[pt] Estima-se que 50 por cento das reservas mundiais de petróleo e gás sejam mantidas
em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Um dos maiores desafios neste tipo de formações é a sua heterogeneidade. Além da presença
de fraturas que conectam longitudinalmente o meio poroso, vugs em diferentes escalas e distribuições estão espalhados por toda a matriz porosa.
Essas cavidades tornam as características do escoamento de fluidos significativamente diferentes daquelas dos reservatórios convencionais de estrutura
porosa homogênea, e trazem a necessidade de avaliar propriedades petrofísicas equivalentes para o meio heterogêneo. Neste estudo, uma abordagem
microfluídica é usada para determinar as curvas de permeabilidade relativa
de água e óleo e os perfis de distribuição das fases em micromodelos 2D de
meios porosos vugulares. Experimentos de injeção simultânea de água-óleo
em estado estacionário foram realizados a diferentes fluxos fracionários de
água, monitorando a dinâmica da queda de pressão e visualizando o deslocamento de fluidos na escala de poros. A aquisição de imagens em tempo
real por microscopia de fluorescência permitiu examinar a evolução da saturação das fases. A comparação direta entre as curvas de permeabilidade
relativa dos meios porosos vugulares com aquela da matriz porosa mostrou
que a incorporação de vugs leva a (i) maior permeabilidade absoluta equivalente, especialmente com cavidades mais longas e em maior número, (ii)
aumento da ocupação de óleo na matriz porosa, devido à invasão de água
menos eficiente, e (iii) maior permeabilidade relativa à água, que flui preferencialmente pelo espaço vugular. Esses resultados são consistentes com a
natureza molhável ao óleo dos micromodelos, uma vez que os vugs oferecem
menor resistência capilar ao fluxo da fase não molhante. Nossa abordagem
microfluídica de baixo custo provavelmente nos permitirá estudar sistematicamente configurações mais complexas de meios porosos heterogêneos / [en] It is estimated that 50 percent of world s oil and gas reserves are held in naturally
fractured carbonate reservoirs. One of the biggest challenges in this type
of formation is its heterogeneous nature. Besides the presence of fractures
that longitudinally connect the porous medium, vugs at different scales and
distributions are scattered throughout the porous matrix. These cavities
cause fluid flow characteristics to significantly differ from those of conventional homogeneous pore structure reservoirs and bring the need to evaluate
equivalent petrophysical properties of the heterogeneous medium. In this
study, a microfluidic approach is used to determine the water and oil relative permeability curves and phase distribution profiles in 2D micromodels
of vugular porous media. Steady-state water-oil injection experiments were
performed in these devices at different fractional flows, while monitoring
the dynamics of the pressure drop and visualizing the fluid displacement
at the pore scale. Live-image acquisition through fluorescence microscopy
made it possible to examine the evolution of the saturation of water and
oil phases. The direct comparison between the relative permeability curves of well-characterized vugular porous media and their porous matrix
showed that the incorporation of vugs leads to (i) higher equivalent absolute permeability, especially with longer cavities and higher vug density,
(ii) increased oil occupancy in the porous matrix, due to less efficient water
invasion into the porous matrix, and (iii) higher relative permeability to
water, which flows preferentially through the vugular space. These results
are consistent with the oil-wet nature of micromodels, since the vugs are
offering less capillary resistance to the flow of the non-wetting phase. Our
low-cost microfluidic approach will likely allow us to systematically study
more complex vugular-fractured systems.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:62829 |
| Date | 13 June 2023 |
| Creators | JESUS DANIEL FERNANDEZ ESCALANTE |
| Contributors | MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | English |
| Detected Language | English |
| Type | TEXTO |
Page generated in 0.0027 seconds