Estudios a múltiples escalas del mecanismo de imbibición agua‑aceite en estructuras porosas complejas y mojabilidad mixta: una revisión reciente de 10 años

Por qué importan los poros rocosos diminutos para la energía del futuro

Gran parte del petróleo que queda en el mundo está atrapado en rocas tan compactas que los fluidos apenas pueden moverse a través de ellas. Sin embargo, en el interior de esas rocas, el agua a veces puede infiltrarse en poros microscópicos por sí sola y expulsar el petróleo gracias a fuerzas capilares —de forma similar a cómo el agua empapa una toalla de papel. Este artículo de revisión repasa diez años de investigación para entender cómo las formas de esos poros diminutos y la preferencia de sus superficies por el agua o el aceite controlan esta recuperación “autónoma” del petróleo, y cómo nuevas técnicas de imagen, teoría y modelos computacionales podrían ayudar a extraer más energía de los yacimientos existentes con menor impacto ambiental.

Cómo el agua se infiltra en rocas compactas

En yacimientos de baja permeabilidad, la matriz rocosa se parece a un laberinto de canales y cavidades irregulares. Cuando se inyecta agua en fracturas circundantes, puede ser atraída hacia esta matriz, desplazando el petróleo hacia las fracturas y, en última instancia, hasta los pozos de producción —un proceso conocido como imbibición. Los autores muestran que dos elementos dominan este comportamiento: la estructura porosa y la mojabilidad. La estructura porosa describe el tamaño de los poros, qué tan bien se conectan y cuán tortuosos son los caminos de flujo. La mojabilidad describe si la superficie de la roca “prefiere” el agua o el aceite. Las paredes hidrofílicas (favorables al agua) refuerzan el tirón capilar que impulsa la imbibición, mientras que las paredes oleofílicas (favorables al aceite) pueden casi detenerla. Dado que las rocas reales presentan regiones mixtas con preferencias por distintos fluidos, comprender este equilibrio sutil es esencial para predecir cuánto petróleo aún puede recuperarse.

Mirando dentro de las rocas a través de muchas escalas

Durante la última década, los investigadores han empleado un conjunto de herramientas experimentales para observar la imbibición en acción desde la escala de poro hasta la de yacimiento. Los escáneres micro‑TC de rayos X pueden reconstruir imágenes tridimensionales de la red de poros y seguir cómo se reorganizan el petróleo y el agua durante la imbibición sin destruir la muestra. Estos estudios revelan que la imbibición ocurre principalmente a través de redes de poros conectadas dentro de ciertos intervalos de tamaño, y que los pequeños estrechamientos y los poros en extremo muerto a menudo atrapan petróleo residual. A escala de centímetro (núcleo), las pruebas de laboratorio muestran cómo la permeabilidad global de la roca, las fracturas, la presión externa y la química de los fluidos influyen en la rapidez y la profundidad con que el agua puede imbibirse. A escala de metro a kilómetro, los modelos físicos a gran escala y los proyectos piloto de campo demuestran que las redes de fracturas pueden aumentar drásticamente la recuperación de petróleo —pero si están demasiado abiertas, también crean canales por los que el agua bypassa gran parte de la roca.

De fórmulas simples a modelos computacionales complejos

La revisión traza cómo la teoría ha evolucionado desde analogías idealizadas con tubos de vidrio hasta descripciones matemáticas sofisticadas de rocas reales. Los modelos iniciales tomaban un único capilar liso para relacionar el tamaño de poro, la preferencia superficial y la presión capilar. Formulaciones más recientes incluyen trayectos tortuosos, secciones transversales irregulares, paredes rugosas y una visión estadística “fractal” de la red de poros para capturar mejor la complejidad. A escalas intermedias, los modelos vinculan la presión umbral y la resistencia al flujo con medidas de irregularidad porosa, mientras que las ecuaciones a escala de yacimiento acoplan la imbibición con el tiempo de cierre del pozo, el volumen de inyección y la geometría de las fracturas para la predicción de producción. Junto a esta teoría, herramientas numéricas como modelos de red de poros, simulaciones de Lattice Boltzmann y métodos de campo de fase simulan cómo el petróleo y el agua se entretejen a través de geometrías complejas y cómo los cambios en la mojabilidad —a menudo inducidos por tensioactivos o aguas de baja salinidad— alteran la recuperación.

Ajustar las superficies rocosas para extraer más petróleo

Un tema central es la manipulación deliberada de la mojabilidad para potenciar la imbibición. Estudios de laboratorio y de campo muestran que aditivos químicos como tensioactivos y salmueras de baja salinidad diseñadas específicamente pueden cambiar las superficies rocosas de oleofílicas a más hidrofílicas, permitiendo que las fuerzas capilares arrastren el agua más profundamente en la matriz y expulsen más petróleo. Sin embargo, los mismos tratamientos a menudo reducen la tensión interfacial entre aceite y agua, lo que puede debilitar las propias fuerzas capilares que impulsan la imbibición. Trabajos numéricos y teóricos indican que la recuperación óptima requiere un equilibrio cuidadoso: volver las superficies lo bastante favorables al agua para desencadenar el flujo sin reducir tanto la tensión interfacial que desaparezca el tirón capilar. La mojabilidad mixta —parches de superficies oleofílicas e hidrofílicas dentro del mismo poro— emerge como un estado particularmente importante y desafiante de caracterizar y modelar.

Vincular poros diminutos con grandes decisiones energéticas

El artículo concluye que mejorar la recuperación de petróleo en yacimientos compactos depende de dominar tanto la geometría de las redes de poros como el mosaico de preferencias superficiales a través de escalas. Las prioridades futuras incluyen construir rocas digitales tridimensionales realistas con mojabilidad mixta compleja, usar imagenología TC cuatridimensional en tiempo real para seguir el movimiento de los fluidos y combinar inteligencia artificial con chips microfluídicos para inferir y controlar patrones de mojabilidad. Al conectar la física a escala de poro con el rendimiento a escala de yacimiento, este enfoque multiescala podría guiar un uso más seguro, eficiente y con menor huella de carbono de los yacimientos existentes, retrasando la necesidad de nuevas perforaciones mientras el sistema energético global se transforma.

Cita: Liu, Q., Wang, Q., Liang, B. et al. Multi-scale studies of oil–water imbibition mechanism on complex pore structures and mixed-wettability: a recent 10-year review. Sci Rep 16, 11979 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-42527-7

Palabras clave: imbibición espontánea, yacimientos de baja permeabilidad, estructura porosa, alteración de la mojabilidad, yacimientos fracturados