An experimental study of water oil relative permeability of fractured rock at variable conditions of hydrostatic effective stress and capillary number

Autor: Restrepo Morales, Alejandro
Přispěvatelé: Lopera Castro, Sergio Hernando
Jazyk: Spanish; Castilian
Rok vydání: 2017
Předmět:
Zdroj: Repositorio UN
Universidad Nacional de Colombia
instacron:Universidad Nacional de Colombia
Popis: In the study of fractured systems petrophysics, the concept of relative permeability is of primary importance as it integrates into a characteristic curve, the net effect of complex interactions between matrix, fracture and fluids as a function of saturation. In most practical applications, this curve is assumed independent of the state of stresses and / or to the relative magnitude of viscous and capillary forces, normally represented by the capillary number concept Nc. In the existing coupled simulation schemes, some approaches incorporate eomechanical effects on the petrophysical attributes such as absolute permeability, porosity, fracture width and fracture permeability. There are others that incorporate the effect of capillary number on the relative permeability functions. In a practical sense, the assumption of invariant Kr with the stress and / or the capillary number actually simplifies computational requirements but can underestimate known physical effects that variable stress regime and variable viscous-capillary forces field induce on the multiphase flow. This has special relevance in the context of naturally fractured reservoirs subject to fluids injection and production. In this work, results of core flood experiments performed on a single fractured Berea core were used to obtain water-oil relative permeability curves by the unsteady state JBN method, at variable hydrostatic effective stress and capillary numbers. The aim of the present study is to advance towards a better prediction of complex dynamics in systems where matrix-fracture deformation occur due to stress changes, and variable flow regime exist as a function of relative variations of viscous-capillary forces across the reservoir. The methodology is based on the exploration of the variations of Corey relative permeability parameters with both hydrostatic effective stress and capillary number noting that studies found in the literature report the independent effect of these two variables but not of their combined effects. Results to date indicate that the features of relative permeability curves of fractured rocks (e.g. ranges of mobile saturation, curvature, endpoints) are modified when changes on the effective hydrostatic stress, the capillary number or both are induced. It is herein proposed, that the degree and configuration of the variation of the curves with respect to a reference curve is a function of the level of flow transfer between the matrix and fracture which in turn is determined by the relative importance of the capillary, viscous and deformation effects on both domains. For the set of tested conditions, an empirical correlation for Kr prediction has been developed but future phases of the investigation can include additional variables related to the anisotropic stress regime, other types of fractures and wettability conditions to broaden the applicability of predictive models. Resumen: En petrofísica de sistemas fracturados, el concepto de permeabilidad relativa resulta determinante, al integrar en una curva característica, el efecto neto de complejas dinámicas de interacción entre la matriz, la fractura y los fluidos ante cambios en los estados de saturación. En simulación convencional de yacimientos, esta curva se asume invariante ante cambios en el estado de esfuerzos y/o en la magnitud relativa de fuerzas visco-capilares, normalmente representada bajo el concepto de número capilar Nc. En simulación acoplada, algunos desarrollos incorporan los efectos geomecánicos sobre propiedades petrofísicas como la permeabilidad absoluta y la porosidad o atributos como el espesor y la permeabilidad de fractura y en otros esquemas, se incluye el efecto de número capilar variable a las funciones de permeabilidad relativa. En un sentido práctico, la suposición de curvas Kr invariantes ante cambios en el régimen de esfuerzos o el número capilar bien simplifica las rutinas de cálculo computacional pero desestima el efecto físico que sobre el flujo multifásico inducen los cambios en el estado de esfuerzos y el campo de fuerzas visco-capilares, especialmente relevantes en el ámbito de reservorios fracturados sometidos a operaciones de producción e inyección de fluidos. En el presente trabajo, se muestran resultados de curvas de permeabilidad relativa agua-aceite de un núcleo Berea fracturado, medidas por el método JBN de estado no estable, bajo condiciones variables de esfuerzo efectivo hidrostático y número capilar. El estudio busca avanzar hacia la predicción de dinámicas de flujo que resultan variables debido a las deformaciones del sistema matriz-fractura generadas por cambios en el estado de esfuerzos y a variaciones del régimen de flujo en función de la magnitud relativa del campo de fuerzas visco-capilares a lo largo del yacimiento. La metodología explora la variación de los parámetros de la correlación de permeabilidad relativa propuesta por Corey, ante variaciones del esfuerzo efectivo hidrostático y el número capilar, anotando así mismo que la literatura relaciona estudios independientes de ambas variables pero no de su efecto combinado. Los resultados a la fecha, indican que las curvas de permeabilidad relativa de una roca fracturada modifican su aspecto (p.ej. rangos de saturación móvil, curvatura, puntos extremos ó “end-points”) cuando se inducen sobre el sistema cambios en el esfuerzo efectivo hidrostático, el número capilar o ambos. Se plantea que el grado y configuración de la variación respecto a una curva de referencia es función del nivel de transferencia de flujo entre la matriz y la fractura que a su vez es determinado por la incidencia relativa de los efectos capilares, viscosos y de deformación sobre uno y otro dominio. Aunque se presenta una correlación para la predicción de curvas Kr en sistemas del tipo probado, se propone que fases ulteriores de la investigación incluyan otras condiciones de prueba, como régimen anisotrópico de esfuerzos, u otros tipos de fractura y humectabilidad que permitan ampliar el rango de aplicación de los modelos de predicción. Maestría
Databáze: OpenAIRE
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