Caracterización espacialmente distribuida de la humectabilidad en medios porosos

Por qué los contactos diminutos entre fluidos importan para grandes preguntas energéticas

¿Cómo se mueven y quedan atrapados realmente el petróleo, el agua y gases como el hidrógeno o el dióxido de carbono dentro de las rocas en profundidad? La respuesta depende de la “humectabilidad”: cuánto prefiere la superficie de la roca un fluido respecto a otro, a escalas demasiado pequeñas para ver a simple vista. Este artículo presenta una nueva forma de cartografiar esa preferencia en tres dimensiones, poroso a poroso, revelando un mosaico oculto de comportamientos que afecta de manera significativa el almacenamiento subterráneo de CO₂, el almacenamiento de hidrógeno y la recuperación de petróleo, así como el rendimiento de baterías avanzadas y pilas de combustible.

Mirando al interior de las rocas en tres dimensiones

La microtomografía computarizada por rayos X (micro‑CT) moderna permite a los científicos observar en 3D pequeñas muestras de roca y ver dónde se sitúan los distintos fluidos en el espacio poroso. A partir de estas imágenes intentan deducir el “ángulo de contacto” donde una interfaz fluida se encuentra con la superficie sólida, una medida geométrica sencilla de la humectabilidad. En teoría, este ángulo indica si la roca se comporta como hidrófila, lipófila o algo intermedio. En la práctica, leer ese ángulo directamente en las imágenes es extremadamente difícil: la línea exacta donde coinciden roca, agua y aceite aparece difuminada a lo largo de varios píxeles, las superficies son rugosas y la “segmentación” informatizada de las fases nunca es perfecta. Los métodos automatizados existentes suelen suavizar detalles importantes, desplazar interfaces por unos pocos píxeles y, por tanto, sesgar los ángulos, especialmente en rocas complejas o en sistemas de humectabilidad mixta donde el comportamiento varía mucho de poro a poro.

Una nueva forma de seguir los bordes del fluido

Los autores introducen un algoritmo geométrico automatizado que evita la parte más problemática del problema: localizar con precisión la línea de contacto de tres fases. En lugar de medir exactamente en esa línea ambigua, el método construye mallas de superficie detalladas de las fronteras roca–fluido y fluido–fluido y luego extrapola las direcciones locales de la superficie (normales) desde regiones vecinas mejor resueltas hacia el contacto. Estas normales se combinan para calcular los ángulos de contacto en múltiples puntos a lo largo de cada lazo de contacto. El flujo de trabajo incluye una reducción de ruido cuidadosa, un método de segmentación robusto que sigue los bordes de intensidad reales en las imágenes y un suavizado de superficies suave que elimina los artefactos “escalonados” pixelados sin encoger ni distorsionar las formas de los poros. Un control de calidad integrado rechaza mediciones atípicas que claramente entran en conflicto con el vecindario local, intercambiando cantidad por fiabilidad.

Probando el método en formas ideales y en rocas reales

Para comprobar la precisión, el equipo aplicó primero el algoritmo a conjuntos de datos totalmente sintéticos: gotas digitales apoyadas sobre superficies sólidas planas y curvas donde el ángulo de contacto verdadero se conoce exactamente. A lo largo de una amplia gama de ángulos y resoluciones de imagen, el nuevo enfoque recuperó los valores reales con un error de aproximadamente cinco grados, rindiendo mejor y de forma más consistente que las herramientas ampliamente utilizadas, especialmente en ángulos bajos y altos donde los errores suelen aumentar. Los investigadores pasaron luego a imágenes micro‑CT reales de varios tipos de roca, incluidas calizas y areniscas, con sistemas aceite‑agua e hidrógeno‑agua bajo condiciones de flujo relevantes para la recuperación de petróleo y el almacenamiento subterráneo de gas. Al comparar los resultados automatizados con mediciones manuales minuciosas, demostraron que su método coincide estrechamente con expertos humanos mientras evita los fuertes sesgos introducidos por técnicas automatizadas antiguas que sobremodelan las interfaces.

Revelando patrones ocultos en el comportamiento roca–fluido

Con miles de mediciones locales fiables, los autores construyeron mapas 3D del ángulo de contacto en todo el espacio poroso. En rocas que en conjunto son hidrófilas, los ángulos son relativamente uniformes y bajos, confirmando que el agua tiende a adherirse a las superficies sólidas y fluir por esquinas estrechas mientras el aceite ocupa el centro de los poros. En una arenisca “de humectabilidad mixta”, alterada por una exposición prolongada al crudo, el ángulo medio sugiere un comportamiento solo levemente hidrófilo. Sin embargo, el mapa espacial cuenta una historia más rica: casi el 60% de las superficies siguen siendo hidrófilas, mientras que alrededor del 40% pasan a un régimen intermedio donde ningún fluido está fuertemente favorecido. Estos parches intermedios son precisamente donde se observan en las imágenes interfaces inusuales con forma de silla de montar y patrones de llenado complejos, explicando combinaciones desconcertantes de atrapamiento y flujo que no pueden capturarse con un único ángulo de contacto promedio global.

Por qué esto importa para la energía y el medio ambiente

Para los ingenieros que tratan de predecir cómo se difundirá y quedará atrapado el CO₂ o el hidrógeno bajo tierra, o cómo se mueven electrolitos y gases a través de las capas porosas de pilas de combustible y baterías, conocer una sola “humectabilidad promedio” ya no es suficiente. Este estudio muestra que un comportamiento de humectación sutil y espacialmente variable controla cómo los fluidos invaden, quedan anclados o evitan ciertas vías. El nuevo algoritmo proporciona mapas de humectabilidad por poro, junto con una estimación transparente de la incertidumbre de medición, en un paquete de software de código abierto. En términos accesibles, convierte imágenes borrosas por rayos X de rocas en detallados “mapas de preferencia” para fluidos, ofreciendo una herramienta poderosa para diseñar proyectos de almacenamiento de carbono más seguros, reservorios de hidrógeno más estables, estrategias mejoradas de recuperación de petróleo y dispositivos electroquímicos más eficientes.

Cita: Aljaberi, F., Belhaj, H., Foroughi, S. et al. Spatially distributed wettability characterization in porous media. Sci Rep 16, 12643 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-43688-1

Palabras clave: humectabilidad, medios porosos, ángulo de contacto, almacenamiento de CO2, almacenamiento de hidrógeno