ABSTRACT
Subsurface fluid flow in response to a pressure differential follows Darcy’s Law such that it increases with an increase in the pressure applied and with the permeability of the matrix, and decreases as a function of the viscosity of the fluid. Overpressure is considered to be caused by either mechanical means (disequilibrium compaction due to rapid sediment loading or the horizontal equivalent, tectonic stress) or by fluid volume expansion due to geothermal heating, kerogen conversion to bitumen or mineral transformation. An additional factor that has not been considered as a cause of overpressure is the reduction of effective permeability. Total or effective permeability (as opposed to theoretical or intrinsic permeability) of a rock (the sum of relative permeabilities of all of the separate fluid phases) decreases rapidly in response to the introduction of immiscible fluid phases. Familiar two–phase relative permeability diagrams indicate that effective or total permeabilities drop to one third of intrinsic permeability as the saturation of the non–wetting phase increases. Experimental results in three–phase systems (oil, gas, water) suggest that effective permeability will fall by a factor of more than four when all three phases are present in significant concentrations. A reduction of the effective or total permeability of a rock by a factor of four would be expected to be balanced by a decrease in the fluid flow rate and simultaneous increase in the pressure gradient. The simple algebra of Darcy’s Law requires that the pressure gradient/fluid flow rate would also have to change by a factor of four. For example, the pressure gradient might double while the fluid flow rate halves (2/.5 = 4). The significance of these simple observations is that the introduction of one or more non’aqueous phases into a water saturated system (hydrocarbon generation) could make a significant contribution to the development of overpressure merely by virtue of the introduction of the additional phases.
RÉSUMÉ
L’écoulement des fluides dans la subsurface en réaction à une pression différentielle obéit à la loi de Darcy: il augmente lorsque la pression appliquée et la perméabilité de la matrice augmentent, et diminue en fonction de la viscosité du fluide. On estime que la surpression a une cause soit mécanique (compaction en déséquilibre causée par un chargement sédimentaire rapide ou l’équivalent horizontal, la pression tectonique), soit par l’expansion volumétrique des fluides causée par le chauffage hydrothermal, la transformation de kérogène en bitume ou la transformation de minéraux. Un facteur supplémentaire qui n’a pas été pris en considération comme une cause de la surpression est la réduction de la perméabilité réelle. La perméabilité totale ou réelle (par opposition à la perméabilité théorique ou intrinsèque) d’une roche (la somme des perméabilités relatives de toutes les phases fluides séparées) diminue rapidement en réaction à l’introduction de phases fluides non miscibles. Les diagrammes familiers de perméabilité relative à deux phases indiquent que les perméabilités réelles ou totales chutent à un tiers de la perméabilité intrinsèque à mesure qu’augmente le degré de saturation de la phase non mouillante. Les résultats d’expériences avec des systèmes à trois phases (pétrole, gaz, eau) suggèrent que la perméabilité réelle diminuera de plus de quatre fois lorsque les trois phases sont présentes en quantités importantes. On s’attend à ce qu’une réduction de quatre fois de la perméabilité réelle ou totale d’une roche soit compensée par une diminution de taux d’écoulement du fluide et une augmentation simultanée du gradient de pression. L’algèbre simple de la loi de Darcy exige que le gradient de pression/taux d’écoulement du fluide soit aussi modifié par quatre. Par exemple, le gradient de pression pourrait doubler tandis que le taux d’écoulement du fluide pourrait diminuer de moitié (2/0,5 = 4). L’importance de ces simples observations est que l’introduction d’une ou plusieurs phases non aqueuses dans un système saturé en eau (production d’hydrocarbures) pourrait contribuer de manière importante au développement de la surpression seulement par l’introduction des phases supplémentaires.
Traduit par Marc Charest.
