Os reservatórios de xisto desenvolvem amplamente poros em escala nanométrica, e o forte efeito de confinamento faz com que as características do estado da fase do fluido se desviem significativamente das condições de fase em massa, tornando as teorias convencionais de estado de fase difíceis de aplicar em reservatórios de petróleo de xisto. Para investigar o comportamento do estado de fase do fluido confinado, foram realizados experimentos de ponto de orvalho nas escalas de poros de 10 μm e 100 nm utilizando tecnologia micro-nanofluídica, observando sistematicamente o comportamento de condensação do fluido dentro dos poros confinados e as características da distribuição da fase líquida. Os resultados dos experimentos de ponto de orvalho mostraram que: o mecanismo geral de condensação é consistente em diferentes diâmetros de poros, passando pelas etapas típicas de formação, expansão de filmes líquidos ou pontes líquidas, evoluindo finalmente para uma coluna líquida; no entanto, as diferenças na escala do poro têm um impacto significativo na cinética de condensação do fluido e nas características da distribuição da fase líquida; por exemplo, em poros de 10 μm, a condensação ocorre preferencialmente nos cantos, mas a proporção final da fase líquida no poro é baixa; enquanto em poros de 100 nm, a posição da condensação não é mais restrita aos cantos, tendendo a ocorrer primeiro na entrada, aumentando significativamente a quantidade de líquido precipitado e tornando a distribuição da fase líquida mais homogênea. A pressão do ponto de orvalho medida em comparação com os valores previstos pelo modelo de equação de estado Peng-Robinson indica que os modelos tradicionais têm limitações na descrição do comportamento de fase confinado em escala nanométrica. Para realizar uma previsão precisa do comportamento da fase do fluido em espaços confinados, fatores como força capilar, efeitos de adsorção e deslocamento das propriedades críticas foram introduzidos no modelo tradicional, estabelecendo um modelo preditivo de equilíbrio de fase aplicável a espaços confinados. Os resultados da validação mostraram que o modelo corrigido pode representar com precisão o comportamento da fase confinada do fluido, com erro relativo máximo de 5,30%. Análises adicionais mostraram que o efeito de confinamento é mais significativo em condições de baixa temperatura e baixa pressão, diminuindo progressivamente com o aumento da temperatura. Este estudo, por meio da combinação de modelagem teórica e validação experimental, fornece fundamentos experimentais e referências teóricas para descrever o equilíbrio de fase em poros nanométricos, além de fornecer novas ideias para a correção e aplicação de modelos de previsão de estado de fase em reservatórios de xisto.

reservatório de xisto;efeito de confinamento;comportamento da fase dos fluidos;equação de estado Peng-Robinson;experimentos micro-nanofluídicos