No presente trabalho, tratamos de um problema vindo das ciências aplicadas, a potencialização da extração petrolífera, com o objetivo de destacar seu caráter interdisciplinar. Acompanhamos as principais etapas da determinação de parâmetros petrofísicos de rochas via simulação de fenômenos físicos. Intentamos a exposição dos conceitos pertinentes e nos referimos à literatura para detalhes técnicos específicos. A importância dos ensaios experimentais no desenvolvimento de algoritmos simulatórios, assim como a relevância da colaboração de profissionais de diferentes áreas para uma pesquisa científica abrangente são abordados em uma breve discussão no final do texto. A intenção é mostrar a amplitude das aplicações da física, discutindo as aproximações e limitações da descrição do problema em questão.
Neste trabalho desenvolve-se um método semianalítico para calcular a permeabilidade absoluta de rochas a partir de imagens microtomográficas. Enfatiza-se as questões fenomenológicas do modelo, bem como suas hipóteses, e nesse sentido aponta-se alguns equívocos encontrados na literatura. A metodologia é aplicada a três amostras de rochas areníticas. O método foi capaz de predizer a ordem de grandeza para as duas amostras que possuem valores experimentais disponíveis. Para a amostra que não apresenta valor experimental de permeabilidade, o resultado concorda com a ordem de grandeza prevista por outros métodos. I. INTRODUÇÃONas últimas décadas, devido a motivações energéticas e ambientais, a investigação sobre meios porosos tem se tornado um tópico importante na pesquisa científica. Trata-se de um domínio amplo que se desdobra em muitos ramos da ciência aplicada e engenharia com a intenção de estudar as propriedades desses materiais.A primeira indagação sobre um meio poroso está relacionada com a capacidade -ou sua falta -de um fluido atravessar o espaço vazio (fase porosa) de sua estrutura. E essa questão se torna mais difícil quando fluidos diferentes disputam o mesmo espaço, i.e., dá-se um escoamento multifá-sico. Nesse caso a permeabilidade relativa é a grandeza buscada. Por exemplo, o escoamento de petróleo -que, na verdade, é uma variedade de hidrocarbonatos -no interior de rochas. No entanto, para compreender melhor o modelo, primeiramente efetua-se a simulação de escoamentos monofási-cos, e determina-se a permeabilidade absoluta. Neste trabalho, propõe-se um modelo para calcular esta última grandeza.De um ponto de vista teórico e computacional, esses estudos baseiam-se na simulação de escoamentos de fluidos no interior do material. Porém, devido à complexidade de sua estrutura, não há uma metodologia genérica que seja capaz de satisfazer todas as questões, e apenas são feitos cálculos específicos.Nesse sentido, algumas movimentos apontam na direção da simplificação da estrutura, bem como do regime de escoamento. Em 1956, devido às limitações de execução de cál-culos ordinários, Fatt [1] interpretou a fase porosa como uma associação plana de resistores elétricos, associando a estrutura real 3D a uma rede regular 2D. Chatzis e Dullien [2] se opuseram a esse argumento, mostrando que a rede 2D é incapaz de abranger a interconectividade. Outras tentativas de utilizar redes 3D regulares foram feitas [3,4], mas não obtiveram sucesso em descrever as propriedades estatísticas do meio real. * cunha@lmpt.ufsc.br † denise@lmpt.ufsc.br ‡ anderson@lmpt.ufsc.br § iara@lmpt.ufsc.br ¶ celso@lmpt.ufsc.br Na tentativa de captar toda a complexidade da estrutura porosa, os trabalhos de Bryant et al. [5][6][7] usaram a técnica de microtomografia computadorizada de raios-X para extrair a intricada rede porosa do material. A partir dessas imagens, esses trabalhos assumiram que o espaço vazio poderia ser simplificado por um empacotamento de esferas. Essa metodologia foi expandida por trabalhos subsequentes [8][9][10][11][12], os qu...
Pore-network modelling, or digital petrophysics, is an emerging technology which allows computing physically consistent two- and three-phase flow functions such as relative permeability and capillary pressure curves at arbitrary wettability. Considering the difficulty in measuring these functions reliably in the laboratory, pore-network modelling is increasingly used to guide and complement costly and time-consuming SCAL programmes. Although pore-network modelling is now well-established for clastic reservoirs, applying it to carbonate rocks is significantly more challenging due to their complex and multi-scale pore structure, comprising micro- and macro-pores as well as cracks and fractures. We have hence developed a novel method to integrate pore-networks, which have been extracted at multiple scales directly from CT images at different resolutions, into a single pore-network model that can be used in subsequent calculations of two- and three-phase flow functions. This method has been validated by comparing computed two-phase relative permeability and capillary pressure curves for a multiscale network to the corresponding laboratory measurements. However, in this approach it is important to accurately consider the impact of the spatial distribution of fine network elements, which are extracted from high-resolution images. We therefore show the impact of the spatial correlation of high-resolution porosity on single- and two-phase fluid flow and propose a model that allows us to simulate the spatial correlation between coarse-scale pores and fine-scale porosity in the absence of a suitable CT image that segments the rock into three phases (pores, sub-resolution matrix porosity, and solid). We demonstrate the impact of the spatial correlation of microporosity on absolute and relative permeabilities by applying this model to various datasets, including CT images of an off-shore carbonate reservoir. This demonstrates that the spatial correlation of microporosity is one of the key factors controlling recovery from carbonate reservoirs and that our new method allows us to quantify it.
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