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IBP0592_05. DETERMINAÇÃO DA PERMEABILIDADE DE ROCHAS RESERVATÓRIO UTILIZANDO UM MODELO SÉRIE-PARALELO. Henrique C. de Gaspari (LMPT) Celso P. Fernandes (LMPT). Paulo C. Philippi (LMPT) Carlos R. O. Rodrigues (Petrobras). MARCA. Universidade Federal de Santa Catarina - PowerPoint PPT Presentation
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DETERMINAÇÃO DA PERMEABILIDADE DE ROCHAS RESERVATÓRIO UTILIZANDO UM
MODELOSÉRIE-PARALELO
Universidade Federal de Santa CatarinaDepartamento de Engenharia MecânicaLaboratório de Meios Porosos e Propriedades TermofísicasCampus Universitário Trindade – CEP: 88040-900Tel.: (48) 331-7709 | Fax: (48) 331-7615
Henrique C. de Gaspari (LMPT)Celso P. Fernandes (LMPT)
IBP0592_05
MARCA
Paulo C. Philippi (LMPT)Carlos R. O. Rodrigues (Petrobras)
Introdução/Objetivos
Objetivos Apresentação e aplicação de um modelo série-paralelo proposto
por Reznik em 1971 para a determinação da permeabilidade de rochas reservatório.
Os modelos série-paralelo, ou também chamados de cut-and-rejoin, utilizam a distribuição de tamanho de poros na estimativa dos valores de permeabilidade.
Estas distribuições de tamanho de poros são obtidas, neste trabalho, através de técnicas de análise imagens digitais (abertura morfológica).
Como característica principal pode-se citar a simplicidade do modelo, o que possibilita rapidez na obtenção de resultados.
REZNIK, A.A. Permeability and Porosity Predictions from a Cut-and-Rejoining Model and Pore-Size Distribution, Ph.D. thesis, University of Pittsburgh, 1971
Obtenção das Imagens e Processamento
Plugues
Amostras de Rocha Reservatório - Testemunho
Lâmina Delgada
Aquisição das Imagens Digitais – Microscópio
ÓpticoImagens DigitaisImagens Digitais
ColoridasColoridasImagens BináriasImagens Binárias
União de duas fatias = um elemento constituído por um conjunto de intersecções de poros;
Formação de canais que governam o fluxo através do elemento; Formulação: n classes, com poros de tamanho: , com Fração de área de cada classe: (em relação ao volume
poroso); porosidade da amostra; porosidade antes da junção das fatias.
O Modelo
Corte transversal na amostra
Modelo constituído de fatias sucessivas
1 2, ,..., nr r r 1 2 ... nr r r
i
O Modelo
Probabilidade de interação entre um poro da superfície A com um poro da superfície B:
Pij escrita como um função E(Aij), a área de filtro será:
A vazão no meio poroso será descrita por:
Fazendo substituições e utilizando a lei de Darcy, a permeabilidade intrínseca será obtida através de:
2ij i jP
2ij ij ij ija P A X R
' 4
1 18
n n
ij iji j
pQ X RL
2
1 1
( )8
n n
i j iji j
k E A
O Modelo
A questão agora é determinar o valor esperado E(Aij); São consideradas duas situações de encontro entre os poros
Valor esperado da área de intersecção:
Valor Esperado
Processo
Aleatório DeterminísticoAleatório-
Determinístico
Encontro perfeito Encontro imperfeito
2
i j
i j
r rr r
2sr
2s l
s l
r rr r
( )ijE A
. .
..
;
;
.
.i i j
sj i j
r se r rr
r se r r
. .
..
;
;
.
.i i j
lj i j
r se r rr
r se r r
O Modelo
Millington e Quirk (1961): representa uma área mínima formada diante de uma área sólida máxima que se relacionam as seguinte forma:
Reznik (1971): porosidade de interface forma um máximo enquanto a área sólida forma um mínimo:
Para valores de porosidade entre 5% e 95% as equações acima quando representadas graficamente se aproximam de retas:
Proposta de Reznik (1971) para o cálculo da porosidade de interface:
2x(1 )x
2 (1 ) 1 0x x
2(1 ) 1 0y y
0,5778 0,21110,7978 0,2245
xy
Porosidade antes da
junção
Processo
Aleatório DeterminísticoAleatório-
Determinístico3 ( )4x y
2 2x
Amostras de maior permeabilidade: melhores resultados com processos determinístico e aleatório-determinístico de interação entre os poros;
Amostras de menor porosidade: melhores resultados com processo aleatório de interação entre os poros.
Resultados Preliminares
Conjunto
Porosidade (%) Permeabilidade k (mD)
Petrofísica Visual Petrofísic
aAleatóri
oAleatório-
Determinístico
Determinístico
B001 18,0 18,1 26,0 23,8 55 96,6B002 21,5 20,5 37,2 28,4 64,4 112,4B003 21,3 19,5 91,8 36,6 84 146,9B004 24,0 21,4 104,0 44,1 100,5 175,1B005 25,4 21,5 152,5 64,5 148,4 260,5B006 22,5 22,0 197,5 74,2 167,8 290,6B007 26,0 26,7 407,8 112,8 250,5 430,3B008 26,5 25,3 540,0 90,9 204,3 354,0B009 32,0 27,6 642,0 153,9 349,8 614,0
Resultados superestimados: Distribuição de tamanho de poros por intrusão de mercúrio; Porosidade de interface.
Resultados
Conjunto
Porosidade (%) Permeabilidade k (mD)
Petrofísica Visual Petrofísic
aAleatóri
oAleatório-
Determinístico
Determinístico
A043 25.7 19,1 122,0 294,0 668,4 1158.4A044 31,1 20,9 440,4 891,8 2061,3 3627,4A045 28,3 18,7 679,4 963,6 2225,9 3902,5
A050_HR 24,8 22,3 4442,7 4406,4 10056,7 17553,7
Conclusões
Reznik (1971) apresenta boas soluções para a área de fluxo formada durante a interação entre os poros;
Modelos anteriores propunham uma área média de fluxo; A porosidade de interface apresenta resultados de
permeabilidade superestimados; Diferença entre a curva de distribuição de tamanho de poros
obtida por intrusão de mercúrio e a obtida por morfologia matemática;
Novo lote para obtenção de mais resultados.
AGRADECIMENTOS
Laboratório de Meios Porosos e Propriedades Termofísicas - LMPT
Universidade Federal de Santa CatarinaCentro TecnológicoDepto. de Eng. MecânicaCampus Trindade, Florianópolis – SCCEP: [email protected]@[email protected]
Henrique C. de Gaspari (LMPT)Celso P. Fernandes (LMPT)
Paulo C. Philippi (LMPT)Carlos R. O. Rodrigues (Petrobras)
PetrobrasCentro de Pesquisas e
Desenvolvimento Leopoldo Américo M. de Mello
Tecnologia de RochasCidade Universitária, Av. 1, Quadra 7Ilha do Fundão, Rio de Janeiro – RJCEP: 21949-900 [email protected]