ESTIMACIÓN DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA BIFÁSICA A PARTIR DE LA SIMULACIÓN DE FLUJO DE FLUIDOS EN MICROGRAFÍAS DE ROCAS
ESTIMATION OF THE TWO-PHASE RELATIVE PERMEABILITY FROM FLUID FLOW SIMULATIONS IN ROCK MICROGRAPHS
Jorge A. Briones-Carrillo1, Carlos G. Aguilar-Madera1,*, Víctor Matías-Pérez1 (1) Universidad Autónoma de Nuevo León, Facultad de Ciencias de la Tierra, Carretera a Cerro Prieto Km 8, Ejido Ex Hacienda de Guadalupe, C.P. 67700, Linares, N.L. – México
Resumen
En este trabajo se presenta una metodología para estimar la permeabilidad relativa de dos fluidos inmiscibles bajo escenarios de drene e imbibición. A partir de la imagen SEM de una muestra de roca, se identifica la red de poros y se simula la dinámica de fluidos intersticial considerando además el movimiento de la interfase entre los dos fluidos con el método Level Set. Para ello se utilizó el software COMSOL Multiphysics. Para ejemplificar la aplicación, se trabajó en la imagen microscopía electrónica de barrido de una muestra de roca real de la Formación Amaxac del Paleocanal de Chicontepec en México, y se estimó la permeabilidad relativa del agua y del aceite siguiendo una formulación matemática basada en la Ley de Darcy multifásica. Cualitativamente, las estimaciones de la permeabilidad relativa coinciden con las que se pueden encontrar en la literatura, identificándose las saturaciones residuales, los valores máximos de la permeabilidad relativa (endpoints), y diferentes formas de las curvas de permeabilidad relativa asociadas a drene e imbibición.
Abstract
In this work a methodology for estimation of two immiscible fluids relative permeability is presented for drainage and imbibition processes. Using a SEM image of rock samples, the pore network is identified and CFD routines are implemented along the tracking of the interface movement with the Level Set method. This process was done using the software Comsol Multiphysics. This proposal was applied to a scanning electron microscopy image of a real rock sample from the Formation Amaxac in the Paleochannel Chicontepec, Mexico, and based on the Darcy’s Law for multiphase flow the oil and water relative permeabilities were estimated. Qualitatively, the obtained relative permeability curves are similar to those encountered in the literature and features as: residual saturations and endpoint values are clearly identified, as well as the differences found in relative permeability curves for drainage and imbibition.
Palabras clave: permeabilidad relativa, dinámica de fluidos computacional, imbibición, drene, microscopía electrónica de barrido Keywords: relative permeability, Computational Fluid Dynamics, imbibition, drainage, Scanning Electron Microscopy