MATERIAL TÉCNICO: La histéresis capilar
La histéresis en las curvas de presión capilar – Drenaje e imbibición
por: Marcelo A. Crotti
Los fenómenos capilares poseen historia, y esto se traduce en que la relación entre Presión Capilar y Saturación no es biunívoca. De hecho, como veremos, existen innumerables curvas de Presión Capilar para describir el comportamiento de un mismo medio poroso frente a un determinado juego de fluidos.
Sin embargo, pese a la diversidad de curvas posibles, algunas de ellas son las que se identifican como “Las curvas de Presión Capilar” de un medio poroso. Esto es posible gracias a que en la naturaleza existen mecanismos y condiciones habituales que permiten diferenciar estas curvas de todo el conjunto restante.
Drenaje e Imbibición
El drenaje es el proceso por el cual la fase no-mojante desplaza, del medio poroso, a la fase mojante. Es un proceso forzado (no espontáneo) pues las fuerzas capilares tienden a retener la fase mojante dentro de la estructural capilar. En este proceso siempre existe una presión umbral asociada a las fuerzas capilares originadas en los capilares de mayor diámetro.
La imbibición es el proceso espontáneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicación de fuerzas externas al sistema roca-fluidos, por lo que no existen presiones umbral.
Figura 1: Diferente resultado final como consecuencia de seguir dos caminos alternativos (Drenaje e Imbibición) en una estructura capilar idealizada.
En la Fig. 1, el capilar cilíndrico “A” permite establecer, en base al ascenso capilar, que el agua es la fase mojante en este sistema.
Los capilares “B” y “C” son idénticos. Ambos poseen un abultamiento en su parte central, pero en su parte inferior y en su parte superior poseen idéntico diámetro que el capilar “A”.
■ De acuerdo con las flechas incluidas en el esquema, el capilar “B” ha sufrido un proceso de drenaje, quedando con el abultamiento totalmente lleno de agua.
■ El Capilar “C” fue sometido a un proceso de imbibición. En este caso el abultamiento central. impidió alcanzar el nivel de agua obtenido en los capilares “A” y “B”.
Figura 2: A medida que aumenta la diferencia de presión entre el agua y el hidrocarburo comienza a recorrerse la curva de drenaje que parte de Sw = 100%.
La curva principal de Drenaje
Conforme a la historia regular de llenado de las trampas de hidrocarburos, éstas se encontraban originalmente saturadas al 100 % con agua. Durante el llenado, el hidrocarburo desaloja una parte del agua conforme a una curva de drenaje como la indicada en la Fig. 2.
En este esquema se asume que el agua es la fase mojante y que el hidrocarburo (gas o petróleo) es la fase no-mojante.
Figura 3: Se interrumpe el drenaje y se comienza con el proceso de Imbibición
La Imbibición
Si por alguna razón, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento con agua (por pérdida del sello de la trampa o por inyección de agua durante la explotación de un reservorio), la presión capilar del sistema evoluciona conforme a la curva de imbibición esquematizad en la Fig. 3.
Tal como se observa en la Fig. 3, el desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibición, pues parte del mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturación residual de petróleo (Sor).
Figura 4: Las curvas “II” y “III” constituyen un ciclo “cerrado” de Imbibición y drenaje
Un drenaje adicional
Si con posterioridad al proceso de imbibición esquematizado con la curva “II”, se inicia un nuevo proceso de drenaje, este evoluciona conforme a una curva del tipo “III”, esquematizada en la Fig. 4.
NOTA: Las curvas “III” y “III” constituyen un ciclo estable. Pueden recorrerse indefinida cantidad de veces sin sufrir alteraciones.
Si más adelante se continúa el proceso de drenaje (se aumentan las fuerzas capilares), la curva capilar puede representarse por la curva “IV”, esquematizada en la Fig. 5.
NOTA: La curva “IV” es una continuación perfecta (sin solución de continuidad) del camino iniciado con la curva “I”.
Otro proceso de Imbibición
Al haber continuado la curva “I”, ya no es posible reproducir el camino correspondiente a la curva “II”. Si se produce un nuevo proceso de imbibición, se origina un nuevo camino (Curva “V”), tal como se indica en la Fig. 6.
Importante: La curva “V” conduce a un valor de Sor más grande que el correspondiente a la curva “II”. Esto obedece a que el hidrocarburo contactó una parte más grande de la estructura poral y, por lo tanteo, tuvo acceso a capilares no contactados por el drenaje inicial. En consecuencia, al retirar el hidrocarburo existen más lugares donde el mismo puede quedar atrapado.
En consecuencia, tal como se deduce de la Fig. 6, el valor de Sor no es una propiedad del medio poroso. También interviene la historia de saturaciones en la magnitud final de Sor.
Discusión
Pregunta:
Habiendo tantas curvas de presión capilar asociadas a un medio poroso con un determinado juego de fluidos, ¿Cuál es la curva que debe usarse en la caracterización de reservorios?.
Respuesta:
En principio, la curva principal de drenaje es la adecuada para describir el proceso de acumulación de hidrocarburos en la trampa. En otras palabras, es la curva que debe usarse para la estimación del OOIP.
Observación: Para que esto sea válido, la mojabilidad del sistema debe ser la que se indicó. Esto es totalmente cierto en sistemas gas-agua, pero debe verificarse para sistemas petróleo-agua.
Para describir el proceso de inundación con agua del reservorio (acuífero natural o inyección), debe emplearse la curva de imbibición correspondiente, que incluye un valor de Sor.
Observación: La curva de Imbibición que parte de Swirr es adecuada, en principio, para describir el comportamiento de aquellas zonas de la estructura que se encuentran en Swirr al comienzo de la explotación. Para la zona de transición capilar son innumerables las curvas necesarias (una para cada Sw inicial).