humectabilidad de la distribución de agua y aceite en el núcleo. La mayoría de los estudios experimentales que examinan la distribución de fluidos como una función de la humectabilidad usan paquetes de cuentas u otros micro modelos, aunque algunos estudios recientes han usado rocas de reservorio y fluidos como el epoxi o el metal de Wood que pueden ser solidificados in situ. Considere una roca fuertemente humedecida por agua inicialmente en IWS. El agua, la fase húmeda, ha de ocupar los poros pequeños y formara una película delgada sobre la superficie de la roca. El aceite la fase no húmeda, ocupara los centros de los poros mas grandes. Esta distribución de fluidos ocurre porque es energéticamente mas favorable. Cualquier aceite que se ubique en los poros pequeños será desplazado hacia el centro de los poros grandes por imbibición natural del agua, porque esto disminuirá la energía del sistema. Durante una inundación de un sistema de fase húmeda agua, el agua se mueve a través de los poros medianos en un frente uniforme, el agua inyectada tendera a imbibirse en cualquier poro de tamaño tamaño mediano o pequeño, moviendo el aceite a los poros grandes donde se depositara fácilmente. Solo el aceite se moverá adelante del frente, En la zona de frente, cada fluido se mueve en su propia red de poros, pero con un fluido húmedo localizado en cada poro. En esta zona, donde ambos el aceite y el agua están fluyendo, una porción de aceite existe en canales continuos con unas ramificaciones con terminaciones muertas, mientras que el resto de el aceite es atrapado en glóbulos continuos.
humectabilidad de la distribución de agua y aceite en el núcleo. La mayoría de los estudios experimentales que examinan la distribución de fluidos como una función de la humectabilidad usan paquetes de cuentas u otros micro modelos, aunque algunos estudios recientes han usado rocas de reservorio y fluidos como el epoxi o el metal de Wood que pueden ser solidificados in situ. Considere una roca fuertemente humedecida por agua inicialmente en IWS. El agua, la fase húmeda, ha de ocupar los poros pequeños y formara una película delgada sobre la superficie de la roca. El aceite la fase no húmeda, ocupara los centros de los poros mas grandes. Esta distribución de fluidos ocurre porque es energéticamente mas favorable. Cualquier aceite que se ubique en los poros pequeños será desplazado hacia el centro de los poros grandes por imbibición natural del agua, porque esto disminuirá la energía del sistema. Durante una inundación de un sistema de fase húmeda agua, el agua se mueve a través de los poros medianos en un frente uniforme, el agua inyectada tendera a imbibirse en cualquier poro de tamaño tamaño mediano o pequeño, moviendo el aceite a los poros grandes donde se depositara fácilmente. Solo el aceite se moverá adelante del frente, En la zona de frente, cada fluido se mueve en su propia red de poros, pero con un fluido húmedo localizado en cada poro. En esta zona, donde ambos el aceite y el agua están fluyendo, una porción de aceite existe en canales continuos con unas ramificaciones con terminaciones muertas, mientras que el resto de el aceite es atrapado en glóbulos continuos.
La Fig1.a tomada de Raza et al. Muestra como el agua desplaza aceite de los poros humedecidos con agua. La superficie de la roca es preferiblemente humedecida por agua, así que el agua avanzara a través de las paredes de los poros, desplazando aceite delante de ella. En cierto punto, el cuello conectando el aceite en el poro con el aceite remanente se convertirá inestable y se romperá, dejando así un glóbulo esférico de aceite atrapado en el centro del poro. Una vez el frente de agua pase, casi todo el aceite se mantendrá inmóvil. Debido a esta inmovilidad en este caso de humedecimiento por agua, hay muy poca si no es nada producción de aceite durante la ruptura del agua en el sistema. El aceite desconectado, residual, existe en dos formas: 1) glóbulos pequeños y esféricos en el centro de los poros grandes y 2. Grandes parches de aceite extendidos por muchos poros y completamente rodeados de agua. En una roca fuertemente humedecida por aceite, la roca esta preferiblemente en contacto con aceite, y la locación de los dos fluidos es lo contrario que el caso de la fase humeda acuosa. Aceite normalmente será encontrado en los poros pequeños y como una película delgada en la superficie de la roca, mientras que el agua estará localizada en el centro de los poros largos. La saturación de agua intersticial parece estar localizada como pequeñas gotas en los centros de los espacios porosos en algunos yacimientos bastante humedecidos por aceite. Una inundación en una roca fuertemente humedecida por aceite es mucho menos
eficiente que una realizada en una roca humedecida por agua. Cuando la inundación se inicia, el agua formara canales continuos o dedos a través de los centros de los poros grandes, empujando aceite al frente de ella. El aceite es dejado en los pequeños poros. A medida que la inyección del agua continua, el agua invade los poros pequeños para formar más canales continuos, y el WOR de los fluidos producidos aumenta. Cuando suficientes canales de agua son formados para permitir flujo de agua sin restricción, el flujo de aceite prácticamente cesa. El resto de aceite es encontrado llenando los poros pequeños, como una película continua sobre la superficie porosa, y como grandes empaquetamientos de aceites rodeados por agua. Debido a que mucho de este aceite todavía es continuo a través de las películas delgadas de aceite, este puede ser producido en una rata bastante baja, el ROS no esta bien definido. En este documento, los términos "humectación" y "no mojante" serán utilizados además de agua-aceite húmedo y aceite- húmedo.Esto nos hara mas facil sacar conclusiones sobre un sistema con la mojabilidad opuesta. Por ejemplo, una inyección de agua en unsistema de una mojabilidad se comportará de la misma manera que una inyección de aceite en el mismo sistemacon la mojabilidad invertida. Curvas de permeabilidad relativa También muestran que los fluidos pueden intercambiar posiciones y el comportamiento de flujo debido a la permeabilidad relativa. Porque la permeabilidad relativa esuna función de el historial de saturación, la histéresis en las curvas de permeabilidad relativa es a menudo observada cuando se comparan permeabilidades relativas medidas con saturaciones de fases húmedas crecientes y decrecientes. "Imbibición"A menudo se utiliza para referirse al flujo que resulta en el aumento de saturaciones humectación-fase, mientras que "drenaje" se refiere al flujo con saturaciones decrecientes de la fase húmeda. Por ejemplo, inyección de agua en roca mojada en agua es un proceso de imbibición, mientras que una inyección de agua en roca mojada en aceite es un proceso de drenaje.
Curvas de permeabilidad relativa en sistemas muy húmedos Antes de analizar cómo los cambios en la Mojabilidad afectan a la permeabilidad relativa, vamos a examinar las curvas de permeabilidad relativa medidas en agua fuertemente-húmeda y sistemas de aceite muy húmedos. El fluido humectante en un sistema uniformemente humedecido generalmente se encuentra en los poros más pequeños y como una película delgada en los poros más grandes, mientras que el fluido no humectante está localizado en los centros de los poros más grandes. En general, a una saturación dada, la permeabilidad relativa de un líquido es mayor cuando es un fluido no mojante. Por ejemplo, La permeabilidad relativa de agua es mayor en un sistema
de aceite húmedo de lo que sería si el sistema fuera de agua húmeda. Esto ocurre porque el líquido humectante tiende a viajar a través de los poros más pequeños, menos permeables, mientras que los fluidos no humectantes se desplazan más fácilmente en los poros más grandes. Además, en una saturación baja de una fase no húmeda, la fase no mojante quedará atrapada en forma de glóbulos discontinuos en los poros más grandes. Estos glóbulos bloquearan las gargantas de los poros, y esto conlleva a la reducción de la permeabilidad relativa de humectación de la fase. Por otra parte, la permeabilidad relativa de la fase no mojante es alta debido a que la fase no mojante fluye a través de los centros de los poros más grandes. A bajas saturaciones de fase humectante, la Permeabilidad efectiva de la fase no mojante a menudo se acerca a la permeabilidad absoluta, demostrando que la fase de humectación no restringe considerablemente el flujo de la fase no mojante. Jennings midió permeabilidades relativas del estado estable en Alundum sintético mojado en agua y mojado en aceite (oxido de aluminio sinterizado) núcleos con salmuera y heptano. El núcleo de Alundum humedecido con aguase arrojo a 1832ºF (1000C) para eliminar cualquier material adsorbido, mientras que el núcleo humedecido en aceite se preparó con tratamiento con compuestos orgánicos clorosilanos. La Mojabilidad se midió con las pruebas de imbibición. Ambos corazones fueron entonces saturados con heptano, y las permeabilidades en estado estable fueron medidas con saturaciones de salmuera crecientes, los resultados se muestran en la figura. 2, con las permeabilidades relativas normalizadas a la permeabilidad absoluta del aceite al l00%. En cualquier saturación dada, la permeabilidad del agua es mayor y la permeabilidad del aceite es menor en el núcleo humedecido por aceite en comparación con aquel humedecido con agua. La permeabilidad del agua con respecto a ROS para el núcleo humedecido en aceite es aproximadamente80%, mientras que es inferior al 40% para el corazón humedecido en agua. El punto de cruce, donde el aguay las permeabilidades relativas del petróleo son iguales, se producen a una saturación de agua de aproximadamente el 35%, PV para el núcleo de humedecido en aceite y aproximadamente del 65% PV para aquel humedecido en agua. Nótese que las curvas de permeabilidad relativa para el núcleo humedecido en agua y aceite están en buen acuerdo si se trazan vs la fase de saturación mojable (aceite para el sistema mojado en aceite, agua para el sistema humedecido en agua), lo que indica la reversión delas posiciones y el comportamiento del flujo del petróleo y agua.
Craige presenta varias reglas prácticas, que figuran en la Tabla 1, que indican las diferencias en las características de permeabilidad relativa de núcleos fuertemente humedecidos por agua y aceite. Tabla 1- Reglas de Craig del dedo gordo para determinar la Mojabilidad Mojado en agua Mojado en aceite Saturación de agua Normalmente mayor que Normalmente menor que intersticial de 20-25% el 15% de PV, frecuentemente menor que el 10% Saturación a la cual las MAYOR al 50% en MENOR al 50% en permeabilidades relativas saturación de agua. saturación de agua. de agua y aceite son iguales Permeabilidad relativa al Normalmente menor al Mayor al 50% y agua en la saturación 30% acercándose al 100% máxima del agua, basados en la permeabilidad efectiva del aceite en la saturación del agua intersticial del reservorio
FIg2- Estado estable de las permeabilidades relativas de aceite/agua medidas con heptanos y salmuera en corazones de Alundum sintéticos mojados en agua y aceite. Estas reglas son demostradas en la figura 3, tomada de Craig, 6 que muestra ejemplos de curvas de permeabilidad relativa en sistemas fuertemente humedecidos. Fig. 2 muestra también los efectos de la Mojabilidad en el punto de cruce y la permeabilidad del agua relativa máxima (nada se puede decir de la saturación de agua intersticial ya que las mediciones comenzaron en la saturación de aceite al 100%). Un ejemplo adicional se muestra en la figura. 4, tomado de Donaldson y Thomas, el corazón 1 es fuertemente humedecido con agua, mientras que el corazón 5 es fuertemente mojado en aceite. Treiber et al. Generalmente encontraron una buena relación entre el ángulo de contacto y las medidas de permeabilidad relativa en la obtención de la indicación cualitativa de la Mojabilidad. Mediciones adicionales en sistemas fuertemente humedecidos por agua y fuertemente humedecidos de aceite de acuerdo con las reglas de Craig se pueden encontrar en las referencias. 28, 29, 34 (ver Refs. 35 y 36), y 37 a 45. Las diferencias en las permeabilidades relativas medidas en sistemas fuertemente mojadas con agua y fuertemente mojadas en aceite son causadas por las diferencias en las distribuciones de fluidos. Consideremos un núcleo fuertemente mojado con agua. En los IWS, el agua se encuentra en los pequeños poros, donde tiene muy poco efecto sobre el flujo de petróleo. Debido a que el agua no bloquea en forma significativa el flujo de aceite, la permeabilidad efectiva del aceite es relativamente alta, a veces acercándose a la permeabilidad absoluta. En contraste, la permeabilidad efectiva del agua en ROS es muy baja, porque una parte del aceite residual queda atrapado en forma de glóbulos en los centros de los poros más grandes, donde es muy eficaz para reducir la permeabilidad al agua. Por lo tanto, la permeabilidad al agua a ROS es mucho menor que la permeabilidad de aceite a IWS, con una relación de menor de 0,3 para un núcleo fuertemente humedecido con agua. En un núcleo fuertemente humedecido con aceite, las posiciones de los dos fluidos se invierten. La permeabilidad de petróleo en IWS es relativamente baja debido a que el agua residual bloquea el flujo de petróleo. La permeabilidad al agua en ROS es alta debido a que el aceite residual se encuentra en los poros pequeños y como una película sobre la superficie, donde tiene poco efecto sobre el flujo de agua. En consecuencia, la relación de las dos permeabilidades puede acercarse a 1 o ser incluso mayor. El valor exacto es variable debido a que una inyección de agua en un núcleo humedecido con aceite es muy ineficiente, y la permeabilidad de ROS y el agua en relación a las ROS dependerá de la cantidad de PV de agua que se inyecta. `
La segunda regla de oro de Craig es que la saturación de agua en donde las permeabilidades relativas del agua y el aceite son iguales es mayor que un 50% en un núcleo fuertemente humedecido con agua y menos del 50% en uno fuertemente humedecido con aceite. La permeabilidad efectiva y relativa de un fluido es una función de la movilidad de la fase a una saturación dada. La movilidad es una función de las propiedades de humectación y del promedio de área de sección transversal del fluido de saturación. El fluido mojado tiene una movilidad relativamente baja en comparación con el líquido no mojado porque el líquido humectante está situado al lado de las paredes de los poros, mientras que el líquido no mojado está localizado en los centros de los poros. En consecuencia, el área en sección transversal (saturación) del líquido mojad debe ser superior al punto transversal de la permeabilidad relativa transversal para compensar su menor movilidad. La regla final general de Craig fue que la saturación de agua intersticial fue generalmente menor que un 15% PV que en un sistema humedecido por aceite y mayor del 20 al 25% de PV en un uno humedecido con agua. Para una roca humedecida por agua, la saturación de agua intersticial llena los pequeños poros y forma una delgada película sobre las superficies de roca, de ahí que la saturación de agua es relativamente alta. Por otro lado, la saturación de agua intersticial en algunas rocas humedecidas fuertemente y uniformemente de aceite se encuentra en forma de gotitas discretas en los centros de los poros más grandes. Porque no hay ningún requisito que el agua cubrir las superficies de los poros, la saturación de agua intersticial es generalmente mucho menor. Sin embargo, afirman que se han encontrado excepciones a esta regla general. Además, la saturación del agua intersticial es también una función de permeabilidad y la estructura de los poros, en particular para las rocas humedecidas por agua. Las reglas empíricas de Craig generalmente dan una indicación de la Mojabilidad de la roca, pero hay excepciones. ° Una razón es que la permeabilidad relativa es también dependiente de la saturación inicial y la geometría de los poros (Caudle et aI.) encontró que las curvas de permeabilidad relativa medidas en una piedra arenisca humedecida con agua dependen de la saturación de agua inicial. La disminución de la saturación de agua inicial cambió la ubicación y forma de las curvas. Craig establece que la saturación inicial de agua influye mucho en las curvas de permeabilidad relativa en aguas fuertemente humedecidas con agua, pero tiene poco efecto sobre las curvas medidas sobre rocas mojadas en aceite, siempre y cuando la saturación de agua inicial sea menor a aproximadamente el 20%. La geometría de los poros también puede tener un fuerte efecto sobre la medida relativa de las curvas de permeabilidad, incluyendo factores tales como el cruce punto y los IWS. Morgan y Gordon "midieron permeabilidades relativas en núcleos mojados con agua limpios y se encontraron diferencias significativas en las rocas con poros grandes e interconectados que cuando se comparaban con rocas que contengan poros más numerosos, más pequeños y menos interconectados. En estos núcleos mojados por agua, los poros más
pequeños están llenos con agua, lo que aumenta el IWS, pero contribuye muy poco al flujo de agua. Al comparar las dos muestras con la misma permeabilidad absoluta, la roca que contiene poros más numerosos, pero más pequeños, tiene un IWS más grandes y el punto de cruce delas permeabilidades relativas se produjo en una saturación de agua más alta. Debido a otros factores además de la Mojabilidad pueden tener una influencia similar en las curvas de permeabilidad relativa, es preferible efectuar mediciones independientes de Mojabilidad en lugar de confiar únicamente en las reglas de oro de Craig para evaluar Mojabilidad. Permeabilidades relativas Drenaje e imbibición. En muchos sistemas fuertemente humedecidos, la permeabilidad relativa de la fase húmeda es principalmente una función de su propia saturación, es decir, la histéresis entre la fase humectante de drenaje y permeabilidades relativas de imbibiciones mucho menor que la histéresis de la fase no mojante. Además, las permeabilidades relativas de la fase húmeda son muy similares para las mediciones de permeabilidad relativa tanto para dos fases como para tres fases en sistema fuertemente húmedo a una saturación de la fase húmeda dada. en la figura.5, Owens y Archersl compararon en estado inestable drenaje de gasoil con permeabilidades relativas de imbibición en estado estable de agua/aceite, en un núcleo fuertemente húmedo de arenisca Torpedo. Las mediciones de aceite / agua que utiliza un aceite mineral refinado y salmuera con una pequeña cantidad liquido oryus KTM (un detergente en aguade humectación) añadido. El ángulo de contacto agua-aceite medido en un cristal de cuarzo fue de 0 °, lo que indica que el sistema aceite/arenisca/torpedo estaba fuertemente humedecido por agua. Tenga en cuenta que "agua mojada" se refiere a la humectación preferente de la roca por el agua sobre el petróleo. El gas es casi siempre una fase no mojante para ambos gas/arenisca y para mediciones de permeabilidad relativa gas/aceite) Las permeabilidades relativas de drenaje gas/aceite, donde el aceite es un líquido fuertemente humectable, se muestran como líneas de trazos en la fig. 5.
Fig 3.Curvas de Permeabilidad relativa típicas de agua/aceite, saturación de agua aumentando. Basado en la permeabilidad efectiva del aceite en el reservorio saturación intersticial de agua: a) roca mojada fuertemente por agua b) roca fuertemente mojada por aceite. Las permeabilidades relativas agua/gas, donde el agua es el fluido humectante fuerte, se muestran como líneas sólidas. Tenga en cuenta que la permeabilidad relativa del agua, donde la saturación del fluido mojante está aumentando, es una continuación de la permeabilidad relativa de petróleo, donde la saturación del flujo mojante está decreciendo.
Treiber et al. "También comparó las permeabilidades relativas del estado estable de agua/aceite y el estado inestable de gas/aceite y encontró una buena concordancia con las mojabilidades medidas en los ángulos de contacto. En un sistema humedecido por agua, encontraron una buena concordancia entre la permeabilidad relativa de la fase húmeda; agua en los test de agua/aceite y aceite en las pruebas de gas/aceite (drenaje). De modo que encontraron poca histéresis en la permeabilidad relativa de la fase húmeda. Las dos curvas no estaban de acuerdo para sistemas intermedios o sistemas húmedos por agua. Geffen et al. compararon el estado estable de las tasas de permeabilidad relativa de gas/arenisca y de aceite/arenisca y encontraron que esto concordaba con un corazón de Alundum fuertemente mojado por agua. Schneider y Owen compararon las permeabilidades relativas en estado estable de agua/ aceite en un núcleo de arenisca torpedo humedecida en agua para incrementos de saturación de crudo, e incrementos en la saturación de agua. Ellos encontraron esencialmente no histéresis en la permeabilidad relativa del agua (fase húmeda). En un segundo juego de experimentos, Schneider y Owen midieron estados estables de permeabilidades relativas de agua/aceite en estados nativos de san Andrés y los núcleos de grayburg, que son humedecidos por aceite como mostrado en las medidas de ángulo de contacto. A partir de la saturación de agua inicial, en estado estacionario aceite/agua permeabilidades relativas con la saturación de agua cada vez mayor {de drenaje en un núcleo mojado por aceite) fueron seguidos por permeabilidades relativas constantes de agua/aceite en estado estable. En un plug no había esencialmente no histéresis de permeabilidad relativa de aceite. Otros dos Plugs mostraban alguna histéresis en la permeabilidad relativa del aceite, aunque es posible que estos no estuvieran humedecidos fuertemente por aceite. Mccaffery y Morrow encontraron esencialmente no histéresis en la permeabilidad relativa de la fase húmeda cuando el humedecimiento fue suficientemente fuerte. Ellos midieron las permeabilidades relativas en estado estable en un núcleo de teflón con nitrógenos como la fase no húmeda y el heptano (Θ=20(0.35 rad) o dodecano (Θ=42(0.73 rad ) como la fase húmeda). Ellos encontraron que la permeabilidad relativa de la fase húmeda no era dependiente de la historia previa a la saturación en la dirección del desplazamiento. (Estos experimentos se muestran en las figuras 6 y 7, y son discutidos con más detalle más adelante). Los experimentos discutidos, que muestran ninguna o muy poca histéresis de permeabilidad relativa en la fase húmeda, usan métodos de estado estable, para determinar la permeabilidad relativa de la fase agua/aceite. Amaefule y Handy midieron la imbibición de estado estable y el drenaje de las permeabilidades
relativas usando salmuera y un aceite refinado en fuego, núcleo fuertemente húmedo de agua, y con un poco de histéresis en la permeabilidad relativa del agua. Recientemente, muchas medidas de permeabilidades relativas en estado inestable han mostrado histéresis significativa en la permeabilidad relativa de la fase húmeda. Jones y Roszelle y Sigmund y Mccaffery midieron el drenaje y la imbición de las permeabilidades relativas en Plugs húmedos de agua. En ambos experimentos, los Plugs estaban inicialmente en IWS. El núcleo era inyectado con agua, y las permeabilidades relativas de imbibición (la fase húmeda incrementando) eran calculadas de la caída de presión y los datos de producción. Después de que el ROS fue alcanzado, se le hizo inyección de aceite al nucleo y la permeabilidad relativa de drenaje fue calculada. Ambos experimentos encontraron histéresis significativa en las permeabilidades relativas de la fase húmeda (agua), pero muy poca histéresis en la fase no húmeda. La razón de esta discrepancia no es conocida, Craig y otros investigadores creen que estos problemas ocurren en medidas de permeabilidades relativas de estados inestables con saturaciones de fase húmeda aumentando (calculando las permeabilidades relativas estables de una inyección de agua en un sistema fuertemente humedecido por agua)
EFECTOS DE LA MOJABILIDAD EN LA PERMEABILIDAD RELATIVA Los experimentos discutidos examinan los efectos de la Mojabilidad en la permeabilidad relativa usando corazones con dos tipos diferentes de superficie, uniformes y heterogéneos. En sistemas uniformemente húmedos, la Mojabilidad de la superficie entera es variada de Mojabilidad por agua y Mojabilidad por aceite, mientras intentando de mantener la Mojabilidad de la superficie total tan uniforme como sea posible. Efectos adicionales de Mojabilidad ocurrirán si el corazón tiene Mojabilidad fraccional o mezclada, donde las porciones de la superficie de la roca están mojadas por agua pero es resto es mojada por aceite. Las curvas de permeabilidad relativa pueden ser normalizadas sea con: 1)la permeabilidad absoluta del corazón saturado con una fase simple, usualmente salmuera o arenisca o 2) la permeabilidad efectiva del corazón a una saturación especifica inicial, así como la permeabilidad efectiva del aceite en IWS. Aunque la permeabilidad absoluta no es afectada por la Mojabilidad, La permeabilidad efectiva del aceite en IWS decrece a medida que el corazón se convierte más húmedo en aceite: Un ejemplo es dado en la tabla 2, tomado de Owensy de Archer. La elección de normalizar la permeabilidad afecta como la forma de las curvas de las permeabilidades relativas han de cambiar a medida que la Mojabilidad cambia. Como mostrado en la fig. 4, las curvas de permeabilidad
relativa normalizadas con la permeabilidad absoluta explícitamente muestran el declive en la permeabilidad relativa del aceite a medida que el corazón se convierte más húmedo por aceite. Por otra parte, las curvas de permeabilidad relativa normalizadas con la permeabilidad efectiva del aceite han sido sacadas del efecto de Mojabilidad; así, todas las curvas empezaran en el mismo punto, aunque la Mojabilidad haya cambiado. SISTEMAS HUMEDECIDOS UNIFORMEMENTE La fig. 8 tomada de owens y archer, muestra los efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa mediad con el método de estado estable de pennstate. Una salmuera suave de NaCl y un mineral refinado de aceite y 4na mineral de aceite refinado a 1.7 cp (1.7 mPas) fueron usados en una arenisca torpedo, que fue sacado antes de los experimentos para estabilizar los minerales de arcilla. La mojabilidad del sistemas fue, controlado añadiendo sea: 1) varias cantidades de sulfonato baricodinonyl naftaleno al aceite mineral refinado, que hizo el sistema más humedecido por aceite, o con 2. Orvous liquido (un detergente) para la salmuera para que así alcanzar un sistema fuertemente humedecido por agua con un ángulo de contacto de 0, la mojabilidad fue monitoreada con las medidas del ángulo de contacto en un cristal de cuarzo. Todas los test de permeabilidades relativas empezaron en una saturación inicial de agua de un 20%. Esto fue conseguido con la saturación del corazón con salmuera, después inyectándole a este un mineral viscoso a la saturación inicial de agua. Finalmente, el aceite mineral viscoso fue reemplazado con aceite mineral refinado de 1.7 cp conteniendo la cantidad deseada de detergente or BDNS. La figura 8 muestra que a cualquier saturación de agua dada, la permeabilidad relativa del agua aumenta a medida que el sistema se convierte mas húmedo en aceite. La permeabilidad relativa simultáneamente decrece, causando una reducción gradual en la eficiencia de la mojabilidad. Owens y archer normalizaron sus curvas con la permeabilidad efectiva del aceite a la saturación inicial del agua. La permeabilidad efectiva del aceite decrece a medida que la mojabilidad es variada de un sistema mojado en agua a un sistema mojado en aceite. En un angulo de contacto de 0º(medido atraves del agua), el agua tiene solo una pequeña influencia en la permeabilidad efectiva del aceite, que es casi igual a la permeabilidad absoluta de el aire. La razón es que la saturación inicial del agua al 20% esta cercano al IWS. En esta condición, el agua esta presente en los poros pequeños como una película delgada en la superficie de la roca, permitiendo al aceite fluir por los poros grandes. A un angulo de contacto de 180º, el agua ha de estar presente en la forma de globulos que pueden bloquear las gargantas de los poros grandes, substancialmente reduciendo la habilidad de permeabilidad efectiva.
La figura 4 muestra los resultados del estado inestable de las permeabilidades relativas en los núcleos de arenisca torpedo usando crudo y salmuera calculados por el método Johnson-bossler-naumann. La mojabilidad fue variada tratando los corazones con diferentes concentraciones de organoclorisilanos y monitoreado con el método de mojabilidad de la seccional de minas de los estados unidos, donde +1 indica un nucleó bastante húmedo por agua,-1 un núcleo bastante mojado por aceite y 0 para un núcleo uniformemente mojado, Las curvas de permeabilidad relativa están basadas en la permeabilidad absoluta del agua a una saturación del 100% de salmuera. A medida que el corazón se convierte húmedo por aceite, la permeabilidad relativa del aceite decrece y la permeabilidad relativa del agua aumenta. Sin embargo, en contraste con la figura 8, que fue normalizada con la permeabilidad efectiva del aceite, este juego de curvas muestra como la permeabilidad del aceite a la saturación inicial también decrece. TABLA 3- RELACION APROXIMADA ENTRE LA MOJABILIDAD, EL ANGULO DE CONTACTO, Y EL USBM Y LOS INDICES DE MOJABILIDAD AMOTT Humedo-agua Neutralmente Húmedo- aceite húmedo Angulo de 0 60-75 105-120 contacto, grados/ mínimo Máximo 60-75 105-120 180 Indice de Cerca a 1 Cerca a 0 Cerca a 1 mojabilidad USBM Índice de mojabilidad Amott Desplazamiento Positive Zero Zero por tasa de agua Desplazamiento Zero Zero Positivo por tasa de aceite Morrow et al. Midieron las permeabilidades relativas del estado estable con agua y un aceite mineral refinado, usando paquetes de Dolomita en polvo como medio poroso, la mojabilidad fue controlada con las diferentes concentraciones del acidooctanoico en el aceite. Los ángulos continuos fueron medidos en un cristal suave de Dolomita, Permeabilidades relativas fueron medidas en tres tipos de mojabilidad: 1. Mojadas con agua Θ=15º 80.26 rad 2.) Mojadas neutralmente Θ=100 y 3) mojado con aceite Θ=155, todos los tres test empezaron con agua
saturada de 12+- 1% PV. Los resultados son mostrados en la figura 9, normalizados con la permeabilidad efectiva a la saturación inicial del agua, que fue un 20% menor para el caso del humedecimiento por agua, que para aquel humedecido por agua. A medida que el sistema se convierte mas húmedo por
agua, la permeabilidad relativa del agua aumenta, mientras que la permeabilidad relativa del aceite decrece. El punto de cruce, donde las dos permeabilidades son iguales, ocurre a saturaciones bajas de agua. Las permeabilidades finales de agua en ROS de los sistemas mojados por agua y mojados neutralmente, fueron medidos después de pasar 5 PV por el sistema, después de que 20 PV fueron inyectados, una pequeña cantidad de aceite estaba todavía siendo producida. Como discutido en la referencia 5, Los ROS en los sistemas húmedos por aceite son menos definidos correctamente que cuando son comparados con sistemas humedecidos por agua. Muchos investigadores han usado corazones de polyetrafluoroetileno y fluidos puros sin surfactantes para estudiar los efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa. Las ventajas de el teflón son que es químicamente inerte y tiene una energía de superficie baja, permitiendo un gran rango de ángulos de contacto de ser obtenidos con varios pares de fluidos puros que no tienen surfactantes. La composición uniforme de el corazón y la ausencia de surfactantes se combinan para dar una constante, uniforme, y mojabilidad reproducible, evitando problemas con mojabilidad no uniforme o posible alteración de mojabilidad durante los experimentos. La mojabilidad de el teflón/ sistema de fluido es determinado por la medición de el ángulo de contacto en platos suaves de teflón. Los ángulos de contactos progresivos y recesivos son esencialmente iguales porque el ángulo de contacto medido tiene poco o nada de histéresis. Stegemeier y Jessen midieron la permeabilidad relativa usando nitrógeno y fluidos puros en un paquete de partículas de teflón. Los cambios en la permeabilidad relativa a medida que la fase liquida se convierte en menos humectante son consistentes con los experimentos discutidos anteriormente. Sin embargo, los cambios son relativamente pocos , posiblemente porque la naturaleza homogénea y la alta permeabilidad de el paquete de teflón. Mungan, midió permeabilidades relativas en estado inestable en un corazón de teflón consolidado, usando aceite como su fluido humectante. Un mineral de aceite refinado y agua o soluciones de sucrosa fueron usadas, donde la tasa de viscosidad fue mantenida constante cambiando la concentración de sucrosa en la concentración del agua. Resultados típicos son mostrados en la figura 10, para el caso húmedo/desplazamiento/no húmedo, el núcleo fue saturado con aceite, llevado a ROS con una solución de sucrosa, y luego inyectado con aceite. Permeabilidades relativas fueron calculadas por el método JBN y normalizadas con permeabilidades relativas de agua en ROS. Un procedimiento similar fue usado para los casos no húmedos/de desplazamiento/y húmedos. El angulo de contacto fue medido a través de fases des posicionadas en platos suaves de teflón. Los cambios en la permeabilidad relativa para las dos disposiciones son
consistentes con los otros experimentos hablados anteriormente. Cuando la fase húmeda desplaza la fase no húmeda, el punto de cruce ocurre a un punto a una saturación de desplazamiento de fase mas alta, y la permeabilidad relativa de la fase de desplazamiento en la inyección es menor. Mungan también calculo las tasas de las permeabilidades relativas, mostradas en la figura 11. Cuando el fluido humectante desplaza al que no lo es, la tasa de permeabilidad relativa es cercana a la vertical y se extiende sobre un intervalo de saturación relativamente pequeño. En contraste, cuando el fluido no mojable desplaza el no mojable, la tasa de permeabilidad relativa es mas alta que la saturación dada y se extiende sobre el rango de saturación mas alto, en los sistemas de reservorio, la pendiente de la tasa de la curva de permeabilidad relativa (kw/ko) vs Sw puede ser usado como un indicador cualitativo de la mojabilidad. Si la curva entera es casi vertical y se extiende sobre un intervalo de saturación pequeño, la roca es fuertemente humedecida por agua. Inversamente la roca es mojada por aceite si la tasa tiene una pendiente suave y se extiende por encima del intervalo de saturación. Nótese que mientras las tasas de permeabilidad relativa en la figura 9, no se crucen, ellas pueden llegar a cruzarse en tasas muy altas de permeabilidad relativa si el sistema mojado por aceite tiene un ROS bajo.
Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa usando salmuera, aceite crudo squirrel y arena torpedo. Permeabilidades relativas son basados en la permeabilidad absoluta del agua del núcleo 100% saturado con salmuera
Comparación de el drenaje de gas/aceite y la imbibición agua/aceite en la relación de las relaciones de permeabilidades- arena torpedo fuertemente mojada por agua
Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa, plugsaritificiales de teflón, nitrógenos y fluidos puros. Las permeabilidades relativas son normalizadas con la permeabilidad absoluta, el plug originalmente esta 100% saturado con una fase desplazada. El ángulo de contacto fue medido con la fase desplazada en el plato plano.
Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa. Plug de teflón artificial, nitrógenos y fluidos puros. La saturación de las fases desplazadas fue inicialmente en su valor irreducible. El ángulo de contacto fue medido con la fase desplazada.
Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa, el ángulo de contacto fue medido con ayuda del agua. Las permeabilidades relativas fueron basados en la permeabilidad efectiva del aceite en al presión de saturación del agua inicial.
Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa – Dolomita, agua, y acidooctanoico tratado. Las permeabilidades relativas son normalizadas con la permeabilidad efectiva del aceite a la saturación inicial del agua.
Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa- corazón de teflón sinterizado, aceite mineral, o solución sucrosa. El ángulo de contacto fue medido con la fase desplazante del plato de teflón (de Mungan) En yacimientos, el grado de inclinación de la curva de permeabilidad relativa (kw/ko) vs Sw puede ser usada algunas veces como indicador cualitativo de la mojabilidad. Si la curva en su totalidad es casi vertical y se extiende en un corto intervalo de saturación, la roca es fuertemente mojada por agua. Por el contrario, la roca es mojada por aceite si la curva tiene una suave inclinación y se extiende a lo largo de un amplio rango de saturación. Se observa que mientras las curvas de permeabilidad relativa en la Fig. 9 no se crucen, se podrían cruzar en muy altos valores de permeabilidad relativa si el sistema mojado por aceite tiene una baja saturación de aceite residual ROS. McCaffery, McCaffery y Bennion, y Morrow y McCaffery estudiaron los efectos de la mojabilidad en estados estacionarios de permeabilidad relativa usando núcleos recubiertos en teflón sinterizado y varios pares de fluidos (nitrógeno y líquidos). Los primeros estudios, mostrados en la Fig. 6, fueron los primeros estudios de drenado e imbibición. El núcleo fue inicialmente saturado con uno de los fluidos del cual se hará referencia como el líquido desplazado. El ángulo de contacto medido a través de la fase desplazada varía entre los 20° (0,35 rad) (Nitrógeno desplazando heptano) y los 160° (2.8 rad) (Heptano desplazando Nitrógeno). El estado estacionario de las permeabilidades relativas fue medido en series de saturación decreciente de la fase desplazada, empezando con un 100%
de saturación. Las permeabilidades relativas de drenado fueron medidas cuando el ángulo de contacto a través de la fase desplazada era menos a 90° (1,97 rad), y las primeras medidas de imbibición fueron hechas cuando el ángulo de contacto era mayor a 90° (1,57 rad). Por ejemplo, un grupo de permeabilidades relativas por drenado fue medido cuando el Dodecano es desplazado por en nitrógeno. El núcleo de teflón fue inicialmente saturado con Dodecano; se hizo la medición de la permeabilidad absoluta el flujo de Dodecano era de 100%. Las permeabilidades relativas fueron posteriormente medidas incrementando la tasa de flujo del nitrógeno y disminuyendo la tasa de flujo de Dodecano en una serie de pasos, mientras se realizan las medidas de saturación y caídas de presión. Durante la medición final, sólo fluye el nitrógeno en una saturación de Dodecano irreducible. También fue hecho un conjunto de mediciones del proceso inverso, con Dodecano desplazando al nitrógeno en un núcleo inicialmente saturado 100% de este último. Estas medidas fueron las permeabilidades relativas del proceso primario de imbibición. En la Fig. 6 las permeabilidades relativas fueron normalizadas con la permeabilidad absoluta. Los resultados fueron graficados contra la saturación de fase desplazada, y el ángulo de contacto fue medido entre el fluido desplazado y un plato plano de teflón. En la medida en que el ángulo de contacto incrementa y la fase desplazada se hace menos mojante, la permeabilidad relativa de la fase desplazada incrementa y la de la fase desplazante disminuye. El conjunto de curvas de permeabilidad relativa marcadas “encima de 49” son para un fluido no
mojante (nitrógeno) desplazando a un fluido mojante (heptano, Dodecano, o dioctil-eter) en el núcleo. McCaffery y su equipo no encontraron efecto de ángulo de contacto en permeabilidad relativa cuando uno de los fluidos moja el núcleo lo suficientemente fuerte. La permeabilidad relativa del nitrógeno (fase no mojante) en una saturación de fase mojante irreductible es alta, cercana al 90% de permeabilidad absoluta. Las curvas de permeabilidad relativa para un ángulo de contacto de 49 grados (0,86 rad) o menos son análogos para las curvas de permeabilidad relativa agua-aceite, medidas en un núcleo altamente mojado, con el incremento de la saturación de agua. Comparando éstas curvas con las figuras 2 y 3 podemos ver que el comportamiento es cualitativamente similar. (Se observa que las curvas son invertidas por las curvas de McCaffery son graficadas contra la saturación de la fase desplazada). Así como la fase desplazada se hace menos fuertemente mojante, su permeabilidad relativa incremente mientras la permeabilidad relativa de la fase desplazante disminuye, como es mostrado por el periodo en que las curvas de permeabilidad relativa para el nitrógeno desplazando el agua ( y el dioctil-eter desplazando nitrógeno ( Las curvas llamadas “138° y mayores” son para fluidos mojantes (heptano o Dodecano) desplazando fluidos no mojantes (Nitrógeno). De nuevo McCaffery y su equipo no encontraron efecto del ángulo de contacto en las permeabilidades relativas cuando la mojabilidad es lo suficientemente fuerte. Éstas curvas de permeabilidad relativa son análogas a las curvas de permeabilidad relativa de agua-aceite medidas en un núcleo fuertemente mojado por agua, con el incremento de la saturación de agua. La permeabilidad relativa de la fase mojante en una saturación residual de fase no mojante es baja, alrededor del 25% de la
permeabilidad inicial y el punto de intersección se ha desplazado. Al final del estado estacionario de los estudios de permeabilidad relativa mostrados en la figura 6, el núcleo fue dejado con una saturación irreductible de fase desplazada en el punto. McCaffery y su equipo hicieron entonces un segundo conjunto de estudios de permeabilidad relativa en estado estacionario empezando con ésta saturación irreductible. Por ejemplo, en el primer conjunto de estudios, el nitrógeno desplazó al Dodecano de una saturación del 100% en una seria de pasos, hasta que se lograra un flujo de nitrógeno en una saturación de Dodecano irreductible (drenaje primario). Durante el segundo conjunto de medidas, el flujo de nitrógeno fue disminuido y el flujo de Dodecano fue incrementado en una seria de pasos hasta que finalmente sólo fluya Dodecano en una saturación de nitrógeno irreducible (medidas de imbibición secundaria para éste par de fluidos). Los resultados normalizados con la permeabilidad absoluta son mostrados en la figura 7. Se observa que los resultados son graficados contra la saturación de fase desplazante y el ángulo de contacto es medido a través de la fase desplazante. Esto fue hecho de tal manera que los dos conjuntos de medidas de permeabilidad relativa en las figs. 6 y 7 puedan ser comparadas fácilmente, debido a que las fases desplazada y desplazante no han sido invertidas. De la misma forma en que la tendencia de una fase a mojar incrementa, su permeabilidad relativa disminuye. En la fig. 7, por ejemplo la permeabilidad relativa de la fase desplazada en la medida en que el ángulo de contacto decae de 138° hasta 49° [2.5 a 0,86 rad]. De cualquier manera, como con las medidas iniciales de saturación del 100%, McCaffery y su equipo encontraron un pequeño efecto del ángulo de contacto en la mojabilidad cuando ésta fue lo suficientemente fuerte. Las curvas llamadas “por encima de 49°” son para la fase mojante (heptano, Do decano o dioctil-éter)
desplazando a una fase no mojante (nitrógeno) con una baja permeabilidad relativa, de la fase mojante, en una saturación residual de la fase no mojante. De nuevo se observa la similitud de las curvas de permeabilidad relativa agua/aceite medidas en un núcleo mojado por agua con la saturación de agua en incremento, así como la mojabilidad de la fase desplazante gradualmente disminuye, las curvas se desplazan con el incremento de la permeabilidad relativa de la fase desplazante mientras la permeabilidad relativa de la fase desplazada disminuye, la curva llamada “138° y mayores” es para una fase fuertemente no mojante
(nitrógeno) desplazando a una fase mojante (heptano, Dodecano y dioctil-éter en el núcleo). Se observa que estos experimentos empiezan en valores diferentes a la saturación irreductible en contraste con el trabajo de Owens y Archer. Las diferencias en saturación inicial podrían también afectar las curvas de permeabilidad relativa. McCaffery y su equipo no encontraron histéresis en la permeabilidad relativa de la fase mojante cuando la mojabilidad era lo suficientemente fuerte. La permeabilidad relativa del heptano ( o Dodecano ( medida con Nitrógeno como segundo fluido no dependía de la saturación previa o la dirección del desplazamiento. Una comparación de las cuatro curvas heptano/Dodecano ( “por encima de los 49°” y
“138° y mayores”) en las figuras 6 y 7 muestran que éstas son esencialmente
idénticas. Dos de éstas curvas son invertidas puesto que el heptano y el Dodecano fueron utilizados en ambas figuras tanto como fluidos desplazante como desplazado.
Éstos resultados son generalmente consistentes con los otros experimentos discutidos anteriormente la diferencia más notable es que McCaffery y su equipo encontrar que la permeabilidad relativa es insensible a los cambios en la mojabilidad y el ángulo de contacto cuando el sistema es fuertemente mojado, con grandes cambios ocurriendo únicamente cuando el sistema se acerca a la mojabilidad neutral. De manera similar, Morrow y McCaffery, Morrow y Mungan, y Morrow encontraron que las curvas de presión capilar medidas en muestras de teflón también fueron sensibles a cambios en la mojabilidad cuando ésta fue lo suficientemente fuerte. En contraste, Owens y Archer encontraron cambios en las curvas de permeabilidad relativa cuando el ángulo de contacto varió de 0° a 47° [0 a 0,82 rad] (ver figura 8.) la razón de éste desacuerdo es desconocido.
EFECTOS DE LA LIMPIEZA Y MANEJO DEL NÚCLEO Los experimentos arriba discutidos intentaron variar la mojabilidad sistemáticamente en ésta sección revisaremos algunos experimentos que nos muestran cómo la limpieza del núcleo y su manejo pueden afectar drásticamente la permeabilidad relativa alterando la mojabilidad del núcleo. Se observa que algunos de éstos experimentos hechos en núcleos y yacimientos, los cuales podrían tener mojabilidad no uniforme. La fig. 12, tomada de Mungan, muestra las medidas de permeabilidad relativa de un núcleo usando la técnica de estado no permanente JBN, en estado natural, limpio y restaurado. Todas éstas curvas se basan en la permeabilidad efectiva del aceite en saturación de agua irreducible. El núcleo en estado natural fue tomado del yacimiento de areniscas de Pennsylvania con aceite crudo libre, luego almacenado en crudo libre para preservar la mojabilidad. La permeabilidad relativa fue pedida en el núcleo en estado natural con salmuera y aceite crudo vivo a temperatura de yacimiento (138°F y la suficiente presión alta para almacenar todos los gases en solución. El núcleo fue limpiado con benceno, seguido de tolueno y luego secado. Las permeabilidades relativas fueron medidas nuevamente en el núcleo limpio usando salmuera sintética de formación y aceite refinado. Basados en las reglas del dedo gordo de Craig para mojabilidad (ver tabla 1), el núcleo limpio es significativamente más mojado por agua que aquél en estado natural. Esto se confirma por las medidas del ángulo de contacto del agua en circulación fue 33° [0,58 rad] para el aceite refinado y la salmuera y 87° [1,52 rad] para fluidos de yacimiento vivos en una superficie de cuarzo, finalmente, el núcleo limpio fue saturado con salmuera, llevado a saturación de agua irreducible, y envejecido a la temperatura de yacimiento por seis días para restaurar la mojabilidad. La permeabilidad relativa para el núcleo ya restaurado fue entonces medida. En la fig. 12 muestra que es muy similar a la permeabilidad relativa en estado natural suponiendo que la mojabilidad fue exitosamente restaurada. Mungan entonces repite la limpieza, restauración, y medidas de permeabilidad relativa en el mismo núcleo y obtiene resultados idénticos. Los experimentos de Mungan muestran la importancia de medir la permeabilidad relativa en núcleos en estado natural o restaurado en vez de hacerlo con núcleos limpios. En cualquier saturación del agua, la permeabilidad relativa del aceite fue más baja y la permeabilidad relativa del agua fue más alta
para los núcleos en estado natural y restaurado en comparación con el núcleo más limpio mojado por agua. Si un núcleo limpio fuese usado para predecir el comportamiento en la inyección de agua, reduciría eficiencias de recobro más alta y rupturas más retardadas que el comportamiento actual. Resultados similares pueden ser encontrados en las referencias 47, 48, 69, donde se compara las permeabilidades relativas en estado natural con aquéllas limpias. Wendel midió permeabilidades relativas agua/aceite en estado no permanente en muestras Hutton en estado contaminado, limpio y restaurado (ver Fig. 13). La contaminación por surfactantes en el lodo de emulsión inversa usado para perforar el pozo representan los núcleos mojados por aceite como es mostrado por las medidas de permeabilidad relativa y mojabilidad USBM. La regla del dedo gordo de Craig (tabla I) muestra que las muestras contaminadas que se observan en la Fig. 13 son fuertemente mojadas por aceite, el punto de intersección entre la permeabilidad relativa del agua y del aceite sucede en una saturación de agua del 48% mientras que la permeabilidad relativa del agua a la salida es de aproximadamente 6%. Wendel fue capaz de remover los surfactantes del fluido de perforación usando tres limpiar los núcleos y remover el lodo de perforación
Fig. 12 – Efectos de la mojabilidad en la permeabilidad relativa con un núcleo de yacimiento en estado natural, limpio y restaurado. El ángulo de contacto, ϴadv, medido en una superficie plana de cuarzo, fue de 87° para los fluidos de yacimiento y de 33° para la salmuera y el aceite refinado. (De Mungan.)
usando tres extracciones sucesivas Dean-Stark con tolueno, ácido acético glacial, y etanol. En general los núcleos limpios fueron fuertemente mojados por agua (algunos núcleos podrían ser limpiados sólo para mojabilidades neutrales, posiblemente debido a la presencia de carbón el cual se encuentra de manera natural neutramente mojado. La fig. 13
muestra las medidas de permeabilidad relativa aceite/agua en una segunda muestra luego de ser limpiada con un índice de mojabilidad USBM de +0,64 posterior a la limpieza. El punto de intersección para las permeabilidades relativas del aceite y del agua ocurre a una saturación de agua del 65% PV, mientras la permeabilidad relativa del agua a la salida es sólo del 8%. Finalmente, Wendel restauró la mojabilidad de los núcleos limpios mojados por agua saturándolos con fluidos de formación y envejeciéndolos a la temperatura de yacimiento por mil horas. Los núcleos en estado restaurado fueron neutralmente mojados, con características intermedias de permeabilidad relativa entre las medidas en el
Fig. 13 – Comparación de las medidas de permeabilidad relativa en núcleos en estado contaminado, limpio y r estaurado: (1) contaminado, muestra mojada por aceite, Pozo H3/21, 10092 ft; (2) Limpio, muestra fuertemente mojada por agua, pozo H5/13, 10077 ft; (3) medidas de estado restaurado en la muestra limpia luego de saturarla con fluidos de formación y envejecerla. (De Wendel).
núcleo contaminado fuertemente mojado por aceite y el limpio, fuertemente mojado por agua. Las permeabilidades relativas del estado restaurado se muestran en la figura 13 y fueron medidos en un una muestra limpia posterior a la saturación y al envejecimiento. El punto de intersección ocurre en una saturación de agua del 56% PV, mientras la permeabilidad relativa del agua a la salida fue del 42%. Keelan también comparó las medidas de permeabilidad relativas aceite/agua en estado no permanente en un núcleo contaminado mojado por aceite contra el mismo núcleo luego de haber sido limpiado y fuertemente mojado por agua (ver Fig. 14). Las mediciones fueron inicialmente hechas en un núcleo desgastado, mojado por aceite y con mojabilidad alterada debido a los químicos presentes en el lodo. El núcleo fue entonces limpiado y convertido en uno mojado por agua
calentándolo a 572°F [300°C] en una atmósfera oxígeno/CO 2 para remover todo lo absorbido (compuestos que alteran la mojabilidad). Los
Fig. 14 – permeabilidades relativas aceite/agua de una arenisca contaminada vs una arenisca limpia. (De Keelan.)
Fig. 15 – Comparación de permeabilidades relativas de estado natural y limpio – Muestra San Andrés. Kgl=135 mD, ϕ=20.3% (De Schneider y Owens.)
cambios en las curvas de permeabilidad relativas son similares a aquellas observadas por Wendel. Wang saturó un núcleo de Berea con salmuera, inundado en aceite con crudo muerto de Loudon, y luego se le inyectó agua hasta una saturación de aceite irreducible. El núcleo se barrió con crudo de Loudon hasta una saturación de agua irreducible y envejecido a 160°F [71°C] por un año antes de que fuera medida la permeabilidad relativa agua/aceite en estado estacionario. El núcleo fue significativamente menos mojado por agua luego del envejecimiento. La saturación de aceite residual fue inicialmente de 42,5% PV, pero disminuyó a menos del 17% PV luego del proceso de envejecimiento. Los estudios al inyectar agua indicaron que el núcleo envejecido probablemente tuvo una mojabilidad mixta. Wang comparó las permeabilidades relativas en estado estacionario del núcleo de Berea envejecido con las permeabilidades relativas medidas de un núcleo de Berea no envejecido usando salmuera y crudo muerto de Loudon. De acuerdo con la regla del dedo gordo de Craig, el núcleo no envejecido fue significativamente más mojado por agua: (1) la
saturación de corte para el núcleo no envejecido fue de aproximadamente 50% mientras que para el envejecido fue de 60%; (2) la permeabilidad relativa del agua a condiciones de saturación de aceite residual para el núcleo no envejecido fue de aproximadamente 5% mientras que para el envejecido fue de 30%; y (3) la saturación de aceite residual del núcleo sin envejecer fue de 47% PV mientras que para el envejecido fue de 17% PV. Grist mostró cómo los diferentes métodos de limpieza podrían alterar la permeabilidad efectiva y la mojabilidad en un núcleo. Núcleos similares fueron limpiados por varios métodos actualmente utilizados e inundados en agua antes de que se efectuaran las mediciones de saturación de aceite residual y del unto final de permeabilidad efectiva del agua. La saturación de aceite residual fue muy similar para todos los métodos de limpieza utilizados. El punto final de permeabilidad efectiva varió por más de un factor de 3 entre los métodos de limpieza. Su explicación para este comportamiento fue que algunos métodos fueron capaces de extraer más de lo absorbido, en relación a los compuestos que alteran la mojabilidad, dejando así la roca más mojado por agua. En los núcleos más mojados por agua, el aceite residual tiene una fuerte tendencia a formar gotitas atrapada, bloqueando así las gargantas de los poros y disminuyendo la permeabilidad relativa del agua. El método menos efectivo de los tres fue el de extracción por reflujo durante una noche con Tolueno. Esta técnica seguida de una extracción con una mezcla de cloroformo y metanol por 2 días fue más efectiva. Finalmente, el método más eficiente fue aquel en el que se hizo una extracción por
reflujo de tolueno seguido de una extracción con cloroformo y metanol durante 3 semanas. En la etapa final de la limpieza, sólo se usó metanol. Aunque los autores citados anteriormente han encontrado que los núcleos limpios son más mojados por agua, también es posible, mediante la limpieza, cambiar una mojabilidad por agua a una por aceite, bien sea por introducción de compuestos derivados del petróleo o por adsorción de solventes de limpieza. En cualquier caso, los núcleos limpios pueden producir serios errores en las medidas de permeabilidad relativa. Jeinnings usó extracción con tolueno para limpiar núcleos de diferentes yacimientos y encontró que las mojabilidades y las permeabilidades relativas no cambiaron. Las mojabilidades iniciales de los núcleos sin limpiar oscilaban entre mojados por agua y mojados por aceite. Jeinnings sostuvo que estos resultados indicaban que los núcleos con extracción de tolueno conservan la mojabilidad del yacimiento y pueden ser utilizados para efectuar mediciones de permeabilidad relativa. En general, aunque este no es el caso, se exceptúan los yacimientos fuertemente mojados por agua donde no son adsorbidos compuestos que alteran la mojabilidad para ser removidos durante la limpieza. Aunque este es menos efectivo que otros solventes, la extracción con tolueno puede alterar la mojabilidad y las permeabilidades relativas en un núcleo. En algunos casos hemos encontrado que los núcleos neutralmente mojados o aquellos medianamente mojados por aceite en su estado natural se hacen fuertemente mojados por agua luego de una extracción con tolueno. Las curvas de permeabilidad relativa también se desplazan. Ammot también ha encontrado que la extracción con tolueno puede limpiar algunas muestras, y tener un pequeño efecto en otras, tal como en aquellos Bradford mojados por aceite. Wang encontró que la extracción con tolueno en los núcleos Loudon en estado natural los hacen más mojado por agua y alteran las curvas de permeabilidad relativa. Para ello, se deben hacer las mediciones de mojabilidad y permeabilidad relativas antes de que dichos resultados se vean afectados por este procedimiento. Basados en un trabajo reciente, es posible que Jeinnings no fuera capaz de alterar la mojabilidad con tolueno porque muchos de sus núcleos fueron tomados, bien sea con fluidos de perforación base aceite o emulsiones de surfactantes. Los surfactantes en los lodos de perforación, los cuales pueden representar núcleos mojados por aceite, son difíciles de remover. Por ejemplo, Wendel encontró que la extracción con tolueno no removería los surfactantes depositados en un núcleo Hutton por el uso de un lodo de emulsión invertida. Para remover estos surfactantes fue necesario 3 extracciones sucesivas Dean-Stark usando tolueno, acido acético glacial y etanol. Schneider y Owens examinaron los efectos de la limpieza en las permeabilidades relativas gas/agua en estado estacionario medidas en un núcleo carbonatado de San Francisco tomado de un yacimiento de petróleo. Las medidas del ángulo de contacto aceite/agua indicaron que el yacimiento era moderadamente mojado por aceite. Los experimentos fueron diseñados para estudiar las últimas etapas de un fluido miscible. En un fluido miscible, un gas como el CO 2 es inyectado en el yacimiento para desplazar el petróleo, seguido de agua de inyección para desplazar el gas y el aceite. En las áreas barridas por el gas, la saturación de gas es alta y la saturación de agua es relativamente baja
antes de la inyección de agua. Las curvas de permeabilidad relativa medidas en la dirección de incremento de la saturación de agua fueron necesarias para predecir el comportamiento del agua inyectada. El núcleo en estado natural utilizado para estos experimentos se preparó mediante el lavado bajo presión con pentano para remover el crudo,
seguido de nitrógeno para remover el pentano, dejando la muestra sólo con presencia de salmuera y gas. Se asumió que este procedimiento no alteraría significativamente la mojabilidad. Las permeabilidades relativas gas/agua en estado estable fueron medidas en el núcleo en estado natural lavado en la dirección de incremento de la saturación de agua. Las permeabilidades relativas en estado natural, mostradas en la Fig. 15, indican que el núcleo se comporta como si fuera mojado por aceite (más exactamente, como si fuera hidrófugo, desde que la saturación de aceite es cero). El punto de intersección en el cual las permeabilidades relativas del agua y el gas son iguales ocurre en una saturación del casi 30%. La permeabilidad relativa del agua en saturación de gas residual se mayor al 90% de la permeabilidad relativa inicial del gas. Se observa que la saturación inicial del agua es sólo del 1%, lo cual es extremadamente bajo. Se desconoce si la saturación de agua en el yacimiento es baja o si esta saturación bajó durante el barrido de pentano y la posterior evaporación del último.
Luego de que se hicieras las medidas de permeabilidad en un núcleo en estado
natural,
este
fue limpiado y secado y se midieron las permeabilidades relativas con dos saturaciones iniciales de agua. En el primer conjunto de mediciones, se estableció una saturación inicial de agua del 22,5% con una técnica centrífuga. En el segundo conjunto, se usó una salmuera de baja salinidad y se inyectó nitrógeno seco para reducir la saturación de agua al 2%, muy de acuerdo con la saturación de agua inicial en la prueba de estado natural. La saturación de gas residual es más alta y el punto final de la permeabilidad relativa es mucho más bajo a menos del 10% de la permeabilidad inicial, indicando que el gas residual interfiere fuertemente con el flujo de agua. Basados en sus trabajos previos, Schneider y Owens creyeron que los núcleos en estado natural eran mojados por aceite, mientras que los limpios eran mojados por agua. Esto guarda relación con las medidas de permeabilidad relativa gas/agua tomadas por McCaffery y McCaffery y Bennion (ver Fig. 6 y 7). Schneider y Owens concluyeron
que los datos de permeabilidad relativa para los procesos de recobro terciario de aceite deberían ser medidos en núcleos en estado natural, donde la mojabilidad del yacimiento sea conservada. En resumen, las medidas de permeabilidad relativa más exactas son aquellas hechas sobre núcleos en estado natural, donde se preserva la mojabilidad del yacimiento. Cuando tal núcleo no se encuentra disponible, deben ser usados aquellos en estado restaurado, donde se recupera la mojabilidad en proceso de 3 pasos: (1) limpiando el núcleo de manera que los compuestos adsorbidos sean removidos, (2) saturando con los fluidos de formación, y (3) llevándolo a condiciones de yacimiento. Cuando las medidas son hechas sobre núcleos con mojabilidad alterada, tales como núcleos limpios o contaminados con surfactantes del lodo de perforación, resultan serios errores. Por ejemplo, si el yacimiento es mojado por aceite o presenta una mojabilidad intermedia y se limpia, como si fuera mojado por agua, la permeabilidad relativa del agua será subestimada y la del aceite será sobreestimada. Más agua y menos aceite fluirán en cualquier saturación dada por los predichos por el núcleo limpio.
SISTEMAS FRACCIONALES MOJADOS Y MIXTOS MOJADOS: En experimentos con medios porosos uniformemente mojados, la mojabilidad del núcleo se varió, mientras que la mojabilidad de toda la superficie se mantuvo uniforme. Por ejemplo tocas las superficies rocosas en un sistema neutralmente mojado, deben tener poca preferencia para el aceite o el agua. Sin embargo muchos yacimientos de roca tienen permeabilidad heterogénea, con variaciones en la preferencia de mojado en distintas superficies. Efectos adicionales de la mojabilidad ocurren cuando el sistema tiene mojabilidad no uniforme (fraccional o mixta) donde porciones de la superficie estas notablemente mojadas por agua, y el resto mojado por aceite. Salathiel introdujo el término mojabilidad mixta para un tipo especial de mojabilidad fraccional donde las superficies mojadas por aceita forman caminos continuos a través de los poros más grandes. La mayor diferencia entre mojabilidad mixta y fraccional, es que la anterior no implica partes específicas para las superficies mojadas por agua o aceite, o para los caminos mojados por aceite. En sistemas mojados fraccionalmente, las superficies individuales mojadas por agua o aceite tienen tamaños del orden de un solo poro. Mojabilidad fraccional Fatt y Klikoff midieron el rango de permeabilidad relativa [kw/ko] en paquetes de arena mojados fraccionalmente que se formaron al mezclar graos de arena tratados y no tratados a la vez. Los granos de arena no tratados fueron fuertemente mojados por agua. Los granos de arena que quedaron fueron tratados con “Drifilm”, órgano clorosilano para mojarlos por aceite. Durante la mezcla, algo de “Drifilm” pudo haberse transferido a algunos granos mojados por agua,
dándoles probablemente un ángulo de contacto distinto de cero. La permeabilidad absoluta de los paquetes de arena fue aproximadamente 3,2 D. Los paquetes de arena mojados fraccionalmente fueron saturados con agua y después llevados a condicionas de saturación de agua irreducible con aceita natura refinado. La Fig. 16 muestra los rangos de permeabilidad relativa calculados de datos de flujo de agua constantes por el método de Welges. Los cambios en la tasa de
permeabilidad relativa son similares a los observados cuando la mojabilidad del núcleo uniformemente mojado se cambia de mojado por agua a mojado por aceite (Fig. 11). En la Fig. 11, la tasa de permeabilidad relativa para el fluido no mojante desplazando al fluido mojante se encuentra por encima del rango para el desplazamiento en reversa (análogo al flujo de agua en un núcleo mojado por agua). Similarmente en la Fig. 16, la tasa de permeabilidad relativa para el flujo de agua en el paquete mojado por aceite, se encuentra por encima del mojado por agua. Las curvas que quedan se encuentran en los dos extremos. Fatt y Klikoff manifiestan que la relativa pequeña diferencia en la posición de las curvas para paquetes de arena 100% mojados por agua y 100% mojados por aceite resulta de la distribución de tamaño de poro angosto cuando se comparan con distribuciones de tamaño de poro en areniscas de yacimiento. La tabla 4 da el ROS medido a un WOR=100. El recobro de aceite decrece a medida que el sistema se convierte más mojado por aceite. Singhal midió permeabilidades relativas en estado no estable para paquetes mojados donde la mojabilidad fraccional se cambió al alterar los porcentajes de partes mojadas por agua (vidrio) y mojados por aceite (teflón). Se utilizó agua destilada y una serie de líquidos orgánicos refinados. Que dieron ángulos de contacto medidos a través del agua que oscilaron de 40° a 77° [0,70 – 1,34 rad] para el vidrio y de 83° a 57° [1,45 – 2,74 rad] para el teflón. El vidrio fue siempre el más fuertemente mojado por agua, mientras que el teflón fue el más mojado por aceite para todos los pares de fluidos usados. El paquete fue primero saturado con agua, después inundado por un fluido orgánico hasta la saturación de agua residual. Las permeabilidades relativas fueron calculadas por el método IBN. Después de la limpieza, el paquete fue saturado con el líquido orgánico y después inundado con agua, nuevamente las permeabilidades relativas de estado no estable fueron calculadas por el método IBN. El hecho de que el núcleo fue saturado 100% por el fluido no mojante puede haber influenciado la permeabilidad relativa. Generalmente Singhal encontró que la tasa de permeabilidad relativa de la fase inyectada a la fase desplazada, ki/kd, a una saturación de fase inyectada dada, incrementaba a medida que la fracción de la superficie mojada por agua decrecía, aunque había excepciones. Esto es consistente con el comportamiento observado por Mungan para sistemas uniformemente mojados (Fig. 11), y por Fatt y Klikoff para sistemas fraccionalmente mojados, (Fig. 16). Singhal no fue capaz de determinar una tendencia definitiva en las permeabilidades relativas del aceite y del agua a una saturación dada, a medida que se alteraba la mojabilidad. La incertidumbre en sus datos probablemente resultó de cambios en la distribución del tamaño del poro a medida que se alteró la mojabilidad fraccional. Desafortunadamente la alteración en la mojabilidad cambió la distribución del tamaño del poro porque el diámetro de la capa de vidrio era 8 veces mayor que la de la capa de teflón.
Mojabilidad Mixta Richardson midió las permeabilidades relativas agua/aceite en estado no estable de núcleos del este de Texas. Después fueron mostrados por Salathiel para tener mojabilidad mixta, donde los caminos mojados continuamente por
aceite en los poros mayores permitieron que ocurriera el drenaje hasta que se obtuvieran saturaciones de aceite muy pequeñas después de la infección de un gran número de PV’s de agua. Los núcleos de estado natural fueron inundados
por queroseno hasta que la producción de salmuera se detuvo. Estos núcleos fueron inundados después con agua hasta que la tasa de permeabilidad relativa fue calculada. Este procedimiento fue repetido a través de unos ciclos adicionales de inundación de aceite, seguido por inundación de agua. Finalmente, los núcleos se extrajeron con benceno y metanol, secados, saturados con salmuera y luego inundados por aceite. La tasa de permeabilidad relativa del núcleo limpio fue entonces medida al inundad con salmuera. La Fig. 17 tomada de Richardson muestra los cambios en la relación de Sw y tasa de permeabilidad relativa (kw/ko), a medida que un núcleo fue inundado repetidamente con agua y aceite. Run 1, la inundación inicial de agua del núcleo en estado natural, tenía un ROS muy bajo. Se observa que el aceite substancial es producido a tasas de agua/aceite muy altas. El ROS promedió cerca del 12% PV para nueve muestras nativas después de la inyección de cerca de 40 PV de agua. 3 de estos núcleos tenían ROS muy bajos del orden del 2% PV. Durante las repetidas inundaciones agua/aceite. La tasa de permeabilidad relativa agua/aceite aumentó para una saturación de agua dada (vea Runs 2 y 3 en la Fig. 17). Adicionalmente a esto aumentó el ROS. La tasa de permeabilidad relativa para el núcleo extraído aumentó aun más con el ROS promedio después de la extracción del 30% PV. Las pruebas de imbibición mostraron que el núcleo limpio fue más mojado por agua que el núcleo en estado natural porque imbibía agua más rápidamente. El comportamiento de la tasa de permeabilidad relativa a medida que el núcleo se limpiaba y se mojaba por agua, contrasta con el comportamiento para sistemas mojados uniformemente y fraccionalmente (vea Fig. 11 – 16). En estos casos la tasa de permeabilidad relativa a una saturación de agua dada fue menor para un sistema fuertemente mojado por agua (el fluido mojante desplazaba fluido no mojante), y habían más curvas de mojado por aceite a la izquierda de la curva fuertemente mojada. En la Fig. 17 la curva mojada por agua se ubica a la izquierda de la curva en estado natural. Este comportamiento ocurre porque el núcleo de estado natural presenta mojabilidad mixta. Al mismo tiempo que el aceite residual incrementaba durante los flujos repetitivos, la saturación de agua irreducible decrecía. El núcleo en estado natural generalmente tenía un IWS alto después del primer flujo de aceite, con un valor promedio de 40% PV. Después del segundo flujo de aceite, la IWS promedio decreció al 34% PV. Después de la limpieza el IWS solo fue del 20% PV. Estos cambios en las permeabilidades relativas, en el ROS y la IWS durante el repetido flujo de agua y aceite se dan probablemente por efectos de la histéresis o por alteraciones en la mojabilidad. Richardson encontró incrementos similares en el ROS cuando una sección de las muestras de estado natural se expuso a O 2 durante el almacenamiento. En muchos casos la oxidación del crudo ha mostrado alterar la mojabilidad. Los núcleos se almacenan por cuatro procedimientos distintos: (1) Envueltos en papel aluminio y después sellados en parafina, (2) Almacenados en salmuera de formación, (3) Almacenados en salmuera de
formación aireada; y (4) Almacenados en bolsa de tela de núcleos. Las muestras fueron llevadas a IWS con queroseno y después inundadas con agua. El ROS del los núcleos almacenados por los dos primeros métodos fue del 13%, mientras que el ROS de los otros dos métodos fue del 25%.
PERMEABILIDAD RELATIVA DE UN ESTADO INESTABLE Las permeabilidades relativas pueden medirse ya sea por métodos de estado estable o de estado inestable. En el gran número de métodos de estado estable, se inyectan agua y aceite en el corazón a tazas constantes hasta que las saturaciones estén en equilibrio. La caída de presión a lo largo del corazón se mide después para determinar las permeabilidades relativas. La mayor diferencia entre los diferentes métodos de estado estable es el procedimiento usado para minimizar los efectos finales de salida. Estos métodos son, por lo general, bastante lentos y pueden tomar días o semanas debido a que las saturaciones deben alcanzar el equilibrio después de cada cambio en la taza de inyección de fluidos. Los métodos de estado inestable (de manejo externo) son mucho más rápidos, requiriendo sólo unas horas para determinar toda la curva de permeabilidad, y por esta razón son los métodos mas usados. Un corazón se inunda primero con aceite y es llevado al IWS. Luego se inyecta agua al corazón con flujo constante; y la permeabilidad relativa es calculada por la caída de presión y los fluidos producidos usando el método JBN. Los crudos viscosos se usan normalmente para incrementar período de producción de dos fases, porque el flujo antes de la ruptura no otorga información sobre la permeabilidad relativa. Si se usan crudos livianos en un corazón mojado por agua, el desplazamiento es tipo pistón y las permeabilidades relativas pueden encontrarse sólo para el IWS y el ROS usando un el método de estado inestable. Craig y otros recomiendan que el método de estado inestable no se use en corazones fuertemente mojados por agua. Ellos creen que la combinación de las altas velocidades y de las altas viscosidades que se utilizan comúnmente en la medición del método de estado inestable causarían que el corazón fuertemente mojado por agua se comportara como mojado por aceite durante un flujo de agua, debido a que los fluidos no tienen tiempo suficiente como para equilibrarse. Noten que ellos no se refieren al incremento de producción de doble fase después de la ruptura con un crudo de alta viscosidad, que da lugar a cambios en los cálculos de la curva de permeabilidades relativas. Cuando se inyecta agua a velocidades lo suficientemente bajas con un crudo de baja viscosidad, la distribución del aceite en los poros cambiará a medida que
pase el frente de agua. Si el sistema está fuertemente mojado por agua, el agua desplazará el aceite de los poros pequeños y de la superficie de los mismos. Sin embargo, Craig afirma que la humedad (por agua) del corazón debe ser enmascarada cuando se usan crudos viscosos y altas tasas de desplazamiento, debido a que el crudo viscoso no tendrá suficiente tiempo para ajustarse a la inyección de agua. Las altas tasas son necesarias para estabilizar el flujo y para minimizar los efectos de salida. El agua inyectada tenderá a moverse rápido a través de los poros mas grandes causando rupturas tempranas y haciendo que el flujo de agua se comporte como si el corazón estuviera mojado por agua. En comparación con las permeabilidades relativas de estado estable, las permeabilidades relativas de estado inestable se comportarán mas como mojadas por aceite. Las permeabilidades relativas de estado inestable parecen más mojadas por aceite cuando las mediciones se hacen en sistemas fuertemente mojados por agua y 100% saturados por aceite. Newcombe et al. inundó con agua paquetes de arena mojados por agua e inicialmente saturados con un aceite refinado de 1.3 cP, y obtuvo una cantidad considerable de producción simultánea de agua y aceite después de la ruptura. Generalmente, hay un momento corto en el que no hay producción después de la ruptura de agua en un corazón fuertemente mojado por agua con una baja relación de la viscosidad aceite/agua, así que este corazón se comporta como si fuera mojado por aceite. Leach et al. señaló que este comportamiento es causado por la falta de equilibrio de la mojabilidad durante la inyección de agua. Durante la inyección de agua en un corazón mojado por agua y 100% saturado por aceite, el agua desplazará el aceite de la superficie de los poros. Sin embargo, alcanzar un equilibrio de mojabilidad es un proceso relativamente lento. Si el agua se inyecta a una tasa muy alta, no se alcanzará el equilibrio y el sistema parecerá más mojado por aceite. Leach et al. presentó resultados comparando los efectos de la inyección de agua de ROS en paquetes mojados por agua con o sin, una saturación inicial de agua. Ellos hallaron, que la aparente mojabilidad por agua de paquetes sin una saturación inicial de agua incrementó a medida que la tasa de inyección aumentó. Desafortunadamente, hay muy pocos datos en la literatura como para afirmar o negar la anterior hipótesis para sistemas inicialmente mojados por agua inicialmente en el IWS, donde el sistema debería estar en equilibrio. La mayoría de los recientes trabajos comparando los métodos de estado estable e inestable usaron unidades de gas, donde el aceite era el fluido mojante, o corazones que se habían tratado para convertirlos en mojados por aceite. En ambos casos, el fluido no mojante desplazó al fluido mojante durante la medición. En adición, muchos de los trabajos utilizaron paquetes de arenas los cuales tienen una uniformidad
importante en la distribución de tamaño de grano. El efecto de la viscosidad y de la tasa de flujo en la captura de aceite residual es, probablemente, mucho menos importante en estos paquetes homogéneos que en los corazones consolidados. Johnson et al. comparó las permeabilidades relativas aceite/agua para estados estables e inestables en un weiler de areniscas y encontró que concordaban. El plug estaba inicialmente en IWS y al parecer fuertemente mojado por agua. Desafortunadamente, no se da la viscosidad del aceite. Amaefule y Handy, sin embargo, encontraron diferencias significativas entre la imbibición de permeabilidades relativas entre estado estable e inestable en un corazón mojado fuertemente por agua con una relación de viscosidades aceite/agua de 1.28. Las permeabilidades relativas del estado inestable resultaron ser más mojadas por aceite que las de estado estable, lo cual comprueba la tesis de Craig. En el estado inestable, el punto de corte entre las curvas de permeabilidades relativas del aceite y del agua se desplazó hacia zonas de menores saturaciones de agua. Adicionalmente, las permeabilidades relativas de de agua de estado inestable, eran mayores que las permeabilidades relativas de agua de estado estable a una misma saturación de agua. Como se observa en la tabla número uno, esto indica que las permeabilidades relativas de estado inestable actúan mas como mojadas por aceite. Otro factor que indica diferencias entre las permeabilidades relativas de estado inestable y estado estable, es la diferencia entre de la histéresis en la fase mojante durante el drenaje y la imbibición. Como se discutió antes, varias mediciones de estado inestable mostraron, o no, histéresis en la permeabilidad relativa de la fase mojante, mientras que algunos experimentos de estado inestable de Jones y Roszelle y Sigmund y McCaffery mostraron grandes cantidades de histéresis.
PERMEABILIDADES RELATIVAS DE TRES FASES La mojabilidad es un factor de control para determinar las características de las permeabilidades relativas de tres fases a través de su efecto en la distribución espacial de las tres fases. Como se discutió en la introducción, cuando la mojabilidad es suficientemente fuerte, la permeabilidad relativa de la fase mojante es un principalmente una función de su propia saturación y es muy similar para ambos, sistemas de dos o tres fases. Esto ocurre porque la fase mojante ocupa los poros pequeños y se presenta como una película delgada en la superficie de los poros. Las dos fases no mojantes, una de las cuales es siempre el gas, corresponde a los poros más grandes. En un sistema mojado por aceite, la presencia del gas atrapado afectará la permeabilidad relativa del agua debido a la interferencia entre las dos fases no mojantes. Similarmente, en un sistema mojado
