formas para determinar la presion capilar

FORMAS PARA DETERMINAR LA PRESION …CAPILAR

2.1 Método de la Centrifuga
En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases.

Ventajas:
• Es un método rápido.
• El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contactos capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo.
• Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.
• Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.
• Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de Estados Restaurados.
• Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el rango de saturaciones.
Desventajas:
• El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.
Este método de medición de las curvas de presión capilar presenta características únicas con respecto a las metodologías alternativas (membrana semi-permeable e inyección de mercurio).
2.1.1 Características Generales y Metodología Experimental
La metodología típica de trabajo para obtener curvas de presión capilar gas-agua es la siguiente:
1. Se satura la muestra al 100 % con agua de formación.
2. Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente diseñado.
3. Se hace girar la muestra a un régimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminación de agua por efecto de la fuerza generada.
4. Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga. Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno régimen de giro.
5. Se repiten las operaciones indicadas en los puntos "3" y "4" a regímenes crecientes de giro, hasta alcanzar el máximo régimen previsto.
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Régimen de giro - Volumen desplazado. Este juego de valores se transforma fácilmente a pares Presión Capilar - Saturación promedio de la muestra, pero requiere algún tratamiento numérico antes de convertirse en la curva de presión capilar del sistema.
En el capitulo anterior se mostró que el ascenso capilar y la presión capilar de un sistema se relacionan con la ecuación:
• PCAP =  wo . g . h. [1]
En el caso de la centrífuga "g" toma un valor más genérico que el de la gravedad y debe reemplazarse por la aceleración radial originada por el giro del sistema. Al máximo régimen de giro se dispone de una aceleración equivalente a varios cientos de "gravedades", por lo que, para desarrollar un modelo equivalente podemos decir que una muestra de 5 cm sometida a 500 gravedades es similar (en cuanto a la manifestación de efectos capilares) que una muestra 25 m sometida a la gravedad normal.
Lo anterior significa que, en la muestra mencionada
• En la base de la muestra, donde la altura de líquido es cero (h=0) la presión capilar es nula. Este punto se corresponde con el FWL.
• En el tope de la muestra de 5 cm, la presión capilar corresponde a la que desarrolla en 25 m de espesor de reservorio.
En otras palabras, en la base de la muestra se tienen (siempre) el 100 % de saturación de agua y en el tope de la muestra se tiene la saturación equivalente a la presión capilar indicada en [1].
La situación mencionada conduce a que la saturación de la muestra no sea uniforme y que, por lo tanto, la saturación media obtenida por medición directa no sea la saturación correspondiente a la presión aplicada en el tope de la muestra. Por esta razón debe realizarse un ajuste numérico para obtener la curva deseada.
NOTA: La saturación inhomogénea de la muestra en cada régimen de giro es la razón por la que las mediciones deben hacerse con la centrifuga en movimiento. Si el aparto se detuviera para hacer las mediciones se producirían fenómenos de histéresis que afectarían notablemente los resultados.
2.2 Método de la Inyección de Mercurio
En esta sección se profundiza sobre las particularidades del método de inyección de mercurio, haciendo hincapié en los aspectos que diferencian sus resultados de los obtenidos mediante las otras metodologías.
2.2.1 Características Generales y Metodología Experimental
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoría de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de interés para la acumulación de hidrocarburos. En otras palabras, una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontáneo de imbibición. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicación de una presión externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase líquida.
Por dicha razón, el juego de fluidos aire-mercurio es apto para la medición de fenómenos capilares en medios porosos naturales. Sin embargo las curvas obtenidas presentan semejanzas y diferencias importantes con las que se obtienen con los sistemas gas-agua, gas-petróleo y agua-petróleo.
La Fig. 2.1 muestra un esquema, muy simplificado, del equipo empleado rutinariamente para realizar estas mediciones.
La muestra, limpia y seca, se pesa, se introduce en la celda de medición y se aplica alto vacío a todo el conjunto con una bomba adecuada (no mostrada en la imagen). La Fig. 2.1 ilustra el momento en que se realiza la primera medición volumétrica en la bomba de desplazamiento. En ese momento el mercurio sólo llega hasta el enrase inferior de la celda.

Fig. 2.2 - Lectura inicial durante la determinación de Presión Capilar por Inyección de Hg
La Fig. 2.2 muestra el estado del sistema, cuando el mercurio alcanza el enrase superior (Nota: aunque no se indica en detalle en las figuras, ambos enrases se realizan en forma visual empleando marcas pre-establecidas en las ventanas inferior y superior del equipo).

Fig. 2.3 - El Mercurio alcanza el enrase superior
En el punto ejemplificado por la Fig. 2.2, no se ejerce presión adicional mediante la bomba de mercurio. Hasta ese momento la bomba se emplea solamente para inundar con Hg la cámara previamente evacuada con la equipo de alto vacío.
La diferencia de lecturas, entre las posiciones de bomba en ambas figuras, permite calcular el volumen no ocupado por la muestra. Habiendo calibrado la celda con anterioridad, este valor permite calcular el volumen aparente ("bulk") de la muestra empleada.
Nota: Para realizar este cálculo se asume que el mercurio aún no invadió el medio poroso. Esta suposición es válida, en general, para muestras con permeabilidad menor a 1 Darcy que no presentan macroporos o fisuras discernibles a simple vista.
A partir de este punto se comienza con la medición de presión capilar propiamente dicha. En otras palabras se comienza a realizar la serie de mediciones Presión-Volumen que se traducen a valores de Presión Capilar - Saturación de fase mojante mediante las calibraciones adecuadas y el conocimiento del VP de la muestra.
• Presión Capilar = P. de fase no mojante - P de fase mojante. = P Hg - P vacío = P Hg
• Sat de fase mojante (%) = (VP - V Hg inyectado) / VP * 100
El ensayo se continúa hasta que se aplica la máxima presión capilar programada obteniéndose, en este proceso, la curva de drenaje de la fase mojante.
Nota: Si durante la despresurización del sistema, se registran los nuevos pares de valores Presión Hg - Volumen de Bomba, en este proceso se obtiene la curva de Imbibición de la fase mojante.
El proceso de medición completo (entre 20 y 30 pares de valores Presión-Volumen) insume entre 1 y 2 horas de medición.
2.2.2 La Inyección de Mercurio y la Swirr
En todos los demás sistemas rutinarios para la medición de presión capilar, la fase mojante (agua o petróleo) es básicamente incompresible mientras que, en el caso del sistema mercurio-aire, la fase mojante (aire) es muy compresible. De hecho, en vez de aire se emplea alto vacío para tornar aún más compresible a la fase mojante. Esta característica genera algunas diferencias fundamentales entre el procedimiento de inyección de mercurio y las demás técnicas de medición.




2.2.3 Comparación entre Inyección de Mercurio y otras Metodologías
Otras metodologías Inyección de Hg
Requieren una vía de eliminación de la fase mojante. Ejemplo: el gas puede invadir una fracción de la red poral sólo en la medida que se retire una cantidad equivalente de agua o de petróleo. No requiere eliminación de la fase mojante: El mercurio puede invadir el medio poroso sin retirar otro fluido pues la red poral se encuentra inicialmente en condiciones de alto vacío.
Poseen un límite para la eliminación de la fase mojante. Una vez que se alcanza una saturación en que la fase mojante se hace discontinua, ésta deja de fluir y por lo tanto no puede eliminarse cantidades adicionales por incremento de presión en la fase no-mojante. Cuando se desplaza agua, el límite de desplazamiento se conoce como Swirr. No hay límite para la inyección de mercurio en la red poral. Como la fase "desplazada" es vacío, el mercurio puede invadir el 100 % del VP de la muestra. No puede obtenerse el valor de Swirr a partir de esta medición
Requieren muestras bien conformadas. Puede trabajarse con muestras mal conformadas y, con algunas precauciones pueden emplearse "cuttings" para las mediciones.
No permiten una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La existencia de fases residuales impide alcanzar las diámetros más pequeños con la fase no-mojante. Permite una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La inexistencia de fases residuales permite alcanzar (con la aplicación de las presiones adecuadas), las diámetros más pequeños con la fase no-mojante.
Tabla 2.1 - Comparación entre Inyección de Mercurio y otras Metodologías
De las diferencias mencionadas, el punto más destacable es el que se refiere a la imposibilidad de estimar el valor de Swirr mediante la medición de presión capilar por inyección de Hg. Lamentablemente esta operación (estimación del valor de Swirr a partir de la curva de inyección de Hg) es una práctica frecuente, basada en la supuesta equivalencia de todas las curvas de presión capilar. Pero, como se mencionó a lo largo de esta página, la equivalencia entre la curva de inyección de Hg y las otras curvas rutinarias, se pierde cuando la fase mojante se hace discontinua.
En los otros métodos, cuando el agua o el petróleo se hacen discontinuos, no es posible disminuir su saturación por aumento de la presión en la fase no-mojante, pero en el caso de inyección de Hg cuando el vacío se hace "discontinuo", no hay impedimento para que el mercurio sigue invadiendo el medio poroso a medida que se incrementa la presión aplicada sobre él.
Esta situación fue puesta de manifiesto incluso en la publicación original de Purcell1. En dicha publicación Walter Rose incluye la siguiente observación:
".... Por lo que puede anticiparse con fundamentos teóricos, y verdaderamente puede establecerse a partir de un examen de los datos de Purcell que la saturación mínima ("irreductible") de fase mojante... ... no es un resultado del método de inyección de mercurio puesto que este procedimiento involucra una compresión más que un desplazamiento de la fase mojante durante la desaturación. Es evidente, por lo tanto, que los datos reportados por Purcell reflejan principalmente una distribución completa de radios porales... ... brindando información no directamente derivable de las curvas convencionales de presión capilar y conduciendo a a una metodología para estimar permeabilidades y características litológicas de los medios porosos. Sin embargo, debe enfatizarse que no se espera, como resultado habitual, la equivalencia exacta entre los datos convencionales de presión capilar y los obtenidos por inyección de mercurio...".
A lo que Purcell responde (en la discusión incluida junto con el artículo original)
"... Mr Rose ha señalado, muy adecuadamente, las condiciones que deben cumplirse para una equivalencia exacta entre las curvas de inyección de mercurio y las obtenidas por otros métodos. Adicionalmente ha señalado que esas condiciones no necesariamente se cumplen. Es adecuado, por lo tanto, establecer que el autor (Purcell) no pretendió establecer, tal como indica Mr Rose, que el método de inyección de Hg es exactamente equivalente a los métodos convencionales, sino que prefirió mostrar experimentalmente que para los diversos tipos de formación estudiados y en el rango de permeabilidades y porosidades encontrados, existe una razonable similitud entre la presión capilar de mercurio y la del sistema aire-agua. En la publicación no se sacan conclusiones a partir de la comparación de curvas más allá de la similitud mencionada y la misma conclusión ha sido obtenida por Mr Rose con placas de vidrio "fritado". Más aún, debe ser señalado que sólo se discute una aplicación de los datos de presión capilar: La estimación de permeabilidad...".
En la Fig. 2.3 se incluyen, a modo ilustrativo, las figuras mencionadas en los párrafos precedentes. En la comparación visual se observa tanto la similitud general mencionada por Purcell como la tendencia de la curva de inyección de mercurio a continuar con el ingreso de fase no-mojante más allá del punto de Swirr establecido para la curva aire-agua.

La diferencia entre curvas convencionales y curvas de inyección de mercurio es mucho más dramática cuando se trabaja a presiones mayores a las empleadas por Purcell. En tanto que las curvas convencionales evolucionan sólo hasta alcanzar el valor de Swirr, la curva de Hg continúa hasta alcanzar valores muy cercanos a "0", con presiones superiores a los 10,000 psia. Cualquiera que sea el límite superior de presión empleado en la inyección de mercurio, la curva parece estar alcanzando el valor de Swirr aunque el valor verdadero de esta magnitud se haya superado notoriamente.
En otras palabras: las curvas convencionales y la curva de inyección de Hg son básicamente equivalentes mientras la fase mojante no se hace discontinua y comienzan a separarse progresivamente a partir del valor de Swirr.
2.2.4 Conclusiones Principales de la Inyección de Mercurio y
Algunas Recomendaciones Especiales
En función de los desarrollos presentados pueden resumirse las limitaciones y ventajas que presentan las curvas de inyección de mercurio para caracterizar muestras de medios porosos.
Ventajas:
1. Es un método rápido. En general la medición (sobre muestras previamente acondicionadas) requiere entre 1 y 2 hs.
2. La elevada tensión superficial del mercurio permite obtener mayor sensibilidad que con otras metodologías para caracterizar presión umbral o detalles "finos" de la estructura poral.
3. Se puede aplicar a muestras mal conformadas o muestras representativas de "cutting".
4. Permite desarrollar elevadas presiones capilares.
5. Permite caracterizar el medio poroso en función de la distribución de diámetros de gargantas porales.
Desventajas:
1. No permite obtener valores de Swirr.
2. Sólo se puede trabajar sobre muestras secas. En algunos casos existe una notable diferencia entre la permeabilidad de las muestras secas y las que contienen saturaciones de agua propias del reservorio. En estos casos las curvas de inyección de mercurio pueden apartarse notablemente de las obtenidas por otras vías.
3. Inutiliza las muestras para usos posteriores. Es un método destructivo.
2.2.5 Recomendaciones para la Utilización de este Método
1. Registrar siempre el volumen de Hg retenido en el medio poroso luego de la descompresión del mercurio. Esta fase no-mojante residual puede correlacionarse con otras fases residuales (gas o petróleo) del mismo medio poroso.
2. Extender las mediciones hasta la máxima presión posible. De esta forma se dispone de mayor cantidad de datos para correlacionar o identificar diferentes tipos de rocas.
En realidad hay varias maneras de hacer "malabarismos" para estimar Swirr a partir de las curvas de Hg.
1. Conociendo la máxima presión capilar del sistema, se puede "entrar" por el eje de presiones y obtener Sw. El tema es que no se puede saber si este procedimiento nos conduce a estimaciones de Sw que sean inferiores al valor de Swirr, a menos que dispongamos de un dato más sólido. Además, las curvas comienzan a separarse antes de alcanzar Swirr (esto se ve en las curvas del trabajo de Purcell), porque algunos capilares van quedando aislados antes que otros.
2. Cuando la distribución de diámetros porales muestra heterogeneidades marcadas, haciendo algo parecido a lo que se hace con los perfiles de Resonancia Magnética, se puede considerar que los poros grandes tienen fluidos desplazables y los poros chicos corresponden a fluidos residuales. Pero, si la distribución es continua, no se pueden sacar conclusiones simples.
Donde SI resulta adecuada la curva de inyección de mercurio es en la estimación de la magnitud de la zona de transición capilar. En otras palabras, con los coeficientes adecuados, esta curva aporta información para estimar el espesor de reservorio con significativas saturaciones móviles de ambas fases.
En pocas palabras ocurre como con toda la información de reservorio: si se emplea con cuidado y criterio siempre es útil. El problema surge cuando se supone que la medición puede brindar información para la que no está diseñada y se usan los resultados sin un previo análisis crítico.

2.3 Método de la Membrana Semi-Permeable
También es conocido cómo método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema.
Conceptualmente es muy simple y su funcionamiento se basa en las propiedades capilares analizadas en el capitulo anterior, en la sección de Sellos Capilares.
Para las mediciones se emplea una cámara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogénea) previamente saturada con la fase mojante del sistema.
Las muestras se saturan al 100% con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la cámara estanca, en contacto capilar con la membrana semi-permeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana.
La aplicación sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturación de las muestras.
Es un método utilizado regularmente para obtener curvas de drenaje en sistemas gas-agua o petróleo-agua.

Fig. 2.5 – Método de la membrana Semi-Permeable
Ventajas:
• Es un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de interés. Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y la membrana.
• Es una medición absoluta.
• Permite definir perfectamente la presión umbral y la saturación irreductible de agua del sistema.

Desventajas:
• Sólo se emplea para curvas de drenaje.
• Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una medición completa insume entre 15 días y un mes.
• En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy heterogéneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). La presión capilar se extiende sólo hasta la presión umbral de la membrana.
Este método será estudiado más a fondo en los próximos capítulos, ya que es el aplicado en este proyecto, aunque en lugar de columnas de fluido para medir presiones se va ha utilizar manómetros, que dan la medida de Presión Capilar directamente.
Debido a que con los métodos de la Centrifuga y la membrana Semi-Permeable, se puede obtener el valor de la Swirr (Saturación de Agua Irreductible); a continuación haremos un breve estudio de: “La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar”

2.4 La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar
En esta sección se analiza un caso específico del tema mucho más amplio englobado como Unicidad de los Puntos Extremos de Saturación y Permeabilidad. Para ello vamos a estudiar una situación frecuentemente encontrada durante la caracterización de reservorios: Diferentes valores de agua irreductible obtenidos durante los ensayos de permeabilidad relativa y de presión capilar.
En todos los desarrollos habituales (correlaciones, simulaciones numéricas, etc.) se parte de una suposición básica con respecto a los puntos extremos:
• Dado un medio poroso y un juego de fluidos (Ej.: agua y petróleo) existe un solo juego de valores para Swirr y Sor.
Esta suposición básica implica otro juego más amplio de suposiciones tales como que la historia de saturaciones es la misma (ej.: inicialmente 100 % de agua, tanto en el reservorio como en el laboratorio) y que la mojabilidad del sistema es única. Como ejemplo de lo dicho puede mencionarse que cuando se definen las propiedades de una celda durante la simulación numérica, se fija el mismo valor de Swirr para la curva de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar.
Por otro lado se acepta que las curvas de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar sufren histéresis, pero los puntos extremos no son afectados por los ciclos de drenaje e imbibición.
Y, sin embargo muchas veces la experimentación genera otro tipo de resultados. No es extraño que una misma roca sometida a ensayos de barrido y de presión capilar arroje resultados diferentes para el valor de Swirr. Frente a esta situación, y para definir el único valor necesario, el reservorista recurre a algún tipo de promedio o al descarte de valores considerados no representativos. El objetivo de esta página es profundizar en este tema para colaborar en la optimización de la evaluación de la información disponible durante la toma de decisiones.
Para hacer el desarrollo, aceptaremos, en primera instancia, que existe un único valor para Swirr y analizaremos algunas hipótesis de trabajo:
2.4.1 Muestras de permeabilidad media (entre 20 y 200 mD) poco
laminadas
En estas muestras suele obtenerse buena concordancia entre los valores de Swirr obtenidos por medio de barridos o de desplazamientos capilares.

2.4.2 Muestras muy permeables (más de 500 mD) o de
permeabilidad media y muy laminadas
En estas muestras suelen obtenerse mayores valores de Swirr durante los desplazamientos viscosos (barridos) que durante las mediciones de presión capilar. Esto situación suele presentarse como consecuencia de los siguientes factores concurrentes:
• En las mediciones de laboratorio, el petróleo suele ser la fase no-mojante, y para que pueda desplazar al agua de los canales porales de menor diámetro es necesario garantizar que durante el desplazamiento viscoso, la presión empleada supere la Presión Capilar en dichos poros.
• Experimentalmente, la condición mencionada previamente se verifica aumentando en etapas sucesivas la presión de barrido. Este incremento se continúa hasta asegurar que un incremento de presión no origina un barrido adicional de agua.
• En muestras muy permeables (más de 0.5 D), (que adicionalmente suelen ser poco consolidadas), altas presiones de desplazamiento implican caudales muy altos que pueden dañar el medio poroso, y por lo tanto no resultan aplicables los dos puntos anteriores.
Las soluciones suelen consumir tiempo de ensayo y costos adicionales que muchas veces no se realizan. Las posibles soluciones experimentales son las siguientes:
1. Obtener el agua irreductible por desplazamiento con gas o petróleo en equipos de Presión Capilar
o Por el método de la membrana semipermeable. Este proceso suele consumir varios días.
o Por el método de la centrífuga. Más rápido que el anterior, pero con algunas complicaciones experimentales derivadas de la saturación no homogénea de la muestra. En este caso se requiere prolongar el medio poroso para eliminar la zona de transición que, de otro modo se produciría dentro de la muestra.
2. Emplear una fase orgánica más viscosa (200 cp o más par permitir el aumento de la diferencia de presión entre fases sin incrementar tanto el caudal) para llegar a Swirr y luego realizar el ensayo con la fase orgánica más representativa. Este método tiene algunas desventajas: •
o Las características de los medios porosos naturales no permiten garantizar un total reemplazo de una fase por otra aunque las fases sean mutuamente miscibles. Si el reemplazo no es completo (y no existe una indicación visual de la completitud del reemplazo) se corre el riesgo de realizar el ensayo posterior con una mezcla de fases orgánicas de viscosidad desconocida.
o La elevada viscosidad dificulta la separación de agua y fase orgánica (especialmente hacia el final del desplazamiento donde el agua se produce en micro-gotas), por lo que la técnica experimental debe ser mucho más cuidadosa a efectos de no perder el registro de una parte del agua desplazada.
Como resultado de lo anterior, cuando sólo se recurre a la eliminación de agua por barrido, éste suele ser incompleto. En otras palabras, empleando las prácticas recomendadas para muestras regulares, en el laboratorio, se asume que la muestra se encuentra en condiciones de Swirr cuando, en realidad, podría ser desplazada una fracción adicional de la fase acuosa mediante un incremento de la Presión Capilar.
Como consecuencia, si la muestra es representativa de una porción del reservorio donde las fuerzas capilares generan una Sw inferior a la obtenida en el laboratorio, todo el ensayo posterior puede resultar no representativo. En estos casos es necesario obtener el valor adecuado de Swirr antes de iniciar la inyección de agua o de gas.
En este punto es muy importante destacar que la Sor es dependiente de la Sw presente al comienzo del ensayo de barrido con agua. Esto es consecuencia de que cuanto mayor sea la proporción de la red poral contactada por petróleo, más grande va a ser la cantidad de petróleo retenido durante el posterior desplazamiento con agua o gas. De este modo si, como consecuencia de lo expuesto, se inicia el ensayo de desplazamiento con una Sw mayor que la Swirr, se obtendrá una Sor menor.
2.4.3 Muestras poco permeables (menos de 20 mD)
En estas muestras las Sw más bajas obtenidas durante las mediciones de presión capilar, suelen ser mayores que los valores de Swirr registrados durante los desplazamientos viscosos (barridos). En este caso, la diferencia se debe a que no se completa la curva de Presión Capilar con las presiones alcanzadas en la etapa experimental. Los barridos, por otra parte, permiten aplicar mayores diferencias de presión de modo que no existe dificultad en vencer las fuerzas capilares de los poros de menor diámetro. Cuando se presenta esta situación, es muy importante establecer la Sw que corresponde a la zona de la muestra en estudio, para no iniciar los ensayos de barrido con Sw inferiores a la de reservorio, fijadas por la curva de Presión Capilar y la ubicación del nivel de agua libre (FWL).
Aquí también es importante destacar que un valor erróneo de Sw inicial conduciría a un resultado incorrecto de Sor. Como se detalló en el punto anterior, la Sor es una función de la Sw inicial del sistema.