Resumen

Se desarrolla un modelo numérico matemático de doble porosidad y doble permeabilidad basado en una malla de bisección perpendicular (PEBI) para describir el comportamiento del flujo de gas en yacimientos de gas de esquisto incorporando la permeabilidad corregida por deslizamiento y el efecto del gas adsorbido. Se realizan estudios paramétricos de un pozo horizontal con múltiples fracturas hidráulicas de conductividad infinita en un yacimiento de gas de esquisto para investigar el efecto del flujo matriz-pozo, la porosidad de la fractura natural y la porosidad de la matriz. Encontramos que la relación entre la permeabilidad de la fractura y la permeabilidad de la matriz decide aproximadamente el error de presión de fondo de pozo (BHP) causado por omitir el flujo entre la matriz y el pozo y que el efecto de la porosidad de la matriz sobre la BHP está relacionado con el contenido de gas adsorbido. Cuando el gas adsorbido representa una gran proporción del almacenamiento total de gas en la formación de esquisto, la porosidad de la matriz sólo tiene un efecto muy pequeño en la BHP. De lo contrario, tiene una influencia evidente. Este trabajo puede ayudarnos a comprender la compleja respuesta transitoria de la presión debido a la existencia del gas adsorbido y ayudar a los ingenieros petroleros a interpretar mejor los datos de campo.

• Materias:Reacciones químicas Propiedades fisicoquímicas Química analítica Química de los alimentos Química sostenible
• Subjects:Chemical reactions Chemicophysical properties Analytical chemistry Food chemistry Sustainable chemistry
• Palabras claves:porosidad matricial, bhp, efecto de gas adsorbido, contenido de gas adsorbido, presión de fondo de pozo, comportamientos de flujo de gas, porosidad dual matemática, conductividad infinita múltiple, porosidad de fractura natural, almacenamiento total de gas.
• Keywords:matrix porosity, bhp, adsorbed gas effect, adsorption gas content, bottom hole pressure, gas flow behaviors, mathematical dual porosity, multiple infinite conductivity, natural fracture porosity, total gas storage