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Remarque disambigua.svg homonymie - Si vous êtes à la recherche de la perméabilité d'un matériau dans un champ magnétique, voir perméabilité magnétique.

la perméabilité (k) en géologie Il est une propriété de roches ou les sols non consolidés et représente la capacité à être traversée par les fluides. La valeur de perméabilité est d'une grande importance pour déterminer la productivité des dépôts des hydrocarbures ou pour les puits de production d 'eau.

perméabilité absolue

La perméabilité apparaît comme une constante de proportionnalité dans La loi de Darcy qui se lie le gradient de pression au débit d'écoulement à travers deux constantes: une liée aux caractéristiques du fluide (la viscosité) Et l'autre aux caractéristiques du milieu poreux (perméabilité).

perméabilité
corrélation d'échantillon Porosité - Perméabilité

L'unité de mesure de perméabilité est le darcy ou plus communément la millidarcy (md). Dimensionnellement la perméabilité est une surface (1 darcy = 0,987 x 10 ^-12 m2). Perméabilité contenue dans la loi de Darcy exprime l'écoulement d'un fluide (monophasé) et est appelé perméabilité absolue. Les facteurs qui affectent la perméabilité absolue sont liés à la structure microscopique du milieu poreux (par exemple de tortuosité, l'amplitude des pores). Contrairement à la porosité la perméabilité est une grandeur vectorielle. On voit que ces deux quantités, tout en représentant des caractéristiques très différentes des roches (la perméabilité d'un « écoulement », la porosité d'un « volume »), sont corrélés entre eux en particulier dans roches clastiques.

Méthodes de mesure de la perméabilité absolue de roches

La perméabilité absolue est mesurée en laboratoire sur des échantillons de roche ( « carottes ») extraites du sous-sol ou obtenus par l'interprétation des données obtenues par des essais d'écoulement ( « tests de production ») de puits.

Les mesures de laboratoire sont effectuées par balayage d'un échantillon cylindrique dans des conditions contrôlées et en appliquant la La loi de Darcy

où:

  • k est la perméabilité (en darcy);
  • l est la longueur de l'échantillon (en mètres);
  • S Il est la surface du cours d'eau (en m2);
  • μ est le viscosité du fluide (en équilibre);
  • le débit volumétrique (en m3/s);
  • Ap est la différence de pression au niveau des deux extrémités de l'échantillon (en pascal).

Il est utilisé un fluide incompressible et qui n'interagit pas avec les minéraux présents dans la roche, en régime écoulement laminaire et le milieu poreux saturé avec le même fluide. Comme pour les mesures de porosité à l'avantage d'obtenir des mesures précises oppose le volume étudié limitée, par rapport à l'hétérogénéité de la roche, et le risque d'utiliser des échantillons modifiés par les opérations de ramassage et d'extraction du puits.

La mesure est réalisée à la fois le long de l'axe de l'échantillon est perpendiculaire de façon à obtenir la perméabilité verticale et horizontale.

perméabilité relative

Quand il y a présence simultanée de deux ou plusieurs fluides saturant les pores (par exemple huile, gaz naturel et eau fossile) Doit être capable de décrire la capacité du milieu poreux à l'écoulement de préférence un ou l'autre de ceux-ci; dans ce cas, ils sont définis perméabilité relative. La perméabilité d'un fluide par rapport à l'autre varie en fonction de la relation entre les saturations. Dans le cas des deux fluides perméabilité relative, il est alors exprimée par une paire de courbes. Dans ces situations, la valeur de la perméabilité relative dépend aussi de la valeur de saturation du fluide, plus fluide est présent avec une saturation élevée, plus grande sera la valeur de sa perméabilité relative.

perméabilité
Exemple de courbes de perméabilité relative d'une huile - système d'eau

Étant donné que la production d'hydrocarbures à partir d'un réservoir dans le temps génère une augmentation de la valeur de saturation en eau et une diminution conséquente de l'hydrocarbure, il a de pair aussi une variation dans le temps des valeurs de perméabilité relative dans la roche réservoir.

Méthodes de mesure de la perméabilité relative des roches

Les procédés sont conceptuellement similaire à la mesure de la perméabilité absolue et en général prévoient le balayage simultané des deux fluides ayant des relations d'écoulement. Une fois atteint l'état d'équilibre (flux entrants et sortants et la chute de pression aux extrémités de l'échantillon constant) les perméabilités sont calculées en utilisant la loi de Darcy pour chaque fluide.

Articles connexes

liens externes