Measurement and Overall Characterization of Permeability Anisotropy by Tracer Injection

Mesure et caractérisation globale de léanisotropie de perméabilité par injection de traceurs

¹ Institut Français du Pétrole
² Institut de Physique du Globe

Abstract

Reservoir rocks can exhibit very strong permeability (K) anisotropy. The classical anisotropy measurement methods, which consist of taking several plugs with differently oriented axes from a single core, or of taking measurements on samples with a particular shape, do not generally allow the permeability anisotropy to be fully defined. We have developed a simple, overall method to measure and characterize this anisotropy. If, at a point in a porous, permeable, infinite medium, totally saturated with a relatively incompressible fluid, a second fluid is injected that is perfectly miscible with the first, and has the same density, the interface between these two fluids (i. e. , the invasion front) describes a surface such that, at a given moment, the distance from the injection point to the surface is proportional to the square root of K in the direction under consideration. To provide an overall quantification of the permeability of a medium, it suffices to describe the geometrical characteristics of an invasion front during a miscible displacement due to a pinpoint injection, and to measure a single absolute value of permeability. The proposed method consists of injecting a salt solution (e. g. , KI) that absorbs X rays into a rock that has been previously saturated with brine; the resulting invasion front can be followed easily using X ray tomography. The method's validation is based on experimental verification that there is no disturbance due to ionic diffusion, that the results are insensitive to injection parameters, and there are no edge effects. The method has been applied to four rocks that are often studied in the laboratory, and whose permeability anisotropy is known from classical measurements. An excellent quantitative concordance is observed between CT scan results and conventional results, as long as the intrinsic heterogeneity of natural porous media as it affects permeability is taken into account. After smoothing raw data using a polynomial approximation, the experimental data are inverted in terms of the permeability tensor, using a method analogous to the one developed at Institut Français du Pétrole (IFP) for inverting the elasticity tensor. We will show an example based on a real reservoir case before concluding with a discussion of the applicability of this method to other scales of observation.

Résumé

Les roches réservoir peuvent présenter une très forte anisotropie de perméabilité (K). Les méthodes classiques de mesure de cette anisotropie, consistant à prélever dans la même carotte plusieurs éprouvettes d'axes différemment orientés ou à faire les mesures sur des échantillons de forme particulière, ne permettent généralement pas de définir totalement l'anisotropie de perméabilité. Nous avons développé une méthode simple et globale de mesure et de caractérisation de cette anisotropie. Si, en un point d'un milieu poreux, perméable, infini, saturé totalement d'un fluide peu compressible, l'on injecte un deuxième fluide parfaitement miscible au premier et de même densité, l'interface entre ces deux fluides (front d'invasion) dessine une surface telle que, à un instant donné, la distance du point d'injection à la surface soit proportionnelle à la racine carrée de K dans la direction considérée. Il suffit de décrire les caractéristiques géométriques d'un front d'invasion lors d'un déplacement miscible à partir d'une injection ponctuelle et de mesurer une seule valeur absolue de perméabilité pour quantifier globalement la perméabilité du milieu. La méthode proposée consiste à injecter dans une roche préalablement saturée de saumure, une solution de sel absorbant les rayons X (KI par exemple) dont nous suivons aisément le front d'invasion par tomographie X. La validation de la méthode est basée sur la vérification expérimentale de l'absence de perturbation liée à la diffusion ionique, de l'insensibilité du résultat aux paramètres d'injection et de l'absence d'effets de bord. La méthode a été appliquée à quatre roches souvent étudiées au laboratoire et dont on connaît l'anisotropie de perméabilité par mesures classiques. On observe une excellente concordance quantitative entre les résultats scanneret les résultats conventionnelspour peu que l'on tienne compte de l'hétérogénéité intrinsèque des milieux poreux naturels par rapport à la perméabilité. Après lissage des données brutes par approximation polynomiale de degré n, l'inversion des données expérimentales en terme de tenseur des perméabilités est pratiquée en suivant une méthode analogue à celle développée à l'Institut Français du Pétrole (IFP) pour l'inversion du tenseur d'élasticité. Nous montrons un exemple sur cas réel de réservoir avant de discuter, en conclusion, l'applicabilité de cette méthode à d'autres échelles d'observation.