[en] PORE-SCALE VISUALIZATION AND RELATIVE PERMEABILITY CURVES OF TWO-PHASE FLOW IN FRACTURED POROUS MEDIA MICROFLUIDICS MODELS

[pt] VISUALIZAÇÃO EM ESCALA DE POROS E CURVAS DE PERMEABILIDADE RELATIVA DO ESCOAMENTO BIFÁSICO EMMODELOS MICROFLUÍDICOS DE MEIOS POROSOS FRATURADOS

[pt] VIVIAN MENDES DE SOUSA

[pt] ESCOAMENTO BIFASICO

[pt] VISUALIZACAO DE ESCOAMENTO

[pt] PERMEABILIDADE RELATIVA

[pt] MEIO POROSO FRATURADO

[pt] MICROMODELO

[en] TWO PHASE FLOW

[en] FLOW VISUALIZATION

[en] RELATIVE PERMEABILITY

[en] FRACTURED POROUS MEDIUM

[en] MICROMODEL

[pt] O escoamento multifásico em sistemas altamente heterogêneos, como os reservatórios naturalmente fraturados, desempenha um papel crucial na recuperação de petróleo. Na indústria do petróleo, os hidrocarbonetos extraídos desses reservatórios representam uma parcela significativa da produção global de petróleo e gás a cada ano. A presença de fraturas, vugs e canais interconectados nesses sistemas introduz uma complexidade ao escoamento de fluidos, seja por aumentarem a permeabilidade do meio ao atuarem como caminhos preferenciais, seja por funcionarem como barreiras estruturais que restringem o escoamento. Esse comportamento contrasta com o observado em formações homogênea e exige uma compreensão mais aprofundada dos mecanismos de deslocamento de fluidos, especialmente em escala de poros. Assim, o objetivo desta pesquisa é investigar o comportamento do escoamento bifásico em meios porosos fraturados, focando na obtenção e análise de curvas de permeabilidade relativa em função dos fenômenos na escala de poros. Para isso, foi empregada uma abordagem experimental, utilizando micromodelos de meios porosos fraturados fabricados com PDMS. Esses dispositivos replicam alguns aspectos da geometria de uma matriz porosa composta por um arranjo aleatório de microcanais, nos quais foram incorporadas diferentes geometrias de fraturas. O setup experimental possibilitou a visualização em tempo real da dinâmica do escoamento e a aquisição dos dados e imagens necessárias para análise. Experimentos de injeção água–óleo em regime permanente foram realizados em micromodelos fraturados e não fraturados, com o objetivo de comparar diretamente as curvas de permeabilidade relativa obtidas. Os resultados indicam que a incorporação de fraturas em uma matriz porosa altera a mobilidade relativa das fases e antecipa a irrupção de água. Esses efeitos reduzem o deslocamento do óleo dentro da matriz e, assim, diminuem a recuperação final de óleo. Efeitos de histerese foram observados durante os processos de drenagem e embebição, evidenciando a influência da história de saturação dos fluidos na distribuição das fases. Além disso, foram identificados diferentes padrões de fluxo dentro das fraturas em função do valor do fluxo fracionário, que afetaram as interações entre as fases e, por consequência, influenciaram o comportamento das curvas de permeabilidade relativa. Esses resultados enfatizam a importância da caracterização em escala de poros para a compreensão do escoamento multifásico em meios porosos fraturados e reforçam o potencial da microfluídica como uma ferramenta poderosa para a análise de propriedades de transporte em meios porosos complexos.

[en] Multiphase flow in highly heterogeneous systems, such as naturally fractured reservoirs, plays a crucial role in oil production. In the petroleum industry, hydrocarbons extracted from these reservoirs account for a significant portion of the global oil and gas production each year. The presence of fractures, vugs, and interconnected channels in such systems introduces complexity to fluid flow either by enhancing permeability through preferential flow paths or by acting as structural barriers that restrict flow. This behavior contrasts with that of homogeneous formations and requires a deeper understanding of fluid displacement mechanisms, especially at the pore scale. Thus, the goal of this research is to investigate two-phase flow behavior in fractured porous media, focusing on the determination and analysis of relative permeability curves as a function of pore-scale phenomena. To achieve this, an experimental approach was employed, using micromodels fabricated from PDMS. These devices replicate some geometric aspects of a porous matrix composed of a random arrangement of microchannels, into which different fracture geometries were incorporated. The experimental setup enabled real-time visualization of flow dynamics and the acquisition of the data and images needed for analysis. Steady-state water-oil injection experiments were performed on both fractured and non-fractured micromodels, aiming to direct comparison the resulting relative permeability curves. The results indicate that incorporating fractures into a porous matrix alters the relative mobility of the fluid phases, and anticipates water breakthrough. These effects reduce oil displacement within the matrix and eventually lower the oil recovery. Hysteresis effects were observed during the drainage and imbibition processes, highlighting the influence of fluid saturation history on phase distribution. Moreover, distinct flow regimes were identified within the fractures as a function of the fractional flow rate of water, which affected phase interactions and, consequently, influenced the relative permeability behavior. These findings emphasize the importance of pore-scale characterization in understanding multiphase flow in fractured porous media and reinforce the potential of microfluidic as a powerful tool for analyzing transport properties in complex porous systems.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

BRENDA MARIA DE CASTRO COSTA

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

IGOR BRAGA DE PAULA

BRENDA MARIA DE CASTRO COSTA

ANDRE LUIZ MARTINS COMPAN

2025-07-31

2025-05-07

[pt] TEXTO

application/pdf

INGLÊS

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=72026@1

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=72026@2

https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.72026