Distribución de fluidos en el yacimiento

Antes de 1950, la idea convencional de la distribución de los fluidos en un medio poroso consistía en suponer la fase mojante fluyendo cercana a la roca y la fase no mo- jante fluyendo dentro de la fase mojante, pero sin entrar en contacto con la roca3. En otras palabras, se presumía que las dos fases, mojante y no mojante, fluyen simultánea- mente en un mismo canal de flujo o abertura porosa. Aunque esta idea condujo a mu- chos de los desarrollos sobre permeabilidades relativas, fue considerada errónea a par- tir de 1950, cuando con base en observaciones microscópicas se estableció la teoría de los canales de flujo2-,M3. Esta teoría considera que cada fluido que satura una roca se mueve a través de su propia red de canales de flujo interconectados: el agua se moverá en una red de cana- les y el petróleo en otra red diferente, como se observa a continuación en la Figu- ra 3.13. Los canales varían en diámetro y están limitados por interfases líquido-líquido o por interfases sólido-líquido. Con un cambio en saturación, la geometría de los canales

de flujo se altera: cuando se aumenta la saturación del fluido no mojante, el número de canales de flujo de petróleo aumenta y el correspondiente al agua disminuye. La distribución de los fluidos en un yacimiento no depende solamente de la satu- ración de cada fase, sino que también depende de la dirección del cambio de satura- ción. Así tenemos que la inyección de agua en un yacimiento preferencialmente moja- do por agua es un proceso de imbibición, mientras que la inyección de agua en un yaci- miento humectado preferencialmente por petróleo es un proceso de drenaje. En conclusión, a la distribución de los fluidos le afecta, principalmente, la humec- tabilidad preferencial y la historia del cambio de saturación.