Resumen

Obtuvimos imágenes de areniscas húmedas con agua y húmedas con petróleo en condiciones de flujo bifásico para diferentes estados de inundación mediante microtomografía computarizada de rayos X (μCT) con una resolución espacial de 2,1 μm/píxel. Estudiamos sistemáticamente el atrapamiento a escala de poros de la fase no húmeda, así como el tamaño y la distribución de sus grupos conectados y glóbulos desconectados. Encontramos un Sor menor, 19,8%, para el tapón húmedo de aceite que para el tapón húmedo de agua (25,2%). Se observaron distribuciones aproximadas de ley de potencia de los tamaños de los glóbulos de agua y aceite en el espacio de los poros. Además, el valor τ de la fase húmeda disminuyó gradualmente y el de la fase no húmeda aumentó gradualmente durante el experimento de inundación del núcleo. El petróleo restante se ha dividido en cinco categorías; hemos explorado las ocupaciones de los fluidos de los poros y hemos estudiado el tamaño y la distribución de los cinco tipos de conglomerados de petróleo atrapados durante las diferentes etapas de drenaje. El resultado muestra que sólo el volumen relativo del petróleo agrupado se reduce, y los otros cuatro tipos de petróleo restante aumentan. La estructura de los poros, la humectabilidad y su conectividad tienen un efecto significativo en la distribución del petróleo atrapado. En la arenisca acuosa, el petróleo atrapado tiende a ocupar el centro de los poros más grandes durante el proceso de imbibición del agua, lo que conduce a una superficie específica estable y a una presión capilar del petróleo que disminuye gradualmente. Mientras tanto, en la arenisca mojada por el petróleo, las manchas de petróleo atrapadas que tienden a ocupar la esquina de los poros y se adhieren a las paredes de los mismos tienen una gran superficie específica, y el cambio de la presión capilar del petróleo no fue evidente. Estos resultados han revelado la conocida complejidad del flujo multifásico en las rocas y muestran de forma preliminar la física de desplazamiento a nivel de poros del proceso.

• Materias:Hidrología Permeabilidad Petróleo Yacimientos minerales Minería Geofluidos
• Subjects:Hydrology Permeability Petroleum Mineral deposits Mining Geofluids
• Palabras claves:aceite, área de superficie específica, fase no húmeda, poro, tapón húmedo, arenisca húmeda, presión capilar, diferente etapa de drenaje, mancha de aceite atrapada, tamaño de la agrupación de aceite
• Keywords:oil, specific surface area, nonwetting phase, pore, wet plug, wet sandstone, capillary pressure, different drainage stage, trapped oil blob, oil cluster size