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SELECT Institucion FROM PublicObrasAutoresFil WHERE RefPublicacion = 624803 AND InstitucionPropia = 'S' UNION SELECT Adscripciones.Entidad FROM PublicacionesObras JOIN PublicObrasAutores ON PublicacionesObras.Identificador = PublicObrasAutores.RefPublicacion JOIN Adscripciones ON PublicObrasAutores.NumeroEmpleado = Adscripciones.NumeroEmpleado WHERE (PublicacionesObras.FechaPublicacion BETWEEN Adscripciones.FechaDesde AND Adscripciones.FechaHasta OR (PublicacionesObras.FechaPublicacion >= Adscripciones.FechaDesde AND Adscripciones.FechaHasta IS NULL)) AND PublicacionesObras.Identificador= 624803

Título del libro: 55th U.S. Rock Mechanics / Geomechanics Symposium 2021
Título del capítulo: Estimation of residual oil saturation in fractured rock by scaling immiscible displacement

Autores UNAM:
FERNANDO SAMANIEGO VERDUZCO;

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Autores externos:

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Idioma:

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Año de publicación:
2021

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Palabras clave:

Aquifers; Fracture; Geomechanics; Oil fields; Petroleum reservoir engineering; Petroleum reservoirs; Rock mechanics; Rocks; Effective stress; Fluid-flow; Fracture matrix; Fractured rock; Immiscible displacement; Matrix systems; Naturally fractured reservoirs; Pseudo-matrix; Residual oil saturation; Scalings; Flow of fluids

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Resumen:

A novel experimental immiscible displacement test was designed to estimate the residual oil saturation in the vuggy-fracture and pseudo-matrix system, in a full diameter fractured rock sample. It is possible to determine the residual oil saturations in the fracture-matrix system of the rock, depending on the effective stress applied, based on geomechanics scaling laws (fluid flow, petrophysical and geomechanical similitude). The scaling laws based on mechanical properties of the fluid flow and the rock, satisfy the similitude between the fractured whole core (model) at the laboratory scale and the naturally fractured reservoir oil field (prototype). Furthermore, the advance of the oil-water contact was simulated experimentally. To estimate the residual oil saturation in the region invaded by water in the naturally fractured reservoir A, a native fractured rock (whole core) of the field was used, for the development of immiscible displacement oil by water (experimental simulation of aquifer advance). Corefloods were performed at representative reservoir conditions of high pressure and temperature (effective stress range 2000 psi < p <7000 psi and 120 ° C). © 2021 ARMA, American Rock Mechanics Association.

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Entidades citadas de la UNAM:

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Fuente:


ISBN:
9781713839125
Editorial:
American Rock Mechanics Association (ARMA)

Tipo de producto:
Conference Paper