Microtomografia computazionale applicata all'analisi della struttura porosa e della permeabilità di arenarie compatte

In recent years, due to the increasing global energy demand, reserves of unconventional hydrocarbons are becoming more and more important, as they represent huge volumes of oil and gas, but require advanced technology and high costs to be producible. In particular, an important challenge for the oil industry is making the production from low permeability reservoirs affordable. The development of new technologies to improve, for example, the productivity of tight gas strongly depends on the characterization of the rock’s pore structure and the study of petrophysical parameters such as permeability. In this work we analyzed six samples of tight gas sandstones using X-ray Microtomography (MicroCT), a non-destructive technique for the characterization of the microstructure of the material, which provides for the acquisition and processing of three-dimensional images. The analysis of 3D images with resolution between 0,46 and 1,5 micrometers was realized both through the application of mathematical morphology operations, and through a model, called "maximal spheres", which extracts a network of pores and connections, maintaining the geometry and the topology of the real porous medium. The study provided results of porosity ranging between 7% and 10,5%, and a pore size distribution between 0,46 and 50 micrometers; these data were compared with the experimental results obtained by the combination of forced mercury intrusion and nitrogen adsorption (MICP+N2GA), from which we obtained values of porosity between 11% and 12,9%. Furthermore, with the image analysis softwares, it has been possible to calculate the tortuosity and the shape factor, parameters that have a strong influence on the movement of the fluid in the reservoir, whose values range between about 3-5 and 3,5-10,6, respectively. The parameters measured were used also to estimate the absolute permeability through two empirical models (Kozeny-Carman and Series-Parallel), that provided values respectively 0,00035-0,023 mD and 0.0004-1.19 mD, which were compared and analyzed taking into account the experimental results obtained with a pulse permeameters decay, in the range 0,01–0,30 mD, and with the values calculated with semi-analytical simulation, in the range 1-4,9 mD. The analysis of the results showed that X-ray Microtomography constitutes a useful tool for tight gas sandstones characterization, since it allowed to obtain reliable results of the pore structure parameters, which constitute the basis for the calculation and estimation of the rock’s absolute permeability.

Negli ultimi anni, a causa del crescente fabbisogno energetico mondiale, stanno acquisendo sempre più importanza le riserve di idrocarburi non convenzionali, poiché rappresentano volumi enormi di olio e gas, che però richiedono tecnologie avanzate e costi alti affinché sia possibile la produzione. In particolare, rappresenta un’importante sfida per tutta l’industria petrolifera rendere economicamente accessibile la produzione da giacimenti di bassa permeabilità. Lo sviluppo di nuove tecnologie per migliorare, per esempio, la produttività di gas da arenarie compatte (tight gas sandstones) dipende fortemente dalla caratterizzazione della struttura porosa della roccia e dallo studio di parametri petrofisici come la permeabilità. In questo lavoro sono stati analizzati sei campioni di arenarie compatte attraverso la Microtomografia Computazionale a raggi X (MicroCT), una tecnica non distruttiva di caratterizzazione della microstruttura del materiale, che prevede l’acquisizione e l’elaborazione di immagini tridimensionali. L’analisi di immagini 3D con risoluzione tra 0,46 e 1,5 micrometri è stata effettuata sia attraverso l’applicazione di operazioni della morfologia matematica, sia attraverso l’utilizzo di un modello, chiamato “sfere massime”, che estrae una rete di pori e connessioni, mantenendo la geometria e la topologia del mezzo poroso reale. Lo studio ha fornito risultati di porosità che variano tra 7% e 10,5% e una distribuzione dimensionale dei pori (DDP) compresa tra 0,46 e 50 micrometri; questi dati sono stati comparati con i risultati sperimentali ottenuti dalla combinazione di intrusione forzata di mercurio e adsorbimento di azoto (MICP+N2GA), dai quali si sono ottenuti valori di porosità tra 11% e 12,9%. Inoltre, con i software di analisi di immagine è stato possibile calcolare la tortuosità e il fattore di forma, parametri che hanno una forte influenza sul movimento del fluido in giacimento, i cui valori spaziano rispettivamente tra circa 3 - 5 e 3,5 - 10,6. I parametri misurati sono stati utilizzati, inoltre, per stimare la permeabilità assoluta attraverso due modelli empirici (Kozeny-Carman e Serie Parallelo), i quali han fornito valori rispettivamente tra 0,00035 - 0,023 mD e 0,0004 - 1,19 mD, che sono stati confrontati e analizzati tenendo conto dei risultati sperimentali ottenuti con permeametri a pulse decay, compresi nel range 0,01 - 0,30 mD, e con i valori calcolati per simulazione semi-analitica, nel range 1 - 4,9 mD. Dall’analisi dei risultati emerge che la Microtomografia Computazionale costituisce un utile strumento per la caratterizzazione delle arenarie compatte, poiché permette di ottenere risultati attendibili per quanto riguarda i parametri della struttura porosa, i quali costituiscono la base per il calcolo e la stima della permeabilità assoluta della roccia.