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Numerical Simulation of Microscopic Oil-Water Two-Phase Flow Mechanisms in Porous Media Using the Volume of Fluid (VOF) Method

Este estudio emplea el método de Volumen de Fluido (VOF) para simular el flujo bifásico de petróleo-agua a escala de poro en medios porosos, revelando que la velocidad de inyección, la mojabilidad y la estructura de los poros gobiernan colectivamente los mecanismos de desplazamiento y demostrando que los programas de inyección intermitente periódica y de tasa variable mejoran significamente la eficiencia de recuperación de petróleo al tiempo que reducen los requerimientos de agua acumulada en comparación con la inyección de tasa constante.

Autores originales: Hualei Xu, Ziqi Chen, Jianyu Li, Jie Wang, Houshun Jiang

Publicado 2026-07-29

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CC BY 4.0

Autores originales: Hualei Xu, Ziqi Chen, Jianyu Li, Jie Wang, Houshun Jiang

Artículo original bajo licencia CC BY 4.0 (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/). ✨ Esta es una explicación generada por IA del artículo a continuación. No ha sido escrita ni avalada por los autores. Para mayor precisión técnica, consulte el artículo original. Leer descargo de responsabilidad completo

Imagina intentar limpiar una esponja gigante y desordenada que está empapada en miel espesa y pegajosa. Ahora, imagina que la esponja no es solo un gran bloque, sino un laberinto complejo de túneles diminutos, algunos anchos y otros tan estrechos que apenas puedes verlos. Esto es esencialmente lo que sucede dentro de un yacimiento de petróleo bajo tierra. La "esponja" es la roca, la "miel" es el petróleo crudo y el "agua" es lo que bombeamos para empujar el petróleo hacia afuera. Pero aquí está la parte difícil: la roca no es solo una esponja aburrida y uniforme. Tiene personalidad. A veces, las paredes de la roca aman el agua (hidrofílicas o "water-wet") y otras veces prefieren abrazar al petróleo (oleofílicas o "oil-wet"). Esta preferencia, llamada mojabilidad, cambia la forma en que se mueven los fluidos. Si empujas el agua demasiado rápido, podría simplemente atravesar los túneles fáciles, dejando la miel atrapada en los rincones de difícil acceso. Si la empujas demasiado lento, el agua podría quedarse estancada. Los científicos han estado tratando de descubrir la manera perfecta de empujar esta agua para extraer hasta la última gota de petróleo sin desperdiciar ni una sola gota de agua ellos mismos.

Aquí es donde intervino un equipo de investigadores de la Universidad de Yangtze. En lugar de perforar el suelo y adivinar, construyeron un mundo digital diminuto dentro de una computadora. Utilizaron un truco matemático ingenioso llamado el método del "Volumen de Fluido" (VOF, por sus siglas en inglés), que es como una cámara digital súper precisa que puede observar el límite entre el petróleo y el agua mientras se mueve, píxel por píxel. Crearon modelos microscópicos de poros de roca, algunos con grietas (fracturas) y otros sin ellas, y simularon qué sucede cuando se inyecta agua a diferentes velocidades y bajo diferentes "estados de ánimo" de la roca. Querían ver: ¿Importa la velocidad? ¿Cambia el juego la preferencia de la roca por el petróleo o el agua? Y, ¿existe una forma más inteligente de bombear agua que simplemente abrir el grifo a toda potencia y dejarlo así?

La carrera a través del laberinto de roca

Los investigadores organizaron una carrera digital. Construyeron cuatro tipos diferentes de "esponjas" (modelos de medios porosos) para ver cómo interactuaban el agua y el petróleo. Algunas eran uniformes, como una cuadrícula perfectamente organizada de canicas, mientras que otras eran desordenadas y caóticas, con grandes huecos y diminutos poros. Luego observaron qué sucedía cuando empujaban el agua a través de estos modelos a diferentes velocidades.

Descubrieron que la velocidad es un arma de doble filo. Cuando empujaban el agua lentamente (a 0.005 m/s), el agua era como un explorador cauteloso. Sentía las fuerzas capilares diminutas —la atracción pegajosa de las paredes de la roca— y se tomaba el tiempo para colarse en los pequeños bolsillos de difícil acceso. Era sensible a los bultos y cicatrices locales de la estructura de la roca. Sin embargo, cuando aumentaban la velocidad a 0.01 m/s, el agua se convertía en un corredor imprudente. La fuerza del empuje (fuerza viscosa) se volvía tan fuerte que superaba la atracción pegajosa de la roca. El agua ignoraba los túneles pequeños y complicados y pasaba de largo directamente por las autopistas anchas y fáciles.

Aquí está el giro: ser rápido no siempre era mejor. En uno de sus modelos más desordenados y heterogéneos (Modelo C), acelerar el agua en realidad redujo la cantidad de petróleo que podían extraer. Con la velocidad más lenta, recuperaron aproximadamente el 51.2% del petróleo. Pero cuando aceleraron, esa cifra cayó al 47.0%. ¿Por qué? Porque el agua rápida creó "autopistas" que esquivaron el petróleo atrapado en las calles laterales. Era como una inundación corriendo por una calle principal, dejando intactas las casas de los callejones. La simulación sugirió que si empujas demasiado fuerte, podrías simplemente barrer lo fácil y dejar el resto atrás.

El cambio de humor de la roca: ¿A quién prefiere la pared?

A continuación, el equipo planteó una pregunta sobre la personalidad de la roca: ¿Le gusta el agua o el petróleo? En el mundo real, las rocas no son de un solo tipo; a menudo son de "mojabilidad mixta", lo que significa que algunas partes de la roca aman el agua, mientras que otras aman el petróleo. Los investigadores simularon cuatro "estados de ánimo" diferentes para su roca digital:

MWL: Los poros grandes aman el petróleo, los poros pequeños aman el agua.
MWS: Los poros pequeños aman el petróleo, los poros grandes aman el agua.
FW: Una mezcla de ambos en todas partes.
OW: Toda la roca ama el petróleo.

Descubrieron que el modo "MWS" (donde los poros diminutos y de difícil acceso aman el agua) fue la superestrella. Cuando inyectaron agua a una velocidad moderada de 0.01 m/s, esta configuración permitió que el agua se colara en los poros diminutos y extrajera el petróleo como un imán. Recuperaron aproximadamente el 68.6% del petróleo. En contraste, el modo "OW" (donde toda la roca odia el agua) fue un desastre. El agua no podía entrar en la roca; simplemente pasaba de largo por las grietas y dejaba el petróleo atrás, recuperando solo un 25.6%.

Pero incluso el mejor estado de ánimo tenía un límite. Cuando empujaron el agua aún más rápido (0.015 m/s) en el modelo MWS, la tasa de recuperación cayó al 63.7%. La simulación mostró que ir demasiado rápido hacía que el agua ignorara los poros útiles de la roca y simplemente pasara de largo por las grietas principales otra vez. Parece que existe una velocidad "Goldilocks" (punto óptimo) —ni muy lenta, ni muy rápida— que permite al agua hacer su trabajo de succionar el petróleo de los poros diminutos de la roca.

El arte de la bomba: Parar, arrancar y variar

Finalmente, los investigadores abordaron la pregunta de cómo bombear el agua. En el mundo real, las compañías petroleras suelen bombear agua a un ritmo constante, como un flujo continuo de una manguera. Pero el equipo se preguntó: ¿Qué pasaría si jugamos con el ritmo? Probaron tres estrategias:

Ritmo Constante: Bombear a un ritmo constante de 0.01 m/s.
Intermitente Periódica: Bombear por un tiempo, luego detenerse por completo (periodo de inactividad), luego bombear de nuevo.
Ritmo Variable Periódico: Bombear a una velocidad lenta, luego cambiar a una velocidad rápida, y luego volver.

Los resultados fueron sorprendentes. El método de "parar y arrancar" (Intermitente Periódica) fue el más eficiente. Cuando la bomba se detenía, el agua no se quedaba simplemente allí sentada; tenía tiempo para relajarse y filtrarse lateralmente hacia los rincones llenos de petróleo que la corriente rápida había pasado por alto. Este "periodo de descanso" permitía que el agua se redistribuyera y atrapara más petróleo.

Al final de su simulación (a los 0.06 segundos), el método intermitente había recuperado aproximadamente el 36% del petróleo. El método de ritmo variable fue ligeramente mejor con un 40%, pero utilizó más agua para lograrlo. El método de ritmo constante recuperó un 37%, pero fue el menos eficiente con el agua.

El número más importante aquí es el "costo de agua". Para extraer el 35% del petróleo, el método de ritmo constante necesitó un volumen de inyección acumulado normalizado (Ninj) de 5.25. El método intermitente solo necesitó 2.93. Eso significa que el método de parar y arrancar utilizó aproximadamente un 44% menos de agua para obtener la misma cantidad de petróleo. El método de ritmo variable también fue un ganador, utilizando aproximadamente un 31% menos de agua que el método constante.

La conclusión

Este estudio no solo hizo conjeturas; simuló la danza microscópica entre el petróleo y el agua con gran detalle. Los hallazgos sugieren que en rocas densas y complejas, lanzar agua a altas velocidades podría en realidad perjudicar la recuperación de petróleo al crear atajos que saltan el petróleo de difícil acceso. En su lugar, una velocidad moderada combinada con el "estado de ánimo" adecuado de la roca (donde los poros pequeños aman el agua) parece funcionar mejor. Mejor aún, cambiar el ritmo de la bomba —detenerse y arrancar o variar la velocidad— puede ahorrar una enorme cantidad de agua mientras se sigue extrayendo el petróleo.

Por supuesto, estos son resultados de una simulación por computadora de modelos en 2D. El mundo real es 3D, desordenado y lleno de sorpresas. Los autores señalan que estos resultados muestran tendencias relativas y deben ser probados con muestras de núcleos reales y experimentos de campo antes de ser utilizados en pozos petroleros reales. Pero el mensaje es claro: a veces, en la carrera por sacar el petróleo del suelo, no se trata de qué tan fuerte empujas, sino de qué tan inteligentemente juegas el juego.

Resumen Técnico: Simulación Numérica de los Mecanismos de Flujo Bifásico de Petróleo-Agua a Escala Microscópica en Medios Porosos Utilizando el Método de la Función de Volumen (VOF)

Planteamiento del Problema
Las leyes de filtración microscópica que rigen el flujo bifásico de petróleo-agua en medios porosos son fundamentales para comprender la formación de petróleo residual, particularmente en yacimientos de petróleo de baja permeabilidad (tight oil) caracterizados por baja porosidad, baja permeabilidad y una heterogeneidad significativa. Aunque existen métodos de simulación física, estos tienen dificultades para cuantificar con precisión los patrones de flujo de petróleo-agua bajo diversas condiciones externas debido a los efectos de escala y las limitaciones de resolución en los cuellos de poro a escala micrométrica. Además, los modelos numéricos microscópicos existentes suelen basarse en formas geométricas regulares, omitiendo la influencia de las fracturas en las leyes de filtración durante el desplazamiento y la imbibición. Asimismo, la investigación actual se centra frecuentemente en los canales dominantes de inundación de agua y la formación de petróleo remanente, pasando por alto a menudo los mecanismos de acción microscópica de la eficiencia de barrido de la inundación de agua bajo diferentes modos de inyección. Este estudio tiene como objetivo abordar estas brechas investigando los comportamientos de desplazamiento a escala de poro bajo diferentes factores de control, incluyendo la velocidad de desplazamiento, el ángulo de contacto y los sistemas de humectabilidad mixta.

Metodología
El estudio emplea el método algebraico de la Función de Volumen (VOF) acoplado con las ecuaciones de Navier-Stokes incompresibles para simular el flujo bifásico de petróleo-agua. Las ecuaciones de gobierno incluyen las de continuidad, cantidad de movimiento y transporte de fase, con las fuerzas interfaciales modeladas mediante tensión superficial y condiciones de contorno de ángulo de contacto (ecuación de Young). Las simulaciones se realizaron utilizando el software de CFD de código abierto OpenFOAM, utilizando el algoritmo SIMPLEC para el acoplamiento presión-velocidad y el esquema MULES para mantener las fracciones de volumen acotadas.

Se utilizaron tres enfoques de modelado distintos:

Modelos de Medios Porosos Microscópicos: Se establecieron modelos bidimensionales que representan tanto medios porosos homogéneos (con variaciones en el ancho de los cuellos) como heterogéneos (con variaciones en la porosidad) para analizar los mecanismos básicos de flujo.
Modelos de Medio Dual Matriz-Fractura: Se construyó un modelo de medio dual que presenta una matriz rocosa con partículas de humectabilidad mixta (oleofílicas e hidrofílicas) y un sistema de fracturas embebido (fracturas principales y secundarias). Se simularon cuatro modos de humectabilidad mixta: macroporo oleofílico (MWL), microporo oleofílico (MWS), humectabilidad fraccional (FW) y oleofílico general (OW).
Modelos de Rebanadas de Núcleo Real: Basándose en rebanadas de núcleos de yacimientos reales escaneados, se creó un modelo digital que refleja las estructuras complejas de poros y cuellos de poros y las distribuciones iniciales de petróleo-agua típicas de periodos de alto corte de agua.

La independencia de la malla se verificó utilizando mallas triangulares, seleccionando un tamaño característico de 0.35 μm para los modelos más pequeños y 0.8 μm (con refinamiento local) para los modelos heterogéneos más grandes para equilibrar la precisión y el costo computacional.

Resultados Clave
Las simulaciones numéricas arrojaron los siguientes hallazgos respecto a los mecanismos microscópicos del flujo de petróleo-agua:

Influencia de la Velocidad de Inyección: La velocidad de inyección regula las contribuciones relativas de las fuerzas viscosas y capilares, afectando así las vías de migración de la fase de agua. A velocidades bajas, las fuerzas capilares predominan, lo que conduce a la captura en canales laterales y al atrapamiento de petróleo en los cuerpos de los poros. A velocidades más altas, las fuerzas viscosas se vuelven más pronunciadas, promoviendo un flujo rápido a través de vías de baja resistencia e intensificando el canalizado preferencial (dedos viscosos o viscous fingering). En el Modelo C heterogéneo, el aumento de la velocidad de inyección de 0.005 m/s a 0.01 m/s causó que el factor de recuperación de petróleo disminuyera de 51.2% a 47.0%, indicando que una velocidad excesiva puede debilitar la movilización efectiva del petróleo al reforzar las vías de flujo preferencial.
Humectabilidad e Intercambio Fractura-Matriz: La humectabilidad, la estructura de poros y la velocidad de inyección controlan conjuntamente el intercambio de fluidos entre las fracturas y la matriz. En el modo MWS (microporo oleofílico), se promueve la transferencia de agua desde las fracturas hacia la matriz, logrando el factor de recuperación de petróleo más alto (~~69% a 0.01 m/s). Por el contrario, el modo OW (oleofílico general) restringe la penetración en la matriz, resultando en una baja recuperación (~~26%). Sin embargo, aumentar la velocidad de inyección a 0.015 m/s redujo el factor de recuperación del MWS a 63.7%, lo que sugiere que las velocidades excesivamente altas pueden debilitar la imbibición de la matriz al fortalecer el flujo dominado por fracturas.
Dinámica de Caída de Presión: En medios homogéneos, la caída de presión aumenta debido al contacto interfacial y al avance general, con caídas causadas por la coalescencia de la interfaz. En medios heterogéneos, las caídas de presión también están influenciadas por los saltos de Haines, donde cambios transitorios del dominio capilar al viscoso desbloquean vías de baja resistencia, provocando reducciones significativas en la caída de presión del sistema a medida que los canales preferenciales se estabilizan.
Programas de Inyección: Diferentes programas de inyección de agua exhiben ventajas distintas. La inyección intermitente periódica y la inyección de tasa variable periódica demostraron una eficiencia de uso de agua superior en comparación con la inyección de tasa constante. Para lograr un factor de recuperación de petróleo de aproximadamente 35%, la inyección intermitente periódica requirió un volumen acumulado inyectado normalizado ( $N_{inj}$ ) de 2.93, en comparación con 5.25 para la inyección de tasa constante; una reducción de aproximadamente el 44%. Mientras que la inyección de tasa variable periódica logró la mayor recuperación final de petróleo (40%), la inyección intermitente periódica ofreció la mayor eficiencia de inyección de agua (12.0 puntos porcentuales por unidad de $N_{inj}$ ).

Significancia y Reivindicaciones
Los autores afirman que esta investigación proporciona una visión mecánica a escala de poro sobre los efectos acoplados de la estructura de poros, la humectabilidad y las estrategias de inyección sobre el transporte de petróleo-agua y la movilización del petróleo residual. El estudio elucida los mecanismos que gobiernan la formación de canales preferenciales, el intercambio de fluidos fractura-matriz y el reordenamiento interfacial local. Estos hallazgos ofrecen soporte teórico para optimizar las velocidades de inyección, el control de la humectabilidad y los esquemas de inyección de agua periódicos en yacimientos de baja permeabilidad y fracturados.

El artículo señala explícitamente que los resultados representan tendencias relativas dentro de los modelos de poros bidimensionales desarrollados y rangos de parámetros específicos. Los autores mantienen una postura modesta respecto a la aplicabilidad en ingeniería, afirmando que se requiere una validación adicional mediante modelos de poros tridimensionales, experimentos de inundación de núcleos (core-flooding) y condiciones específicas de campo antes de que estos hallazgos puedan aplicarse directamente al desarrollo de yacimientos reales. El estudio no propone protocolos de implementación de campo específicos, sino que establece una base para escalar los resultados de la escala de poro a los parámetros de permeabilidad relativa y presión capilar.

La carrera a través del laberinto de roca

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La conclusión

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