Apesar de o modelo de trocas iônicas proposto pela equipe do Prof. Dr. Austad, da Universidade de Stavanger, ser um dos mais aceitos para explicação da alteração de molhabilidade observada na injeção de água projetada, ainda não há consenso na comunidade científica sobre os fenômenos físicos e químicos que provocam o aumento de recuperação de óleo. Resultados de alguns grupos de pesquisa mostraram-se tão divergentes do proposto por esse modelo que estimularam o desenvolvimento de modelos alternativos, em que são considerados outros mecanismos para explicar a alteração da molhabilidade.
2.6.1 Dissolução da calcita
Hiorth et al. (2010), da Universidade de Stavanger, propuseram que a dissolução da
calcita seja o principal fenômeno responsável pela recuperação adicional de óleo quando se injeta água de salinidade projetada. A principal base da sua proposta procede dos resultados observados num modelo geoquímico que os autores desenvolveram, em que se acoplou a química da fase aquosa com a da superfície da calcita, considerando também precipitação e dissolução dos minerais. Esse modelo foi inicialmente validado para previsão do potencial de superfície da calcita e a adsorção de íons sulfato da fase aquosa, com base em resultados experimentais de medição de potencial zeta em afloramentos de chalk Stevns Klint encontrados na literatura.
Importante citar que o modelo geoquímico desenvolvido não incluiu a fase oleica, mas apenas as fases aquosas e a calcita. Uma vez validado, o modelo foi usado para investigar como o potencial zeta influencia a estabilidade do filme de água e a adsorção dos componentes polares do óleo na superfície da rocha. Considerando que o óleo tem potencial positivo, eles buscaram relacionar as cargas da superfície da rocha com o comportamento esperado da recuperação de óleo, face a variações de temperatura e concentração de íons Mg2+. Concluiu-se que as mudanças nas cargas superficiais provocadas pela alteração na composição da água não conseguem explicar a sua relação com o aumento na recuperação de óleo. Por outro lado, eles concluíram que o fenômeno de dissolução da calcita consegue explicar satisfatoriamente tais resultados experimentais.
A ideia da dissolução da calcita como mecanismo também havia sido proposta como explicação de resultados de testes de injeções de águas do mar diluídas, por Yousef et al. (2011a).
experimentos de deslocamento forçado seria devida à melhoria da conectividade entre diferentes sistemas porosos obtida por dissolução microscópica da rocha.
2.6.2 Interações fluido/fluido
Sohrabi et al. (2015), da Universidade Heriot-Watt, defendem a ideia de que os
ganhos de produção de óleo observados na técnica se devem particularmente às interações fluido- fluido. Eles realizaram testes de embebição espontânea em testemunhos areníticos, a 60°C. De acordo com o modelo, o fenômeno seria independente do tipo de rocha reservatório. Foram utilizados água de baixa salinidade (500 ppm), de alta salinidade (100.000 ppm) e dois óleos diferentes: o óleo morto original do reservatório e esse mesmo óleo depletado de micelas (obtidas por contato anterior com água de baixa salinidade). Eles observaram significativa diferença no fator de recuperação entre os testes com óleo original e com óleo depletado de micelas, ambos usando-se a água de 500 ppm. Isso indicou que as micelas têm forte atuação no mecanismo de alteração de molhabilidade. Essa diferença na recuperação de óleo foi novamente observada nos testes de injeção de água de baixa salinidade, realizados em sequência aos testes de embebição: na amostra de rocha com óleo depletado de micelas, a recuperação de óleo foi 12,8% menor do que na amostra de rocha com óleo original.
Além dessa investigação, os autores também testaram o papel das argilas na eficácia da técnica. Foram realizados testes de deslocamento forçado em amostras de rocha sintéticas homogêneas de borosilicato cristalino (sem argilas). Em arenitos, os mecanismos propostos que dependem da capacidade da rocha de trocar cátions imprescindem da presença de argilas. Os autores conseguiram observar ganhos de 11% de recuperação na injeção da água de baixa salinidade, em relação à injeção secundária de alta salinidade, apesar da ausência de argilas. Como terceira evidência da teoria de formação de micelas, compararam a composição do óleo original e do produzido após a injeção de água de baixa salinidade, usando-se espectroscopia de infravermelhos. Foram observadas significativas alterações, as quais foram justificadas pela ocorrência de dessorção dos componentes polares após a injeção da água.
2.6.3 Hidroxilas como mecanismo auxiliar
Karimi et al. (2016) investigaram o papel do íon sulfato na alteração de
de calcita (>99% de pureza). Os autores também realizaram testes de mineralogia da superfície antes e depois do tratamento com a água com sulfato, para ganhar entendimento do mecanismo. Foram utilizadas medições de termogravimetria (TGA), espectroscopia de infravermelho com transformada de Fourier (FTIR) e espectroscopia de energia dispersiva de raios-X (SEM-EDS). Concluíram que os íons sulfato são capazes de liberar estearatos adsorvidos da superfície e assim modificar a molhabilidade da rocha para preferencial à água, mas propuseram um acréscimo à teoria da troca iônica. Por não terem visualizado nenhum enxofre na superfície da calcita após o tratamento com a solução 0,1M de sulfato, sugeriram que outra interação também ocorre entre a água e a rocha.
Além de um primeiro mecanismo, que é de os íons sulfato interagirem com os complexos formados entre os íons cálcio e os estearatos, removendo-os da superfície, haveria um segundo. Esse segundo mecanismo consistiria em uma troca iônica entre as hidroxilas e os íons estearatos adsorvidos na superfície da rocha, o que promoveria a dessorção destes. Segundo os autores, o primeiro mecanismo prevaleceria em tratamentos com soluções de alta concentração de sulfato. O segundo mecanismo teria papel complementar ao primeiro, mas, em soluções com baixas concentrações de sulfato, ele teria efeito mais importante.