En algunos casos ocurre que durante el ensayo o durante la producción de pozos de petróleo se presentan aparentes “anomalías” atribuibles a la mojabilidad del reservorio. Sin embargo, a la hora de cuantificar la producción de un reservorio, la mojabilidad se presenta como una especie de propiedad “intangible”. No hay ecuaciones de Ingeniería de Reservorios en los que se introduzca un valor de Mojabilidad.

En esta página vamos a analizar la mojabilidad desde un punto de vista práctico y conceptual, con la intención de facilitar su aplicación a la evaluación de reservorios.

Los conceptos fundamentales.

Desde el punto de vista conceptual, vamos a dejar de lado las definiciones teóricas, que se basan en ángulos de contacto (que no son fácilmente definibles en sistemas porales naturales) y vamos a  recurrir a propiedades macroscópicas y a los efectos prácticos de la mojabilidad sobre las características del flujo multifásico en el medio poroso.

De este modo podemos establecer que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta condición se traduce en que:

1. La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso. 
2. La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del medio poroso.

En forma complementaria podemos establecer que:

1. La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la red poral. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea.
2. La fase no-Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase no-Mojante es más fácilmente movilizable.

Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones.

En sistemas ideales (Ej: medios porosos formados por manojos de capilares rectos), y en ausencia de fuerzas gravitatorias, el desplazamiento de la fase no-mojante por la fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra.

En sistemas reales se presentan dos fenómenos que impiden que las cosas procedan como en los sistemas ideales.

1. Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles.
2. Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas.

El primer punto impide que el reemplazo de una fase por otra se complete. Cuando la fase desplazada se hace discontinua, ya no es posible que progrese el desplazamiento. Esta característica pone un primer límite a la posibilidad de completar la imbibición.

El segundo punto se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontáneo de imbibición. Esta segunda limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condición residual de la fase no-mojante.

La medición de laboratorio.

Existen dos metodologías básicas de laboratorio para “cuantificar” la mojabilidad.

• El método de Amott¹.
• El método USBM². Conocido también como método de la centrífuga.

Con fines didácticos describiremos sólo el primero de estos métodos, pues su interpretación es más “intuitiva”.

En el método de Amott se cumple la siguiente secuencia de mediciones.

1. Se elige la muestra cuya mojabilidad se quiere determinar. En general es una muestra proveniente de una corona (“core”) preservada.
2. Sin lavar la muestra, se completa la saturación de líquido hasta el 100% del VP, empleando petróleo o una fase equivalente.
3. Se inyecta petróleo, en una celda de desplazamiento, hasta que la muestra no produce más agua. Se asume que, en estas condiciones el sistema poral se encuentra en condiciones de Swirr.
4. Se realiza el primer ensayo de imbibición por inmersión de la muestra en un cubeta con agua. En esta etapa se mide el ingreso espontáneo de agua mediante el registro del petróleo expulsado del medio poroso. A la cantidad de petróleo producida en forma espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina “volumen de petróleo producido por imbibición” (Vo_i).
5. Se desplaza petróleo adicional mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con agua. A la cantidad de petróleo producida con aporte de energía externa se lo denomina “volumen de petróleo forzado” (Vo_f).
6. Se calcula el índice de mojabilidad al agua (Iw) como
   •  Iw = Vo_i / (Vo_i + Vo_f)
7. Se realiza el segundo ensayo de imbibición por inmersión de la muestra en un cubeta con petróleo. En esta etapa se mide el ingreso espontáneo de petróleo mediante el registro del agua expulsada del medio poroso. A la cantidad de agua producida en forma espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina “volumen de agua producida por imbibición” (Vw_i).
8. Se desplaza agua adicional mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con petróleo. A la cantidad de agua producida con aporte de energía externa se lo denomina “volumen de agua forzado” (Vw_f).
9. Se calcula el índice de mojabilidad al petróleo (Io) como
   • Io = Vw_i / (Vw_i + Vw_f)

En forma resumida estos índices expresan, para cada fase, la siguiente proporción:

• Ind. de Mojab. = Vol. Ingresado en Forma Espontánea / Vol. Total Ingresado

Definidos de esta forma, los índices de mojabilidad al agua y al petróleo expresan la fracción del proceso de desplazamiento que se produce en forma espontánea.

• Un índice de mojabilidad cercano a 1 (uno) implica que el proceso de desplazamiento se completa en forma espontánea.
• Un índice de mojabilidad cercano a 0 (cero) implica que el proceso de desplazamiento sólo es posible con el agregado de energía externa.

Nota: Es común que ambos índices de mojabilidad tomen valores intermedios (entre 0 y 1), indicando que, en alguna medida, tanto el petróleo como el agua ingresan en forma espontánea en el medio poroso.

En general se indica como mojabilidad preferencial a la de la fase que posee mayor índice de mojabilidad, se habla de mojabilidad intermedia en los casos que ambos índices son de la misma magnitud.

Las consecuencias.

Cuando un medio poroso presenta una mojabilidad preferencial a uno de los fluidos que contiene, se presentan dos efectos manifiestos que tienen importancia tanto en la producción de fluidos como en la modelización del flujo multifásico.

Efectos de borde.

Este efecto pone de manifiesto la tendencia de la fase mojante a permanecer en el medio poroso. De esta forma, mientras no se aplique una diferencia de presión equivalente a la presión capilar que retiene a la fase mojante, ésta no es expulsada de la roca. En redes porales muy cerradas (“tight sands”) este efecto es responsable de la no producción de agua aunque la saturación de agua sea notablemente superior a la Swirr.

Permeabilidades relativas.

Tal como se desarrolla en otras páginas de este foro, las permeabilidades relativas medidas en laboratorio, expresan la relación funcional entre la saturación de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes del proceso son las fuerzas viscosas.

Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor diámetro, y esta situación se presenta en zonas de alto caudal, donde los gradientes de presión dinámicos superan ampliamente las presiones capilares del sistema.

Sin embargo en zonas de bajo caudal de circulación de fluidos (lejos de pozos productores o inyectores) las fases tienden a ocupar los canales propios de los equilibrios estáticos. En estas condiciones la fase mojante (o aquella a la que la roca muestra mojabilidad preferencial), tiende a ocupar los poros de menor diámetro, de modo que las curvas de permeabilidades relativas pueden cambiar notablemente de una zona a otra del reservorio. La fase mojante es menos móvil en desplazamientos a baja velocidad.

Estas características generan situaciones en que no se cumple la ley de Darcy, puesto que a diferentes caudales cambia la distribución de fases entre capilares de diferente diámetro. En consecuencia se pierde la proporcionalidad entre diferencia de presión y caudal. A nivel de laboratorio este efecto es frecuente y está ampliamente documentado³ . El mismo fenómeno ocurre a escala de reservorio por lo que resulta necesario contemplarlo al adaptar las curvas de permeabilidad relativa en el proceso de escalamiento.

Cómo introducir la mojabilidad en los modelos de reservorio.

Tal como se mencionó al comienzo de este desarrollo, la mojabilidad no es parámetro que se introduzca en forma directa en los cálculos de ingeniería de reservorios. Sin embargo los efectos de la mojabilidad se manifiestan en:

• La forma que adoptan las curvas de distribución de fluidos en el medio poroso
• Las movilidades de las diferentes fases en función de la saturación del sistema.

Por esta razón, a nivel de laboratorio es indispensable una correcta determinación de la mojabilidad de las muestras ensayadas porque la interpretación de los resultados y su posibilidad de escalamiento a las condiciones del reservorio está muy vinculada al conocimiento del valor que adopta este parámetro.

De modo que la medición rutinaria de mojabilidad apunta a dos objetivos primarios:

1. Tratar de determinar la mojabilidad del sistema en condiciones de reservorio para poder escalar las mediciones de laboratorio y para interpretar la respuesta del reservorio a las distintas condiciones de explotación./span>
2. Conocer la mojabilidad que manifiestan las muestras en las condiciones de laboratorio.

El primer objetivo obliga a realizar una serie de suposiciones, de las cuales la más limitante es la de aceptar que la roca llega al laboratorio en las mismas condiciones de mojabilidad que tenía en el reservorio. Este punto es de difícil demostración debido a la gran cantidad de operaciones que se realizan durante el coroneo, transporte y almacenamiento del material extraído (exposición a filtrados de lodo, despresurización, exposición al oxígeno atmosférico, etc). Sin embargo el dato de laboratorio es el primer dato a emplear en la caracterización del reservorio.

Si más adelante se dispone de indicaciones diferentes en función del análisis de perfiles o interpretación de los datos de producción, el dato de laboratorio debe re-interpretarse o modificarse para adaptarlo a la realidad del sistema.

El segundo objetivo se cumple con total certeza a nivel de laboratorio. Una medición de mojabilidad en laboratorio es, por definición, totalmente representativa de la mojabilidad que manifiestan las muestras en condiciones de laboratorio. Esta afirmación, que parece trivial, es importante pues es la que permite reinterpretar la información de laboratorio si se llegara a la convicción de que a nivel de reservorio la mojabilidad es diferente.

Un punto importante a mencionar es que si bien suele ser un valor constante, la mojabilidad a nivel de reservorio puede variar con la proximidad a los acuíferos o con la composición de los hidrocarburos en diferentes ubicaciones espaciales dentro de la estructura.

En general los reservorios que muestran una neta mojabilidad al agua suelen presentar ese comportamiento en toda la estructura. Por otro lado, cuando se encuentran indicios de mojabilidad mixta o de mojabilidad preferencial al petróleo, puede suponerse que en diferentes zonas, estas características pueden mostrar cambios importantes. Esto último obedece a que, en general una mojabilidad al petróleo implica un cambio de la mojabilidad original del sistema. Y este cambio puede haber alcanzado diferente magnitud en diferentes zonas del reservorio.

Independientemente de las condiciones de mojabilidad de la roca reservorio, algunos ensayos de laboratorio se hacen en condiciones pre-fijadas de mojabilidad. En esta categoría se ubican.

• Las mediciones de presión capilar aire agua. Estos sistemas son totalmente mojables al agua.
• Las mediciones de presión capilar por inyección de mercurio. El mercurio cumple la función de la fase no-mojante.
• Otros ensayos que se realizan sobre muestras lavadas donde, durante el proceso, suele obtenerse una marcada mojabilidad al agua.

En resumen, para una correcta interpretación y escalamiento de los datos de laboratorio, resulta imprescindible conocer la mojabilidad de las muestras “frescas” (recién extraídas del reservorio) para realizar los ensayos en condiciones de mojabilidad equivalente. Si, con el tiempo, se aceptara una mojabilidad diferente a nivel de reservorio, es necesario re-interpretar los resultados de laboratorio. Y esto sólo es posible si se conoce la mojabilidad que manifestaban las muestras durante los ensayos realizados. En la página Modelo_KR.htm se muestra el efecto de la mojabilidad sobre las curvas de permeabilidad Relativa, mediante un modelo simplificado de medio poroso.

■ REFERENCIAS

1 – Amott, E.: “Observations Relating to the Wettability of Porous Rock”. Trans., AIME (1959) 216,156

2 – Donaldson, E. C., Thomas, R. D., and Lorenz, P. B.: “Wettability Determinations and its Effect on Recovery Efficiency”. SPEJ, (March 1969), 13-20.

3 – Bennion, D.B., and Thomas, F.B.: “Recent Improvements in Experimental and Analytical Techniques for the Determination of Relative Permeability Data from Unsteady State Flow Experiments”, SPE 10th Tecnical Conference and Exposition, June 26-28, 1991.

Más sobre temas especiales