter de la mojabilidad de la roca compuesta seadifícil de describir. Habitualmente, los constitu-yentes primarios de los yacimientos—cuarzo, car-bonato y dolomía—son mojables por agua antesde la migración del petróleo.

Esto genera una complejidad adicional: lahistoria de saturación del material puede incidiren la mojabilidad de la superficie, de modo talque las superficies de poros que habían sido con-tactadas previamente por petróleo pueden sermojables por petróleo, pero las superficies nunca

contactadas por petróleo pueden ser mojablespor agua. Se han utilizado diversos términos paradescribir estas dos condiciones, incluyendo lasexpresiones mojabilidad mixta, mojabilidad frac-cional y mojabilidad de tipo dálmata. En estear tículo, se utilizará el término general “mo ja bi li dadmixta” para cualquier material cuya mojabilidadno es homogénea. Es importante observar ladiferencia fundamental que existe entre condi-ciones de mojabilidad intermedia (que carecende preferencia de mojabilidad fuerte) y condi-ciones de mojabilidad mixta (que poseen unadiversidad de preferencias, incluyendo posible-mente la moja bilidad intermedia).

Otra distinción importante es que una super-ficie preferentemente mojable por agua puedeestar en contacto con petróleo o con gas. La mo -ja bilidad no describe el estado de saturación:describe la preferencia del sólido a ser mojablepor un cierto fluido, cuando ese fluido se encuentrapresente. De esta manera, una roca mojable poragua puede ser limpiada, secada y completa-mente saturada con un al ca no, mientras lassuperficies de los poros permanecen mojablespor agua. Esto es fácil de ver: si se deja caer unaroca saturada de petróleo pero mojable por aguaen un frasco de agua, espontáneamente absor-berá una cantidad significativa de agua yexpulsará petróleo.

En el estricto sentido de la palabra, el térmi -no imbibición se refiere a un incremento de lasaturación de la fase mojante, ya sea que setrate de un proceso de imbibición espontánea ode imbibición forzada, tal como un proceso deinundación con agua en un material mojable poragua. Contrariamente, el proceso de drenaje serefiere a un incremento de la saturación de lafase no mojante. Sin embargo, en la práctica, eltérmino imbibición se utiliza para describir unproceso con incremento de la saturación deagua, y el término drenaje se utiliza para descri-bir un proceso con incremento de la saturaciónde petróleo. A la hora de leer la literatura dis -ponible, es necesario adoptar recaudos paradeterminar qué sentido está siendo utilizado.

Este artículo expone a grandes rasgos losefectos de la mojabilidad en el campo petrolero,y luego describe la físico-química básica de lamojabilidad que explica estos efectos. Se enfati-zan las interacciones petróleo-agua-sólidos, peroademás existen sistemas de gas-líquido-sólidospara los que la mojabilidad es importante. Losmétodos de medición se describen brevemente.Dos estudios de casos de Medio Oriente, y un estu -dio de laboratorio de la creta del Mar del Norte,

1. A menos que en este artículo se especifique otra cosa,los términos “mojable por agua” y mojable por petróleo”se utilizan para indicar preferencias “fuertes.”

describen los escenarios que requieren una com-prensión de la mojabilidad. El final del artículocontiene algunos métodos de laboratorio queposeen el potencial para mejorar nuestra capaci-dad para medir y modelar la mojabilidad.

La importancia práctica de la mojabilidadEl precio favorable que posee actualmente elpetróleo ha mejorado los aspectos económicos delos métodos de inyección de agua y de algunosmétodos de recuperación mejorada de petróleo.Dado que en el yacimiento fluyen múltiples fases,es importante comprender la mojabilidad.2 Noobstante, incluso durante la recuperación pri -maria, la mojabilidad incide en la productividad yen la recuperación del petróleo.3 La mojabilidadoriginal de una formación, y la mojabilidad al -terada durante y después de la migración dehidrocarburos, inciden en el perfil de saturaciónde agua inicial, Swi, y en las características deproducción de la formación.

La mayoría de los yacimientos son mojablespor agua antes de la migración de petróleo yexhiben una zona de transición larga, a través dela cual la saturación cambia gradualmente pa -sando de un predominio de petróleo con aguairreducible en el tope de la zona de transición ala presencia de agua en la base. Esta distribuciónes determinada por la diferencia de presión,basada en la flotabilidad entre la fase petróleo yla fase agua, y se conoce como presión capilar, Pc

(derecha). El petróleo que migra hacia un yaci-miento mojable por petróleo exhibirá un perfilde saturación diferente: saturación de pe tróleoesencialmente máxima en dirección hacia labase del yacimiento. Esta diferencia re fle ja lafacilidad de invasión de un fluido mojante.

Las capas de las formaciones también pue-den exhibir estados de mojabilidad diferentesdebido a las variaciones litológicas. Una zonacompacta puede seguir siendo mojable por aguasi el volumen de petróleo que migra hacia suinterior es escaso o nulo, mientras que las for-maciones adyacentes adquieren un estado másmojable por petróleo. Existen otras variacionesde la mojabilidad, que no son tan fáciles deexplicar. Se considera que varios yacimientoscarbonatados de Medio Oriente poseen variacio-nes de la mojabilidad por capa, pero la causaaún no se conoce.

Esta heterogeneidad de la mojabilidad puedeafectar la recuperación. Por ejemplo, los mode-los que utilizan el software de simulación deyacimientos ECLIPSE incorporaron parámetrostípicos de un yacimiento carbonatado de MedioOriente con capas mojables por agua y capasmojables por petróleo que poseen permeabilida-

des similares. En un proceso de inundación conagua, el agua penetra en las capas mojables poragua con mayor facilidad que en las capas moja-bles por petróleo. Esto debido a los efectos de lacapilaridad. La simulación muestra que se re -cuperaría poco petróleo a partir de las capasmojables por petróleo.

La mojabilidad afecta también el volumen depetróleo que puede ser producido a nivel de poros,el cual queda determinado por la saturación depetróleo residual, Sor; parámetro medido despuésde la inundación con agua. En una formaciónmojable por agua, el petróleo permanece en los

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>Formación de una zona de transición. Una formación homogénea exhibe una zona de transición quepasa de un valor de saturación de petróleo alto en el tope, a un valor de saturación de agua alto enla base (curvas azules). Esta transición de la saturación tiene su origen en la presión capilar, Pc, quees la diferencia entre la presión del agua y la presión del petróleo en la interfase (ecuaciones, arriba).En un tubo capilar, las fuerzas de la superficie mojable por agua (WW) hacen que el agua se eleve(inserto de la izquierda), desplazando el petróleo; sin embargo, si la superficie interna del tubo es mo -jable por petróleo (OW), el petróleo empujará el agua hacia abajo (inserto de la derecha). La fuerzade mojabilidad, y por lo tanto Pc, es inversamente proporcional al radio de capilaridad. La elevacióncapilar, h, es determinada por el equilibrio de las fuerzas de mojabilidad y el peso del fluido despla -zado dentro del tubo. Si esto se traslada a una formación porosa, existe un nivel de agua libre (FWL)definido como el nivel donde la presión capilar entre el agua y el petróleo es igual a cero. Dado quelas rocas porosas poseen una distribución de tamaños y gargantas de poros—si mi lar a unadistribución de tubos capilares—a cualquier elevación por encima del nivel FWL, la porción de ladistribución de tamaños que pueda sustentar el agua en esa elevación será saturada de agua. Amayor elevación, la flotabilidad del petróleo en el agua provee mayor presión capilar para forzar alagua a salir de los vacíos más pequeños. En una formación mojable por agua (izquierda), el contactoagua-petróleo se encuentra por encima del nivel FWL, lo que indica que se debe aplicar presión paraque el petróleo sea introducido a la fuerza en los poros más grandes. En una formación mojable porpetróleo (derecha), el contacto se encuentra por debajo del nivel FWL, lo que significa que debe apli -carse presión para introducir la fase agua a la fuerza en los poros más grandes. El contacto agua-pe -tróleo divide la zona que contiene mayormente petróleo de la que contiene mayormente agua.

Prof

undi

dad

Pres

ión

capi

lar

Contacto agua-petróleo

Pc = 0, nivel de agua librePr

ofun

dida

d

Pres

ión

capi

lar

Contacto agua-petróleo

Pc = 0, nivel de agua libre

θ = 0°

h

θ = 140°

hr

Pc = Pnw – Pw

Pc = Δρ g hPc = 2 γ cosθ/r,

donde Pc = presión capilarPnw = presión en la fase no mojantePw = presión en la fase mojanteΔρ = diferencia de densidad entre las fasesg = aceleración de la gravedad

h = altura de la elevación capilarγ = tensión interfacialθ = ángulo de contactor = radio de capilaridad interno

r

Saturación de agua

WW OW

Saturación de agua

Petróleo

Agua

Agua

Petróleo

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poros más grandes, donde puede separarse o des-conectarse de una masa continua de petróleo yquedar en trampado. En una formación mojablepor petróleo o con mo jabilidad mixta, el petróleose adhiere a las superficies, incrementando laprobabilidad de que se genere un trayecto conti-nuo hacia un pozo productivo y generando unvalor de Sor más bajo.

Dado que el impacto de la mojabilidad seextiende de la escala de los poros a la escala deyacimientos, la mojabilidad puede afectar la ren-tabilidad de los proyectos. A través de losparámetros Swi y Sor, la mojabilidad incide en lare cuperación del petróleo, uno de los aspectosmás importantes del negocio de E&P. Además,las permeabilidades relativas al petróleo y alagua varían con la mojabilidad de la formación.En proyectos con enormes erogaciones de capitaliniciales para las instalaciones, tales como losimplementados en áreas de aguas profundas, lafalta de comprensión de la mojabilidad y susramificaciones puede ser costosa.

La mojabilidad afecta el desempeño de losproyectos de inyección de agua, lo que tambiénpuede implicar una inversión inicial significativa.Las fuerzas de imbibición—la tendencia de unaformación a captar la fase mojante—determinancon qué facilidad se puede inyectar el agua ycómo se desplaza a través de una formación moja-ble por agua. La irrupción de agua tiene lugar enlas etapas tardías de un proceso de inyección deagua, y se produce más petróleo antes de queirrumpa el agua en un yacimiento mojable poragua que en un yacimiento mojable por petróleo.

La mojabilidad también puede influir en el de-sempeño de la inyección de gas. El frente de in-yección de gas o el banco de petróleo puedendes plazar el agua, si es móvil, generando nueva-mente una variación de flujo sobre la base de laspreferencias de la mojabilidad por petróleo o poragua. Además, si existen asfaltenos presentes en

el petróleo crudo, el contacto del gas de hi -drocarburo inyectado altera la condición de equi-librio y puede conducir a la precipitación de losasfaltenos. Como se analiza más adelante, estaprecipitación puede modificar la mojabilidad delas superficies de los poros.

Incluso en un yacimiento de gas, la mojabilidado su alteración pueden afectar la recuperación.La obturación con condensado en las vecindadesde un pozo decrece la productividad de gas.Algunos métodos de recuperación utilizan me -dios químicos para modificar la mojabilidadalrededor del pozo con el fin de producir el pe -tróleo y de ese modo eliminar la obstrucción.4

Algunos procesos de recuperación mejoradadel petróleo están diseñados para superar lasfuerzas de mojabilidad que atrapan el petróleo.Esos procesos apuntan a alterar la preferenciade la mojabilidad de la formación para ser másmojable por petróleo o bien a reducir la tensióninterfacial existente entre los fluidos, reducien dode ese modo las fuerzas de mojabilidad.

Algunos métodos de adquisición de registrostambién dependen de la mojabilidad. Los méto-dos de resistividad utilizan un trayecto eléctricocontinuo a través de las rocas, que es provistopor la fase agua. En una formación mojable porpetróleo, el agua puede no ser continua. Estoincide en el exponente de saturación, n, de laecuación de Archie, que relaciona la saturacióncon la resistividad.5 En condiciones de mojabili-dad por agua, n es ~2, pero en condiciones demojabilidad por petróleo, n es mayor que 2. Demanera que si n se fija en 2, en una formaciónmojable por petróleo, es probable que una evalua-ción de la saturación basada en la resistividadsea incorrecta.

Las respuestas de los métodos de resonanciamagnética nuclear (NMR) también dependen dela posición de los fluidos con respecto a las su -perficies de los poros. El fluido no mojante exhibe

tasas de relajación similares a las del fluido pre-dominante, porque se asienta en medio de losporos, mientras que la fase mojante posee tiem-pos de relajación acortados, debido a lasinteracciones superficiales.6

La mojabilidad es de vital importancia parala formulación del fluido de perforación, parti -cularmente en los lodos a base de aceite. Porejemplo, se incluyen surfactantes para manteneren suspensión los sólidos. Un filtrado de lodoexterno al petróleo, que contiene surfactantesmojables por petróleo, invade la formación en laregión vecina al pozo, alterando potencialmentela mojabilidad de los poros.7 Esto puede modifi-car la posición de los fluidos en los espaciosporosos, lo que puede afectar la respuesta de losregistros de pozos. Dado que esta alteración qui-zás no sea permanente, se pueden obtenermediciones diferentes en las carreras de adqui-sición de registros subsiguientes.

Cambios en la mojabilidadLas fuerzas de mojabilidad conducen a una condi-ción de equilibrio entre al menos tres sustancias:un sólido y dos fluidos.8 Los constituyentes y lascondiciones para las tres sustancias inciden en lapreferencia de la mojabilidad. Por lo tanto, debe-mos considerar los componentes del petróleo, laquímica de la salmuera, y la superficie mineral,así como también la temperatura, la presión y lala historia de saturación del sistema.9

La composición del petróleo es clave paramodificar la mojabilidad de una superficie natu-ralmente mojable por agua, porque cualquiercomponente que altere la mojabilidad se encuen-tra en la fase petróleo. Éstos son los compuestospolares de las resinas y los asfaltenos, que enambos casos combinan las características hidrofí-licas e hidrofóbicas. La composición del petróleodetermina la solubilidad de los componentes po-lares. Un petróleo crudo, que es un solvente pobre

2. En 1986 y 1987, se publicó un relevamiento bibliográfico extensivo sobre la mojabilidad. Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 1:Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability,” Journal of Petroleum Technology 38 (Octubre de 1986): 1125–1144.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 2:Wettability Measurement,” Journal of Petroleum Technology 38 (Noviembre de 1986): 1246–1262.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 3:The Effects of Wettability on the Electrical Properties ofPorous Media,” Journal of Petroleum Technology 38(Diciembre de 1986): 1371–1378.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 4:Effects of Wettability on Capillary Pressure,” Journal ofPetroleum Technology 39 (Octubre de 1987): 1283–1300.Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 5:The Effects of Wettability on Relative Permeability,” Journal of Petroleum Technology 39 (Noviembre de 1987): 1453–1468.

Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part 6:The Effects of Wettability on Waterflooding,” Journal ofPetroleum Technology 39 (Diciembre de 1987): 1605–1622.

3. Morrow NR: “Wettability and Its Effect on Oil Recovery,”Journal of Petroleum Technology 42, no. 12 (Diciembre de 1990): 1476–1484.

4. Para obtener más información sobre los yacimientos degas condensado, consulte: Fan L, Harris BW, JamaluddinA, Kamath J, Mott R, Pope GA, Shandrygin A y WhitsonCH: “Revisión de los yacimientos de gas condensado,”Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006):16–29.Para ver un ejemplo de alteración de la mojabilidad enlos pozos de gas condensado, consulte: Panga MKR, Ooi YS, Chan KS, Enkababian P, Samuel M, Koh PL yChenevière P: “Wettability Alteration Used for WaterBlock Prevention in High-Temperature Gas Wells,” World Oil 228, no. 3 (Marzo de 2007): 51–58.

5. La ecuación de Archie puede expresarse como Sw = (Rt /Ro)n, donde Rt es la resistividad de la formación,Sw es la saturación de agua, y Ro es la resistividad de laformación con una saturación de agua del 100%.

6. Para obtener más información sobre la adquisición deregistros de NMR, consulte: Alvarado RJ, Damgaard A,Hansen P, Raven M, Heidler R, Hoshun R, Kovats J,Morriss C, Rose D y Wendt W: “Registros de resonanciamagnética nuclear adquiridos durante la perforación,”Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 42–55.

7. En una emulsión externa al petróleo, las moléculas de surfactantes forman agrupamientos denominadosmiscelas, las que consisten en un núcleo acuosoencapsulado en una monocapa de surfactante, en el que las partes hidrofílicas de las moléculas apuntanhacia adentro, en dirección al núcleo acuoso, y laspartes hidrofóbicas apuntan hacia afuera, en dirección a la fase petróleo.

8. La preferencia de la mojabilidad también puede incluirtres fluidos inmiscibles, tales como mercurio, agua yaire.

9. Buckley JS, Liu Y y Monsterleet S: “Mechanisms ofWetting Alteration by Crude Oils,” artículo SPE 37230,SPE Journal 3, no. 1 (Marzo de 1998): 54–61.

para sus propios surfactantes, poseerá mayor pro-pensión a modificar la mojabilidad que un crudoque es un solvente bueno (arriba).10 La tempera-tura, la presión y la composición del petróleocrudo afectan la estabilidad de los asfaltenos(véase “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricosen potencial,” página 24).

Para que los componentes de un petróleoalteren la mojabilidad, la fase petróleo debe des-plazar la salmuera de la superficie. La superficiede un material mojable por agua está revestidade una película de agua.11 La parte de esta pelí-cula de agua más cercana a la superficie formauna capa eléctrica doble: a las cargas excesivassobre la superficie sólida se oponen iones elec-trolíticos de carga opuesta. La primera capa deagua con estos iones es estática, y la segundacapa intercambia iones con el agua.

Cuando dos interfases—tales como las inter-fases sólido-agua y agua-petróleo—se encuentranpróximas entre sí, las fuerzas que actúan paramantenerlas separadas o acercarlas comprendenlas interacciones de van der Waals, electrostá -ticas, y estructurales o de solvación.12 La fuerzaneta se expresa a menudo como una fuerza porunidad de área, que se conoce como presión deseparación. Una presión de separación positivamantiene las interfases separadas; una presión deseparación negativa entre las interfases es atrac-tiva. La composición del petróleo crudo, y el pH yla composición de la salmuera, inciden en la pre-sión de separación.

Las mediciones de estas cantidades han sidoutilizadas para predecir la estabilidad de la pelí-cula de agua, y las tendencias generales son sus-tentadas mediante experimentos. La técnica de

microscopía de fuerza atómica (AFM) ha sido uti-lizada para generar imágenes de las superficies só-lidas después del período de estacionamiento,proporcionando una ilustración gráfica de la com-plejidad de las interacciones superficiales (pró-xima página).13 Cuando la película se desestabiliza,los componentes polares del petróleo crudo se ad-hieren a la superficie y la hacen más mojable porpetróleo. Los iones bivalentes di suel tos, tales comoCa2+, también pueden desestabilizar la película.

Debido a la presencia y la naturaleza de los si-tios ionizados en la superficie sólida, el rango delpH que conduce a la inestabilidad es diferentepara los carbonatos y las areniscas. Las superficiessilíceas poseen carga negativa por encima de un pHde aproximadamente 2, de manera que pueden ad-sorber los iones con carga positiva (especies quí-micas básicas). Por el contrario, las superficies decalcita pueden poseer carga positiva por debajode un pH de 9.5, de manera que pueden adsorberlos iones con carga negativa (especies acídicas).14

La mojabilidad de los carbonatos también es in-fluenciada por las interacciones específicas conlos ácidos carbo xílicos y por la reactividad de losminerales carbonatados.15

La existencia de las capas dobles en la faseagua explica porqué existe una diferencia entreun material saturado con petróleo crudo y unocon superficies mojables por petróleo. En tantola película de agua se mantiene estable, los com-ponentes del petróleo crudo no pueden adosarsea la superficie sólida y alteran la tendencia de lamojabilidad hacia la condición mojable por pe -tróleo. Un resultado de esta interacción superficiales la histéresis del ángulo de contacto. El ángulode contacto correspondiente al avance de aguaque está presente cuando el agua desplaza alpetróleo proveniente de una superficie, puedeser mucho más grande que el ángulo corres -pondiente al retroceso de agua que tiene lugarcuando el petróleo desplaza al agua. Las descrip-ciones de las capas superficiales en estas doscondiciones pueden ser complejas.16

Esto trae a colación otra influencia sobre lapreferencia de la mojabilidad de una superficie,a saber, su historia de saturación. En una forma-ción petrolífera, la mojabilidad puede variar conla profundidad, con una mayor preferencia de lamojabilidad por agua cerca de la base de la zonade transición, y una mayor preferencia de la mo -jabilidad por petróleo cerca del tope.17 Las zonasmás altas poseen mayor presión capilar, lo quepuede contrarrestar la presión de separación ydesestabilizar la película de agua, permitiendoque los componentes activos en superficie, pre-sentes en el petróleo, contacten el sólido. Enuna posición más baja de la estructura, las su -

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>Alteración de la mojabilidad derivada de la precipitación de asfaltenos. Los ángulos de contacto fueronmedidos después de la exposición a diversos petróleos crudos diluidos con n-heptano en diversasfracciones de volúmenes de petróleo (extremo superior). El ángulo de contacto se incrementó mar -ca damente cerca del punto de precipitación de los asfaltenos (círculos rellenos grandes). Otra formade inducir la precipitación de asfaltenos es a través de la reducción de la presión (extremo inferior).En una celda PVT, los asfaltenos comienzan a flocular, o amontonarse, como se observa en las foto -grafías del microscopio de alta presión, a medida que la presión decrece hasta alcanzar el punto deprecipitación de los asfaltenos. Conforme los asfaltenos se separan de la solución, la transmitanciade la luz se reduce (azul).

Capa

cida

d de

tran

smita

ncia

de

luz,

µW

Presión, lpc4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000

20

15

10

5

0

7,000 lpc

5,500 lpc

8,000 lpc 8,500 lpc 11,500 lpc

Punto de burbujeo

Punto de precipitación de asfaltenos

Ángu

lo d

e co

ntac

to c

orre

spon

dien

teal

ava

nce

de a

gua,

gra

dos

Fracción de volumen de petróleo

Mars-Yellow

Mars-Pink

Tonsleep

A-93

Lagrave

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.00

30

60

90

120

150

180

Mars-Pink

Mars-Yellow

Tensleep

A-93

Lagrave

47 µm

47 µm

47 µm 47 µm 47 µm

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perficies sólidas retienen en su mayoría la pelí-cula de agua.

No obstante, la saturación de un yacimientono es estática. Las múltiples fases de la migraciónde petróleo, el desarrollo de un casquete de gas,la fuga de petróleo y gas desde el yacimiento, yla actividad tectónica, pueden afectar en su tota-lidad el estado de saturación de un yacimiento.Estos cambios resultarán en saturaciones defluidos diferentes, basadas en parte en la moja-bilidad de la superficie en ese momento.

Esta dependencia de la saturación con res-pecto a la historia no sólo es pertinente a lo largodel tiempo geológico, sino dentro de las escalasde tiempo de las operaciones de perforación yproducción. Los fluidos de perforación, en par -ticular los lodos a base de aceite, contienensurfactantes que pueden invadir los espaciosporosos. Este fluido invasor puede alterar la mo -jabilidad en la región vecina al pozo, afectan doel flujo cuando el pozo es puesto en producción.Los fluidos utilizados en las operaciones de repa-ración pueden tener un impacto similar sobre lamojabilidad en la región vecina al pozo.

Durante la producción, los parámetros ya ana-lizados en el contexto de la producción primaria ola inyección de agua también pueden ser modifica-dos por el fluido inyectado que modifica la mojabi-lidad de la formación, ya sea en forma deliberada obien inadvertidamente. Esta acción puede tradu-cirse en un mejoramiento o un daño de la inyecti-vidad y la productividad. Una salmuera inyectada,cuyo contenido de sólidos di sueltos o su pH difierede los de la salmuera de formación, puede inducircambios en la mojabilidad. Los surfactantes, in-cluyendo los generados por la acción microbiana,pueden reducir la tensión interfacial entre losfluidos y modificar el ángulo de contacto. El cuarzotiende a volverse más mojable por petróleo a tem-peraturas más elevadas, pero la calcita tiende avolverse más mojable por agua.18 Por lo tanto, losmétodos de recuperación termal pueden modifi-car la mojabilidad.19

A medida que se explota un yacimiento, elagotamiento de la presión puede modificar lacomposición del crudo, desplazando el punto deprecipitación de asfaltenos, lo cual puede con du cira la depositación de asfaltenos en el yacimiento.Esto también puede ocurrir debido a la declinaciónde la presión o la temperatura de la formación loque, además de la condensación de asfaltenos,puede traducirse en la formación de parafina, lacondensación de gas, o la formación de un casque -te de gas; estos procesos afectan la distribuciónde la mojabilidad en una formación.

Una vista a escala de porosLa geometría de los poros complica la aplicaciónde los principios de mojabilidad analizados prece-dentemente. Un ángulo de contacto es más fácilde comprender cuando la superficie es un planoliso. No obstante, las paredes de los poros no son

superficies planas y lisas, y habitualmente la ma-triz que rodea los poros está compuesta por másde una especie mineral.

La rugosidad de la superficie confunde la vi -sualización de un ángulo de contacto simple enun poro, porque el ángulo de contacto aparente

>Efecto de la química de la salmuera sobre la estabilidad de la película y el ángulo de contacto. Se acon -dicionó una superficie de vidrio en agua, con una concentración de sal [NaCl] de 0.01, 0.1 o 1.0 mol/m3,y un pH de 4, 6 u 8. Esta superficie mojable por agua se dejó reposar luego en un petróleo crudo, delcual se sabía que contenía componentes con posibilidad de alterar la mojabilidad. Las mediciones delángulo de contacto mostraron un comportamiento mojable por petróleo, con un nivel de concen -tración bajo y un valor de pH bajo, y un comportamiento mojable por agua, con un nivel de concen tra -ción alto y un valor de pH alto (izquierda). La película de agua superficial conservó su estabilidad conniveles de concentración altos y un valor de pH alto. En las pruebas relacionadas, se dejaron reposarsuperficies de mica recién clivadas en diversas soluciones de NaCl y luego en el petróleo crudo, du -ran te un período de 11 a 14 días. Cuando las condiciones de la salmuera (0.01 mol/m3, pH = 4) posibi li -taron un cambio en el estado mojable por petróleo, una imagen superficial obtenida por microscopíade fuerza atómica (AFM), muestra un complejo de irregularidades de superficie con un tamaño demicrones, depositadas sobre la superficie (extremo superior derecho), que se consideraron materialasfáltico porque las irregularidades eran insolubles en decano. Una imagen similar de una superficiede mica dejada reposar en salmuera (1.0 mol/m3, pH = 8), que retiene una película superficial mojablepor agua, indicó la ausencia de depósitos (extremo inferior derecho).

180

150

120

90

60

30

00 10 20

Tiempo de reposo en el petróleo, días

30 40 50

Ángu

lo d

e co

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to c

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l ava

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de a

gua,

gra

dos

pH Resistencia iónica

4

6

8

0.01

0.1

1.0

0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.50

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

µm

0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.50

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

µm

10. Al-Maamari RSH y Buckley JS: “AsphaltenePrecipitation and Alteration of Wetting: The Potential for Wettability Changes During Oil Production,” artículoSPE 84938, SPE Reservoir Evaluation & Engineering 6,no. 4 (Agosto de 2003): 210–214.

11. La capa doble de agua casi siempre está presente en un material mojable por agua. Puede ser removida a alta temperatura, pero la impregnación en agua o lacondensación por la presencia de aire húmedo repondrá la capa doble.

12. Hirasaki GJ: “Wettability: Fundamentals and SurfaceForces,” SPE Formation Evaluation 6, no. 3 (Junio de1991):217–226.

13. Buckley JS, Takamura K y Morrow NR: “Influence ofElectrical Surface Charges on the Wetting Properties of Crude Oils,” SPE Reservoir Engineering 4, no. 4(Agosto de 1989): 332–340.Para obtener más información sobre la mojabilidad en base a estudios de microscopía de fuerza atómica,consulte: Buckley JS y Lord DL: “Wettability andMorphology of Mica Surfaces After Exposure to CrudeOil,” Journal of Petroleum Science and Engineering 39,no. 3–4 (Septiembre de 2003): 261–273.

14. Buckley et al, referencia 9.15. Thomas MM, Clouse JA y Longo JM: “Adsorption of

Organic Compounds on Carbonate Minerals – 1. ModelCompounds and Their Influence on Mineral Wettability,”

Chemical Geology 109, no. 1–4 (25 de octubre de 1993):201–213.

16. Hirasaki, referencia 12.17. Okasha TM, Funk JJ y Al-Rashidi HN: “Fifty Years of

Wettability Measurements in the Arab-D CarbonateReservoir,” artículo SPE 105114, presentado en la 15aMuestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de MedioOriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007.Jerauld GR y Rathmell JJ: “Wettability and RelativePermeability of Prudhoe Bay: A Case Study in Mixed-Wet Reservoirs,” artículo SPE 28576, SPEReservoir Engineering 12, no. 1 (Febrero de 1997): 58–65.Marzouk I, Takezaki H y Miwa M: “Geologic Controls onWettability of Carbonate Reservoirs, Abu Dhabi, U.A.E.,”artículo SPE 29883, presentado en la Muestra delPetróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14de marzo de 1995.Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk,Rogaland Research, Stavanger (1995): 53–54.

18. Rao DN: “Wettability Effects in Thermal RecoveryOperations,” SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2, no. 5 (Octubre de 1999): 420–430.

19. Hamouda AA y Gomari KAR: “Influence of Temperatureon Wettability Alteration of Carbonate Reservoirs,”artículo SPE 99848, presentado en el Simposio sobreRecuperación Mejorada del Petróleo de las SPE/DOE,Tulsa, 22 al 26 de abril de 2006.

(basado en el plano promedio de la superficie)puede diferir significativamente del ángulo decontacto verdadero que se basa en la orienta-ción local de la superficie (arriba). Los puntospronunciados de la superficie, o asperezas, tam-bién pueden constituir los lugares geométricospara el adelgazamiento de la película de aguaque reviste la superficie, lo que genera el poten-cial para la alteración de la mojabilidad en estospuntos.

Los modelos conceptuales o tutoriales decapilaridad en medios porosos a menudo hacenreferencia a un modelo de tipo “haz de tuboscapilares.” La distribución de los tamaños de losporos es modelada mediante una distribución delos tubos capilares con diversos radios. Cadatubo capilar es invadido por una fase petróleo nomojante, con una presión capilar de entradadiferente, que es inversamente proporcional alradio de ese tubo capilar. Una vez superada lapresión de entrada, la sección transversal enteradel tubo capilar se llena con petróleo.

En la realidad, la geometría compleja de unporo es definida por las superficies de los granosque lo rodean. La presión capilar de entrada enesta geometría, está relacionada con el radioinscripto de la garganta de poro adyacente más

grande. Si bien la mayor parte del medio porosopuede llenarse con petróleo, los intersticios dondese encuentran los granos no se llenan, porque lapresión capilar es insuficiente para impulsar lafase petróleo no mojante hacia el interior de esosespacios.

En consecuencia, dependiendo de la geo me -tría y las gargantas de los poros, y de la rugosidadde la superficie, ciertas partes del espacio porosose llenan con petróleo y las otras con salmuera(asu miendo un nivel de saturación de gas nulo).Algunas superficies sólidas están en contacto conel petróleo, y para algunas o la totalidad de esassuperficies, la película de agua quizás no sea esta-ble. Cuando la película no es estable, la preferen-cia de la mojabilidad de la superficie puedemodificarse. Esto puede conducir a una situaciónde mojabilidad mixta, en la que algunas partes dela superficie de poros son mojables por agua yotras mojables por petróleo. La teoría general-mente aceptada es que debido a la forma en quesurgió esta condición, es más probable que los es-pacios porosos grandes sean mojables por petró-leo y que los espacios porosos pequeños y losintersticios de los poros sean mojables por agua(abajo).20

Esta vista simple asume la existencia de unaformación homogénea con migración de petróleodesde abajo. La mayoría de las formaciones sonmás complejas que ésta, y la complejidad litoló-gica debe ser tenida en cuenta a la hora de aplicarla historia de migración al estado de mojabilidadimperante.

Además de esta mojabilidad mixta, basadaen la historia de saturación, puede existir una

mojabilidad basada en la mineralogía. El pH ylas condiciones de concentración para que existauna película de agua estable son diferentes paralas superficies de cuarzo, dolomía y calcita, y paralas arcillas y otros compuestos dentro del espacioporoso. De este modo, granos diferentes puedentener preferencias de mojabilidad diferentes.

Hoy en día, muchos especialistas consideranque la mayor parte de los yacimientos de petróleoposeen algunas características de mojabilidadmixta. La condición mojable por agua original esmodificada, en cierta medida, por la migración delpetróleo. En el análisis que presentamos a conti-nuación, examinamos las implicancias de la con-dición de mojabilidad sobre el flujo multifásico,examinando un caso de flujo bifásico a través deun medio uniformemente mojable por agua yluego a través de otro medio con mojabilidadmixta (próxima página).

Caso de mojabilidad por agua—Como fasepreferentemente mojante, el agua se alojará enlos espacios pequeños que no fueron invadidos porel petróleo. El petróleo se ubicará en los porosgrandes. Antes de explotar esta formación, ambasfases son continuas aunque la fase agua connataalojada en la parte más elevada de la formación,puede exhibir una saturación tan baja que lapermeabilidad relativa al agua, krw, sea esencial-mente nula. Dado que los registros de resis tividadeléctrica responderán a una fase de agua con-ductora continua, es válida la utilización de unexponente de saturación de Archie, n, de aproxi-madamente 2.

Bajo un proceso de inundación con agua,natural o inducido, ambas fases fluyen. La per-

54 Oilfield Review

>Rugosidad de la superficie de poros. El ángulode contacto aparente, medido a partir del planosuperficial promedio, puede diferir significa ti va -mente del ángulo de contacto verdadero en unasuperficie con inclinación local (extremo supe rior).Aunque un poro sea mojable por agua, puedesu ceder que el agua superficial no sea una capadoble, pero podría poseer mayor espesor debidoa la rugosidad de los poros (extremo inferior). Enuna aspereza, las fuerzas superficiales son másfavorables para desplazar la capa doble, que enotras partes de la superficie.

Petróleo

θaparente

θverdadero

Agua

Grano Aspereza

>Mojabilidad en los poros. En un caso de mojabilidad por agua (izquierda), el petróleo permanece enel centro de los poros. La condición inversa tiene lugar si todas las superficies son mojables por pe tró -leo (derecha). En el caso correspondiente a la mojabilidad mixta, el petróleo ha desplazado al agua dealgunas de las superficies, pero aún permanece en los centros de los poros mojables por agua (centro).Las tres condiciones mostradas poseen saturaciones similares de agua y petróleo.

Petróleo

Mojabilidad por agua Mojabilidad mixta Mojabilidad por petróleo

Salmuera (agua) Granos de roca

Otoño de 2007 55

meabilidad relativa al petróleo, kro, es alta yaque el petróleo fluye a través de los poros másgrandes y se reduce a medida que decrece lasaturación de petróleo. La permeabilidad rela-tiva al agua, krw, comienza baja y luego aumentaconforme se incrementa la saturación de agua.

La saturación de agua aumenta preferente-mente en los espacios porosos más pequeños,primero, debido a las fuerzas de mojabilidad. Amedida que el desplazamiento pasa de los porosmás pequeños a los más grandes, el agua ocupacada vez más gargantas de poros previamentellenas de petróleo. Un poro o un grupo de porosque contiene petróleo puede desvincularse delresto del petróleo. Debido a la falta de suficientepresión de drenaje para superar la presión capi-lar de entrada para la garganta de poro saturadade agua, el petróleo queda atrapado en el lugar.

Finalmente, todos los trayectos de flujo con-tinuo se llenan de agua y el petróleo deja de fluir.El valor de krw final es más bajo que el valor dekro original debido al petróleo entrampado en losporos grandes.

Este petróleo entrampado constituye uno delos objetivos de los métodos de recuperaciónmejorada. Algunos de estos métodos procuranmovilizar el petróleo mediante la reducción dela tensión interfacial o a través de la modifica-ción del ángulo de contacto. Ambas opcionesproducen el efecto de reducción de la presióncapilar de entrada. Otra forma de producir máspetróleo es a través del incremento del gradientede presión, o de la fuerza viscosa, dentro del poro.La relación entre la fuerza viscosa debida a unapresión de drenaje y la fuerza capilar en la inter-fase empujada se denomina número capilar.21 Unnúmero capilar alto se traduce en una mayorrecuperación, y puede ser incrementado me -diante la reducción de la tensión interfacial oproduciendo una mayor caída de presión.

Caso de mojabilidad mixta—En este caso,es probable que el petróleo haya migrado haciauna formación mojable por agua, de manera quela distribución original de la saturación de agua

y petróleo puede ser macroscópicamente similaral caso descripto precedentemente. No obstante,en un caso de mojabilidad mixta, el petróleo queocupa los espacios grandes de los poros ha alte-rado la mojabilidad de las superficies de poroscontactadas.

Como antes, inicialmente el valor de kro es altoy el valor de krw es bajo. No obstante, a medidaque se incrementa la saturación de agua, invadelos poros más grandes primero y permanece en elcentro de esos poros, debido a la condición demojabilidad por petróleo de las superficies quelos rodean. Esto produce una declinación másrápida de kro ya que los trayectos más permeablesse llenan con agua. No obstante, el agua no atrapaal petróleo porque las superficies mojables por

petróleo proveen un trayecto para que el petróleofugue desde los poros prácticamente llenos deagua. Es probable que el agua de inundación noesté en contacto con el agua connata, lo quepuede arrojar un exponente de saturación deArchie, n, mayor que 2.

En esta condición de mojabilidad mixta,cuando el agua irrumpe en un pozo productor, laproducción de petróleo continúa por largo tiempoaunque el corte de agua se incrementa. Las prue -bas de laboratorio, efectuadas en núcleos prepa-rados con un procedimiento que conduce acondiciones de mojabilidad mixta, de grado va -riable, indican que la recuperación máxima delpetróleo se obtiene para las muestras levementemojables por agua.22

>Presión capilar y permeabilidad relativa para las condiciones de mojabilidad por agua y mojabilidadmixta. Esta representación esquemática contrasta las posibles curvas de presión capilar, Pc, (rojo), ypermeabilidad relativa al agua, krw, (azul), y al petróleo, kro, (verde), para yacimientos con mojabilidadpor agua (izquierda) y mojabilidad mixta (derecha). La primera curva a considerar es la curva Pc dedrenaje primario (línea punteada), que indica una cierta presión en la fase petróleo, requerida para quese produzca un desplazamiento sustancial del agua. Dado que la mayor parte de los yaci mientos seconsideran mojables por agua, cuando el petróleo migra por primera vez, esta curva se utiliza tam biénpara la condición de mojabilidad mixta. Las otras curvas (línea de guiones = incremento de la sa -turación de agua, línea sólida = incremento de la saturación de petróleo) difieren, en base al cambiode mojabilidad debido al contacto del petróleo con las superficies en los espacios porosos grandes. Enla situación fuertemente mojable por agua, la curva de presión capilar se mantiene positiva a lo largode la mayor parte del rango de saturación, mientras que en el caso de mojabilidad mixta su signo poseetanto porciones positivas como negativas, lo que significa que ciertas partes de la superficie absorbenagua y otras absorben petróleo. Los valores de kro son menores cuando la saturación de agua es baja,en el caso de mojabilidad mixta, porque el petróleo compite con el agua en los poros grandes. De unmodo similar, el valor de krw, cuando la saturación de agua es alta, se reduce en el caso de mojabilidadpor agua porque el petróleo ocupa preferentemente los poros grandes.

Perm

eabi

lidad

rela

tiva,

%

50 0

–

+

00 100Saturación de agua, %

Mojabilidad por agua100

Pres

ión

capi

lar

Perm

eabi

lidad

rela

tiva,

%

50 0

–

+

00 100Saturación de agua, %

Mojabilidad mixta100

Pres

ión

capi

lar

Pc Pc

kro

krwkrw

kro

20. Salathiel RA: “Oil Recovery by Surface Film Drainage in Mixed-Wettability Rocks,” Journal of PetroleumTechnology 25 (Octubre de 1973): 1216–1224.Kovscek AR, Wong H y Radke CJ: “A Pore-Level Scenariofor the Development of Mixed Wettability in Oil Reservoirs,”American Institute of Chemical Engineers Journal 39, no.6 (Junio de 1993): 1072–1085.

21. El número de Bond es la relación entre la fuerzagravitacional y la fuerza capilar, y resulta de utilidad en la determinación de las condiciones de equilibriopresentes en yacimientos de gran espesor.

22. Jadhunandan PP y Morrow NR: “Effect of Wettability on Waterflood Recovery for Crude-Oil/Brine/RockSystems,” SPE Reservoir Engineering 10, no. 1 (Febrero de 1995): 40–46.

Tanto en la condición de mojabilidad poragua como en la condición de mojabilidad mixta,el fenómeno de histéresis en las curvas de permea -bilidad relativa y de presión capilar acompaña loscambios producidos en la saturación (arriba). Estorefleja la diferencia entre el ángulo de contactocorrespondiente al avance del agua y el correspon-diente al retroceso del agua, y las localizacionesdel petróleo y del agua en los espacios porosos.

Caso de mojabilidad por petróleo—El casoextremo de un yacimiento completamente moja-ble por petróleo es improbable excepto en unyacimiento que es su propia roca generadora. Enese caso, el kerógeno—los sólidos orgánicos quepueden producir petróleo cuando se calientan—en sitio y el proceso de maduración del petróleopodrían generar superficies mojables por petróleo.

Medición de la mojabilidadExisten diversos métodos para medir la prefe-rencia de mojabilidad de un yacimiento. Lasme diciones obtenidas de los núcleos incluyenmediciones de imbibición y de presión capilarpor centrifugado (derecha). Una prueba de imbi-bición compara la imbibición espontánea delpetróleo y del agua con el cambio de saturacióntotal obtenido mediante un proceso de inundación.

Normalmente se utiliza la prueba de im bi bi -ción de Amott-Harvey.23 Una muestra, con sa tu -ración de agua irreducible, Swirr, colocada en un

tubo lleno de agua absorbe espontáneamente aguaa lo largo de un cierto período; 10 días como mí-nimo, y a veces mucho más tiempo. Luego, lamuestra se coloca en una celda de flujo por la quese hace pasar agua, observando la recuperaciónadicional de petróleo. La muestra se encuentraahora en un estado de saturación de petróleo re-sidual, Sor, y el proceso se repite con un tubo deimbibición lleno de petróleo y luego con un dispo-sitivo de inundación con petróleo. Las relacionesindependientes entre imbibición espontánea ycambio de saturación total para el agua, Iw, y parael petróleo, Io, se denominan índices de imbibicióndel agua y del petróleo, respectivamente. El índicede Amott-Harvey es la diferencia entre las relacio-nes de agua y petróleo. El resultado es un númerosituado entre +1 (fuertemente mojable por agua)y –1 (fuertemente mojable por petróleo).

En una prueba de la Oficina de Minas de EUA(USBM), un centrifugador hace girar la muestrade núcleo a velocidades que aumentan en formagradual.24 La muestra comienza con un estado desaturación de agua irreducible, Swirr, en un tubolleno de agua. Después de aplicar diversas veloci-dades de rotación, la muestra alcanza el estado desaturación de petróleo residual, Sor, y se co lo ca en

un tubo lleno de petróleo para la obtención deotra serie de mediciones. Se calculan las áreasexistentes entre cada una de las curvas de presióncapilar y la línea de presión capilar cero, y el loga-ritmo de la relación entre el área de incrementode agua y el área de incremento de petróleo arrojael índice de mojabilidad USBM.25 El rango demediciones se extiende desde +∞ (fuertementemojable por agua) hasta –∞ (fuertemente mojablepor petróleo), si bien la mayor parte de los resul-tados de las mediciones se encuentra en el rangoque oscila entre +1 y –1. El método centrífugo esrápido, pero las saturaciones deben corregirseporque el centrifugador induce un gradiente depresión capilar no lineal en la muestra.

Es posible combinar las mediciones obtenidascon los métodos de Amott-Harvey y USBM me-diante la utilización de un centrifugador, en lugarde un proceso de inundación con agua y petróleopara obtener los estados de inundación forzada.El índice de Amott-Harvey se basa en el cambiorelativo producido en la saturación, mientras queel índice USBM arroja una medida de la energíanecesaria para efectuar el desplazamiento for-zado, lo que los convierte en indicadores de la mo-jabilidad relacionados, pero independientes.

56 Oilfield Review

>Histéresis en las curvas de presión capilar. Las curvas de drenaje primario (rojo) e imbibición(negro) delimitan el comportamiento de la presióncapilar. Si la dirección del cambio producido enla saturación se invierte en un nivel de satura ciónintermedia, Pc seguirá un trayecto intermedio(verde). Otra inversión llevará ese valor nueva -mente a la curva de drenaje (amarillo). Estecomportamiento podría producirse en medio deuna zona de transición, o como resultado de laformación de un banco de petróleo durante unproceso de inundación con agua.

Pres

ión

capi

lar

Pc = 0

Saturación de agua 1000

>Medición de la mojabilidad en los núcleos. Una celda de imbibición contiene una muestra con unasaturación Swirr en agua (izquierda). El petróleo expulsado se recoge en la parte superior de un tubograduado. Una celda similar, invertida, puede medir la imbibición de petróleo, partiendo de Sor. En uncentrifugador, el tubo graduado se encuentra en un radio mayor que el núcleo para la recolección delagua (derecha), y en una configuración opuesta para recoger el petróleo. Las mediciones se ilustranen una curva de presión capilar (centro). La imbibición espontánea de agua oscila entre S1, que esSwirr, y S2 con un nivel de presión capilar nulo. El núcleo se inunda con agua o se hace rotar en uncentrifugador, desplazándose a lo largo de la curva de presión capilar negativa hasta S4. La imbibi ciónespontánea de petróleo oscila entre S4 y S3, y luego un proceso de inundación con petróleo lleva lamuestra nuevamente a S1, asumiendo que no se produjo ningún cambio en la mojabilidad debido alproceso de inundación. El índice de imbibición es la relación entre el cambio de saturación espon tá -neo y el cambio de saturación espontáneo, más el inducido, determinados por separado para el agua,Iw, y el petróleo, Io. El índice de Amott-Harvey es Iw – Io. El índice USBM utiliza las áreas presentespor debajo de las curvas de presión capilar positiva y negativa. Este índice es el logaritmo de larelación de las áreas.

Núcleo

Núcleo

Saturación de agua, fracción

S1 S4S2

S3

+

–

Pres

ión

capi

lar

IW = S2–S1

S4–S1

IUSBM = log IO = S4–S3

S4–S1

IAH = IW–IO

Otoño de 2007 57

Lamentablemente, la mojabilidad del núcleopuede ser alterada en cualquiera de las etapas demanipuleo, antes de que el núcleo llegue al la -boratorio, aunque se adopten recaudos para pre-servar su estado de mojabilidad original. Enprimer lugar, se puede contaminar con el lodo deperforación. En su viaje hacia la superficie, loscambios producidos en la temperatura y la pre-sión pueden producir cambios en la compo siciónde los fluidos, posibilitando que los asfaltenos ylas parafinas precipiten y recubran las superficiesde poros. La exposición al oxígeno puede alterarla composición química del petróleo crudo, gene-rando surfactantes que afectan el núcleo. Estoscambios también pueden producirse durante elalmacenamiento y el posterior manipuleo.

La alternativa con respecto a la utilización denúcleos preservados consiste en restituir la con-dición del núcleo. Primero, mediante un procesode limpieza vigoroso, se hace que un núcleo sevuelva mojable por agua, luego el núcleo se saturaen salmuera de formación simulada y se dejareposar. A continuación, se inunda con petróleocrudo—habitualmente petróleo muerto—y sedeja reposar durante unos 40 días, generalmentea temperatura y presión de yacimiento. Existenmétodos más complejos que preservan las arci-

llas sensibles. La hipótesis es que el resul tado deeste procedimiento se aproxima al estado demojabilidad en sitio. No obstante, las variacionesproducidas en la composición de la salmuera odel petróleo, entre la formación—a lo largo detoda su historia—y el laboratorio, pueden afectarel estado de mojabilidad resultante.

Las mediciones también pueden obtenersesin utilizar material de núcleo de la formación.Un ejemplo es la prueba del ángulo de contacto(arriba). En esta prueba, un cristal de cuarzo ocalcita se limpia, o una superficie de mica nuevase separa en capas, y se deja reposar en una sal-muera de formación simulada. Luego, se dejareposar una gota de petróleo crudo puesta encontacto con la superficie. Se utilizan diversosmétodos para crear líneas de contacto móviles,desde las cuales se miden los ángulos de con-tacto correspondientes al avance y el retrocesodel agua. La hipótesis de esta prueba es que elpetróleo crudo cambiará la superficie del mo -delo—bajo las condiciones de temperatura, pH yconcentraciones de sal de la salmuera—por lade la formación.

La mojabilidad se infiere a menudo a partirde otras mediciones. Los materiales fuertementemojables por agua y fuertemente mojables porpetróleo exhiben ciertas curvas de permeabilidadrelativa características, pero el estado de moja-bilidad intermedia y el estado de mojabilidadmixta no constituyen una extrapolación simpleentre los extremos de la mojabilidad.

No existe ningún método para medir la moja-bilidad que arroje un resultado absolutamentepreciso, lo que impulsa la actividad de investiga-ción en curso, como se analiza más adelante en“Noticias del laboratorio,” página 63.

La producción en las zonas de transiciónLa predicción de la producción de petróleo yagua en una zona de transición puede ser dificul-tosa cuando el petróleo crudo ha alterado lamojabilidad de la formación después de la migra-

ción. En su estado imperturbado, una formaciónhomogénea normalmente exhibe una transiciónsuave de la producción de petróleo seco en eltope de la zona de transición, con un incrementodel corte de agua a mayor profundidad hasta quela producción de petróleo se torna nula en unpunto situado por encima del nivel de agua libre.

Lamentablemente, la perforación de un pozoperturba las distribuciones de los fluidos en laregión vecina al pozo a menos que el pozo seaperforado en condiciones de bajo balance. Lainvasión del filtrado del lodo de perforación enuna formación puede alterar las saturaciones enla región vecina al pozo, afectando los registrosde pozo de lectura somera. Además, puede incre -mentar la presión de formación en la regiónvecina al pozo en un proceso que se denominasupercarga.26

La medición de los gradientes de presión ayudaa evaluar las reservas y la productividad. En lazona de petróleo, la densidad del petróleo esta-blece el gradiente de presión; en la zona de aguadicho gradiente es controlado por la densidad delagua. No obstante, la invasión del filtra do puedegenerar mediciones de presión de formaciónanómalas que, si se interpretan erróneamente,podrían condenar un área prospectiva. Particu-larmente problemáticos para la interpretaciónson los gradientes indicativos de la presencia deagua, pero que se encuentran posicionados muypor encima del nivel de agua libre, los despla -zamientos sustanciales de los potenciales depresión, entre la parte inferior y la parte superiorde la zona de transición que pueden traducirseen gradientes de presión negativos, y los gra-dientes que implican una densidad de petróleodiferente de la que se esperaría normalmente.

En los gradientes de las zonas de transición delos yacimientos homogéneos de caliza de MedioOriente suelen observarse anomalías significativas.En algunas de estas formaciones, incluso es posi -ble producir petróleo de zonas en las que tantoel gradiente de presión como la resistividad dela formación indican la presencia de una zonade agua. Schlumberger estudió estos fenómenosutilizando el simulador de flujo numérico pordiferencias finitas ECLIPSE 100. Los ingenierosmodelaron la invasión del fluido de perforación yel efecto de la histéresis de las curvas de perme-abilidad relativa y presión capilar sobre la presiónde la región vecina al pozo y el corte de aguaresultantes.27

El carácter de la mojabilidad, siendo depen-diente de la saturación de petróleo original, varíacon la altura, concentrándose la mayor parte dela superficie de la roca mojable por petróleo en eltope de la zona de transición y la mojable poragua en la base. Una manifestación de esta situa-

>Medición del ángulo de contacto. Los cristales representativos de las su per -ficies de poros se dejan reposar en salmuera de formación simulada.Después de que una gota de petróleo es atrapada entre los cristales, se dejareposar al sistema nuevamente. Luego, se desplaza el cristal inferior. Elpetróleo se mueve sobre una superficie mojable por agua (extremo inferiorizquierdo), prove yendo un ángulo de contacto correspondiente al retrocesodel agua (θr). El agua se desplaza sobre la superficie que se dejó reposar encontacto con el petró leo (extremo inferior derecho), proveyendo un ángulo decontacto correspon diente al avance del agua (θa).

Ángulo de contacto correspondiente al

retroceso del agua, θr

Región en reposo

Ángulo de contacto correspondiente al avance del agua, θa

23. Amott E: “Observations Relating to the Wettability ofPorous Rock,” Transcripciones, AIME 216 (1959): 156–162.Boneau DF y Clampitt RL: “A Surfactant System for the Oil-Wet Sandstone of the North Burbank Unit,”Journal of Petroleum Technology 29, no. 5 (Mayo de 1977):501–506.

24. El índice de mojabilidad USBM también puededeterminarse utilizando un método de placa porosa.

25. Donaldson EC, Thomas RD y Lorenz PB: “WettabilityDetermination and Its Effect on Recovery Efficiency,”SPE Journal 9 (Marzo de 1969): 13–20.

26. Phelps GD, Stewart G y Peden JM: “The Analysis of theInvaded Zone Characteristics and Their Influence onWireline Log and Well-Test Interpretation,” artículo SPE13287, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, 16 al 19 de septiembre de 1984.

27. Carnegie AJG: “Understanding the Pressure GradientsImproves Production from Oil/Water Transition CarbonateZones,” artículo SPE 99240, presentado en el Simposiosobre Recuperación Mejorada del Petróleo de lasSPE/DOE, Tulsa, 22 al 26 de abril de 2006.

Presión de formación,lpc

TVD,m

Movilidad derivada de lacaída de presión, mD/cP

X,600 100X,500 1

Resistividad10ohm.m0.1

Gradiente de petróleo

X,X40

X,X50

X,X60

X,X70

Reducción del gradienteInflexión

Gradiente de agua

ción es una variación con la profundidad de lapresión capilar de entrada, o presión umbral,para el agua. En este caso, por encima de unasaturación de filtrado de lodo a base de agua del30%, la presión umbral se vuelve significativa:para las condiciones de este modelo, fue de apro-ximadamente 6 lpc [40 kPa], similar al valorexistente en la zona de petróleo. La his téresis dela presión capilar de drenaje e imbibición tam-bién depende de la saturación inicial en cadaaltura. En el modelo, esta histéresis es represen-tada por una serie de curvas de presión capilarque se conocen como curvas de barrido (arriba).

Existen tres características de las medicio-nes de presión en estos yacimientos de caliza,que el modelo procuró explicar (derecha). Enprimer lugar, el gradiente de presión posee unainflexión con una gran curvatura, que no es elresultado del proceso de supercarga diferencial.En segundo término, es posible producir canti-dades significativas de petróleo por debajo de lainflexión, en la zona que posee un gradiente deagua. Finalmente, justo por encima de la infle-xión, el gradiente se reduce.

El estudio arrojó diversos resultados. El pri-mero fue que la combinación de todas estas ca-racterísticas se explica mejor si la formaciónposee mojabilidad mixta, con las característicasde saturación y mojabilidad descriptas preceden-temente. El empleo de una hipótesis de mojabilidadpor agua en el modelo no generó las anomalías.Las anomalías se observan en las simulacionescuando el lodo de perforación utilizado es un lodoa base de agua pero no cuando es a base de aceite.

La producción de petróleo por debajo de estainflexión es además el resultado del perfil desaturación original, según los resultados de este

modelo (próxima página, arriba). El empleo delas curvas de barrido conduce a una predicciónde valores de saturación de petróleo residualmás bajos cuando la saturación de agua iniciales más alta. En consecuencia, el petróleo pre-sente en la base de la zona de transición puedeexhibir un valor de saturación inicial bajo, pero

parte del mismo sigue siendo móvil debido a suhistoria de saturación.

Cuando se enfrenta con estas aparentes con-tradicciones, un operador necesita conocer dóndese encuentra el contacto agua-petróleo dentro deuna zona de transición, cuál es el volumen depetróleo y agua móvil presente en esa zona, ycómo fluyen estos fluidos. Estos temas puedenencararse en cierta medida con datos de registrosde pozos y probadores de formación, y puedenmejorarse después de ajustar las medicionesobservadas en las simulaciones que involucran unsolo pozo. Los registros de resistividad ayudarán aidentificar las zonas de transición probables y lasposibles localizaciones de los contactos. Los regis -tros de densidad y neutrón ayudan a obtener laporosidad y muestran localizaciones similares delitología permeable, que luego se utilizan paraseleccionar zonas para las subsiguientes pruebas deformación efectuadas con herramientas operadascon cable. Los probadores de formación opera doscon cable pueden obtener presiones de filtradoen agujero descubierto, permeabilidades de for-maciones, presiones de fluidos, densidades depetróleo y muestras de fluidos.28 Los registros deNMR puede utilizarse para diferenciar los tipos deporos con el fin de refinar los puntos para la obten-ción de mediciones con probadores de formación.29

58 Oilfield Review

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Saturación de agua, fracción0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

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50

>Anomalías de la zona de transición en los carbonatos de Medio Oriente. Las mediciones de presión(Carril 1), en muchas zonas de transición carbonatadas de Medio Oriente, poseen tres aspectos inu -suales: una inflexión con gran curvatura; una reducción del gradiente justo por encima de la inflexión;y la producción potencial de cantidades significativas de petróleo por debajo de la inflexión. En estecaso, es improbable que las mediciones de presión sean afectadas por el fenómeno de supercarga,dado que el nivel de movilidad es alto, y el registro de resistividad indica un incremento de la satu -ración de petróleo en sentido ascendente a través de esta zona (Carril 2).

>Curvas de barrido correspondientes a un carbonato con mojabilidad inter -media. El fenómeno de histéresis entre las curvas de drenaje primario (rojo) e imbibición (negro) puede ser representado mediante una serie de curvas debarrido (dorado). Cada curva de barrido representa un punto de saturacióninicial diferente en la curva de drenaje o de imbibición, que correspondería a alturas diferentes en la zona de transición.

Otoño de 2007 59

Detección de zonas de agua en un carbonato con mojabilidad mixtaPetroleum Development Oman (PDO) opera uncampo terrestre que produce de la FormaciónShuaiba, correspondiente a una caliza Cretácicacon una porosidad de aproximadamente 30%. Elcampo ha estado en producción durante más de35 años, y las recientes operaciones de perfora-ción de pozos horizontales de relleno exhibieronanomalías de adquisición de registros que losespecialistas petrofísicos procuraron esclarecer.Algunos pozos produjeron un 100% de agua, sibien la saturación de petróleo derivada de losregistros de resistividad era superior al 50%, valorque ha sido utilizado históricamente como valorlímite para las zonas productoras de agua. PDOsospechaba que algunos intervalos habían sidolavados con agua, lo cual no se había visto en losregistros de pozos debido al fenómeno de histére-sis producido en las propiedades eléctricas, comoconsecuencia de la mojabilidad mixta.30

En una formación de mojabilidad mixta, laresistividad obtenida de los registros puede no

proveer estimaciones precisas de la saturación,dependiendo de la historia de saturación. Exis-ten dos condiciones de saturación a considerar:con los fluidos originales y después de la inunda-ción con agua. El petróleo y la salmuera, en laconfiguración de la saturación original, resultaron

de la migración del petróleo hacia una formaciónmojable por agua. El exponente de saturación deArchie, n, utilizado para la conversión de la resis -tividad en saturación es en general equivalente a 2;en este caso, fue de 1.8.

No obstante, los estudios de laboratorio de -mostraron que la formación posee mojabilidadmixta y que su exponente de Archie cuando lasaturación de agua se incrementa es diferenteque cuando tal saturación se reduce (abajo).Con un incremento de la saturación de agua porencima del 50% del valor de corte, el exponente nes igual a 4, lo que se traduce en una diferenciasignificativa en la relación existente entre laresistividad y la saturación.

Con este conocimiento, PDO buscó un mé -todo que permitiera diferenciar las zonas quehabían sido inundadas con agua de las que seencontraban en el estado original, con un valorde saturación de petróleo alto. La compañía logróesto mediante la combinación de dos métodospara la determinación de la saturación: adqui -sición de registros de resistividad y de la seccióntransversal sigma derivada del registro de capturade neutrones emitidos por pulsos (PNC).

La resistividad se midió como parte de unaserie de registros LWD estándar, y el dispositivoPNC se encontraba en una herramienta de Con-trol de Saturación del Yacimiento RSTPro, que sebombeó en el interior de la columna de per fora -

>Ajuste de las anomalías de presión. El simulador de yacimientos ECLIPSEpuede ajustar las anomalías de presión utilizando los parámetros típicos delos yacimientos carbonatados de Medio Oriente y asumiendo la existencia decondiciones de mojabilidad mixta. Antes de la invasión del filtrado de lodo deperforación, el perfil de presión del yacimiento posee gradientes de petróleoy agua característicos (negro). Con las curvas de barrido del modelo que re -presentan el fenómeno de histéresis, la presión se reduce por encima de lainflexión, lo que coincide con las observaciones (verde). Sin el fenómeno dehistéresis, el gradiente por encima de la inflexión no se reduce (rojo).

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Presión, lpc

Gradientede petróleo

4,560 4,580 4,600 4,620 4,640 4,660 4,680 4,700

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8,892 Presión de yacimientoPresión del filtrado (2 días, estática),sin curvas de barridoPresión del filtrado (2 días, estática), con curva de barrido

Gradiente de agua

>Cálculo del exponente de Archie derivado del índice de resistividad (RI) para la formación carbona -tada Shuaiba. A medida que se drenan las muestras de núcleos (símbolos dorados), los núcleos secomportan como si fueran mojables por agua. El exponente de saturación de Archie, n, es de apro -ximadamente 1.8 (línea negra de guiones), dado por la pendiente negativa de la línea en esta gráficalogarítmica. Para un proceso de imbibición de agua (símbolos azules), el comportamiento se desvíasignificativamente del caso de drenaje, siendo n igual a 4 o mayor, para una saturación de agua supe rioral 50% aproximadamente (línea azul de guiones). Se incluye una curva que indica el comporta mientode la imbibición para guiar la observación (línea azul sólida). Para un índice RI igual a 10, esto repre -senta una diferencia de la saturación interpretada de aproximadamente 25 unidades de saturación.

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Saturación de agua, fracción

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Drenaje de la muestra 2Drenaje de la muestra 5Drenaje de la muestra 7Imbibición de la muestra 2Imbibición

28. Carnegie, referencia 27.29. Gomaa N, Al-Alyak A, Ouzzane D, Saif O, Okuyiga M,

Allen D, Rose D, Ramamoorthy R y Bize E: “Case Studyof Permeability, Vug Quantification, and Rock Typing in a Complex Carbonate,” artículo SPE 102888, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

30. Gauthier PJ, Hussain H, Bowling J, Edwards J y HeroldB: “Determination of Water-Producing Zones WhileUnderbalanced Drilling Horizontal Wells—Integration ofSigma Log and Real-Time Production Data,” artículo SPE105166, presentado en la 15a Muestra y Conferencia delPetróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain,11 al 14 de marzo de 2007.

ción hasta el fondo del pozo. Las dos herramientasproveen medidas de saturación de agua indepen-dientes. La herramienta RSTPro también pudo serutilizada, mientras se encontraba estacionaria,para medir el agua que fluía en el espacio anular delpozo; en una segunda pasada de la herramienta, lamedición del Registro del Flujo de Agua WFL iden -tificó el influjo de fluidos en el interior del pozoen una serie de estaciones.

Este enfoque es posible porque los pozos deeste campo son perforados en condiciones debajo balance. En las operaciones de perforaciónen condiciones de bajo balance (UBD), la pre-sión del pozo durante la perforación se mantienepor debajo de la presión de la formación. Lasoperaciones UBD evitan el lavado de la regiónvecina al pozo con fluido de perforación: unaventaja clara para la medición de la saturación.El influjo del fluido de formación se mezcla conel fluido de perforación, que en este caso erapetróleo crudo proveniente de un campo vecino.La única fuente de agua en el espacio anular delpozo era la formación.

En este ambiente favorable de agua de for-mación de alta salinidad y alta porosidad, laprecisión de la saturación de petróleo determi-nada tanto con el registro del parámetro sigmacomo con el registro de resistividad es de aproxi-madamente entre 5 y 7% del espacio poroso.

Cuando se compararon los dos registros, se uti-lizó una diferencia del 10% como indicadorconclusivo de la anomalía de saturación.

PDO registró 11 pozos horizontales que fueronperforados en condiciones de bajo balance. Algu-nos pozos sólo produjeron petróleo, y los registrosde resistividad y del parámetro sigma se ajustaronconsiderando el criterio del 10%. La compañíaexaminó dos pozos sin producción de agua: ladiferencia promedio entre los métodos fue de 0.1y 0.2 unidades de saturación, con una desviaciónestándar de 4.5 unidades de saturación. Esta con-cordancia hizo que PDO adquiriera confianza enla metodología utilizada.

Los resultados del proceso de adquisición de re-gistros fueron utilizados directamente en la toma dedecisiones de terminación de ciertos pozos, talescomo el Pozo E (arriba). Este pozo, perforado en unflanco de la estructura, poseía una profundidad totala sólo 350 m [1,150 pies] de distancia de un pozo deinyección de agua. No bien el pozo penetró el yaci-miento, comenzó a producir petróleo seco con un ré-gimen de producción bajo. Conforme prosiguió laperforación, se inició la producción de agua, que seincrementó rápidamente a medida que se seguía per-forando. Se encontraron dos zonas de influjo de aguamás, pero ninguna otra zona con flujo de petróleo.

Sin la información adicional obtenida a tra-vés del nuevo método, en este pozo se habrían

terminado varias zonas, y el mismo se habríaconvertido en un pozo productor de agua prolí-fico. En cambio, PDO abandonó el pozo más alláde 1,850 m [6,070 pies] de profundidad medida ydejó una terminación a agujero descubierto entre1,775 y 1,825 m [5,824 y 5,988 pies] de profundi-dad medida, con la posibilidad de aislamiento delagua más adelante. Una prueba de producción,posterior a la operación de terminación, arrojóuna tasa de flujo total de 225 m3/d [1,415 bbl/d],con un corte de agua de 50%.31

PDO considera que este método, que com-bina las operaciones UBD con la adquisición deregistros de resistividad, parámetro sigma y WFL,provee un alto grado de confiabilidad para laidentificación de los intervalos productores deagua en esta formación con mojabilidad mixta.La base del problema fue la histéresis de resisti-vidad, que depende de la fase de desplazamiento

60 Oilfield Review

>Comparación entre el parámetro sigma y los registros de resistividad para la saturación. El pozo horizontal E, en la Formación Shuaiba, fue perforado encondiciones de bajo balance. Se obtuvieron tanto mediciones de saturación basadas en el registro de resistividad (negro) como mediciones de saturaciónbasadas en el registro de captura de neutrones emitidos por pulsos (verde) (Carril 3). La medición de la resistividad más allá del nivel de corte habitual de50%, donde se prevé la existencia de producción de petróleo, se muestra sombreada (rojo). Sin el nuevo método, estas zonas serían terminadas; sin embar -go, los resultados WFL (Carril 5) muestran influjo de agua en tres zonas, comenzando en 1,750 m [5,740 pies]. El petróleo seco fluye solamente cerca de lapunta del pozo, por encima de 1,750 m. Las zonas de influjo de agua corresponden a regiones con diferencias grandes entre las dos mediciones de satu -ración, lo que indica que las diferencias de los registros constituyen un buen discriminador de las anomalías de saturación.

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31. Gauthier et al, referencia 30.32. Andersen, referencia 17.33. Graue A y Bognø T: “Wettability Effects on Oil Recovery

Mechanisms in Fractured Reservoirs,” artículo SPE56672, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.Graue A, Viksund BG, Baldwin BA y Spinler EA: “LargeScale 2D Imaging of Impacts of Wettability on Oil Recoveryin Fractured Chalk,” artículo SPE 38896, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, 5 al 8 de octubre de 1997.

Otoño de 2007 61

más reciente. La clave de la solución fue la com-binación de los registros de resistividad y elparámetro sigma en un ambiente UBD en el queno existe ninguna zona invadida, de manera quetanto las mediciones de lectura somera como lasde lectura profunda miden la formación imper-turbada.

El flujo a lo largo de las fracturasLas cretas del Mar del Norte difieren en su moja-bilidad, pasando de una condición fuertementemojable por agua a un estado de mojabilidad in -ter media.32 Dado que muchas de estas cretas sefracturan y los campos son sometidos a procesosde inyección de agua, los científicos de la Univer-sidad de Bergen, en Noruega, investigaron elefecto de la mojabilidad sobre el flujo a través dela creta fracturada.33

Un bloque de creta de afloramiento, de apro-ximadamente 20 cm de largo por 10 cm de alto y5 cm de espesor [7.9 por 4 por 2 pulgadas], seprobó en su condición original y se comparó conun bloque similar, que se había dejado reposar enpetróleo crudo. Las pruebas de imbibición deagua, realizadas sobre tapones del mismo mate-rial tratados de la misma forma que los bloques,arrojaron valores Iw de 1 y 0.7, respectivamente,lo que indicó la existencia de condiciones fuerte ymoderadamente mojables por agua. La saturaciónde agua se determinó en estas pruebas mediantela generación de imágenes 2D de trazadoresnucleares, con un trazador de sodio-22 [22Na] enla fase agua. Además, después de las pruebas deflujo, se cortaron tapones del bloque para laspruebas de imbibición destinadas a confirmar lamojabilidad.

Ambos bloques se cortaron en tres partes, enlas que los cortes de la sierra representan fractu-ras (izquierda). Los bloques se empalmaron entre

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Salida

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3

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6

Fracturas cerradas

Fractura abiertade 2 mm

< Inundación con agua de un bloque de creta fracturado. Unbloque de creta de un afloramiento se cortó en tres partes yse volvió a armar (extremo inferior). La parte A se ensamblócon las partes B y C, que representan las fracturas cerradas,pero una discontinuidad de 2 mm, que representaba unafractura abierta, separó la parte B de la parte C. Los mapasde los barridos (extremo superior) indican la presencia desaturación en los volúmenes inyectados en forma creciente,desde el tope hasta la base, para un bloque fuertementemojable por agua (WW) (secuencia de la izquierda) y un blo-que moderadamente mojable por agua (MWW) (secuenciade la derecha). El frente de inundación pronunciado de laImagen 2 WW muestra que la parte A se llenó hasta su puntode saturación de agua máxima, que es 1-Sor, antes de que elagua atravesara la fractura cerrada, pero la Imagen 2 MWWmuestra la presencia de agua ya en la parte B. Nuevamente,en la Imagen 4 WW se observa un frente pronunciado en lafractura y luego la parte C se llena primero a partir de lafractura abierta y luego, a partir tanto de A como de B, en laImagen 5 WW. En las Imágenes 3 y 4 MWW, la parte C sellenó a lo largo de la fractura cerrada, a partir de A, antes dellenarse a partir de la fractura abierta.

sí, con excepción de un corte, en el que los trozosde creta poseían una separación de 2 mm [0.8 pul-gada]: este corte representaba una frac tu ra abierta, mientras que los otros cortes representa-ban fracturas cerradas. Las pruebas de inunda-

ción con agua comenzaron con el material conuna saturación Swirr.

Los bloques fuertemente mojables por agua sellenaron hasta alcanzar su saturación de agua má-xima (1-Sor) antes de que el frente atravesara las

fracturas, sin importar si los trozos de creta se en-samblaban. Por el contrario, el frente de inunda-ción en el material moderadamente mojable poragua, atravesó las fracturas cerradas casi con lamisma facilidad con que se desplazó a través delmaterial intacto adyacente, y de ese modo trans -firió un gradiente de presión viscoso al blo que dematriz adyacente. No obstante, la fractura abiertaactuó más como barrera que las fracturas cerradasen el sistema moderadamente mojable por agua.

Los investigadores de Bergen examinaron elfenómeno de obturación de las fracturas en unasegunda serie de pruebas.34 Se cortaron taponesde núcleos de creta del mismo afloramiento, cuyodiámetro era de 3.8 cm [1.5 pulgada]. Para alte-rar la mojabilidad, se inyectó petróleo crudo enforma continua a través de los tapones, duranteun período prolongado.35 Para cada condición demojabilidad, se colocaron dos tapones de núcleosen serie, con un espaciador de 2 mm [0.4 pulga da]entre los extremos adyacentes, para representaruna fractura abierta (izquierda). Mediante unmétodo de tomografía por resonancia magnética(MRI) se obtuvieron imágenes de la distribuciónde la saturación de fluidos en la fractura en elextremo del núcleo aguas arriba. Los barridosadicionales generaron un perfil de saturación alo largo del núcleo.

Los núcleos con saturación Swirr se inundaroncon agua. Cuanto menos fuertemente mojablepor agua era el material, más rápido aparecía elagua en la fractura abierta. Para el caso modera-damente mojable por agua, se formaron gotas enla cara de la fractura que obturaron la fracturaabierta de 2 mm. Con el flujo adicional, las gotas

62 Oilfield Review

< Obturación a través de una fractura abierta. Esteejemplo implica dos muestras de núcleos, en unacelda de inundación con agua, con una separa -ción de 2 mm entre sí. Una era moderadamentemojable por agua (MWW, secuencia superior) yla otra, fuertemente mojable por agua (WW, se -cuencia inferior). Las saturaciones, en losdiver sos volúmenes porosos (VP) inyectados, semidieron a lo largo del núcleo (gráficas) y en sec-ción transversal 2D, en la cara del núcleo aguasarriba (fotografías), utilizando el método MRI. Enel núcleo MWW se registró un proceso de irrup-ción de agua previo y el agua formó gotas en lacara del núcleo. Las gotas se fusionaron y final-mente obturaron la separación (diagramaesquemático del inserto). Los perfiles de satura -ción a través del núcleo, muestran que el agua estransportada a lo largo de la fractura abiertaantes de alcanzar el valor de Sor. En el núcleoWW, los barridos de la saturación indican que noingresa agua en la fractura abierta antes de queel núcleo aguas arriba alcance el valor de Sor.Las gotas formadas sobre la cara del núcleo noobturaron la separación, hasta que la misma sellenó desde abajo hacia arriba (diagrama esque-mático del inserto).

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0 10 20 30 40 50 60

0 10 20 30Incremento de la saturación de agua

40 50 60

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Incremento de la saturación de agua

Otoño de 2007 63

de obturación se expandieron y finalmente lle-naron la fractura. Por el contrario, el materialfuertemente mojable por agua alcanzó un altogrado de saturación a través de todo el núcleoaguas arriba, antes de que ingresara agua en lafractura, y luego llenó la fractura desde abajohacia arriba. Recién en ese momento el aguacomenzó a fluir hacia el núcleo aguas abajo. Unaseparación más grande de la fractura, de 3.5 mm[0.14 pulgada], impidió gran parte del procesode obturación, incluso en el caso moderada-mente mojable por agua, produciéndose lamayor parte del llenado con agua desde la basede la fractura hacia arriba.

Estos resultados demostraron que los tapo-nes de la fase mojante se forman a través de unacombinación de fuerzas viscosas, que controlanel crecimiento de las gotas pequeñas de aguaque conforman el tapón, y tensión interfacialentre el agua y el petróleo, que controla el án gu -lo de contacto de las gotas pequeñas. Por eso,las fracturas abiertas presentes en un yaci-miento de creta producirán diferentes efectossobre la eficiencia del proceso de inundacióncon agua, dependiendo de la mojabilidad de lamatriz de creta.

Noticias del laboratorioLas técnicas de laboratorio, que trascienden laprueba de imbibición simple de Amott-Harvey,poseen el potencial para incrementar nuestroconocimiento acerca de la mojabilidad. El exa-

men de las superficies mediante la técnica demicroscopía de fuerza atómica, y los bloques decreta fracturados, examinados mediante la gene-ración de imágenes 2D de trazadores nucleares,son sólo dos ejemplos de las técnicas de labora-torio actuales. Se han utilizado muchas otrastécnicas y en los laboratorios se están probandoactualmente actualizaciones de éstos y otrosenfoques nuevos.

Por ejemplo, si bien existen variaciones enlas rocas mojables por agua y las mojables porpetróleo, el exponente de saturación de Archietiende a ser mayor para las rocas mojables porpetróleo. En trabajos recientes que utilizanideas de la teoría de percolación, se provee unnuevo enfoque respecto de la relación entre laresistividad y la saturación. Como ejemplo, unode estos modelos introduce sólo dos parámetros.36

Uno es un exponente, similar al exponente desaturación de Archie n. El otro parámetro nuevoes el índice de corrección de la conectividad delagua, que puede relacionarse con la fracción delas superficies de poros mojable por petróleo.Cuando este índice es igual a cero, el modelo sereduce a la relación de Archie. El nuevo modelose ajusta a la relación observada en las medicio-nes de núcleos obtenidas en las calizas mojablespor petróleo.37

La ecuación de Archie utiliza la resistividad,que es una medición de la corriente continua o dela frecuencia cero. En las frecuencias altas, losmateriales exhiben una respuesta dieléctricacompleja, que incluye tanto la conductividad—lainversa de la resistividad—como la permitividad.Las mediciones de la permitividad de la forma-

ción son sensibles al contenido de agua de laformación porque en condiciones ambiente lapermitividad del agua es al menos un orden demagnitud más alta que la permitividad del petró-leo o de la matriz de roca. Cuando se conoce laporosidad total de la formación, la saturación deagua puede ser determinada en forma directa,eliminando la necesidad de manipular los expo-nentes de cementación y saturación, a menudodesconocidos, de la ecuación de Archie, que seutiliza para interpretar las mediciones de resis-tividad.

La interpretación de las mediciones dieléc-tricas requiere que se establezca una relaciónentre las propiedades dieléctricas de las rocas ysus componentes. Se han propuesto múltiplesmodelos de mezcla para predecir la constantedieléctrica de la roca en base a su composiciónvolumétrica. Los datos experimentales, obteni-dos en las rocas carbonatadas saturadas tantocon petróleo como con salmuera, demostraronque una ley de índice de refracción complejo(CRI) funcionaba mejor que otras leyes de mez-cla, con una frecuencia de 1 GHz.38

No obstante, sobre la permitividad incidenotros factores fuera de la mineralogía y el conte-nido de agua, especialmente en las frecuenciasmás bajas (abajo). Si bien el CRI es el mejormodelo de mezcla simple, con una frecuencia de1 GHz, no puede reconstruir con precisión ladispersión dieléctrica y la dispersión de la per-mitividad de las rocas para un rango defrecuencias amplio. Un nuevo modelo, que in -cluye la textura de las rocas, se ajusta a laspropiedades dieléctricas de las rocas de manera

>Dispersión de la permitividad para dos rocas carbonatadas. Las dos mues -tras saturadas con salmuera, con una mineralogía y una porosidad simila res,poseen una permitividad similar a una frecuencia de 1 GHz. El modelo CRI(negro) se ajusta a la dispersión correspondiente al Carbonato 2, pero lasdiferencias texturales de las rocas producen la separación de la respuestade las frecuencias más bajas para el Carbonato 1.

Perm

itivi

dad

rela

tiva

Frecuencia, Hz108 109

50

10

15

20

25

30

35

40

45

Carbonato 1Carbonato 2CRI

34. Aspenes E, Graue A, Baldwin BA, Moradi A, Stevens J y Tobola DP: “Fluid Flow in Fractures Visualized by MRIDuring Waterfloods at Various Wettability Conditions—Emphasis on Fracture Width and Flow Rate,” artículoSPE 77338, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, 29 de septiembreal 2 de octubre de 2002.Graue A, Aspenes E, Moe RW, Baldwin BA, Moradi A,Stevens J y Tobola DP: “MRI Tomography of SaturationDevelopment in Fractures During Waterfloods at VariousWettability Conditions,” artículo SPE 71506, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre el 3 de octubre de 2001.

35. Graue A, Aspenes E, Bognø T, Moe RW y Ramsdal J:“Alteration of Wettability and Wettability Heterogeneity,”Journal of Petroleum Science and Engineering 33, no.1–3 (Abril de 2002): 3–17.Aspenes E, Graue A y Ramsdal J: “In-Situ WettabilityDistribution and Wetting Stability in Outcrop Chalk Aged in Crude Oil,” Journal of Petroleum Science andEngineering 39, no. 3–4 (Septiembre de 2003): 337–350.

36. Montaron B: “A Quantitative Model for the Effect ofWettability on the Conductivity of Porous Rocks,”artículo SPE 105041, presentado en la 15a Muestra yConferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007.

37. Sweeney SA y Jennings HY: “The Electrical Resistivity of Preferentially Water-Wet and Preferentially Oil-WetCarbonate Rock,” Producer’s Monthly 24, no. 7 (1960):29–32.

38. Seleznev N, Boyd A, Habashy T y Luthi S: “DielectricMixing Laws for Fully and Partially Saturated CarbonateRocks,” Transcripciones del 45o Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk,Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004, artículo CCC.

más exitosa.39 Este nuevo modelo posee un com-portamiento promedio o básico, descripto por elmodelo CRI, e incorpora los granos y poros elip-soidales para reflejar la influencia de la texturasobre la dispersión dieléctrica (arriba).

Los poros, los granos y las inclusiones depetróleo pueden ser representados de manerasencilla como esferas aplastadas en los polos; elip -soides con dos ejes más largos de igual longitud.

Una de las ventajas del empleo de elipsoides esque el modelo puede ser calculado analítica-mente. Para cada fase se agrega un parámetrogeométrico adicional: la relación de aspecto, o larelación entre el eje largo y el eje corto de laesfera con los polos aplanados. Las rocas conregiones de aislamiento más delgadas—granosmás planos con una relación de aspecto másalta—exhiben mayor dispersión dieléctrica y

mayor dispersión de la conductividad (próximapágina, arriba).

La mojabilidad incide en la respuesta dieléc-trica de la roca.40 Además, afecta intensamente ladistribución espacial de la fase conductiva y lafase no conductiva—salmuera e hidrocarburos,respectivamente—dentro del espacio poroso y, enconsecuencia, las propiedades dieléctricas de laroca. En una roca fuertemente mojable por agua,la fase de hidrocarburos se encuentra predomi-nantemente en el centro de los poros, rodeada porla salmuera conductiva. La distribución de la fasede fluido es lo opuesto en una muestra fuerte-mente mojable por petróleo, estando la fase de hi-drocarburos próxima a las paredes de los poros.Esta distribución inversa de las fases conductivasy no conductivas posee diversos efectos. En lasrocas mojables por petróleo, la fase de salmueraconductiva no forma una red conectada continuacon un incremento del aislamiento de la salmueraa medida que aumenta la mojabilidad por petró-leo. Esto se traduce en una reducción significativade la conductividad de la roca.

Otra técnica de laboratorio que posee granpotencial para asistir en la caracterización de lamojabilidad y la geometría de los poros es la téc-nica NMR.41 La señal de NMR es una medida delgrado de relajación de los momentos magnéticosdespués de una polarización inicial.42 Los fluidosque se encuentran en contacto directo con unasuperficie de roca experimentan un mejora-miento de la relajación, debido a la presencia deiones paramagnéticos o impurezas magnéticassobre la superficie de la roca.43 La preferencia dela superficie, en términos de mojabilidad, deter-mina cuál de los dos fluidos disponibles estaráen contacto, y en consecuencia, cuál será afec-tado por la superficie.

Cuando existe una sola fase de fluido presenteen la roca, el tiempo de relajación, o distribu-ción de T2, es dominado por los efectos de larelajación de la superficie. No obstante, cuandohay dos fases presentes, la respuesta de NMRpuede variar considerablemente, dependiendo

64 Oilfield Review

>El modelo textural. Los poros mojables por agua, llenos con petróleo y agua(extremo superior izquierdo), son representados en el modelo textural comoesferas aplastadas en los polos, distribuidas en forma aleatoria, colocadas enel trasfondo de un medio CRI (extremo superior derecho). En una roca moja blepor petróleo, el petróleo está en contacto con los granos y rodea la salmueraconductiva (extremo inferior izquierdo). La salmuera se sitúa predominan te -mente en el centro de los poros. En el modelo textural, esto se representacomo esferoides, con el petróleo rodeando el agua (extremo inferior derecho).

Petróleo

Mojable por agua

Mojable por petróleo

Salmuera (agua) Granos de roca Trasfondo CRI

39. Seleznev N, Habashy T, Boyd A y Hizem M: “FormationProperties Derived from a Multi-Frequency DielectricMeasurement,” Transcripciones del 47o Simposio Anualde Adquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo VVV.

40. Bona N, Rossi E y Capaccioli S: “ElectricalMeasurements in the 100 Hz to 10 GHz Frequency Range for Efficient Rock Wettability Determination,” SPE Journal 6, no. 1 (Marzo de 2001): 80–88.

41. Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, CastelijnsK, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R:

“Tendencias en registros de RMN,” Oilfield Review 12,no. 3 (Invierno de 2000/2001): 2–20.Chen J, Hirasaki GJ y Flaum M: “NMR WettabilityIndices: Effect of OBM on Wettability and NMRResponses,” Journal of Petroleum Science andEngineering 52, no. 1–4 (Junio de 2006): 161–171.

42. La secuencia típica para la polarización y la detección es el método de pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG): Meiboom S y Gill D: “Modified Spin-Echo Method for MeasuringNuclear Relaxation Times,” The Review of ScientificInstruments 29, no. 8 (1958): 688–691.

43. Brown RJS y Fatt I: “Measurements of FractionalWettability of Oilfield Rocks by the Nuclear MagneticRelaxation Method,” Transcripciones, AIME 207(1956):262–264.Foley I, Farooqui SA y Kleinberg RL: “Effect ofParamagnetic Ions on NMR Relaxation of Fluids at Solid Surfaces,” Journal of Magnetic Resonance, Series A 123, no. 1 (Noviembre de 1996): 95–104.

Otoño de 2007 65

de la mojabilidad de la roca. Después del drenajecon un petróleo de laboratorio, la roca se man-tiene mojable por agua con una capa remanentede agua que recubre la superficie de la roca.

El valor pico de T2 del petróleo se aproxima albulk value de dicho fluido (este valor correspondea las situaciones en las que prácticamente no exis-ten interacciones con las superficies que puedanmodificar el tiempo de relajación; por ejemplo, unfluido dentro de un vaso de precipitación, endonde la relación entre la superficie de contactoy el volumen es muy pequeña) (derecha). Por elcontrario, el dre naje con lodo a base de aceite(OBM) se traduce en valores de T2 más cortos quelos correspondientes al bulk value del OBM. Éstaes una indicación de que el OBM, que se elaborómediante el agregado de sustancias, incluyendoasfaltenos, al mismo petróleo de laboratorio, estátocando la superficie de la roca y, en consecuen-cia, humedece el núcleo.

El carácter de la mojabilidad puede variar conel tamaño de los poros, y la microporosidad suelepermanecer mojable por agua. Por lo tanto, la de-terminación de la fracción micro porosa puede sercrucial para analizar las formaciones que exhibenun carácter de mojabilidad complejo. En el campo,los valores de T2 de los registros de NMR se utilizancomúnmente para estimar la fracción micropo-rosa. No obstante, este enfoque puede fallar de-bido a las variaciones producidas en la relaxividadde la superficie o en la geometría de los poros.

>La dispersión en un modelo textural. Aquí se muestran dos series, una con relaciones de aspecto (AR) variables y la otra, con índices de mojabilidad (WI)variables. El caso de mojabilidad por petróleo (WI = 1.0), con granos esfé ri cos (AR = 1), es el caso base (rojo). En una de las series, la relación AR de losgranos se incrementa hasta 10 (verde) y 100 (azul), a la vez que conserva la condición de mojabilidad por agua. A medida que los granos se vuelven másplanos, o la relación AR se incrementa, la conductividad de la roca (ex tremo inferior) decrece significativamente y la permitividad relativa (extremo supe -rior) se incrementa. Esto provee una vinculación crucial entre las propie dades de dispersión y la textura de las rocas. Una segunda serie mantiene los granosesféricos (AR = 1), pero la condición pasa de mojabilidad por agua (rojo) a mojabilidad intermedia (naranja) y mojabilidad por petróleo (negro). El caráctermojable por petróleo creciente conduce a una fuerte reducción de la conductividad de la roca. Aquí, el índice de mojabilidad se basa en la fracción deporos mojables por petróleo respecto del volumen de poros total, y oscila entre 1, para la condición fuertemente mojable por agua, y –1, para la condiciónfuertemente mojable por petróleo. Los poros de estos modelos son esféricos (AR = 1), con una porosidad del 30%, una saturación de agua del 80%, y unaconductividad de la salmuera de 5 S/m.

Perm

itivi

dad

rela

tiva

Frecuencia, Hz108 109

30

10

15

20

25 Granosmás planos

Más mojablepor petróleo

110

100

1 0WI

AR d

e lo

s gr

anos

–0.9

Cond

uctiv

idad

, S/m

Frecuencia, Hz108 109

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

Granosmás planosMás mojable

por petróleo

>Distribuciones de los tiempos de decaimientoT2. La distribución de los tiem -pos T2 para una muestra de carbonato completamente saturada con salmue ra(H2O) (línea negra sólida) se desplaza hacia un tiempo más corto que la señalde la salmuera (línea negra punteada) debido a las interacciones de super -ficie. La salmuera es reemplazada por una salmuera hecha con agua deute -rada (D2O), que no posee ninguna señal de NMR fuera de un pequeñovolumen de H2O residual (verde). Después de lavar la muestra deuterada conOBM, el pico (línea roja sólida) se desplaza con respecto al bulk value delOBM (línea roja de puntos), lo que indica que el OBM humedece la roca. Lamuestra se limpió y se preparó nuevamente en el estado deuterado y luego selavó con petróleo de laboratorio. El pico principal (línea azul sólida) se alineacon la señal del bulk value del petróleo (línea azul punteada) y, de ese modocon el petróleo de laboratorio, y la superficie se mantiene mojable por agua.

Dist

ribuc

ión,

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por

osid

ad

Distribuciones de T2, s 10-4 10-3 10-2 10-1 100 101

0

2

4

6

8

10

12

16

18

20

14

22

Salmuera (H2O)Salmuera (D2O)Petróleo de laboratorioOBMSalmuera (H2O) (bulk)Petróleo de laboratorio (bulk)OBM (bulk)

Un método diferente, denominado NMR condifusión restringida, no se ve afectado por larelaxividad de la superficie y es sensible a lostamaños de los poros, la conectividad y la tortuo-sidad. El coeficiente de difusión en un fluidocasi sin interacciones con la superficie, D0, esuna constante que mide con qué rapidez sedifunde un grupo concentrado de moléculas. Noobstante, dentro de un espacio restringido, talcomo los poros de una roca, la difusión, D, puede

reducirse con respecto al valor del fluido puroporque el movimiento de las moléculas está res-tringido por las paredes de los poros.

El coeficiente de difusión es determinadomediante el análisis de NMR por decaimientodel eco en presencia de un campo magnético nohomogéneo.44 Un ejemplo para una roca carbona-tada muestra la distribución D/D0 normalizadaen los tiempos de difusión iniciales (arriba).45 Ladistribución posee un pico en los coeficientes de

difusión pequeños, que corresponde a las mo -léculas presentes en el espacio microporosorestringido, y un segundo pico, en los coeficien-tes de difusión más altos, más cercanos a D0, quecorresponde a las moléculas que se encuentranen zonas menos restringidas, o en poros másgrandes. La aplicación de un valor de corte em -pírico a la distribución separa la microporosidad:el porcentaje de la población en los valores deD/D0 menores que el valor de corte da la micro-porosidad, lo que concuerda con los datos deporosimetría de mercurio y saturación de aguairreducible después del centrifugado.

Algunos de estos métodos nuevos están pro-porcionando información para el modelado deredes de poros, que ha surgido como una formaefectiva de investigar las propiedades de capila-ridad, flujo y transporte de los medios porosos.46

El modelado del espacio poroso con una red denodos y enlaces, posibilita el cálculo numérica-mente eficiente de las propiedades de flujo yprovee un conocimiento detallado de los proce-sos tales como el desplazamiento miscible einmiscible, que son importantes en la recupera-ción mejorada del petróleo.

Un modelo de red de poros es un espacio po -ro so idealizado, que generalmente incorpora unadescripción del medio y de los eventos físicos,ambos a escala de poros. Los procesos complejosde transporte y flujo multifásico en medios poro-sos, pueden ser simulados utilizando modelos deredes de poros.47 Para esos procesos, los modelosde redes de poros son más rápidos de correr enuna computadora que otros enfoques que utili-zan modelos más exactos.

Si bien los modelos de redes de poros se em -plean tradicionalmente en estudios cualitativos,poseen el potencial para volverse predictivos silos parámetros de la estructura de los poros se

66 Oilfield Review

>Distinción de la microporosidad. El coeficiente de difusión medio normali za do, D/D0, indica la pre -sencia de dos poblaciones de moléculas difusoras (azul). El coeficiente de difusión medido es menoren los microporos (inserto a la iz quierda), porque el trayecto de difusión de las moléculas (rojo) esmás tor tuo so. El pico en los valores grandes, es una medición de las moléculas presen tes en los porosmás grandes (inserto a la derecha) que poseen valores D más próximos al valor D0 (bulk value). Elpico más pronunciado, en el valor de D más pequeño, representa las moléculas presentes en losmicroporos. En este ejemplo, el área por debajo de la curva, a la izquierda de la línea de corte fija da(negro), en relación con el área total por debajo de la curva, corresponde a la microporosidad: el 44%del espacio poroso.

Ampl

itud

norm

aliza

da

D/D0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.00

0.5

1.0

1.5

Microporosidad

44. Stejkal EO y Tanner JE: “Spin Diffusion Measurements:Spin Echoes in the Presence of a Time-Dependent FieldGradient,” Journal of Chemical Physics 42, no. 1 (1965):288–292.

45. Hürlimann MD y Venkataramanan L: “QuantitativeMeasurement of Two-Dimensional Distribution Functionsof Diffusion and Relaxation in Grossly InhomogeneousFields,” Journal of Magnetic Resonance 157, no.1 (Juliode 2002): 31–42.

46. Valvatne PH y Blunt MJ: “Predictive Pore-ScaleModeling of Two-Phase Flow in Mixed Wet Media,”Water Resources Research 40, no. 7, W07406 (2004):doi:10.1029/2003WR002627.

47. Picard G y Frey K: “Method for Modeling Transport ofParticles in Realistic Porous Networks: Application to the Computation of NMR Flow Propagators,” PhysicalReview E 75 (2007): 066311.

48. Knackstedt MA, Arns CH, Limaye A, Sakellariou A,Senden TJ, Sheppard AP, Sok RM, Pinczewski VW y Bunn GF: ”Digital Core Laboratory: Properties ofReservoir Core Derived from 3D Images,” artículo SPE87009, presentado en la Conferencia sobre ModeladoIntegrado para el Manejo de Activos del PacíficoAsiático de la SPE, Kuala Lumpur, 29 al 30 de marzo de 2004.

Otoño de 2007 67

asignan correctamente. Recientemente, se hanregistrado avances significativos en materia demodelado de redes de poros consistente en laconstrucción de redes geológicamente realistasmediante el análisis de imágenes 3D, que pue-den ser generadas mediante la reconstrucción3D de microtomogramas de rayos X (izquierda).48

No obstante, la resolución de los microtomo-gramas de rayos X se limita actualmente a variosmicrones y, en consecuencia, la descripción ade-cuada de la microporosidad con modelos de redesde poros constituye un desafío. Diversas técnicas,tales como la de NMR con difusión restringida, lamicroscopía confocal—de utilidad para la ge -neración de imágenes ópticas de especímenes degran espesor—y la microscopía electrónica debarrido, poseen el potencial para extender la apli-cabilidad de los modelos de redes de poros a lasrocas microporosas.

La técnica de modelado de redes de poros esde utilidad para el estudio del impacto de la moja-bilidad sobre la recuperación del petróleo. Losparámetros petrófísicos, tales como la presión capilar, la permeabilidad relativa y la resistivi-dad, se calculan bajo diferentes condiciones demojabilidad. Estas condiciones son dadas por losángulos de contacto que se asignan en formaaleatoria en base a las distribuciones selecciona-das, proveyendo la distribución de fluidos y lasconfiguraciones de las interfases en la red paraobtener múltiples realizaciones. Pueden efec-tuarse simulaciones de drenaje e imbibicióncuasi estáticas para examinar el resultado de lascondiciones de mojabilidad (izquierda).

Estas técnicas de laboratorio señalan el ca -mino que conduce al futuro de la aplicación dela mojabilidad. Los campos de todo el mundo seencuentran en proceso de maduración y laindustria extraerá de los recursos de hidrocar -buros todo lo que sea económicamente posibleantes de su abandono. Todos los sistemas debe-rán ser optimizados para lograr este objetivo, yeso requiere un mejoramiento continuo en laaplicación de un parámetro fundamental quesubyace la recuperación: la mojabilidad de lasrocas. —MAA

>Modelado de redes de poros. Los cortes de microtomogramas de un carbonato (extremo superior iz -quierdo) se dividen (extremo superior, centro) en granos (negro) y poros (coloreados en forma individual).Varios cortes forman un microtomograma 3D que se convierte en una red de poros (extremo inferiorizquierdo). Se muestra además un subconjunto pequeño de un modelo; los poros no están en escala.La red comprende esferas y formas más complejas, tales como tubos con secciones transversalestriangulares. El desplazamiento con respecto a estas estructuras es de tipo pistón (extremo superiorderecho). En esta condición mojable por agua, el petróleo se encuentra en la parte media del tubo y el agua en los extremos, como se muestra también en sección transversal (centro, a la derecha). Elmodelo puede permitir que el petróleo toque las superficies y altere el ángulo de contacto, llevándoloa una condición mojable por petróleo (sombreado en la superficie). En un proceso de inundación poragua subsiguiente, las capas de petróleo pueden permanecer en los elementos con un valor de ángulode contacto alto (extremo inferior derecho).

Petróleo

Petróleo

Agua

Agua

>Resultados del modelo de poros después de un cambio en la mojabilidad. Unmicromodelo poseía una distribución inicial de ángulos de contacto oscilantesentre 50° y 60°. En las simulaciones, el ángulo de contacto en el 95% de loselementos de la red se desplaza hacia valores más altos, como resultado dela alteración de la mojabilidad. Los ciclos de drenaje e imbibición simuladospermitieron el cálculo de los índices de mojabilidad de Amott-Harvey (rojo) yUSBM (negro), que se muestran como una función del ángulo de contactoalterado.

Índi

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d

Ángulo de contacto, grados0 20 40 60 80 100 160120 140

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0

–0.5

–1.0

Amott-Harvey

USBM