Los reservorios de petróleo y gas no convencionales (como el gas de esquisto, el gas de carbón y el petróleo y gas en areniscas compactas) tienen permeabilidad muy baja, y es difícil realizar pruebas y evaluaciones mediante métodos convencionales. Por lo tanto, se propuso un método mejorado de agotamiento de presión para probar la permeabilidad y porosidad de muestras de roca compacta. El principio es usar un recipiente de gas de volumen pequeño, aplicar una presión alta en un extremo de la muestra y probar el proceso de agotamiento de presión en el sistema. Mediante la disminución de la diferencia de presión en diferentes presiones y tiempos, se calcula la permeabilidad y porosidad de la muestra. Se analizó el principio de la prueba, se presentó un modelo para calcular porosidad y permeabilidad, y se analizaron las reglas de agotamiento de presión en muestras típicas de esquisto compacto. Se estudió el efecto de diferentes factores (composición del gas, temperatura, presión circundante y presión de desplazamiento) en las reglas de reducción de presión y permeabilidad. Para una muestra de esquisto, se calcularon los valores de permeabilidad bajo diferentes condiciones de prueba según los resultados experimentales. Los resultados muestran que la permeabilidad disminuye con el aumento de la temperatura y la presión circundante, indicando la importancia de estos factores en la medición de permeabilidad. Los resultados de permeabilidad obtenidos en el laboratorio son consistentes en orden de magnitud con los resultados en campo, demostrando la fiabilidad del método experimental.

rocas compactas; permeabilidad; porosidad; método de agotamiento de presión; factores influyentes