Investigating Multiphase Flow Phenomena in Fine-Grained Reservoir Rocks, Insights from Using Ethane Permeability Measurements over a Range of Pore Pressures
La capacidad de cuantificar la permeabilidad efectiva a las distintas saturaciones de fluidos y estados de tensión experimentados durante la producción de los yacimientos de petróleo y gas de esquisto es necesaria para una explotación eficiente de los recursos, pero hasta la fecha los retos experimentales impiden la medición de la permeabilidad efectiva de estos materiales en un rango de saturaciones de fluidos. Para superar estos problemas, hemos medido la permeabilidad efectiva de un conjunto de esquistos gaseosos al etano gaseoso en un rango de presiones de poro hasta la presión de vapor saturada. La saturación de etano líquido/semilíquido aumenta debido a la adsorción y a la condensación capilar con el aumento de la presión de poros, lo que da lugar a la disminución de la permeabilidad efectiva al gas etano. En qué medida disminuye la permeabilidad efectiva al gas etano con la adsorción y la condensación capilar depende de la distribución del tamaño de los poros de cada muestra y del estado de tensión en el que se mide la permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva disminuye más en los estados de tensión más altos porque los poros son más pequeños en los estados de tensión más altos. Las mayores caídas de la permeabilidad efectiva se producen en las muestras con tamaños de poro dominantes en el rango de los mesoporos. Estos poros están completamente bloqueados debido a la condensación capilar a presiones de poro cercanas a la presión de vapor saturado del etano. El bloqueo de estos poros corta las principales vías de flujo de fluidos en la roca, disminuyendo así drásticamente la permeabilidad efectiva al gas etano.
Fuente:
Revista Virtual Pro
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