Pomiary mikroprzepuszczalności oparte na zjawisku zanikania impulsu ciśnienia (pressure pulse decay)

• Autorzy: Wojnicki M. , Biały S. , Kuśnierczyk J. , Szuflita S. , Warnecki M.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2018.05.02

Warianty tytułu

EN

Micropermeability measurements based on pressure pulse decay method

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule przedstawiono wyniki prac badawczych skoncentrowanych na pomiarach mikroprzepuszczalności opartych na zjawisku zanikania impulsu ciśnienia (ang. pressure pulse decay). Głównym zamierzeniem przeprowadzonych prac było zbudowanie odpowiedniego stanowiska i opracowanie dla niego procedury badania mikroprzepuszczalności (w zakresie 0,1÷0,01 µD) w rdzeniach wiertniczych za pomocą azotu. Wykonano 50 pomiarów współczynnika przepuszczalności na 18 wyselekcjonowanych rdzeniach reprezentujących 3 różne typy litologiczne: dolomity (Ca2), środkowokambryjskie piaskowce kwarcowe oraz piaskowce czerwonego spągowca. Pomiary prowadzono przy trzech różnych ciśnieniach badawczych (porowych), tj. 70, 100 i 150 bar, a uzyskane na ich podstawie wartości współczynnika przepuszczalności zawierają się w zakresie 0,10÷122,12 µD. Na podstawie pomiarów wykonanych przy różnych ciśnieniach badawczych należy stwierdzić, że wartość współczynnika przepuszczalności zmniejsza się wraz z podwyższeniem ciśnienia. Obserwowany spadek przepuszczalności jest zmienny wśród przebadanych rdzeni i w przeliczeniu na 10 bar wzrostu ciśnienia wynosił 0,4÷38%, średnio około 5%. Na wartość współczynnika przepuszczalności ma również wpływ wartość zastosowanego naddatku ciśnienia w układzie uszczelnienia i – podobnie jak w przypadku ciśnienia badawczego – zwiększenie ciśnienia uszczelnienia skutkuje obniżeniem wartości współczynnika przepuszczalności. Obserwowany spadek przepuszczalności jest jednak bardziej wyraźny i w przeliczeniu na 10 bar wzrostu ciśnienia wynosił średnio 15%.

EN

The paper presents the results of research focused on micropermeability measurements using pressure pulse decay method. The main aim of the work was to build a suitable test stand and to develop a micropermeability testing procedure (in the range of 0.1÷0.01 μD) in the drilling core samples, using nitrogen. 50 micropermeability measurements were performed on 18 selected cores, representing 3 different lithological types: dolomites (Main Dolomite), Middle Cambrian quartz sandstones and Lower Permian Rotligend sandstones. Measurements were conducted at three different test (pore) pressures: 70, 100 and 150 bar, and the resulting values of the permeability coefficient ranged from 0.10 to 122.12 μD. Basing on the measurements which were made at different pore (test) pressures, it should be noted that the value of the permeability coefficient decreases with increasing pressure. The observed decrease in permeability is variable among the tested cores and when calculated per 10 bar pressure increase, it was 0.4÷38%, averaged 5%. Permeability coefficient is also influenced by the value of confining pressure exerted by the sealing system, and same as in the case of pore pressure, increasing the confining pressure results in decreasing permeability. However, the observed decrease in permeability is more pronounced and when calculated per 10 bar pressure increase, averaged 15%.

Słowa kluczowe

PL

mikroprzepuszczalność; zanikanie impulsu ciśnienia; pomiary przepuszczalności dla gazu

EN

micropermeability; pressure pulse decay; gas permeability measurements

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2018
• Tom: R. 74, nr 5
• Strony: 356--364
• Opis fizyczny: Bibliogr. 15 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Wojnicki M.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

autor

Biały S.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

autor

Kuśnierczyk J.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

autor

Szuflita S.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

autor

Warnecki M.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy, ul. Lubicz 25 A, 31-503 Kraków

Bibliografia

• [1] Ahmed U., Meehan D.N.: Unconventional Oil and Gas Resources: Exploitation and Development. CRC Press 2016.
• [2] American Petroleum Institute (API): Recommended practices for core analysis. Recommended practice 40, 1998.
• [3] Brace W.F., Walsh J.B., Frangos W.T.: Permeability of granite under high pressure. Journal of Geophysical Research 1968, vol. 73, nr 6, s. 2225–2236.
• [4] Dicker A.I., Smits R.M.: A Practical Approach for Determining Permeability From Laboratory Pressure-Pulse Decay Measurements. SPE International Meeting on Petroleum Engineering, Tianjin, China 1–4.11.1988, s. 285–292.
• [5] Haskett S.E., Narahara G.M., Holditch S.A.: A Method for Simultaneous Determination of Permeability and Porosity in Low-Permeability Cores. SPE Formation Evaluation 1988, vol. 3, nr 3, s. 651–658.
• [6] Hsieh P.A., Tracy J.V., Neuzil C.E., Bredehoeft J.D., Silliman S.E.: A transient laboratory method for determining the hydraulic properties of “tight” rocks – I. Theory. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts 1981, vol. 18, nr 3, s. 245–252.
• [7] Jones S.C.: A Technique for Faster Pulse-Decay Permeability Measurements in Tight Rocks. SPE Formation Evaluation 1997, vol. 12, nr 1, s. 19–26.
• [8] Neuzil C.E., Cooley C., Silliman S.E., Bredehoef J.D., Hsieh P.A.: A transient laboratory method for determining the hydraulic properties of “tight” rocks – II. Application. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts 1981, vol. 18, nr 3, s. 253–258.
• [9] Peach C.J., Spiers C.: Influence of crystal plastic deformation on dilatancy and permeability development in synthetic salt rock. Tectonophysics 1996, vol. 256, nr 1–4, s. 101–128.
• [10] Such P.: Przepływy gazu przez nanopory – próba oceny. NaftaGaz 2014, nr 10, s. 671–675.
• [11] Such P., Dudek L., Mroczkowska-Szerszeń M., Cicha-Szot R.: The influence of reservoir conditions on filtration parameters of shale rocks. Nafta-Gaz 2015, nr 11, s. 827–832, DOI: 10.18668/ NG2015.11.03.
• [12] Sutherland H.J., Cave S.P.: Argon gas permeability of new mexico rock salt under hydrostatic compression. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts 1980, vol. 17, nr 5, s. 281–288.
• [13] Yang D., Wang W., Chen W., Wang S., Wang X.: Experimental investigation on the coupled effect of effective stress and gas slippage on the permeability of shale. Scientific Reports 2017, vol. 7, s. 1–9.
• [14] Zendehboudi S., Bahadori A.: Shale oil and gas handbook: theory, technologies, and challenges. First edition. Gulf Professional Publishing 2016.
• [15] Zoback M.D., Byerlee J.D.: Permeability and Effective Stress. AAPG Bulletin 1975, vol. 59, nr 1, s. 154–158.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2018).