Можете подробнее сказать, с чем именно Вы столкнулись.

Так же очень важно знать, как именно проводился эксперимент по регистрации капиллярных кривых. Чтобы ответить на Ваш вопрос нужно точно знать технические нюансы проведения эксперимента (тип жидкости, тип оборудования и т.д. и т.п.)

Может это были результаты измерения методом USBM? Тогда знак "минус" у давления - просто результат пересчета для наглядности, сопоставления площадей под кривой и вычисления индекса смачиваемости.

В общем, картинку в студию :)

Ну как-как, есть набор трубок разного радиуса, по тонким трубкам вода забирается наверх (смачивает), а по толстым наоборот спускается вниз (не смачивает). У разных трубок разная смачиваемость.

Чтобы понять эту кривую надо обратить внимание на то, что речь идет именно о "смешанной смачиваемости" породы, а не о "смешиваемом вытиснении". Явления смачиваемости возникают на границах трех и более систем. В данном случае вода-нефть-порода. Порода по своей смачиваемости может быть гидрофильна или гидрофобна. В случае если порода гидрофильна (любит воду) вода поднимается под действием "капиллярных сил" = "сил поверхностного натяжения"="сил смачиваемости" вверх от FWL. В случае если порода гидрофобна - уже нефть "опускается" ниже FWL под действием "капиллярных сил". Но реальный керн по минеральному составу не однороден и в нем может присутствовать какой-то процент "гидрофильных" и какой-то процент "гидрофобных" капилляров. Как результат - хвостики вниз (как на рисунке) от гидрофобных каппиляров. Реальные кривые на "российском" керне часто  содержат небольшие "хвосты" после выхода каппилярной кривой в горизонт. В большинстве своем "западно-сибирсикие" керны - гидрофильны. Хвостики отбрасывают, сглаживают и т.п. Однако при условии, что это корректно проведенные эксперименты, а не "раскручивание центрифуги до первой космической", то хвостики показывают "смешанную смачиваемость породы". Но поскольку понятия "зеркало воды" при исследовании керна нет, то и разместить "истинный" ноль исследователь не пытается. Где хвосты "реальные", а где "мнимые" вопрос сложный и требует детального изучения процесса проведения эксперимента ... ну и консультации со специалистом из лаборатории.

   Как убедиться что все вышесказанное верно, а не плод фантазии автора? Берем ECLIPSE-100, создаем два региона с одинаковым зеркалом воды. В одном нулевые каппилярные кривые, а во втором - задаем каппилярку с переходом через ноль и отрицательными значениями. Наблюдаем как вода поднялась выше FWL на расстояние H1 = Pmax / (Ro wat - Ro oil ) / g , где Pmax - максимальное значение заданной каппилярной кривой и как нефть опустилась ниже заданного FWL на глубину H2 = Pmin / (Ro wat - Ro oil) / g , где Pmin - минимальное "отрицательное" значение. Плотности используем в пластовых условиях, размерности уточняем сами ..... Убеждаемся что (покрайней мере по Азизу) отрицаетльные значения "каппилярной кривой" означают именно описанный выше эффект смешанной смачиваемости.

Как-то так.

С уважением, Инженер.

Первое что нужно понять - капиллярное давление определяется разностью давлений несмачивающей фазы и смачивающей. В случае когда нефть несмачивающая среда, то это разность между давлением нефти и давлением воды. 
Но полное смачивание одним флюидом и неполное смачивание другим применительно к минералам, слагающим горную породу, невозможно. 
Порода всегда имеет смешанную смачиваемость, однако когда говорят о смачивании водой, то принимают тот случай, когда порода преимущественно смачивается водой и не смачивается нефтью. 
Шкала по оси У отложена с учетом того, что капиллярное давление расчитано по разности давления нефти и давления воды.

Теперь к эффекту на графике. Процессу imbibition всегда предшествует процесс drainage - это когда несмачивающая фаза вытесняет смачивающую. Чем большую насыщенность набирает несмачивающая фаза (нефть) тем выше капиллярное давление. В конечном итоге, нефть неспособна вытеснять больше воду, какое бы давление не приложено было, и в данном случае насыщенность воды достигает irreducable water saturation. Таким образом drainage в природе является процессом миграции нефти в ловушку.
Следующий процесс - imbibition - смачивающая фаза (вода) вытесняет нефть, и в данном случае на начальном этапе идет уменьшение капиллярного давления. Однако в определенный момент так как порода всегда имеет смешанную смачиваемость дальнейшее вытеснение нефти невозможно по капиллярным же причинам - теперь уже капиллярные силы мешают вытеснению нефти водой из-за того, что нефть тоже в определенной степени смачивает горную породу (в этот момент кривая капиллярного давления выходит в отрицательные величины, где давление в водной фазе должно быть выше чем давление в нефтяной фазе для продолжения вытеснения. Но так как давление по оси Y отложено изначально как Poil-Pwat, то кривая уходит в отрицательные значения, хотя на самом деле происходит рост капиллярного давления). Этими явлениями и обуславливается наличие residual oil saturation и такова природа этого понятия. В трещинноватых залежах данный эффект имеет ключевое значение для определения recovery factor. Все это описывает процесс закачки воды или движение пластовой воды.

Действие ПАВ, а так же различные другие методы EOR направлено в том числе на увеличение recovery factor на pore level -на уменьшение residual oil saturation путем изменения поверхностного натяжения (уменьшение поверхностного натяжения приведет к уменьшению капиллярного давления) и смещения данной кривой в сторону а так же изменения ее формы. 

Secondary drainage - это когда в будет происходить вытеснение воды нефтью в пласте после процесса imbibition.

Так же фундаментально то, что существование вообще кривых относительных проницаемостей отличных от двух прямых проходящих крест-накрест обусловлено как раз наличием капиллярного давления и капиллярных эффектов.

Еще комментарий посвященный тому, что написал Инженер.

Некорректно написана часть про инициализацию и все что включало в себя FWL.

То состояние насыщенности, которое моделируется в процессе инициализации, является результатом процесса Drainage, кривая капиллярных давлений для которого всегда имеет положительное значение в осях представленного графика, хотя сама на нем не представлена. Соотвественно никакие кривые imbibition с отрицательными значения недопустимо использовать для описания начального состояния залежи. 

Собственно к терминологии теперь 
Free Water Level - это уровень, где капиллярное давление равно нулю. Логично что насыщенность водой там 100%.
Oil-water contact - уровень, где насыщенность водой равна 100%, но капиллярное давление достигает значение threshold pressure. Threshold pressure - это капиллярное давление, которое нужно достигнуть разности давлений между несмачивающей фазой (нефтью в данном случае) и смачивающей фазой (водой), чтобы начать уменьшение насыщенности воды и увеличение насыщенности нефти. Грубо говоря, чтобы поры начали заполнятся не только смачивающей фазой, но и несмачивающей. 

Если threshold pressure равно нулю, то FWL=OWC.

А есть хоть какие-то работы, публикации, подтверждающие, что Западно-Сибирский керн в основном гидрофильный? Может где-то извлекали керн с сохранением пластовых условий или проводились серьезные лабораторные работы по изучению смачиваемости? Я поясню вопрос - есть два факта:

1.  В процессе подготовки керна смачиваемость меняется и керн чаще всего становится более гидрофильным. 

2. У нас лаборатории работают по Российским ОСТ, в которых рекомендуется проводить состаривание керна в течение 12-24 часов. Я видел несколько публикаций, в которых изучалось восстановление смачиваемости при состаривании керна, 12-24 часа почти никогда недостаточно для восстановления исходной смачиваемости. Вместо 24 часов рекомендуется выдерживать как минимум 20 дней.

Кто что знает об этом?

Ничего не понял из того что ты написал. 

Если тебя не устраивает все объяснение процесса, которое я тебе предоставил, и ты считаешь что это не так - флаг в руки. 

А по поводу цитаты - имелось в виду что породы слагаются не одним типом минералов, а как правило, несколькими. Которые могут отличаться по смачиваемости. И сама история насыщенности породы влияет на смачиваемость.
 

"Из твоего поста я понимаю что надо не только жидкости смотреть но и породу. До сих пор такого не встречал. " Не знаю как ты смачиваемость рассматриваешь конечно, но она определяется силами взаимодействия между молекулами жидкости, и силами взаимодействия между молекулами жидкости и молекулами смачиваемого тела. И если молекулы жидкости притягиваются друг к другу сильнее, чем к молекулам смачиваемого тела, то говорят, что жидкость несмачивает поверхность, и образует каплю на ней. Если же молекулы жидкости притягиваются к молекулам смачиваемого тела сильнее, чем друг к другу, то происходит смачивание и жидкость растекается по поверхности. Так, вода смачивает стекло, но не смачивает парафин. Так что не знаю как ты собираешься рассматривать смачиваемость отдельно от породы.

Брусиловских не знаю, слышал только что с ПВТ как то связан. Меня ПВТ учил Кертис Витсон, потому не знаком с русским пониманием ПВТ процессов и трудами Брусиловского.