Registro de resúmenes

Reunión Anual UGM 2022


MSG-9

 Resumen número: 0449  |  Resumen aceptado  
Presentación oral

Título:

ESCALAMIENTO DE PERMEABILIDAD EN MUESTRAS DE ROCAS USANDO IMÁGENES DE MICROTOMOGRAFÍA DE RAYOS X

Autores:

1 Dante Arteaga ← Ponente
Centro de Geociencias, UNAM
darteaga@geociencias.unam.mx

2 Sandra Vega
Centro de Geociencias, UNAM
sandravega@geociencias.unam.mx

3 Luis Olmos
Universidad Michoacana de San Nicolas de Hidalgo
luisra24@gmail.com

Sesión:

MSG Modelación de sistemas geofísicos Sesión regular

Resumen:

Una de las propiedades petrofísicas de mayor interés para la industria extractiva de gas, petróleo y energía térmica (a través del vapor) es la permeabilidad, gracias a las innovaciones y desarrollo de los sistemas de cómputo actuales la simulación numérica de esta propiedad se ha hecho viable. Sin embargo, para muestras en las que se busca obtener la mayor representatividad posible, esto implica un aumento en el tamaño a simular, por ende, un aumento en los tiempos de cómputo. Una opción para reducir los tiempos de simulación es estimar las propiedades efectivas a partir de un estudio multiescalar; el cual consiste en obtener submuestras digitales y con sus valores individuales obtener el valor total efectivo de la propiedad de la muestra a analizar.

En este trabajo se presenta un estudio multiescalar de la permeabilidad realizado en muestras de rocas de origen ígneo cuyo espacio poroso tridimensional es obtenido a partir de imágenes de microtomografía de rayos X. Una vez digitalizada cada muestra, se extrae la imagen en forma cúbica, se obtiene el medio poroso conectado y se simula la permeabilidad en la muestra completa (de tope a base en la dirección axial). Posteriormente, se extraen 3 submuestras digitales en forma de prisma rectangular cuyo eje menor es paralelo al flujo, en las que se realizan simulaciones individuales para calcular la permeabilidad en cada una de ellas. Para el cálculo de la permeabilidad total efectiva se utilizan los promedios armónico, aritmético y geométrico de cada set de 3 submuestras, estos valores se comparan con el valor de la permeabilidad obtenida en la muestra total. Los resultados indican que la diferencia entre los valores de la permeabilidad de la muestra y la permeabilidad total efectiva a partir de las submuestras está solo en el rango de 1 a 4 milidarcies. Además, al comparar los tiempos de cómputo, encontramos que el tiempo ocupado para simular todas las submuestras es 90% más rápido que la simulación única realizada en toda la muestra. Todo esto indica que la metodología propuesta tiene el potencial de ser usada como alternativa para obtener valores de permeabilidad total efectiva con menor costo computacional. Sin embargo, seguimos desarrollando más pruebas, incluyendo más muestras y realizando simulaciones en diferentes direcciones (además de la axial) para poder validar lo encontrado hasta el momento.





Reunión Anual UGM 2022
30 de Octubre al 4 de Noviembre
Puerto Vallarta, Jalisco, México