DeterminaciAn-de-curvas-de-permeabilidad-relativa-asistida-por-tomografAa-de-Rayos-X

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
UNIDAD TICOMÁN 
DETERMINACIÓN DE CURVAS DE 
PERMEABILIDAD RELATIVA ASISTIDA 
 POR TOMOGRAFÍA DE RAYOS-X 
TESIS 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
INGENIERO PETROLERO 
PRESENTA: 
COLIN RAMÍREZ KARLA LAURA 
TERÁN HERNÁNDEZ AURORA ELIZABETH 
ASESOR INTERNO: 
AZUCENA CHAVIRA GONZÁLEZ 
DIRECTOR DE TESIS: 
ARMANDO PINEDA MUÑOZ 
CIUDAD DE MÉXICO, FEBRERO 2019 
Agradecimientos 
Agradezco a la vida por brindarme la oportunidad de terminar esta etapa de mi vida, 
a mi familia por su apoyo incondicional y paciencia. Gracias madre por motivarme, 
gracias Pame por tus consejos, y sobre todo a Chava y Tere que siempre han creído 
en mí, gracias abuelitos. A mis amigos y las personas que estuvieron durante este 
recorrido y que por alguna razón ya no están, gracias. Gracias por haber sido parte 
de mí, por su tiempo y sus palabras de ánimo para lograr mis objetivos. 
Auri, lo logramos! Este sólo es un paso de lo que tenemos por delante. 
Gracias Ingeniero Armando por su paciencia en este largo tiempo, su dedicación y 
su confianza cuando parecía que no salía. A todos los del piso de Laboratorio de 
Hidrocarburos por siempre estar ahí cuando los necesite. Gracias. 
Sin el Politécnico esto no sería posible, por tantas cosas que me ha brindado viviré 
agradecida. ¡HUELUM! 
De todo corazón, a todos, gracias. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Karla Colin 
Agradecimientos 
La paciencia y en ocasiones la insistencia con la que cada día se preocupaban mis 
padres por mi avance y desarrollo de esta tesis, es único y se refleja en el trabajo 
presentado. 
Gracias a mis padres Mari Carmen y Gerardo por ser los principales motores de mis 
sueños, gracias a ellos por confiar y creer en mí, por sus palabras de aliento y 
haberme forjado como la persona que soy en la actualidad; muchos de mis logros 
se los debo a ustedes entre los que se incluye este. Me formaron con reglas y 
algunas libertades, pero a fin de cuentas, siempre me motivan para alcanzar mis 
anhelos. 
A mis hermanos Josue, Oscar y Dani, gracias por confiar en mí y siempre darme el 
apoyo, así como sus palabras de aliento, solo me queda decirles que si yo pude 
ustedes pueden más. 
Gracias Karlita ya que sin ti, esto no sería posible y aunque había veces que le 
flojeamos, para mí es un trabajo excepcional. A pesar de los obstáculos, del tiempo 
transcurrido siempre tuvimos la meta de terminar y vernos tituladas. 
Al Ingeniero Armando, por habernos brindado la oportunidad de recurrir a su 
capacidad y conocimiento científico, así como también por habernos soportado, 
aunque considero que fue mutuo☺. 
Agradezco a la ESIA por haber formado parte de ella, enseñarme a amar mi carrera 
y a pesar de las adversidades que se presentan en el ambiente laboral, me siento 
preparada para colocarme en la industria. También agradezco a mis profesores, por 
brindar su conocimiento y gratas charlas que amenizaban las clases. 
 
 
 
Aurora Terán 
Resumen 
De acuerdo al objetivo de esta tesis, se generaron curvas de permeabilidad relativa 
de dos fluidos (agua-aceite) a partir de datos reales experimentales en un núcleo 
prueba. El análisis de datos se realizó por medio de un mismo método, Johns y 
Rozell, pero la recolección de información de manera distinta: recolección de fluidos 
cuantitativamente durante el desplazamiento del aceite, simulando el 
comportamiento natural en un yacimiento y obtención de la información a través de 
tomografías realizadas a la par que se recolectan los fluidos de la prueba. Con las 
tomografías se obtiene la saturación de fluidos a partir del número CT (computed 
tomography). 
El resultado de este trabajo se presenta en cinco capítulos. En el primer capítulo 
se describen los conceptos relacionados a la permeabilidad relativa, en el segundo 
capítulo, se hace referencia a los antecedentes de la permeabilidad relativa, cómo 
comprender las curvas de permeabilidad relativa de dos fases (agua-aceite), los 
factores que afectan su comportamiento, puesto que nos permite analizar 
correctamente los resultados arrojados de la prueba para la medición de las curvas 
de permeabilidad relativa, los tipos de procesos con los que se puede medir la 
permeabilidad relativa, así como los métodos para analizar los resultados. 
A partir del capítulo tres, se enfoca en la prueba de laboratorio realizada para 
comprender los alcances de la tomografía de rayos-X en la medición de curvas de 
permeabilidad relativa, describiendo los procedimientos realizados para obtener las 
curvas. En el capítulo cuatro, se analizan los datos que se obtienen en la tomografía 
y por la recolección de fluidos durante el desplazamiento dentro del núcleo. Se 
comparan los resultados y se describen los alcances que puede llegar a tener la 
tomografía dentro de la realización de pruebas en laboratorio para medir las curvas 
de permeabilidad relativa. 
El capítulo cinco es destinado a la conclusión, qué tan viable es usar la metodología 
seleccionada apoyada de tomografía de rayos-X. 
 
Abstract 
Relative permeability curves of fluids (water-oil) were generated from a real 
experimental data in a test core. Each data analysis was done with the same method 
“Johns and Rozell”. This information was made in a different way. During the 
displacement of the oil was the fluid collection quantity. Simulating the natural 
behavior in a reservoir and obtaining information of tomographies performed at the 
same time that the fluids of the test were collected. 
With the tomographies the saturation of fluids were obtained from the CT (computed 
tomography). 
This work is represented in five chapters. Firstly, concepts related to relative 
permeability are described, secondly, it’s about the background of relative 
permeability, how to understand the relative permeability curves of two phases 
(water-oil), factors that affect behavior. Thanks to that, we correctly analyze the 
results of the test from measurement of the relative permeability curves. 
Thirdly, we focus on the laboratory test performed to understand the scope of x-ray 
tomography in the measurement of relative permeability curves, describing the 
procedure performed to obtain in the curves. 
In chapter four, the data that was obtained in the tomography and the collection of 
fluids during the movement within the core are analyzed. The results are compared 
and we can describe the scope of the tomography within the laboratory test. 
Finally is aimed at the conclusion, how viable is to use the select methodology 
supported by X-ray tomography. 
 
 
Índice 
Objetivo. .............................................................................................................................................. 1 
Justificación. ........................................................................................................................................ 1 
Introducción. ....................................................................................................................................... 2 
Capítulo 1. Conceptos generales ......................................................................................................... 1 
Capítulo 2. Antecedentes .................................................................................................................... 8 
2.1 Ley de Darcy .............................................................................................................................. 8 
2.2 Permeabilidad relativa ............................................................................................................ 10 
2.3 Permeabilidad relativa de dos fases ....................................................................................... 11 
2.4 Curvas de permeabilidad relativa ...........................................................................................11 
2.5 Histéresis ................................................................................................................................. 17 
2.6 Procesos de imbibición............................................................................................................ 20 
2.7 Proceso de drene .................................................................................................................... 21 
2.8 Medición de la permeabilidad relativa ................................................................................... 22 
2.8.1 Aproximación matemática ............................................................................................... 23 
2.8.1.1 Modelo de Corey ....................................................................................................... 23 
2.8.1.2 Modelo Naar-Henderson .......................................................................................... 24 
2.8.2 Método de estado transitorio .......................................................................................... 24 
2.8.2.1 Método de Buckley y Leverett .................................................................................. 25 
2.8.3 Efectos de las propiedades de roca .................................................................................. 27 
2.8.4 Mojabilidad ...................................................................................................................... 28 
2.8.4.1 Determinación de mojabilidad. ................................................................................. 32 
2.8.4.1.1 Método del ángulo de contacto ......................................................................... 32 
2.8.4.1.2 Método de Imbibición ........................................................................................ 32 
2.8.5 Efecto de presión de sobrecarga ...................................................................................... 33 
2.8.6 Efectos de la viscosidad .................................................................................................... 33 
Capítulo 3. Medición de permeabilidades relativas en laboratorio .................................................. 35 
3.1 Caracterización ........................................................................................................................ 36 
3.1.1 Caracterización de la roca ................................................................................................ 36 
3.1.2 Caracterización del aceite ................................................................................................ 37 
3.1.3 Caracterización del agua. ................................................................................................. 41 
3.2 Montaje del equipo ................................................................................................................. 42 
3.3 Descripción del equipo ............................................................................................................ 43 
3.4 Desarrollo de la prueba ........................................................................................................... 47 
Capítulo. 4. Análisis de resultados .................................................................................................... 53 
4.1 Tomografía axial computarizada ............................................................................................. 53 
4.1.1 Principio de la Tomografía ............................................................................................... 54 
4.1.2 Descripción del equipo ..................................................................................................... 54 
4.1.3 Procedimiento .................................................................................................................. 56 
4.2 Enfoque por medio de tomografía de rayos-X. ....................................................................... 77 
4.3 Enfoque por medio de la recolección de fluidos en tubos ...................................................... 98 
4.4 Enfoque por medio de la última imagen del núcleo tomografíado ...................................... 103 
4.5 Comparación de resultados .................................................................................................. 107 
Capítulo 5. Conclusiones y recomendaciones ................................................................................. 110 
5.1 Conclusiones.......................................................................................................................... 110 
5.2 Recomendaciones ................................................................................................................. 112 
Referencia bibliográfica................................................................................................................... 113 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Lista de Figuras 
Figura 1. End-point en una gráfica de permeabilidad relativa. ........................................................... 2 
Figura 2. Gráfica de curvas de permeabilidad relativa. (Ahmed, 2006). ........................................... 13 
Figura 3. Efectos de la mojabilidad en curvas de permeabilidad relativa. (Honarpour, 1986). ........ 15 
Figura 4. Efecto de la histéresis en curvas de permeabilidad relativa. (Ahmed, 2006). ................... 19 
Figura 5. Curvas de permeabilidad relativa referentes a arena consolidada o no consolidada. 
(Pirson, 1965). ................................................................................................................................... 28 
Figura 6. Condiciones de mojabilidad en superficie plana y tubo capilar (Honarpour, 1986). ......... 29 
Figura 7. Viscosímetro Cannon Fanske. Extraída del Manual para viscosímetro Cannon Fanske N°. 
25. ...................................................................................................................................................... 39 
Figura 8. Montaje del equipo. ........................................................................................................... 42 
Figura 9. Bomba quizix. ..................................................................................................................... 43 
Figura 10. Difusor. ............................................................................................................................. 44 
Figura 11. Diagrama del proceso de la prueba. ................................................................................ 45 
Figura 12. Producción de la prueba. ................................................................................................. 49 
Figura 13. Producción de la prueba. ................................................................................................. 50 
Figura 14. Producción de la prueba. ................................................................................................. 51 
Figura 15. Producción de la prueba. ................................................................................................. 51 
Figura 16. Producción de la prueba. ................................................................................................. 52 
Figura 17. Muestra de aceite y agua. ................................................................................................ 52 
Figura 18. Plato de la roca seca. ........................................................................................................ 57 
Figura 19. Histograma del nucleó saturado con agua. ...................................................................... 58 
Figura 20. Plato del núcleo saturado con agua. ................................................................................ 59 
Figura 21. Histograma del núcleo a la saturación irreductible de agua. ........................................... 59 
Figura 22. Platodel núcleo a saturación irreductible de agua. ......................................................... 60 
Figura 23. Rango CT durante el desplazamiento. .............................................................................. 61 
Figura 24. Plato 1 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 62 
Figura 25. Plato 2 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 64 
Figura 26. Plato 3 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 65 
Figura 27. Plato 4 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. (momento de la ruptura de 
agua). ................................................................................................................................................. 66 
Figura 28. Plato 5 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 67 
Figura 29. Plato 6 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 67 
Figura 30. Plato 7 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 68 
Figura 31. Plato 8 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 68 
Figura 32. Plato 9 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ........................................... 69 
Figura 33. Plato 10 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ......................................... 69 
Figura 34. Plato 11 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ......................................... 70 
Figura 35. Plato 12 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ......................................... 71 
Figura 36. Plato 13 del núcleo durante el desplazamiento en la prueba. ......................................... 73 
Figura 37. Saturación dentro del núcleo. .......................................................................................... 76 
Figura 38. Datos del núcleo. .............................................................................................................. 83 
Figura 39. Saturación promedio del agua. ........................................................................................ 84 
Figura 40. Derivada de la saturación de agua promedio. ................................................................. 85 
Figura 41. Comportamiento de la saturación de los fluidos. ............................................................ 86 
Figura 42. Viscosidad efectiva promedio. ......................................................................................... 87 
Figura 43. Viscosidad aparente a la salida del núcleo. ...................................................................... 88 
Figura 44. Flujo fraccional del aceite a la salida del núcleo. ............................................................. 89 
Figura 45. Flujo fraccional del agua a la salida del núcleo. ............................................................... 89 
Figura 46. Curva de permeabilidad relativa del agua........................................................................ 90 
Figura 47. Curva de permeabilidad relativa del aceite. .................................................................... 90 
Figura 48. Permeabilidad relativa del agua a través del modelo Corey. ........................................... 91 
Figura 49. Permeabilidad relativa del aceite a través del modelo Corey. ......................................... 92 
Figura 50. Curvas de permeabilidad relativa obtenidas con datos de Tomografía de Rayos-X. ....... 93 
Figura 51. Núcleos después del desplazamiento. ............................................................................. 94 
Figura 52. Saturación a lo largo del núcleo antes de comenzar el desplazamiento. ........................ 95 
Figura 53. Saturación a lo largo del núcleo al momento de la ruptura de agua. .............................. 96 
Figura 54. Saturación a lo largo del núcleo al finalizar el desplazamiento. ...................................... 97 
Figura 55. Curvas de permeabilidad relativa obtenidas por la recolección de fluidos. .................. 102 
Figura 56. Curvas de Permeabilidad Relativa de la última imagen. ................................................ 106 
Figura 57. Producción de aceite obtenida por la recolección de fluidos, por tomografía de rayos-X a 
través del núcleo y por tomografía de rayos-X únicamente en la cara de salida del núcleo. ......... 108 
Figura 58. Comparación de curvas de permeabilidad relativa. ....................................................... 109 
 
Objetivo. 
Determinar las curvas de permeabilidad relativa con el apoyo de la Tomografía de 
Rayos-X para visualizar en una forma cuantitativa las saturaciones de fluidos en la 
roca durante el transcurso de la prueba. 
 
Justificación. 
En la industria energética se lleva día con día diversas complicaciones con respecto 
a la extracción de hidrocarburos, ya que cada campo representa un reto debido a 
sus diferentes características, esto requiere implementar mejoras en las 
metodologías aplicadas para la obtención del petróleo y así una mejor recuperación 
de éste. 
Las pruebas de medición de permeabilidad relativa son indispensables para la 
caracterización de un yacimiento, proporcionan información básica acerca de cómo 
se mueve el fluido en el yacimiento en presencia de uno o más fluidos de acuerdo 
a las propiedades del sistema roca-fluido, así como el tipo de mojabilidad de la roca; 
los datos obtenidos serán de utilidad para la planeación del proceso de recuperación 
de hidrocarburos que se lleva a cabo una vez que la producción del yacimiento 
comience a declinar o como método para una recuperación mejorada. La 
permeabilidad relativa permite aplicar un método óptimo. 
Por ello, es importante realizar las pruebas de medición de permeabilidad relativa 
en el laboratorio bajo las mismas condiciones de yacimiento. No obstante, durante 
la saturación del núcleo de prueba, muy a menudo no se satura éste de manera 
homogénea, lo que es difícil de observar por razones obvias; se comienzan a formar 
canales evitando que el fluido se desplace a través del núcleo. Hecho que afecta la 
medición de las permeabilidades relativas arrojando datos erróneos, debido a que 
se considera un volumen poroso mayor al ser saturado, por tanto, se estropea los 
cálculos en el proceso de recuperación de hidrocarburos. 
 
Introducción. 
El flujo simultáneo de agua y aceite en un medio poroso es descrito por las curvas 
de permeabilidad relativa, principalmente derivadas de experimentos de laboratorio. 
La permeabilidad relativa es de suma importancia en la presentación de la 
predicción en la producción de un yacimiento, los mecanismos de manejo y sus 
valores dependen en su mayoría del flujo fraccional de los fluidos presentes en las 
muestras de prueba. 
Los resultados y la forma de las curvas de permeabilidad relativa se ven afectados 
por diferentes factores tales como geometría de poro, mojabilidad, composición y 
viscosidad de los fluidos prueba, técnicas y procedimientos experimentales y la 
distribución de los fluidos. 
Actualmente el escaneo de Rayos-X es una herramienta para la medida no 
destructiva de saturación “in-situ”. 
La Tomografía Computarizada Rayos-X ha surgido como una importante y 
poderosa herramienta de imágenes no destructivas ya que es relativamente fácil y 
flexible para aplicar, ofrece buena resolución espacial, y es adaptable para diversos 
tipos de procedimientos experimentales y condiciones de flujo. Usando técnicas de 
imagen, distribución de la densidad, fracturas, y la fracción de deformación 
volumétrica pueden estar definidas y utilizadas para entender las características 
tales como el flujo en estas fracturas naturales, yacimientos de doble porosidad.1 
 
Capítulo 1. Conceptos generales 
Atenuación. Disminución de energía de radiación absorbida por los objetos o 
medios por los que atraviesa un haz de energía. Incluye las pérdidas de energía 
por: dispersión, divergencia del flujo de electrones y otras causas. (Hernández, 
2013). 
Capilaridad. Fenómeno observable en los poros pequeños de la roca. En un 
sistema roca-fluido, el fluido mojante tiende a ocupar los poros pequeños del 
espacio poroso, mientras que el fluido no mojante fluye a través del centro de los 
poros grandes. La superficie de la fase mojante tenderá a adherirse a la roca, es 
decir, cuando la cohesión entre las moléculas resulta menor que la adhesión del 
fluido a la roca, el líquido moja y, por tanto, asciende por los poros. 
Diferencial de presión. Medida de la fuerza de un fluido por unidad de área 
(medida generalmente en libras por pulgada cuadrada), restada de una medida más 
alta de la fuerza de un fluido por unidad de área. Diferencia entre la presión de 
entrada y de salida de la celda. 
End-point. Se observan en la gráfica de curvas de permeabilidades relativas, la 
Figura 1 indica el punto máximo de saturación y de permeabilidad relativa que 
alcanza cada fluido dentro de la prueba. 
2 
 
 
Figura 1. End-point en una gráfica de permeabilidad relativa. 
Estado Estacionario. Se refiere a la inyección simultánea de dos o más fluidos en 
un medio poroso a una constante de flujo por un tiempo determinado hasta que el 
equilibrio es alcanzado. Una vez logrado, se procede a la medición de saturaciones; 
y hay un cambio en la relación de los fluidos de inyección y se repite la medición 
cuando el equilibrio es logrado. (Weatherford, consultado en 2017). 
Estado Transitorio. Se refiere a la inyección de un fluido en un medio poroso hasta 
llegar a una saturación de 100% para posteriormente bombear otro fluido inmiscible 
hasta desplazar gran porción del primero. (Weatherford, consultado en 2017). 
Flujo fraccional. Es la fracción del fluido desplazante en el flujo total, si el fluido 
desplazante es el agua, será definido como la relación entre el ritmo de producción 
de agua y el ritmo de producción total, es decir, cuando un pozo produce 
simultáneamente agua y petróleo, qué fracción del fluido total es agua. Estimar el 
flujo fraccional hace posible la determinación de las tasas relativas de flujo de agua 
y de petróleo en un sistema de flujo poroso. (Paris de Ferrer, 2001). 
3 
 
Fase mojante. En presencia de dos fluidos inmiscibles dentro de una roca, uno de 
ellos tiende a adherirse a la superficie de la roca, la preferencia que tiene la roca a 
él es debido a las fuerzas de adhesión, ese fluido se conoce como fase mojante. La 
fase mojante puede ser tanto el agua como el aceite. 
Fase no mojante. Cuando dos fluidos inmiscibles fluyen a través de la roca, uno de 
ellos tiende a irse a los poros grandes y el otro hacia los poros pequeños, el que 
fluye por los poros grandes es el fluido no mojante puesto que la roca no tiene 
preferencia a él, dejándolo fluir. 
Hidrocarburo. Compuesto químico orgánico formado por átomos de carbono e 
hidrógeno. 
Ley de Darcy. Es una relación proporcional simple entre la producción instantánea 
de la descarga con un medio poroso, la viscosidad del líquido y la caída de presión 
a una distancia dada. (Honarpour, 1986). 
Medio Poroso. Espacio intergranular de una roca que permite almacenaje y flujo 
de fluidos. 
Mojabilidad. Tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en 
presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto 
posible con dicho sólido, depende de la tensión de adhesión. La mojabilidad es una 
función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y de la superficie sólida 
(con referencia al medio poroso, roca), es decir, es una propiedad del sistema roca-
fluido. 
Mojabilidad fraccional. También conocida como heterogénea, consiste en una 
mojabilidad no uniforme, pequeñas partes de la roca pueden ser fuertemente 
mojable por la fase no mojante, mientras que el resto prefiere la fase mojante, la 
localización de la preferencia a cada flujo no es especifica. (Anderson, 1987). 
Núcleo. Muestra cilíndrica extraída de un yacimiento con el fin de analizar sus 
propiedades petrofísicas en un laboratorio, ya sea de manera horizontal o vertical. 
4 
 
Número CT: Valor numérico del objeto presente en una imagen tomográfica 
(Hernández, 2013), es una medida adimensional, la cual es directamente 
proporcional por la densidad y la composición atómica de los objetos existentes 
dentro del núcleo del pozo, definida por: 
𝐶𝑇 =
𝜇(𝑥) − 𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎
𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎
 
(1) 
 
Donde: 
𝜇(𝑥) : Coeficiente de atenuación observado 
𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎 : Coeficiente lineal de atenuación del agua. 
El CT representa la relación del coeficiente de atenuación μ (Ley de Beer) del rayo 
X, al atravesar un cuerpo, con: 
𝐼
𝐼0
= 𝑒(−𝜇ℎ) 
(2) 
 
Donde: 
𝐼0 : Rayo Incidente 
𝐼 : Intensidad de rayo filtrado al atravesar un cuerpo 
ℎ : Anchura del cuerpo 
 
Permeabilidad. Medida de la habilidad de una roca para trasmitir fluidos. 
Normalmente medido en darcies o millidarcies. (Oilfield Glossary Schlumberger, 
consultado en 2017). 
Permeabilidad absoluta, 𝒌. Se define como la capacidad que tiene una roca de 
permitir el flujo de fluidos a través de la red de poros interconectados, cuando el 
medio poroso se encuentra con una saturación al 100% de un solo fluido. 
5 
 
Permeabilidad efectiva, 𝒌𝒊. Es la capacidad de flujo preferencial o de transmisión 
de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en la roca. 
La permeabilidad efectiva será igual a la permeabilidad absoluta cuando se tiene un 
fluido dentro de la roca saturándola al 100%. 
Permeabilidad Relativa, 𝒌𝒓𝒊. Relación entre permeabilidad efectiva a un fluido y la 
permeabilidad absoluta de la roca es llamada permeabilidad relativa. Es la habilidad 
que muestran dos o más fluidos presentes dentro de una roca para fluir 
simultáneamente. (Bradley, 1987). La relación para la permeabilidad está dada en 
la ecuación (3), como: 
𝑘𝑟𝑖 =
𝑘𝑖
𝑘
 
(3) 
 
Donde, 𝑘𝑟𝑖 es la permeabilidad relativa del medio poroso del fluido i, unidades 
adimensional; 𝑘𝑖 es la permeabilidad efectiva para el fluido i; y 𝑘 es la permeabilidad 
absoluta del medio poroso. 
Porosidad. Relación entre el volumen de poros existentes en una roca con respecto 
al volumen total de la misma. Es una medida de la capacidad de almacenamiento 
de la roca. 
Presión capilar. Se define como la diferencia de presión a través de la interfase 
que separa a dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la 
roca. 
Rayos Gama. Radiación electromagnética de alto alcance que se produce por la 
desintegración de partícula gama. 
Recuperación. Técnica empleada en la obtención de hidrocarburos de un 
yacimiento obteniendo una mayor producción a menor gasto económico. 
Salmuera. Agua con una alta concentración de sal disuelta, ocupada para la 
inyección dentro de una roca. 
6 
 
Saturación. La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define 
como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. 
La saturación total de una roca ya sea por uno o más fluidos es igual a la unidad: 
𝑆𝑤 + 𝑆𝑜 + 𝑆𝑔 = 1 (4) 
 
Donde, 𝑆𝑤, 𝑆𝑜 y 𝑆𝑔 son saturación de agua, aceite y gas respectivamente. 
Saturación de agua connata (Swc). Saturación de agua existente en el yacimiento 
al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua 
que inicialmente fue depositada en la formación y que debido a la fuerza de la 
presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando 
éstos migraron al yacimiento. 
Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al 
inyectar agua en un yacimiento, la primera que seproduce tiene composición 
diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la 
inyectada. (lacomunidadpetrolera.com) 
Saturación crítica. Mínima saturación para formar una fase continúa y poder fluir 
en el yacimiento. (Bradley, 1987). 
Saturación irreductible de agua. Fracción de agua que ocupa cierto volumen 
poroso dentro de la roca después de la inyección de un fluido inmiscible, por lo 
regular aceite. 
Saturación residual de aceite. Fracción de aceite restante en la roca después de 
aplicarle una técnica de recuperación. 
Saturación residual de una fase. La saturación residual de una fase, generalmente 
expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), 
corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona 
barrida, después de un proceso de desplazamiento. (lacomunidadpetrolera.com) 
Tomografía de Rayos-X. Técnica no destructiva con la que puede ser analizada la 
estructura interna de un objeto. Produce una imagen digital, la cual es un mapa de 
7 
 
la atenuación de los rayos X a través de la sección de un objeto. Esta técnica se ha 
aplicado con éxito en el análisis de varios materiales incluyendo rocas. (Hernández, 
2013). 
Viscosidad aparente. La viscosidad de un fluido medida a una determinada 
velocidad de corte y a una temperatura fija. Para que una medición de la viscosidad 
sea significativa, la velocidad de corte debe ser expresada o definida. 
Voxel. Formado del vocablo inglés volume x element, e indica que un pixel 
generado en una imagen se encuentra afectado por la anchura del haz de rayo X. 
Un voxel es una manera de nombrar a los elementos de una imagen digital 
generada por el tomógrafo de rayos-X. Su nombre es derivado del nombre “pixel”, 
el valor del voxel representa un valor en 3D, ya que está afectado por un espesor 
que se asocia a la calibración del tomógrafo de rayos-X, que en este caso es de 
3mm. (Hernández, 2013). 
Yacimiento. Estructura geológica que contiene hidrocarburos y se comporta como 
un sistema interconectado hidráulicamente. Los hidrocarburos ocupan el espacio 
poroso de la roca almacenadora, normalmente se encuentran bajo cierta 
temperatura y presión. (McCain, 1990). 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
Capítulo 2. Antecedentes 
Desde el descubrimiento del petróleo y desde que se convirtió en la base de la 
economía mundial, el humano se ha dado a la tarea de búsqueda de trampas 
geológicas que pueden almacenarlos, así como la óptima técnica de perforación; no 
obstante, hoy en día, al desafío más grande que se enfrenta es, explotar casi en su 
totalidad el hidrocarburo del yacimiento, manteniendo altas producciones a bajos 
costos. Es en este punto donde es necesario conocer diversos parámetros de un 
yacimiento para su óptima recuperación, entre los cuales se encuentra la 
permeabilidad, variable que se precisa como la propiedad del medio poroso que 
mide la capacidad y habilidad de la formación para transmitir fluidos. También puede 
definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que posee esta 
para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. 
La permeabilidad k es una propiedad muy importante debido a que controla el 
movimiento direccional y la tasa de flujo de los fluidos del medio poroso. 
2.1 Ley de Darcy 
Henry Darcy fue el primero que hizo aportación a la ingeniería de yacimientos, 
durante la elaboración de experimento de laboratorio sobre el movimiento del agua 
a través de un medio poroso. 
El experimento consistió en posicionar una tubería de un metro aproximadamente 
verticalmente y en su interior se colocó arena no consolidada, cuya función era 
actuar como filtro para un fluido que se desplazaría a través de la tubería, en este 
caso se utilizó agua; Darcy analizó el movimiento considerando ciertos parámetros 
específicos: “un fluido de 1 cp de viscosidad se mueve a un caudal constante de 
1cm3/seg a través de una sección transversal de 1cm2 y un centímetro de longitud, 
cuando se aplica un gradiente de presión de 1 atm/cm”, cumpliendo con estas 
condiciones expuestas, obtuvo como resultado un coeficiente de valor uno, al que 
después se le daría el nombre de “un Darcy”, este coeficiente es de proporcionalidad 
k, del cual depende el flujo de fluidos a través del empaquetamiento de arena en el 
dispositivo en un material respectivo: 
9 
 
𝑄 [
𝑚3
𝑠
] = 𝑘 [
𝑚
𝑠
] ∗ 𝐴[𝑚2] ∗ 𝛥ℎ/𝑙 
( 5 ) 
 
Donde, 𝑄 es el flujo volumétrico, k fue definido por Darcy como “el coeficiente, 
dependiente de la permeabilidad de la capa”, se llama coeficiente de permeabilidad 
o conductividad hidráulica, 𝐴 es el área axial a través de la que pasa el fluido y 𝛥ℎ/𝑙 
es el gradiente hidráulico. Así como también establece que la permeabilidad es 
proporcional a la pérdida de carga, a la sección considerada y la conductividad 
hidráulica, según la ecuación (5). 
Posteriormente investigadores determinaron que la Ley de Darcy podría ser 
modificada a otro flujo de fluidos aparte del agua y que la constante de 
proporcionalidad k ser reemplazada por k/µ, donde k es una propiedad del material 
poroso (permeabilidad) y µ es una propiedad del fluido (viscosidad). Con esta 
modificación la Ley de Darcy puede ser escrita como se indica en la ecuación (6): 
 
𝑞 =
𝑘𝐴∆𝑃
µ𝐿
 
 
( 6 ) 
 
Donde, 
𝑞: Flujo volumétrico a través del medio poroso [cm3/s] 
𝑘: Coeficiente de permeabilidad [cm/s] 
𝐴: Área transversal [cm2] 
∆𝑃: Diferencial de presión [kg/cm2] 
µ: Viscosidad del fluido [cP] 
L: Longitud de la muestra [cm] 
 
 
10 
 
Sí se consideran las siguientes dimensiones absolutas: 
𝑞 =
𝐿3
𝑇
 , 𝜇 =
𝑀
𝐿𝑇
 , 𝐿 = 𝐿 , Δ𝑃 =
𝑀
𝐿𝑇2
 , 𝐴 = 𝐿2 
se tiene el análisis dimensional como: 
𝐿3
𝑇
= [𝑘]
𝐿2
𝑀
𝐿𝑇2
𝑀
𝐿𝑇 𝐿
= [𝐿2] 
[𝑘] = [𝐿2] 
Siendo 𝐿2 la unidad dimensional del coeficiente de permeabilidad, su unidad en el 
Sistema Internacional es m2; se creó el Darcy como unidad de área para medir el 
coeficiente de permeabilidad. No obstante, ya que el Darcy es considerado una 
unidad grande, para fines prácticos, se optó por usar el Milidarcy (mD). 
2.2 Permeabilidad relativa 
El primer concepto de permeabilidad relativa fue postulado por Muskat y Meres. Su 
trabajo consistió en la extensión de la ley de Darcy para un sistema de dos fases 
(Honarpour, 1986). Para yacimientos de aceite, las combinaciones de fluido de dos 
fases adecuadas son agua-aceite y líquido-gas; en esta tesis nos enfocaremos en 
el sistema de fases agua-aceite. 
La permeabilidad relativa permite observar el comportamiento de los fluidos en 
presencia de otros, es decir, se define como la relación de la permeabilidad efectiva 
de ese fluido a la permeabilidad absoluta, por ello la Ley de Darcy se puede 
reafirmar para un sistema de diversas fases. 
La permeabilidad relativa de cada fase a una saturación específica, puede ser 
expresada para cada fase como: 
𝑘𝑟𝑜 =
𝑘𝑜
𝑘
 
( 7 ) 
 
11 
 
𝑘𝑟𝑤 =
𝑘𝑤
𝑘
 
( 8 ) 
 
Donde, 𝑘𝑟𝑜 es la permeabilidad relativa del aceite, 𝑘𝑜 es la permeabilidad efectiva 
del aceite y 𝑘 es la permeabilidad absoluta de la roca; igualmente es para el agua, 
𝑘𝑟𝑤 es permeabilidad relativa del agua, 𝑘𝑤 permeabilidad efectiva del agua y 𝑘 es 
la permeabilidad absoluta de la roca. 
Dado que la permeabilidad efectiva tiene un rango de cero a 𝑘, la permeabilidad 
relativa por ende tiene un valor de cero a uno. 
2.3 Permeabilidad relativa de dos fases 
En un sistema roca-fluido, la roca va a preferir a uno de los dos fluidos que fluyen a 
través de ella por razones de mojabilidad, es decir, un fluido que tiende a adherirse 
a la superficie de la roca como resultado de las fuerzas capilares, a ese fluido se le 
denomina fluido mojante, en cambio, el fluido que tiende a ser rechazado por la 
roca, se le llama fluido no mojante; como consecuencia, la distribuciónde las dos 
fases es diferente. Cada fluido traza su propio camino, dando como resultado 
permeabilidades relativas de fase mojante y fase no mojante. La fase mojante opta 
por adherirse a las paredes de poro, por lo que los poros pequeños en mayor 
medida, están ocupados por ella, en cambio, la fase no mojante tiene mayor 
presencia en los poros grandes, así como en el centro de los poros pequeños1. 
2.4 Curvas de permeabilidad relativa 
Los experimentos de permeabilidad relativa deben ser capaces de representar 
adecuadamente el comportamiento de los fluidos del yacimiento, para ello se 
requiere una apropiada interpretación de las mediciones de laboratorio. 
La permeabilidad relativa es medida para observar el comportamiento de un flujo 
multifásico a través de un medio poroso. Esta medición puede ser a través de 
pruebas de laboratorio y después corroborados los datos por modelos matemáticos. 
 
1 Bradley, H. (1987). Petroleum Engineering Handbook. 
12 
 
Para facilitar su interpretación, los datos que se obtienen se representan en curvas 
de permeabilidad relativa. 
Las curvas de permeabilidad relativa agua-aceite están usualmente graficadas en 
función de la saturación de agua. En la Figura 2, se muestra una gráfica de las 
curvas de permeabilidad relativa, en esta gráfica se considera al agua como la fase 
mojante y al aceite como la fase no mojante. Debido a como se mencionó 
anteriormente, la fase mojante tiende a ocupar los poros pequeños y la fase no 
mojante fluye a través del centro de los poros, en especial de los poros grandes. 
Esto conlleva a decir, una baja saturación de la fase mojante afecta en pequeña 
proporción la permeabilidad relativa de la fase no mojante, al igual que no afecta en 
gran medida su propia permeabilidad relativa, debido a que no contribuye al flujo su 
ocupación en los poros pequeños. En cambio, una pequeña saturación de fase no 
mojante reduce drásticamente la permeabilidad relativa de la fase mojante. Sin 
embargo, Honarpour (1986) considera que la fase no mojante está en función de la 
saturación de la fase mojante y de su propia saturación, y la fase mojante esta 
únicamente en función de su propia saturación (p. 50). 
En su trabajo, Leverett señaló que la forma de las curvas de permeabilidad relativa 
mostraba cual fluido era el mojante y el no mojante. Para el fluido mojante presumía 
que la forma de la curva era cóncava hacia arriba, en el fluido no mojante la forma 
de su curva era una “S”. 
En la gráfica se observa que en la saturación de agua irreductible (𝑆𝑤𝑐), la 
permeabilidad relativa del agua es cero y la permeabilidad relativa del aceite con 
respecto al agua es un valor menor a uno. En este punto únicamente el aceite puede 
fluir y la capacidad del flujo del aceite se reduce por la presencia de agua 
irreductible. 
Cuando la saturación de agua aumenta, la permeabilidad relativa del agua aumenta 
y la permeabilidad relativa al aceite con respecto al agua, disminuye. Una saturación 
máxima de agua es alcanzada en una saturación de aceite residual, en este punto 
la permeabilidad relativa al aceite alcanza el cero. 
13 
 
 
Figura 2. Gráfica de curvas de permeabilidad relativa. (Ahmed, 2006). 
Las curvas de permeabilidad relativa son una herramienta indispensable para 
entender el comportamiento de los fluidos dentro de un yacimiento, así que se 
explicará la interpretación de estas. 
En el eje vertical se mide la permeabilidad relativa con escala de cero a uno; la 
permeabilidad relativa está en función de la saturación del fluido desplazante, que 
se encuentra en el eje horizontal con una escala de cero a cien por ciento en 
volúmenes porosos en este caso el fluido desplazante es el agua. El gráfico de las 
curvas de permeabilidad relativa es de gran importancia para observar el 
14 
 
comportamiento de los fluidos. Este puede ser agua-aceite, agua-gas o gas-aceite. 
En este trabajo se considera el caso agua-aceite, por ser el usado en las pruebas. 
Cada fluido se representa por una curva. 
Existen diversos factores que modifican las curvas de permeabilidad relativa, como 
la mojabilidad, saturación de fluidos, geometría del poro. Asimismo, la mojabilidad 
se determina con las curvas de permeabilidad relativa por distintos factores, como 
los estableció Craig ( 
Tabla 1). Los datos de la siguiente tabla, pueden ser observados esquemáticamente 
en la Figura 3. 
 
 Mojable por agua Mojable por aceite 
Saturación de agua 
intersticial. 
Usualmente mayor de 
20 a 25% 
Menor que 15% 
Saturación a la cual las 
curvas de permeabilidad 
relativa son iguales 
Mayor que 50% de la 
saturación del agua. 
Menor que 50% de la 
saturación del agua. 
Permeabilidad relativa 
del agua a una 
saturación máxima de 
agua. 
Menor que 30%. Mayor que 50 y 
aproximándose a 100% 
 
Tabla 1. Mojabilidad de acuerdo a las curvas de permeabilidad relativa. (Craig, 1971) 
 
La saturación de agua intersticial tiende a ser mayor en un sistema mojable por 
agua, debido al agua que queda entrampada en los poros pequeños como 
consecuencia de las fuerzas capilares, por ello, se necesita mayor inyección de 
agua para el movimiento del aceite, provocando un considerable decremento por la 
ocupación del flujo del aceite en los poros grandes. (Honarpour, 1986). 
15 
 
 
Figura 3. Efectos de la mojabilidad en curvas de permeabilidad relativa. (Honarpour, 1986). 
 
La parte superior de cada curva se le conoce como “end-point”, los que indican el 
punto máximo de saturación y permeabilidad relativa que tienen los fluidos durante 
la prueba realizada en el laboratorio, así como también pueden mostrar la 
mojabilidad de la roca, la curva del fluido mojante tiende a ser más pequeña 
respecto a la del fluido no mojante (Anderson, 1987). En un sistema mojable por 
agua el aceite residual en los poros grandes de flujo bloquean el fácil flujo del agua 
y causan una baja permeabilidad relativa al agua, como se muestra en el inciso a 
de la Figura 3; en cambio, en un sistema mojable por aceite, el aceite ocupa los 
poros de flujo pequeños y recubre las paredes de los poros más grandes causando 
una perturbación mínima al flujo de agua, que será la que ahora fluya por el centro 
de los poros y alta permeabilidad relativa al agua, como se observa en el inciso b 
de la Figura 3. 
16 
 
Por otro lado, tanto los end-points como las curvas de permeabilidad relativa son 
afectados por el tamaño del poro, a mayor tamaño, hay menor área de superficie, 
menos saturación de agua irreductible y, por tanto, suficiente espacio disponible 
para el flujo de fluidos, esto permite altos end-points, en cambio, cuando hay poros 
más pequeños, implica mayor área de superficie, lo que genera mayor saturación 
de agua irreductible, e impide el flujo de fluidos, ocasionando end-points más bajos. 
Otra característica del end-point del agua es que muestra la preferencia de la roca, 
es decir, la curva de permeabilidad relativa del agua a una saturación máxima de 
agua (1 − 𝑆𝑜𝑟), será menor a 0.3 su end-point para un sistema mojable por agua, 
mientras que para un sistema mojable por aceite el end-point de la curva de 
permeabilidad relativa del agua será mayor a 0.5. 
A continuación, se trata de explicar un ejemplo lo mayor posible de una gráfica de 
curvas de permeabilidad relativa, en una roca mojante por agua. 
En la Figura 2, la curva que mide el comportamiento del agua indica que al comienzo 
de la inyección de agua se tiene una saturación de agua irreducible (Swi) de 20% 
PV con una permeabilidad relativa de cero a una permeabilidad relativa del aceite 
de uno, lo que revela que el agua está en reposo mientras que el aceite comienza 
a fluir, a mayor cantidad de agua inyectada, la saturación del aceite dentro de la 
roca disminuye, lo que se refleja en la curva de permeabilidad relativa al aceite. Por 
otrolado, para medir la saturación inicial de aceite se tiene que hacer una resta, 
dado que la escala se encuentra en saturación de agua, se toma el valor de 100 y 
se resta a la lectura de 20%PV que se lee en la gráfica para que nos dé el porcentaje 
de aceite que es de 80% PV con una permeabilidad relativa al aceite inicial de 1, 
este valor siempre es de 1 cuando la saturación de agua es igual a la saturación de 
agua irreducible. Estas dos curvas no se manifiestan de manera lineal, kro siempre 
tiende a decrecer con el aumento de la saturación de agua (Sw) mientras que krw 
tiende a aumentar. 
La saturación del aceite residual (Sor) se mide con la resta de 100% en la medición 
de la intersección de la parte final de la curva de kro con la escala de la saturación, 
17 
 
este valor usualmente siempre es mayor que Swi, el valor de Sor señala que es la 
cantidad de aceite que queda en la muestra de forma inmóvil. 
El cruce de estas dos curvas indica que tipo de mojabilidad se está hablando, si el 
cruce se presenta antes del 50% en la escala de saturación de agua, indica que es 
una roca mojable por aceite, como se indica en la Figura 3 inciso b, entre más 
alejado esté de éste valor significa que tendrá una mojabilidad más fuerte por aceite; 
si el cruce se presenta después del 50% indica que es una roca mojable por agua, 
como en el inciso a, de la misma manera, entre más alejado este del centro indica 
una mojabilidad por agua más fuerte, como se puede apreciar, la gráfica presenta 
una roca mojable por agua; si en dado caso que el cruce se presenta en la mitad de 
la escala, es decir, en el 50% indica que la roca presenta una mojabilidad 
intermedia. 
En esta gráfica también se ve cómo mientras la permeabilidad relativa al aceite baja 
considerablemente, la curva de permeabilidad relativa al agua sube poco, lo que 
revela que el agua no es obstáculo para el desplazamiento del aceite, por fluir en 
un principio, por los poros pequeños, después de invadir los poros grandes, empuja 
al aceite a salir. 
2.5 Histéresis 
Cuando un fluido inmiscible desplaza a otro, es imposible reducir la saturación del 
fluido desplazado a cero, por lo que se obtiene una saturación residual de ese fluido, 
sin embargo, en el proceso de desplazamiento de ese fluido, la mojabilidad influye 
en su valor de saturación residual, es decir, depende si el fluido desplazante es el 
fluido mojante o el fluido no mojante. Así se obtienen distintos valores, es lo que se 
llama efecto de historia de saturación. En cambio, cuando un fluido inmiscible 
desplaza a otro fluido, a medida que aumenta su saturación, llega el momento en 
que el fluido desplazado deja de existir como fase continua y ahora la fase continua 
es el nuevo fluido desplazante, cuando llega a esa etapa el ultimo fluido inyectado 
se llama saturación crítica2. Como menciona Ahmed (2006) “la saturación crítica es 
medida en dirección de la saturación, mientras que la saturación residual se mide 
 
2 Pirson, S. (1958). Oil Reservoir Engineering. 
18 
 
en la disminución de saturación, por lo tanto, la historia de saturación de las dos 
mediciones serán diferentes” (p.293). 
La diferencia en la permeabilidad cuando cambia la historia de saturaciones es 
llamada histéresis. Este cambio como se mencionó puede ser porque el yacimiento 
primero se encuentra lleno de agua, pero después se desplaza por el aceite, a lo 
cual se le conoce como proceso de drene, en estas circunstancias se supone que 
el agua es la fase mojante. Más adelante cuando se requiere una máxima 
recuperación de hidrocarburos se recurre a la inyección de agua como desplazante 
del aceite, a ello se le llama proceso de imbibición. Ambos procesos generan 
distintas curvas de permeabilidad relativa (Figura 4). Por lo que es importante duplicar 
en el laboratorio la historia de saturación del yacimiento, de otra manera los datos 
que se obtienen no son del todo confiables. 
El fenómeno de histéresis que se obtiene en una roca se presenta, al determinar las 
curvas de permeabilidad relativa por los distintos ciclos de saturación; y se observa 
al comparar las curvas de imbibición con las de drene. Para su estudio se requiere 
la historia de saturación. 
19 
 
 
Figura 4. Efecto de la histéresis en curvas de permeabilidad relativa. (Ahmed, 2006). 
Tanto la mojabilidad, geometría de poro, así como el fluido entrampado impulsan un 
cambio en la explicación en los diferentes patrones de histéresis observados en 
diferentes muestras de roca3. 
La histéresis afecta en mayor medida a la curva de la fase no mojante que de la 
fase mojante. Por decir, en rocas fuertemente mojables por agua la curva de 
permeabilidad relativa de la fase mojante es esencialmente la misma para procesos 
de drene e imbibición. Asimismo, a una saturación dada, la permeabilidad relativa 
de la fase no mojante de una roca consolidada es usualmente menor para un ciclo 
de imbibición que para un ciclo de drene. 
 
3 Honarpour, M. et al. (1986) Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. 
20 
 
La saturación residual de la fase no mojante es mayor para un proceso de imbibición 
que para un proceso de drene, es decir, Honarpour (1986) sostiene que la fase no 
mojante pierde su movilidad a una mayor saturación en drene que en imbibición 
(p.76). 
La diferencia de saturación de la fase no mojante entre las curvas de imbibición y 
drene, para un mismo valor de permeabilidad relativa, corresponde a la cantidad 
adicional de la fase no mojante que queda atrapada en la muestra cuando se 
efectúa un proceso de imbibición4. 
En el proceso de desplazamiento donde la saturación de fase mojante es alcanzado 
en un valor pequeño, el resultado de la curva de permeabilidad relativa se refiere 
como curva de imbibición. Por el contrario, en un proceso de desplazamiento donde 
la saturación de fase mojante se alcanza en un valor alto el resultado de la curva de 
permeabilidad relativa está se refiere como curva de drene. 
2.6 Procesos de imbibición 
El proceso de imbibición consiste en la saturación del núcleo con la fase mojante, 
para que de esta manera ocupe todo el espacio poroso, es decir, que alcance 
saturación al 100%. Posteriormente se procede a la inyección de una fase no 
mojante, para desplazar a la fase mojante, logrando la saturación residual de la fase 
mojante y la máxima saturación de la fase no mojante. Con estas saturaciones 
alcanzadas se inyecta nuevamente la fase mojante para el desplazamiento de la 
fase no mojante, con el fin de obtener de esta manera la saturación residual de la 
fase no mojante. Este proceso descrito, se observa en un desplazamiento natural 
cuando el yacimiento cuenta con un acuífero o cuando se inyecta agua para una 
máxima recuperación. 
En un proceso de desplazamiento donde la saturación de la fase mojante se obtiene 
en un valor bajo, la curva de permeabilidad relativa resultante se refiere como curva 
de imbibición5. 
 
4 Tarek Ahmed. (2006). Reservoir Engineering Handbook. 
5 Honarpour, M. et al. (1986) Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. 
21 
 
El proceso de imbibición consiste en la absorción de una fase mojante en una roca 
porosa. La imbibición es importante en un yacimiento que produce por mecanismos 
de empuje de agua porque puede favorecer u obstruir el movimiento del agua, 
afectando el barrido del medio poroso. La imbibición espontánea se refiere al 
proceso de absorción sin existencia de presión que haga penetrar la fase en la roca 
por empuje. Es posible que la misma roca absorba tanto agua como petróleo, siendo 
absorbida el agua con una baja saturación de agua en sitio, y desplazando el exceso 
de petróleo de la superficie de los granos de roca, y siendo absorbido el petróleo 
con una bajasaturación de petróleo en sitio, y desplazando el exceso de agua. Una 
prueba de imbibición es una comparación del potencial de imbibición del petróleo y 
del agua en una roca. La mojabilidad de la roca se determina por la fase que más 
absorbe. 
Este procedimiento se realiza en los laboratorios a fin de establecer las saturaciones 
originales de los fluidos que se encuentran cuando se descubre el yacimiento. 
2.7 Proceso de drene 
 En un proceso de desplazamiento donde la saturación de la fase mojante se logra 
en altos valores, la curva de permeabilidad relativa resultante se refiere a una curva 
de drene6. 
El proceso de penetración de una fase no mojante en una roca porosa por la fuerza. 
El petróleo migra hacia la mayoría de los yacimientos como fase no mojante, de 
modo que la carga inicial del yacimiento es un proceso de drenaje. Este proceso se 
realiza en el laboratorio para simular en especial el comportamiento de un 
yacimiento cuando los hidrocarburos migran. El proceso de drene consiste en que 
el fluido de fase no mojante se incrementa continuamente, y el fluido de fase 
mojante decrece continuamente. 
La traza en el laboratorio consiste en saturar a un cien por ciento del fluido mojante 
la prueba que se va a analizar, posteriormente se desplaza con la fase no mojante 
 
6 Honarpour, M. et al. (1986) Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. 
22 
 
empleando un proceso por empuje hasta alcanzar que la fase mojante llegue a su 
punto de saturación residual. 
2.8 Medición de la permeabilidad relativa 
Los datos de medición de la permeabilidad relativa se obtienen a través de procesos 
experimentales, en los cuales se debe buscar aquel que represente mejor el 
desplazamiento que se cree predomina en el yacimiento. No obstante, no siempre 
es posible contar con muestras directas del yacimiento para medir en laboratorio las 
permeabilidades relativas, por tanto, se hace el cálculo de las permeabilidades 
relativas en función de otras variables, como presión capilar, resistividad eléctrica; 
otra manera de obtener la medición de permeabilidad relativa es por datos de 
campo, también conocidos como datos in situ. Dentro de los métodos que se usan 
para determinar los fluidos de saturación in situ son la medición de la capacitancia 
eléctrica, resonancia magnética nuclear, dispersión de neutrones, absorción de 
Rayos X, absorción de Rayos Gama, balance volumétrico y destilación al vacío. 
Todos los métodos anteriormente citados, ya sean experimentales o in situ, son 
eficientes, siempre y cuando se realice a la prueba correcta. 
Dentro de los procesos experimentales para obtener la medición de permeabilidad 
relativa, la manera de encontrar la información que se requiere, es por medio de 
pruebas de laboratorio, las cuales necesitan la información recabada durante la 
prueba para elaborar las curvas de permeabilidad relativa; estos datos se obtienen 
de acuerdo al método elegido, deben ser analizados por medio de correlaciones, 
son aplicables en todos los métodos de acuerdo al método usado, son las 
correlaciones apropiadas. A las curvas que se obtienen por medio de correlaciones 
se les puede hacer un ajuste de valores al usar modelos matemáticos. Con este 
ajuste se pretende que las curvas de permeabilidad relativa no se alteren por 
cualquier anomalía que ha podido pasar durante la realización de la prueba. 
Entre los modelos matemáticos destacan el modelo de Corey y el modelo de Naar-
Henderson para sistemas de dos fases. 
De acuerdo al objetivo de esta tesis y a la información recabada, la realización de 
esta prueba debe ser un método de laboratorio. Para realizar una apropiada 
23 
 
medición de permeabilidad relativa para cada fase de fluido en el laboratorio, es 
indispensable realizar la medición de datos en la muestra del núcleo bajo las 
mismas condiciones de mojabilidad que existe en el yacimiento. 
2.8.1 Aproximación matemática 
2.8.1.1 Modelo de Corey 
Corey (1954), propuso una expresión matemática simple aplicable en rocas 
consolidadas, la permeabilidad relativa del agua-aceite se representa como: 
𝑘𝑟𝑤 = 𝑘𝑟𝑤𝑚𝑎𝑥 (
𝑆𝑤2 − 𝑆𝑤𝑖
1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟
)
𝑛𝑤
 
(9) 
 
𝑘𝑟𝑜 = 𝑘𝑟𝑜𝑚𝑎𝑥 (
1 − 𝑆𝑤2 − 𝑆𝑜𝑟
1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟
)
𝑛𝑜
 
( 10 ) 
 
Donde, la ecuación (9) es para calcular la permeabilidad relativa del agua y la 
ecuación (10) para la permeabilidad relativa del aceite. 
𝑘𝑟𝑤𝑚𝑎𝑥: Permeabilidad relativa del agua a una saturación residual del aceite. 
𝑘𝑟𝑜𝑚𝑎𝑥: Permeabilidad relativa del aceite a una saturación irreductible de agua. 
𝑆𝑤2: Saturación de agua ajustada. 
𝑆𝑤𝑖: Saturación de agua irreductible. 
𝑆𝑜𝑟: Saturación residual de aceite. 
Los exponentes 𝑛𝑜 y 𝑛𝑤 son exponentes de ajuste de las curvas de permeabilidad 
relativa, Corey consideró ambos exponentes con un valor de cuatro para rocas no 
consolidadas7. 
 
7 Tarek Ahmed. (2006). Reservoir Engineering Handbook. 
24 
 
2.8.1.2 Modelo Naar-Henderson 
La aproximación de Naar-Henderson es un modelo estadístico derivado de 
procesos de imbibición en sistemas agua-aceite. Las permeabilidades del agua y 
aceite están en función de 𝑆𝑤𝑛 
𝑆𝑤𝑛 =
𝑆𝑤 − 𝑆𝑖𝑤
1 − 𝑆𝑖𝑤
 
(11) 
 
Para obtener la permeabilidad relativa de la fase agua se realiza con la ecuación 
(12) 
𝑘𝑟𝑤 = 𝑆𝑤𝑛
4 (12) 
 
Mientras que la permeabilidad relativa del aceite está dada por: 
𝑘𝑟𝑜𝑤 = (1 − 2𝑆𝑤𝑛)
3
2 [2 − (1 − 2𝑆𝑤𝑛)
1
2] 
( 13 ) 
 
Para 𝑆𝑤𝑛 ≥ 0.5, 𝑘𝑟𝑜𝑤 = 0 
2.8.2 Método de estado transitorio 
La medición de la permeabilidad relativa por el Método de estado transitorio es de 
menor costo que por el método de estado estacionario ya que es más rápido, al 
igual que proporciona más datos en una alta fracción de agua, sin embargo, más 
dificultades están inherentes en este método, presenta problemas operacionales en 
el efecto de presión capilar de salida, son más susceptibles a la formación de 
canales, en especial en núcleos heterogéneos, el análisis matemático es más difícil; 
este método usualmente es apoyado por la teoría de Buckley y Leverett y extendido 
por Welge. 
 
 
25 
 
2.8.2.1 Método de Buckley y Leverett 
 
Leverett combino la Ley de Darcy con respecto a la diferencial de presión capilar 
para obtener: 
𝑓𝑤2 =
1 +
𝑘𝑜
𝑞𝑡𝜇𝑜
(
𝜕𝑃𝑐
𝜕𝑥
− 𝑔∆𝜌 sen 𝜃)
1 +
𝑘𝑜
𝑘𝑤
𝜇𝑤
𝜇𝑜
 
(14) 
 
𝑓𝑤2: Fracción de agua a la salida del sistema. 
𝑞𝑡 : Velocidad superficial del total de fluidos salidos del núcleo. 
𝜃 : Ángulo entre la dirección x y la horizontal. 
∆𝜌 : Diferencia de la densidad entre los fluidos desplazados y desplazantes. 
Johnson extendió el trabajo para obtener una técnica de como calcular las 
permeabilidades relativas de una fase: 
𝑘𝑟𝑜 =
𝑓𝑜2
𝑑(
1
𝑄𝑤𝐼𝑟
)/𝑑 (
𝐼
𝑄𝑤
)
 
(15) 
 
Y 
𝐾𝑟𝑤=
𝑓𝑤2
𝑓𝑜2
𝜇𝑤
𝜇𝑜
𝑘𝑟𝑜 
(16) 
 
Donde: 
𝑓𝑜2: Fracción de aceite a la salida del sistema. 
𝜇𝑜: Viscosidad del aceite. 
𝜇𝑤: Viscosidad del agua. 
26 
 
En el experimento que se diseña para determinar la permeabilidad relativa es 
necesario que: 
1. El gradiente de presión sea suficientemente grande para minimizar los 
efectos de la presión capilar. 
2. La presión diferencial a través del núcleo sea suficientemente pequeña 
comparada con el total de la presión ejercida tal que los efectos de 
compresibilidad sean insignificantes. 
3. El núcleo es homogéneo. 
4. La fuerza manejada y las propiedades del fluido se mantengan constantes 
durante la prueba. 
Además del método presentado anteriormente, diversas técnicas para determinar 
la permeabilidad relativa en pruebas en estado transitorio han sido propuestas. 
Johns y Rozell, desarrollaron una técnica gráfica para la evaluación de 
permeabilidades relativas de una fase de los datos de desplazamiento experimental,que son linealmente escalares. 
La determinación de la permeabilidad relativa en estado transitorio es 
frecuentemente utilizada para la determinación de la relación de 𝑘𝑤/𝑘𝑜, 𝑘𝑔/𝑘𝑜 y 
𝑘𝑔/𝑘𝑤. La relación de 𝑘𝑤/𝑘𝑜 se usa para predecir el desempeño del yacimiento que 
es producido por inyección de agua o empuje hidráulico; 𝑘𝑔/𝑘𝑜 se emplea a fin de 
estimar la producción que se obtiene del proceso de recuperación en donde el aceite 
es desplazado por gas, tal como la inyección de gas. Un importante uso de 𝑘𝑔/𝑘𝑤 
está en la predicción de desempeño del gas natural almacenado en pozos, donde 
el gas se inyecta dentro de un acuífero. Las relaciones 𝑘𝑤/𝑘𝑜, 𝑘𝑔/𝑘𝑜 y 𝑘𝑔/𝑘𝑤, son 
usualmente medidas en un sistema que contiene únicamente dos fluidos por lo tanto 
la permeabilidad relativa se determina. Se cree que el agua connata en un 
yacimiento puede tener influencia en 𝑘𝑔/𝑘𝑜, especialmente en arenas que contienen 
minerales de arcilla hidratada y rocas de baja permeabilidad. 
27 
 
Los métodos empíricos para determinar la permeabilidad relativa en una roca 
porosa han comenzado a usarse ampliamente, con la llegada de los simuladores de 
yacimientos. 
Existen diversas correlaciones usadas para pruebas de estado transitorio con las 
cuales se obtienen las curvas de permeabilidad relativa, dentro de las más usadas 
en la industria petrolera, destacan las siguientes: 
2.8.3 Efectos de las propiedades de roca 
Muskat, sugirió que es necesario conocer la geometría de poro de la roca del 
yacimiento antes del movimiento de fluidos a través de él para poderse analizar. 
Morgan y Gordon, encontraron que la geometría de poro y el área superficial por 
unidad de volumen influencian las curvas de permeabilidad relativa de un sistema 
agua-aceite. Asimismo, mostraron que las rocas con poros grandes y por 
correspondiente área superficial pequeña tienen baja saturación de agua 
irreductible para tener relativamente una gran cantidad de espacio poroso 
disponible para el flujo de fluidos. En correspondencia, las rocas con poros 
pequeños tienen gran área de superficie por unidad de volumen lo que conlleva a 
tener altas saturaciones de agua irreductible que dejan poco espacio para el flujo 
de hidrocarburos. Esta condición crea una baja permeabilidad relativa inicial del 
aceite además de un límite bajo en el rango de saturación en el flujo de dos fases. 
Gorring, concluyo que la distribución del tamaño de poro y su orientación tiene un 
efecto directo en la saturación del equilibrio residual de la fase no mojante. po otro 
lado, Crowell indicó que a mayor saturación inicial de agua, se tiene una 
probabilidad más alta de la fase no humectante para estar en canales más grandes 
y así poder ser recuperado eficientemente durante la imbibición de la fase mojante. 
Un factor geológico de gran importancia en el control de la permeabilidad es la 
presencia de arcilla, debido al hinchamiento de las arcillas cuando entran en 
contacto con el agua, especialmente si es dulce. Bulnes y Fitting, así como Stone 
mostraron que el comportamiento de flujo de fluidos en una prueba de carbonato 
con porosidad uniforme es similar al comportamiento del flujo de un fluido en una 
arenisca. 
28 
 
En la Figura 5, se observa la variación en las curvas de permeabilidad relativa 
cuando el núcleo es de arena consolidada o no consolidada, la curva de 
permeabilidad relativa de la fase mojante es menor en una arena consolida, al igual 
que la saturación de agua irreductible es mayor en comparación con la arena no 
consolidada. (Morgan, 1970). 
 
Figura 5. Curvas de permeabilidad relativa referentes a arena consolidada o no consolidada. (Pirson, 1965). 
De igual manera, la obtención del núcleo del yacimiento influye en la medición de la 
permeabilidad, dado que Jonhson y Hughes (1948) consideran que “la 
permeabilidad es una propiedad altamente direccional”, es decir, la permeabilidad 
medida en dirección vertical a la estratificación es casi siempre menor que la que 
se mide en dirección paralela. 
2.8.4 Mojabilidad 
La mojabilidad se define como la atracción relativa de un fluido por un sólido en 
presencia de otros fluidos inmiscibles8, en un yacimiento la superficie sólida es la 
roca y los fluidos son el agua, aceite y gas, la mojabilidad es el factor responsable 
 
8 Pirson, S. (1958). Oil Reservoir Engineering. 
29 
 
de la distribución de fluidos en un medio poroso, esta puede presentarse como 
mojable por agua, intermedia o mojable por aceite. 
La mojabilidad se indica por el ángulo de contacto formado entre los fluidos y una 
superficie solida plana o el ángulo formado entre la interfase de los fluidos y un tubo 
capilar, como se indica en la Figura 6. La prueba entre fluidos y una superficie plana 
consiste en una gota de agua inmersa en aceite. El agua tiende a adherirse a la 
superficie entre mas mojable a ese fluido sea la superficie. Sí la gota de agua forma 
un ángulo menor a 90° se dice que es mojable por agua; sí el ángulo es mayor a 
90°, la gota de agua no se extiende por la superficie, hay una mojabilidad por aceite; 
en cambio, cuando el ángulo formado entre superficie y gota es de 90° hay una 
mojabilidad intermedia. 
 
 
Figura 6. Condiciones de mojabilidad en superficie plana y tubo capilar (Honarpour, 1986). 
 
La mojabilidad en un medio poroso se determina por la combinación de fuerzas 
superficiales. La fuerza que se ejerce por el agua al expandirse lateralmente y 
desplazar el aceite (tensión interfacial entre agua y aceite) es contraria a la 
resultante de las fuerzas sólidas y líquidas. Esta diferencia entre las fuerzas de 
oposición se llama tensión de adhesión: 
𝐴𝑡 = 𝜎𝑠𝑜 − 𝜎𝑠𝑤 = 𝜎𝑤𝑜𝑐𝑜𝑠𝜃𝑤𝑜 ( 17 ) 
30 
 
 
Esta relación se toma como ecuación de Young-Dupre; donde 𝐴𝑡 es tensión de 
adhesión, 𝜎𝑠𝑜, 𝜎𝑠𝑤 y 𝜎𝑤𝑜 son tensión interfacial sólido-aceite, sólido-agua y agua-
aceite, respectivamente en (dinas/cm), y 𝜃𝑤𝑜 es el ángulo de contacto entre agua-
aceite. La ecuación (17), representa un balance de fuerzas que actúa en el punto de 
contacto de los dos fluidos con la superficie sólida9, lo cual como ya se dijo genera 
una tensión de adhesión. 
Un valor positivo de tensión de adhesión indica que el ángulo de contacto es menor 
a 90° la superficie va a ser mojada por agua. Un valor de cero indica que el ángulo 
de contacto es igual a 90° y tiene una mojabilidad intermedia. En cambio, cuando el 
valor es negativo indica que el ángulo de contacto es mayor a 90° y la superficie 
solida es preferencialmente mojada por aceite. 
Un factor que varía directamente con el ángulo de contacto como demostraron 
Stegemeier y Jensen es el peso molecular de los líquidos con estructuras químicas 
similares. 
Salathiel, descubrió que la mojabilidad en la superficie de un mineral no puede ser 
únicamente por monocapas absorbidas de compuestos polares de superficies 
activas, sino también por espesas capas de depósitos de materiales orgánicos. 
Brown y Fatt definieron la mojabilidad fraccional como la fracción del área superficial 
en contacto con el agua. Esto no es un valor constante dado que las saturaciones 
agua-aceite cambian con la producción del yacimiento. Schmid, demostró que en 
una relación de saturación- presión capilar, en núcleos preservados, los poros finos 
son fuertemente mojables por agua, mientras que los poros grandes son menos 
mojables por agua. 
Se debe tomar en cuenta ciertos factores que afectan la evaluación de la mojabilidad 
entre los cuales se encuentran la recuperación y la preservación del núcleo, es 
decir, se presenta una disociación del gas con el aceite durante el proceso de 
 
9 Paris de Ferrer, M. (2001). Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. 
31 
 
recuperación como resultadode la caída de presión provocando la precipitación de 
los componentes pesados sobre los granos de roca cambiando la mojabilidad de la 
roca. Asimismo, el fluido de perforación puede cambiar la mojabilidad del núcleo, ya 
que contiene materiales activos, dentro de los materiales que no se ha observado 
algún cambio sobre la mojabilidad de la roca es la bentonita y carboximetil celulosa. 
El desgaste y la contaminación de núcleos durante la preservación y 
almacenamiento son factores que influyen en la mojabilidad. 
La exposición al aire de los núcleos fuertemente mojables por agua se ve alterada 
su preferencia al fluido, así como lo anterior, se presenta en un núcleo mojable por 
aceite. No obstante, cuando la roca presenta una mojabilidad intermedia, no se ve 
afectada por el aire. 
Por su parte en el laboratorio, la limpieza y preparación de núcleos también pueden 
influenciar en la mojabilidad de la roca. Para ello, Morgan y Gordon mostraron que 
los efectos del procedimiento de limpieza sobre la mojabilidad de un núcleo pueden 
ser reducidos si los fluidos del yacimiento se usan como fluidos prueba10. 
La mejor técnica a fin de obtener núcleos en condiciones ideales al emplear un 
contenedor de núcleo a presión, este método permite al núcleo ser cortado y 
recuperar la presión del yacimiento. 
La temperatura es otro factor que influye en la alteración de la mojabilidad, su efecto 
que se produce durante el desplazamiento es que los componentes polares del 
aceite crudo no pueden ser absorbidos tan rápidamente en una superficie de grano 
de una roca a temperatura elevada, y el comportamiento del fluido se vuelve más 
mojable por agua. 
Otro contribuyente en la modificación de la mojabilidad es el tipo de fluido que se 
usa en la prueba. La oxidación del aceite crudo frecuentemente modifica la 
mojabilidad del medio poroso, así como la saturación de fluido inicial en el núcleo, 
 
10 Honarpour, M. et al. (1986) Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. 
32 
 
la alteración de la salinidad, las aguas duras, y el proceso de envejecimiento pueden 
influenciar en la preferencia de la mojabilidad del núcleo. 
2.8.4.1 Determinación de mojabilidad. 
La mojabilidad es un parámetro de gran influencia en la medición de la 
permeabilidad relativa, de ella depende tanto la distribución de los fluidos, 
saturación residual, entre otros. Para conocer la preferencia de una roca a un fluido 
se puede conocer a través de las curvas de permeabilidad relativa, sin embargo, en 
algunas ocasiones solo es necesario conocer la mojabilidad, por lo que se 
desarrollaron diversos métodos en laboratorio para su medición, los más 
importantes se describen a continuación. Los métodos de laboratorio son a los que 
se recurre, ya que no hay un método satisfactorio para determinar la mojabilidad de 
un yacimiento in situ. 
2.8.4.1.1 Método del ángulo de contacto 
Es un método cuantitativo que consiste en colocar una gota de líquido en una 
superficie plana incomprensible, no porosa, en forma de sólido homogéneo mientras 
es inmersa en otro fluido. 
El valor del ángulo de contacto cuando el agua está inmersa dentro del aceite en 
una superficie sólida previamente en contacto con aceite es llamado “ángulo de 
contacto de avance”. El valor del ángulo de contacto cuando el aceite se pone en 
contacto con el agua en una superficie sólida previamente en contacto con agua es 
llamado “ángulo de contacto de retroceso”. 
Se ha demostrado que el ángulo de contacto en una interfase solido-aceite se 
incrementa con el paso del tiempo hasta alcanzar un equilibrio, lo cual debe de ser 
considerado. 
2.8.4.1.2 Método de Imbibición 
Este método consiste en la medición del gasto de un fluido mojante imbibido 
espontáneamente dentro de un núcleo y reemplazando a un fluido no mojante por 
la acción de fuerzas capilares. 
33 
 
La mojabilidad preferencial de una roca se determina por la magnitud de dos 
índices. Una fuerte mojabilidad se indica por valores cercanos a uno y una 
preferencia débil se indica por valores cercanos a cero. Un índice de agua de uno 
indica una superficie fuertemente mojable por agua mientras que un índice de aceite 
de uno determina una superficie fuertemente mojable por aceite. 
Richardson,11 indico que la taza de imbibición no se atribuye a la mojabilidad del 
núcleo, dado que también tiene influencia de la porosidad, permeabilidad, estructura 
porosa, la distribución del tamaño de poro así como la viscosidad y la tensión 
interfacial de los fluidos que se emplean en el experimento. 
2.8.5 Efecto de presión de sobrecarga 
La presión de sobrecarga se considera como la fuerza que se ejerce por una 
columna de materiales y fluidos en un área específica. La presión de sobrecarga es 
un factor que influye en la medición de la permeabilidad relativa debido 
principalmente a los cambios en la tensión interfacial. 
Wilson, puntualizo que la presión de sobrecarga puede producir una reducción en 
la porosidad del núcleo y un cambio suficiente en la distribución del tamaño de poro 
para afectar la permeabilidad relativa del núcleo, pero esto tiene una variación de 
acuerdo a la fuerza y al tipo de roca. 
2.8.6 Efectos de la viscosidad 
Varios autores12 investigaron los posibles efectos que causa la viscosidad en las 
curvas de permeabilidad relativa, acordaron que la permeabilidad relativa no se 
afecta por la viscosidad. Leverett y Richardson, establecieron que la relación de 
viscosidad no tiene un efecto considerable en las curvas de permeabilidad relativa 
si variaba de 0.057 a 90. Otros investigadores encontraron afectos de la viscosidad 
en la permeabilidad relativa, entre ellos, Pickell, concluyó que únicamente una 
variación grande en las fuerzas viscosas tendría un efecto apreciable en la 
saturación residual del aceite. Otro como Yuster, en su trabajo indico que la 
 
11 Tarek Ahmed. (2006). Reservoir Engineering Handbook. 
12. Honarpour, M. et al. (1986) Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. 
34 
 
permeabilidad relativa de la fase no mojante incrementa cuando lo hace la relación 
de viscosidad. 
En cambio Anderson, 13 concluyó que el flujo fraccional de agua a una saturación 
dada se incrementa cuando la relación de viscosidad disminuye (1987). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
13 Anderson W. (1987). Wettability Literature Survey-Part 6: The Effects of Wettability on 
Waterflooding. 
35 
 
Capítulo 3. Medición de permeabilidades relativas en laboratorio 
 
Esta tesis, como se mencionó desde un principio, es experimental, por lo que en 
este capítulo se trata de especificar lo más próximo los procesos realizados 
previamente y durante la prueba, por ello se tienen distintas etapas que presentan 
para realizar una prueba de permeabilidades relativas, como se indica en el 
diagrama siguiente: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Caracterización del núcleo 
Caracterización de la roca 
Caracterización del agua 
Montaje del equipo 
Desarrollo de la prueba 
Proceso previo a realizar la 
prueba 
Etapas de la prueba 
Resultados 
36 
 
Para la medición de las permeabilidades relativas las etapas previas a realizar la 
prueba son de gran importancia, dado que de acuerdo a los resultados obtenidos 
en ellas, se elige el equipo adecuado que se adapte a las necesidades. De igual 
manera, en la realización de la prueba se debe prever los problemas posibles que 
se presentan y así se tenga una prueba acertada. A continuación, se describe la 
etapa de cada prueba. 
3.1 Caracterización 
Dentro de la realización de la prueba la caracterización tanto de la roca como del 
aceite, es una etapa importante, debido a que este proceso arroja datos acerca de 
las propiedades del sistema roca-fluido,