Función TEM

En ingeniería petrolera , la verdadera movilidad efectiva (TEM), también llamada función TEM, es un criterio para caracterizar las características del flujo dinámico bifásico de las rocas (o calidad dinámica de la roca). ^{[ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ] [ 6 ] [ 7 ] [ 8 ] [ 9 ] [ 10 ]} La TEM es una función de la permeabilidad relativa , la porosidad , la permeabilidad absoluta y la viscosidad del fluido , y puede determinarse para cada fase fluida por separado. La función TEM se ha derivado de la ley de Darcy para el flujo multifásico. ^{[ 1 ]}

${\displaystyle {\mathit {TEM}}={\frac {kk_{\mathit {r}}}{\phi \mu }}}$

en el cual${\displaystyle k}$es la permeabilidad absoluta,${\displaystyle k_{\mathit {r}}}$es la permeabilidad relativa, φ es la porosidad y μ es la viscosidad del fluido. Las rocas con mejor dinámica de fluidos (es decir, que experimentan una menor caída de presión al conducir una fase fluida) tienen curvas TEM versus saturación más altas. Las rocas con curvas TEM versus saturación más bajas se asemejan a sistemas de baja calidad. ^{[ 1 ]}

La función TEM en el análisis de datos de permeabilidad relativa es análoga a la función J de Leverett en el análisis de datos de presión capilar . Además, la función TEM en sistemas de flujo bifásico es una extensión del RQI (índice de calidad de la roca) para sistemas monofásicos. ^{[ 1 ]}

Además, la función TEM se puede utilizar para promediar las curvas de permeabilidad relativa (para cada fase fluida por separado, es decir, agua, petróleo, gas, _CO₂ ) . ^{[ 1 ]}

${\displaystyle {\text{Average kr}}={\frac {\sum _{i=1}^{n}{\mathit {TEM}}_{i}}{\sum _{i=1}^{n}\left({\frac {k}{\phi \mu }}\right)_{i}}}={\frac {\sum _{i=1}^{n}\left({\frac {kk_{\mathit {r}}}{\phi \mu }}\right)_{i}}{\sum _{i=1}^{n}\left({\frac {k}{\phi \mu }}\right)_{i}}}}$

• Índice de humectabilidad de Lak
• Índice de humectabilidad USBM