universidade federal rural do rio de janeiro instituto de

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO
INSTITUTO DE AGRONOMIA
DEPARTAMENTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GEOLOGIA
CARACTERIZAÇÃO PETROFÍSICA E PETROLOGIA DAS
FÁCIES RETRABALHADAS, FORMAÇÃO BARRA VELHA,
BACIA DE SANTOS
Aluno
Alexandre Nassim Cotait
Orientador acadêmico: Dr. Artur Corval
Orientador externo: Msc. Maury Duarte Correia
Fevereiro de 2014
i
Caracterização petrofísica e petrologia das fácies retrabalhadas,
Formação Barra Velha, Bacia de Santos
Alexandre Nassim Cotait
Trabalho apresentado à Universidade
Federal Rural do Rio de Janeiro como
requisito parcial para obtenção do
título de Bacharel em Geologia
Orientador acadêmico: Dr. Artur Corval
Orientador externo: Msc. Maury Duarte Correia
Seropédica, Fevereiro de 2014.
ii
Dedico este trabalho aos meus pais, Nassim e Solange,
meus irmãos, André e Flávio, e minha namorada Camilla.
iii
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço aos meus pais, Nassim e Solange, e aos meus
irmãos, André e Flávio, por tanto acreditarem em mim e estarem ao meu lado em
todos os momentos que precisei, mesmo que distante fisicamente, sem seu apoio,
carinho e incentivo não seria possível chegar até aqui.
À minha namorada Camilla, por ter vivenciado comigo passo a passo todos os
detalhes deste trabalho, por ter me dado todo o apoio que necessitava nos momentos
difíceis, todo carinho, respeito, por ter me aturado nos momentos de estresse, e por
tornar minha vida cada dia mais feliz.
Ao professor Dr. Artur Corval, orientador acadêmico, pela sua ajuda e
paciência na condução deste trabalho e, sobretudo pela sua amizade, meu muito
obrigado, professor!
Ao meu supervisor de estágio e orientador externo, Msc. Maury Duarte Correia
- CENPES/PETROBRAS, pela oportunidade concedida na realização deste trabalho, e
quem buscou transmitir seus conhecimentos com toda paciência, em todos os
momentos disponíveis.
Agradeço aos colegas da PETROBRAS, pelo ensino, paciência, dedicação,
apoio e compreensão, em especial aos geólogos Davi, Eduardo e Vinicius, da CMR, e
aos geólogos Olinto e Desiree, da E&P.
Agradeço a todos os amigos ruralinos, geólogos e não geólogos. Em especial,
à turma de 2009 e à República AgroGeo, por todos os momentos que passamos
juntos durante esses anos, o meu especial agradecimento. Sem vocês essa trajetória
não seria tão prazerosa.
A todos que, de alguma forma, direta ou indireta, colaboraram na realização
deste trabalho e que, embora não citados aqui, não deixam de merecer o meu
agradecimento.
iv
RESUMO
A caracterização de petrofácies e propriedades de fluxo associadas ao Campo de
Carioca, Bacia de Santos é importante para o entendimento dos reservatórios
carbonáticos do pré-sal. Esta monografia de graduação envolveu a obtenção de
parâmetros da petrofísica básica (porosidade e permeabilidade), os quais foram
relacionados pelo método Flow Zone Indicator (FZI). Esse método possibilitou a
divisão das amostras do reservatório em quatro petrofácies, cada uma com distintas
características permoporosas. A seguinte etapa utilizou a petrografia para conhecer o
significado geológico de cada petrofácies. Buscaram-se reconhecer os possíveis
processos controladores das propriedades de fluxo, tais como: os deposicionais
(reconhecimento das texturas primárias) e diagenéticos (responsável pelas alterações
causadas nas rochas, observados, predominantemente, pela cimentação e dissolução)
e a sua intensidade.
v
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Coluna ilustrativa representando a localização do pré-sal (Modificado do site
www.repsol.com).........................................................................................................................2
Figura 1.2: Localização da Bacia de Santos e do Campo de Carioca, em destaque (modificado
de Marcus Vinícius, 2011) ..........................................................................................................4
Figura 2.1: Separação da América do Sul e África durante as fases rifte e drifte, abertura do
Oceano Atlântico e evolução das bacias sedimentares brasileiras (Smith, 2008).......................6
Figura 2.2: Carta Estratigráfica da Bacia de Santos (Modificado de Moreira et al., 2007).........8
Figura 2.3: Seção esquemática (dip) ao longo da Bacia de Santos (Modificado de Pereira et
al., 1989) ......................................................................................................................................8
Figura 2.4: Diagrama esquemático do escoamento em meios porosos. Fonte: extraída de Tiab
(2012) .........................................................................................................................................12
Figura 2.5: Aparelho usado para medição da permeabilidade, denominado permeâmetro.
Fonte: extraída de Tiab (2012). ..................................................................................................13
Figura 3.1: Distribuição das amostras no gráfico, K x F, de acordo com os dados de
porosidade e permeabilidade obtidos em laboratório..................................................................18
Figura 3.2: Amostras distribuídas no gráfico, classificadas em diferentes petrofácies. As
petrofácies estão separadas por isolinhas de FZI com valores 0,5, 2 e 6 (linhas tracejadas)....20
Figura 3.3: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies A; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies A. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de duas amostras..............................................20
Figura 3.4: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies B; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies B. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de nove amostras..............................................21
Figura 3.5: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies C; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies C. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de vinte e três amostras....................................21
Figura 3.6: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies D; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies D. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de treze amostras..............................................22
Figura 3.7: (a) Grainstone com fragmentos de estromatólitos e esferulítos; (b) Grainstone com
fragmentos de estromatólitos; (c) Grainstone com fragmentos de estromatólitos e esferulítos;
(d) Grainstone com fragmentos de estromatólitos, peloidal com esferulitos. Observa-se que a
fase porosa (cor azul) tende a diminuir de (a) para (d)...............................................................24
Figura 3.8: (a) Rudstone com fragmentos de estromatólitos; (b) Rudstone com fragmentos de
estromatólitos e esferulítos; (c) Rudstone com fragmentos de estromatólitos; (d) Rudstone com
fragmentos de estromatólitos e esferulitos. Observa-se que a fase porosa (cor azul) tende a
diminuir de (a) para (d)................................................................................................................25
vi
Figura 3.9: Distribuição K x F, em função das duas fácies deposicionais: grainstone e
rudstone. As linhas tracejadas representam limites das petrofácies e foram traçadas linhas de
tendências para cada conjunto de dados. ............................................................26
Figura 3.10: Distribuição das intensidades da cimentação. As linhas tracejadas representam
limites das petrofácies. As linhas contínuas representam os padrões de comportamento para
cada intensidade.............................................................27
Figura 3.11: Distribuição das intensidades da dissolução. As linhas tracejadas representam
limites das petrofácies. As linhas contínuas representam os padrões de comportamento para
cada intensidade. ............................................................28
Figura 4.1: Proporção das amostras por petrofácies. No eixo vertical está representada a
porcentagem. ............................................................30
Figura 4.2: Gráfico K x F com ilustrações de lâminas...............................................................33
vii
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 2.1: Classificação das rochas carbonáticas por Folk (1959). Fonte: Modificado de
Scholle & Ulmer-scholle (2003). ..............................................................................................15
Tabela 2.2: Classificação modificada de Folk (1962). Modificado de Scholle & Ulmer-scholle
(2003)..........................................................................................................................................16
Tabela 2.3: Classificação proposta por Dunham (1962). Modificado de Scholle & Ulmerscholle (2003) ...........................................................................................................................17
Tabela 2.4: Classificação das rochas carbonáticas por Embry e Klovan (1971)......................17
Tabela 3.1: Intervalos de FZI com sua respectiva classificação de petrofácies.........................19
Tabela 3.2: Porosidades e permeabilidades médias para cada petrofácies, com base nas
medidas laboratoriais........... ......................................................................................................23
Tabela 4.1: Principais características deposicionais e diagenéticas observadas nas rochas, por
meio de lâminas petrográficas, para cada petrofácies................................................................31
Tabela I.1: Dados de porosidade (%) e permeabilidade (mD) das amostras estudadas nesta
monografia, e seus respectivos valores de FZI.............................................................................II
viii
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO...............................................................................1
1.1. Apresentação...........................................................................................................1
1.2. Objetivos...................................................................................................................2
1.3. Justificativa...............................................................................................................2
1.4. Metodologia..............................................................................................................3
1.5. Localização...............................................................................................................3
CAPÍTULO 2: REVISÃO TEMÁTICA....................................................................5
2.1. Estratigrafia e Geologia da Bacia de Santos............................................................5
2.2. Petrofísica Básica....................................................................................................9
2.2.1. Porosidade...............................................................................................10
2.2.2. Permeabilidade........................................................................................11
2.4. Propriedades de fluxo.............................................................................................13
2.4.1. Petrofácies...............................................................................................13
2.4.2. Método FZI...............................................................................................13
2.5. Análise das fácies...................................................................................................14
2.6. Classificações de Rochas Carbonáticas................................................................15
CAPÍTULO 3: APRESENTAÇÃO DOS DADOS.................................................18
3.1. Dados de Permeabilidade e Porosidade................................................................18
3.2. Petrografia das amostras estudadas......................................................................23
3.3. Controle deposicional.............................................................................................23
3.4. Controle diagenético...............................................................................................26
3.4.1. Cimentação..............................................................................................26
3.4.2. Dissolução...............................................................................................27
CAPÍTULO 4: CONSIDERAÇÕES FINAIS.........................................................30
4.1. Sumário de Resultados Finais................................................................................30
4.2. Discussões e Resultados.......................................................................................32
4.3. Trabalhos Futuros..................................................................................................34
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...................................................................35
ANEXO I................................................................................................................I
ix
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO
1.1. Apresentação
Este trabalho está vinculado à disciplina Trabalho de Graduação (IA 243) do
curso de Geologia da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro. O projeto foi
orientado pelo Dr. Artur Corval, orientador acadêmico, e pelo Msc. Maury Duarte
Correia, da Petrobras. A presente monografia tem relação direta com as atividades
desenvolvidas no estágio, durante o período de Outubro de 2013 a Fevereiro de 2014,
no Centro de Pesquisa Leopoldo Américo Miguez de Mello, unidade da PETROBRAS
(CENPES/BR).
O número crescente de descobertas nos últimos anos e as atividades
relacionadas aos reservatórios pré-sal têm atraído empresas de diversas partes do
mundo que estão interessadas em investir nesse segmento nas bacias sedimentares
brasileiras.
A Bacia de Santos é uma das principais bacias para exploração e produção de
hidrocarbonetos, recebendo, assim, grandes investimentos em pesquisa nos últimos
anos.
O Pré-sal é composto por reservas de hidrocarbonetos situadas entre os cinco
mil e sete mil metros de profundidade em águas oceânicas (offshore), frente às costas
dos estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo. Para alcançar estes
depósitos, deve atravessar-se dois quilômetros de oceano, um quilômetro de rocha
pós-sal e uma última camada de sal de até dois quilômetros de espessura devem ser
atravessados (site www.repsol.com), como mostrado (Figura 1.1).
As atividades de exploração e produção de petróleo envolvem uma série de
técnicas de pesquisa e atuação, em várias áreas do conhecimento, como petrofísica,
geofísica, geologia e engenharias. Dentre tais técnicas, uma que merece destaque é a
petrofísica, pois fornece parâmetros que caracterizam a rocha, de acordo com a
estrutura porosa e com a interação rocha-fluido saturante, reduzindo a incerteza dos
cálculos de estimativa de reserva, estimativa de produção, dimensionamento das
unidades de produção e viabilidade econômica da exploração do reservatório.
1
Figura 1.1: Coluna ilustrativa representando a localização do pré-sal (Modificado do site
www.repsol.com).
1.2. Objetivos
O objetivo principal desta monografia é a caracterização petrofísica do
reservatório da Formação Barra Velha, definindo as petrofácies pelo conceito do FZI
(Flow Zone Indicator) Amaefule (1993). Além disso, a referida monografia visa o
entendimento do comportamento geológico das petrofácies, com o auxílio de
descrições petrográficas.
1.3. Justificativa
Após a identificação do reservatório de hidrocarbonetos, as principais
características petrofísicas de interesse são porosidade e permeabilidade do mesmo,
pois o conhecimento das características permoporosas do reservatório permitem inferir
seu potencial de produção.
O estudo de reservatórios é importante, pois permite aumentar o grau de
conhecimento das propriedades do mesmo, tais como permeabilidade, porosidade,
saturação. Assim, é possível fazer a gestão do campo petrolífero e ter maior confiança
quanto ao número e tipo de poços, com o objetivo de tratar, processar e produzir o
petróleo e o gás.
2
A integração entre os conhecimentos pré-existentes neste campo e a
formulação de uma caracterização permoporosa de petrofácies visa gerar resultados
que contribuam para exploração e produção de petróleo no reservatório.
Um bom conhecimento do reservatório a explorar permite que sejam evitados
gastos desnecessários em regiões ou zonas do campo em que a relação custo
benefício pode não ser favorável.
Este trabalho utiliza uma metodologia de caracterização do reservatório pelo
método FZI (Flow Zone Indicator).
1.4. Metodologia
Os métodos utilizados na execução deste trabalho compreenderam:
1-
2-
Levantamento bibliográfico sobre os seguintes temas:
i)
Estratigrafia e geologia da Bacia de Santos;
ii)
Petrofísica Básica (porosidade e permeabilidade);
iii)
Fundamentos básicos sobre as propriedades de fluxo e método FZI;
iv)
Classificação de rochas carbonáticas.
Caracterização das petrofácies pelo Método FZI, utilizando parâmetros da
petrofísica básica;
3-
Verificação da influência deposicional e diagenética nas amostras de cada
petrofácies, através da petrografia.
Dentre a diversidade litológica que abrange este intervalo do poço, as amostras
selecionadas para este trabalho pertencem às fácies retrabalhadas, pois, além de
predominante, é a de maior produção do poço.
As amostras para ensaios e descrições foram provenientes de amostras
laterais e de plugues de um poço do Campo de Carioca. Os códigos das amostras, o
nome do poço e as profundidades que as amostras foram extraídas, são informações
confidenciais, portanto, não sendo reveladas no presente trabalho.
1.5. Localização
A área estudada está localizada na Bacia de Santos, na qual está contido o
Campo de Carioca. É umas das maiores bacias offshore do Brasil. Ela ocupa a
3
margem sudeste da costa brasileira e se estende pelas latitudes 23º e 28º sul (~ 600
km) e longitude 39º e 48º oeste (~ 800 km). A área abrange os litorais do Rio de
Janeiro, São Paulo, Paraná e Santa Catarina, compreendendo uma área com cerca de
350.000 km² até a cota batimétrica de 3000 m. A Figura 1.2 apresenta o mapa de
localização da Bacia de Santos e do Campo de Carioca.
Figura 1.2: Localização da Bacia de Santos e do Campo de Carioca, em destaque (modificado
de Marcus Vinícius, 2011).
A bacia supracitada é limitada ao norte pelo Alto de Cabo Frio, sendo o limite
com a Bacia de Campos. A sul, a Bacia de Santos é limitada pelo Alto de
Florianópolis, sendo o limite com a Bacia de Pelotas (Pereira & Macedo, 1990); a
leste o limite é o Platô de São Paulo; e, a oeste o limite é o cinturão de serras
costeiras (Maciço da Carioca, Serra do Mar e Serra da Mantiqueira).
4
CAPÍTULO 2: REVISÃO TEMÁTICA
2.1. Estratigrafia e Geologia da Bacia de Santos
A Bacia de Santos possui sua origem relacionada à tectônica responsável pela
ruptura e separação do supercontinente Gondwana durante o Juro-Cretáceo (Pereira
& Macedo, 1990). A evolução típica da mesma é de margem passiva, determinada
pelos registros geológicos dos mega processos de estiramento crustal, rompimento da
crosta continental, implantação de crosta oceânica e subsidência termal. Estima-se
que a espessura de sedimentos nos depocentros da bacia possa atingir 12 km de
seção (Caldas, 2007).
Neste trabalho, a estratigrafia será tratada de acordo com a evolução tectônica
da Bacia de Santos, a qual pode ser dividida em três fases: rifte (com deposição de
sedimentos continentais), pós-rifte ou transicional e drifte (com deposição de
sedimentos marinhos) (Figura 2.1).
O registro sedimentar da fase rifte tem início no Hauteriviano (131 Ma) e
prolonga-se até o início do Aptiano (119 Ma) (Moreira et al., 2007). A fase pós-rifte
inicia-se durante o Eoaptiano e tem como limite superior uma discordância de 117 Ma.
(Moreira et al., 2007). A fase drifte tem início no albiano e se estende até o presente.
A Figura 2.2 apresenta a carta estratigráfica da Bacia de Santos.
A fase rifte, inicia-se no Eocretáceo e está relacionada com o rompimento da
crosta, formação de bacias tectônicas estreitas, alongadas e profundas, sendo definida
como uma predominância tectono-magmática deste período (Conceição et al., 1988).
É importante ressaltar que nessa fase houve o desenvolvimento das falhas normais a
partir de esforços distensionais formando fissuras através das quais teria ocorrido um
intenso vulcanismo no Eocretáceo.
Esse vulcanismo caracteriza-se por derrames basálticos da Formação
Camboriú. Estão sotopostos ao preenchimento sedimentar de praticamente toda a
bacia e sobrepõem-se discordantemente ao embasamento cristalino (granitos e
gnaisses do Complexo Costeiro e metassedimentos da Faixa Ribeira) (Moreira et al.,
2007).
5
Figura 2.1: Separação da América do Sul e África durante as fases rifte e drifte, abertura do
Oceano Atlântico e evolução das bacias sedimentares brasileiras (Smith, 2008).
Durante a evolução do estiramento crustal na fase rifte, a acomodação dos
blocos formou calhas que foram preenchidas por sedimentos de origem continental,
iniciando o preenchimento sedimentar da bacia, nos quais se formaram duas
sequencias. A primeira é composta por leques aluviais de conglomerados e arenitos
6
polimíticos constituído de fragmentos de basalto, quartzo, feldspato, nas porções
proximais, e por arenitos, siltitos e folhelhos de composição talco-estevensítica nas
porções lacustres. A segunda, denominada Formação Itapema, é caracterizada por
apresentar folhelhos escuros, ricos em matéria orgânica, nas porções mais distais, e,
leques aluviais de conglomerados e arenitos representando fácies proximais (Moreira
et al., 2007).
A fase pós-rifte é caracterizada pela interrupção do estiramento crustal tendose o inicio a fase de repouso tectônico marcado por um período de erosão. O
ambiente deposicional desta sequência é marcado por um ambiente transicional, entre
continental e marinho raso restrito, com depósitos carbonáticos (calcário microbial e
estromatólitos) nas porções proximais e depósitos pelíticos (folhelhos) nas porções
distais (Moreira et al., 2007).
As amostras de carbonatos utilizadas neste trabalho são de idade Eoaptianas e
são correspondentes à Formação Barra Velha, sendo exemplares de rochas
reservatório do pré-sal.
O período Neoaptiano, corresponde a sequência dos evaporitos da Formação
Ariri, selo do reservatório do pré-sal. Vale ressaltar que se estima que estes espessos
depósitos evaporíticos testemunhem uma primeira incursão marinha ao longo do rifte
costeiro (Macedo, 1989) compostos predominantemente por halita e anidrita (Moreira
et al., 2007).
A fase drifte representa a separação efetiva dos continentes sul-americano e
africano, a entrada definitiva do mar e a criação de uma crosta oceânica, provocando
subsidência térmica na bacia, responsável pelo basculamento e consequente início do
desenvolvimento da fase de margem passiva na Bacia de Santos. Nesta fase também
tem início a tectônica halocinética, que influenciou fortemente todos os pacotes
sedimentares da fase drifte. A fase drifte corresponde a um período marcado por
megassequencias regressivas e transgressivas.
A Figura 2.3 apresenta uma seção esquemática dip da bacia, na qual é
possível visualizar toda a sedimentação da mesma, desde a fase rifte até a drifte, com
as grandes muralhas e domos de sal da seção transicional.
7
Figura 2.2: Carta Estratigráfica da Bacia de Santos (Modificado de Moreira et al., 2007).
Figura 2.3: Seção esquemática (dip) ao longo da Bacia de Santos (Modificado de Pereira et
al., 1989).
O magmatismo nas bacias sedimentares pode assumir um papel muito
importante para a exploração de petróleo, visto que podem influenciar na geração
(aquecimento), migração (alterações estruturais e petrográficas), acumulação
8
(basaltos fraturados) e barreira (diques e soleiras) de hidrocarbonetos (Thomaz Filho
et al., 2008).
Há registro de cinco eventos magmáticos na Bacia de Santos. Eles ocorreram
nos seguintes períodos: Albiano, Santoniano, Maastrichtiano, Paleoceno e Eoceno.
Durante o Eocretáceo, uma parte da Bacia de Santos foi preenchida pelo
derrame basáltico correspondente a Formação Camboriú. Trata-se de basalto cinza
escuro, holocristalino, granulação média, textura ofítica (diabásio), possuindo
plagioclásio e o piroxênio (augita) como minerais predominantes, normalmente pouco
alterados (Moreira et al., 2007). Estes derrames são associados às Formações
Cabiúnas (na Bacia de Campos) e Imbituba (na Bacia de Pelotas).
Além dos derrames basálticos da Formação Camboriú outros dois eventos
magmáticos ocorreram antes da fase drifte da bacia. Há basaltos subaquosos
intercalados a seção rifte (121-130 Ma) e na porção inferior de pós-rifte (118 Ma)
(Moreira et al., 2007). A atividade vulcânica continuou durante o Aptiano, no sul da
Bacia de Santos. (Bahlis, 2011).
Segundo Moreira et al., 2007, o vulcanismo Santoniano está associado ao
aumento da taxa de subsidência da bacia e também a movimentações tectônicas no
continente devido ao surgimento da Serra do Mar.
As rochas magmáticas extrusivas do Paleoceno e do Eoceno constituem,
principalmente, estratovulcões de formato cônico. Eles são constituídos principalmente
de hialoclastitos (rochas de cor esverdeada, formadas pelo abrupto refriamento da
lava em contato com a água do mar) e rochas vulcanoclásticas (inclui todas as
partículas vulcânicas, independentemente de suas origens, que podem estar
relacionadas a múltiplos processos) (Moreira et al., 2007).
2.2. Petrofísica Básica
A caracterização de um reservatório petrolífero se baseia em medir
propriedades petrofísicas, delimitar os contornos e extensão e criar modelos. A
permeabilidade, porosidade, saturações e a forma como serão descritas permitem
prever o comportamento do fluxo no reservatório através de modelos e simulações
(Marques et al., 2011).
9
Segundo Marques (2001), a qualidade do reservatório é dada pela avaliação
dos
parâmetros
porosidade
e
permeabilidade
das
rochas-reservatório
de
hidrocarbonetos. Esses parâmetros estão diretamente relacionados à produtividade do
reservatório, quanto maior for a característica permoporosa melhor será qualidade do
reservatório (Mohammed et al., 2002).
O termo petrofísica foi introduzido por Archie (1950) para descrever “o estudo
das propriedades físicas das rochas que dizem respeito à distribuição de fluidos em
seus espaços porosos”. Essa ciência fornece parâmetros que caracterizam a rocha,
reduzindo a incerteza dos cálculos de engenharia de reservatório, tais como estimativa
de reservas, estimativa de produção, dimensionamento das unidades de produção e
viabilidade econômica para exploração.
A petrofísica básica, ou petrofísica de rotina, fornece os principais parâmetros
para a caracterização de rochas reservatório, porosidade (phi - F), permeabilidade (K)
e a densidade de grãos (rho - ρ) (http://www.ufflar.com).
Os parâmetros usados neste trabalho tratam-se da porosidade (que é
responsável pela capacidade de armazenamento do reservatório) e da permeabilidade
(que responde pela facilidade de produção de fluídos).
2.2.1. Porosidade
A porosidade é uma das mais importantes propriedades das rochas no estudo
de um reservatório, pois determina a capacidade de armazenamento de fluidos
(Carvalho, 2006). A porosidade (F) representa o volume de fluido que a unidade de
volume de uma rocha pode armazenar em seus poros (Gomes, 2002).
A porosidade pode ser classificada de acordo com a sua origem em primária e
secundária (Schmidt et al., 1977). A porosidade primária é aquela formada devido à
deposição dos grãos, enquanto a porosidade secundária é aquela formada por
processos geológicos subsequentes à formação das rochas.
Segundo Carvalho (2006), dois tipos de porosidade podem ser definidos para
rochas reservatório:
i)
Porosidade total: que é a razão entre o volume de todo o espaço vazio da
rocha pelo volume total da rocha;
10
ii)
Porosidade efetiva: que é a razão entre o espaço vazio interconectado da
rocha pelo volume total da rocha.
A diferença entre as porosidades total e efetiva revela a quantidade de poros
isolados, não conectados, obtendo-se a microporosidade ou a porosidade não efetiva.
Os poros podem ser formados na fase deposicional dos sedimentos
(denominada porosidade primária) e/ou formados durante a fase diagenética da rocha
por processos pós-deposicionais (porosidade secundária) Yldirim (2005). Neste último
caso, os poros serão influenciados por processos secundários, tais como dissolução,
cimentação, compactação, fraturamento.
Considerando uma amostra de rocha com um volume de sólido VS, um volume de
poro VP e um volume total de VT (VS + VP), a porosidade é definida como
apresentada na Equação (1), a seguir:
(1)
Os valores da porosidade foram obtidos pelo método de expansão a gás. Este
experimento consiste na colocação de uma amostra de volume conhecido em um
recipiente de volume conhecido também e preenchido com um gás. Sabendo-se a
pressão que se encontra este gás e conectando-se o recipiente em que se encontra a
amostra com outro recipiente completamente evacuado e de volume conhecido é
possível calcular o volume de poros (porosidade efetiva) da amostra (2), utilizando a
lei dos gases ideais:
(2)
Sendo, VP o volume de poros, VB o volume Bulk da amostra, Va o volume do
recipiente que contém a amostra, Vb é o volume do recipiente evacuado, P1 é a
pressão inicial e P2 é a pressão final.
2.2.2. Permeabilidade
Este tópico é fortemente baseado em Tiab (2012). Além de ser porosa, uma
rocha reservatório deve ter a capacidade de conduzir o fluido. Essa capacidade é
11
denominada permeabilidade. Isto indica que as rochas não porosas, ou com seus
poros não conectados, não possuem permeabilidade. Portanto a permeabilidade de
uma rocha depende da sua porosidade efetiva.
A permeabilidade é afetada pelo tamanho, forma, selecionamento dos grãos,
bem como sua compactação e cimentação.
O método usado para medição da permeabilidade, criado pelo engenheiro
francês Henry Darcy (Tiab (2012) apud., Darcy, 1856), consiste em uma Equação (3)
de fluxo de fluidos, expressa a seguir:
(3)
Onde K é a permeabilidade (mD), q é a vazão (cm³/s), µ é a viscosidade do
fluido (mPa.s – miliPascal segundo), L é o comprimento (cm), P1 é a pressão de
entrada e P2 é a pressão de saída (atm) e A C é a área seccional da amostra (cm²).
A permeabilidade é definida pela Lei de Darcy em um fluxo suficientemente
lento, permanente e unidirecional (Dullien, 1992), conforme ilustra a Equação (3) e a
Figura 2.4.
Figura 2.4: Diagrama esquemático do escoamento em meios porosos. Fonte: extraída de Tiab
(2012).
A Figura 2.5 apresenta uma ilustração do permeâmetro, equipamento utilizado
para a medição da permeabilidade.
12
Figura 2.5: Aparelho usado para medição da permeabilidade, denominado permeâmetro.
Fonte: extraída de Tiab (2012).
2.4. Propriedades de fluxo
2.4.1. Petrofácies
O conceito de petrofácies, também denominado na literatura como tipos de
unidades de fluxo ou Petrophysical Rock Types, é definido por Stalinski et al. (2009)
como “um tipo de rocha que é caracterizado por propriedades petrofísicas específicas,
exibe distintas relações relevantes para a caracterização do fluxo, é identificável em
perfis de poço e pode ser relacionada com atributos geológicos como textura primária
ou alteração diagenética”.
Uma vez que a definição de petrofácies admite a existência de distintas
unidades de fluxo no interior do reservatório, é natural imaginar que propriedades de
fluxo específicas devam ser associadas a cada uma delas.
Diversos autores propuseram formas para caracterização de reservatório. A
caracterização usada neste trabalho corresponde ao método proposto por Amaefule
(1993), o qual será mais detalhado no item a seguir.
2.4.2. Método FZI
Amaefule (1993) propôs o conceito de FZI (do inglês, Flow Zone Indicator Indicador de Zona de Fluxo). O referido método consiste em classificar as amostras de
acordo com suas características permoporosas.
Amaefule utilizou a Equações (4) e (5), propostas por Cozeny-Carmen (1937),
e criou a equação do FZI (6).
13
(4)
(5)
(6)
Esses valores são então reorganizados na equação (7), a seguir:
(7)
Onde K é a permeabilidade (mD), o RQI (do inglês, Reservoir Quality Index) é o
Índice de Qualidade do Reservatório, FZI (do inglês, Flow Zone Indicator) é o Indicador
de Zona de Fluxo, o K é a permeabilidade (mD), Fz é o Índice de porosidade
normalizado e Fe é a porosidade efetiva (%).
.
O método calcula um índice (FZI), ou indicador, para cada amostra, utilizando
relações entre seus parâmetros de porosidade e permeabilidade. Em geral, quanto
maior seu valor, melhor será a qualidade da amostra do reservatório, em relação às
suas propriedades de fluxo associadas.
Assim, rochas com características permoporosas semelhantes, mesmo que
apresentem aspectos litológicos distintos, podem ser agrupadas em uma mesma
petrofácies.
2.5. Análise das fácies
O termo fácies foi introduzido por Steno (1669), embora seu uso moderno
venha de uma proposta de Gressly (1838), que o empregava para designar a conjunto
dos aspectos litológicos e paleontológicos de uma unidade estratigráfica.
Segundo Walker (1992), a análise de uma seção estratigráfica vertical permite
a subdivisão da mesma em uma série de unidades diferentes: as fácies. Cada fácies
pode ter espessuras e uma série de unidades específicas distintas, tais como:
geometria, litologia, estruturas sedimentares, padrão de paleocorrente e conteúdo
fossilífero. Uma fácies sedimentar é produto de um processo ou de um conjunto de
14
processos deposicionais que se desenvolvem em um ambiente de sedimentação
(Walker, 1992).
Atualmente o termo fácies é empregado tanto no sentido descritivo quanto
interpretativo. As fácies sedimentares, para Selley (1978), são entendidas como
rochas sedimentares que podem ser reconhecidas e distinguidas de outras por sua
geometria, litologia, estruturas sedimentares, direção de paleocorrente e conteúdo
fossilífero.
2.6. Classificações de Rochas Carbonáticas
A classificação proposta por Folk (1959) aborda uma classificação litológica
com base nos componentes das rochas carbonáticas, ou seja, grãos aloquímicos,
matriz e cimento ou espaço porosos.
Esta classificação, vista na Tabela 2.1, identifica quatro grupos básicos:
carbonatos onde os grãos aloquímicos estão cimentados por calcita espática,
carbonatos com os grãos aloquímicos em matriz micrítica, carbonatos microcristalinos
sem aloquímicos e estruturas orgânicas desenvolvidas in situ., denominadas biolititos.
Tabela 2.1: Classificação das rochas carbonáticas por Folk (1959). Fonte: Modificado de
Scholle & Ulmer-scholle (2003).
15
Posteriormente, a classificação de foi modificada por Folk (1962), com o
objetivo
de
descrever
características
que
refletem
o
grau
de
seleção
e
arredondamento dos grãos e/ou cristais presentes nas rochas (Tabela 2.2).
Em resumo, os depósitos classificados na parte esquerda do diagrama foram
formados em ambientes de baixa energia e os tipos de rochas que estão no lado
direito da Tabela 2.2 representam deposição em ambientes de alta energia (Scholle &
Ulmer-scholle, 2003).
Tabela 2.2: Classificação modificada de Folk (1962). Modificado de Scholle & Ulmer-scholle
(2003).
No presente trabalho as classificações usadas para descrição das amostras
estão de acordo com Dunham (1962) e Embry & Klovan (1971).
A classificação proposta por Dunham (1962), ilustrada na Tabela 2.3, é
baseada essencialmente na textura deposicional da rocha carbonática. Para as
definições dos termos utilizados nesta classificação, leva-se em consideração então os
seguintes fatores:
- Textura deposicional reconhecível ou não;
- Componentes originais ligados ou não durante a deposição;
- Rochas com matriz e sem matriz;
- Rochas com arcabouço suportado pelos grãos ou pela matriz.
Os autores Embry & Klovan (1971) adaptaram a classificação de Dunham
(1962) para rochas carbonáticas biogênicas, e desenvolveram um esquema com
16
maiores detalhes para descrever diferentes formas de crescimento orgânico e
carbonatos detríticos que estão associados.
A Tabela 2.4 apresenta a classificação que foi proposta pelos autores, onde os
termos framestone, bindstone e bafflestone referem-se ao modelo de crescimento dos
organismos de recifes. Já os termos rudstone e floatstone são referentes a rochas
detríticas associadas aos recifes.
Tabela 2.3: Classificação proposta por Dunham (1962). Modificado de Scholle & Ulmerscholle (2003).
As rochas, que apresentam mais de 10% dos seus constituintes maiores que
dois milímetros, quando são suportados pela matriz recebem o nome de floatstone e
quando são suportados pelos grãos são denominados de rudstone.
Tabela 2.4: Classificação das rochas carbonáticas por Embry e Klovan (1971)
17
CAPÍTULO 3: APRESENTAÇÃO DOS DADOS
3.1. Dados de Permeabilidade e Porosidade
Os ensaios para determinação dos valores de porosidade e permeabilidade,
das amostras estudadas, foram realizados no laboratório de petrofísica do CENPES.
Neste trabalho, foram efetuadas medidas de forma direta (visual ou tátil), ou
seja, possibilitou o contato direto com as amostras que compõem o reservatório, a
partir de ensaios laboratoriais em amostras de plugues e amostras laterais extraídas
do poço. Ensaios petrofísicos foram realizados em 48 amostras, sendo 16 amostras
laterais e 32 amostras de plugue, a fim de determinar seus valores de permeabilidade
(K) e porosidade (F).
As amostras foram plotadas em um gráfico de permeabilidade versus
porosidade (Figura 3.1).
KxF
10000
1000
Permeabilidade (mD)
100
10
1
0,1
0,01
0,001
0,0001
0
5
10
15
20
25
Porosidade (%)
Figura 3.1: Distribuição das amostras no gráfico, K x F, de acordo com os dados de
porosidade e permeabilidade obtidos em laboratório.
Nota-se uma nuvem de pontos com tendência, porém com difícil separação,
devido a nenhuma discriminação de fácies ter sido realizada.
18
Assim, de modo a organizar uma distribuição mais representativa dos aspectos
permoporosos, Amaefule (1993) criou o método de Indicadores de Zonas de Fluxo
(FZI). Utilizando a equação proposta (7) para todas as amostras, foi possível
determinar os valores de FZI.
A etapa subsequente deste método envolve, considerando seus índices, o
agrupamento das amostras em quatro intervalos empíricos, propostos na Tabela 3.1.
Tabela 3.1: Intervalos de FZI com sua respectiva classificação de petrofácies.
Intervalo
Petrofácies
6 < FZI
A
2 < FZI < 6
B
0,5 < FZI < 2
C
FZI < 0,5
D
Após classificar todas as amostras em relação às suas petrofácies, foi gerado
outro gráfico de dispersão. O referido diagrama apresenta a distribuição de cada
amostra de acordo com sua caracterização de petrofácies específica (Figura 3.2).
Vale ressaltar que as amostras classificadas dentro de uma mesma petrofácies
possuem características permoporosas semelhantes e, mesmo que apresentem
aspectos litológicos distintos, podem ser agrupadas numa mesma petrofácies.
A Petrofácies A dispõe das melhores qualidades de potencial reservatório,
abrangendo relações das propriedades permoporosas superiores as demais. Logo, a
Petrofácies D é a que apresenta menor qualidade para ser um potencial reservatório,
abrangendo relações das propriedades permoporosas inferiores as demais.
Esse método possibilitou caracterizar e dividir as amostras do reservatório
quanto as suas propriedades de fluxo. No ANEXO I, uma tabela é apresentada com os
valores de FZI já com suas devidas classificações de petrofácies.
19
Método FZI
Gráfico K x ᶲ
10000
1000
Permeabilidade (mD)
100
10
1
0,1
Petrofácies A
0,01
Petrofácies B
0,001
Petrofácies C
Petrofácies D
0,0001
0
5
10
15
20
Porosidade (%)
25
30
35
Figura 3.2: Amostras distribuídas no gráfico, classificadas em diferentes petrofácies. As
petrofácies estão separadas por isolinhas de FZI com valores 0,5, 2 e 6 (linhas tracejadas).
Os histogramas a seguir (Figura 3.3, Figura 3.4, Figura 3.5 e Figura 3.6)
representam a distribuição da frequência de porosidade e permeabilidade para cada
uma das petrofácies estudadas.
(a)
Petrofísica Básica - Petrofácie A
Histograma de Porosidade (%) - 2 amostras
60,0
(b)
Petrofísica Básica - Petrofácie A
Histograma de Permeabilbidade (mD) - 2
amostras
60
50,0
50
40,0
40
30,0
30
50,0
50,0
20,0
20
10,0
10
0,0
50,0
50,0
10 - 100
100 <
0
0-5
5 - 10
10 - 15
15 - 20
20 - 25
< 0,1
0,1 - 1
1 - 10
Figura 3.3: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies A; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies A. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de duas amostras.
20
(a)
(b)
Figura 3.4: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies B; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies B. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de nove amostras.
(a)
(b)
Figura 3.5: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies C; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies C. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de vinte e três amostras.
21
(a)
(b)
Figura 3.6: (a) Histograma mostrando a porosidade mais frequente na Petrofácies D; (b)
Histogramas mostrando a permeabilidade mais frequente na Petrofácies D. O eixo das
ordenadas mostra a frequência. Para um total de treze amostras.
É possível observar, com base nos gráficos acima, que as colunas mais
frequentes de porosidade e permeabilidade tendem a se deslocar para a esquerda, à
medida que se inicia na petrofácies A até a petrofácies D.
A Tabela 3.2 traz a média aritmética da porosidade e da permeabilidade para
cada petrofácies, obtidas a partir dos dados apresentados na Figura 3.2. A tabela
mostra que existe uma melhora na qualidade do reservatório na petrofácies D em
direção à petrofácies A. Segundo esta tabela, a petrofácies D e C apresentam valores
médios de porosidade e permeabilidade muito próximos e se caracterizam como
reservatórios de pior qualidade. A petrofácies B apresenta valores médios de
porosidade e permeabilidade e se caracteriza como reservatórios de qualidade
intermediária. Já a petrofácies A, corresponde aos melhores reservatórios e apresenta
valores médios elevados de porosidade e permeabilidade, em especial a petrofácies
A, cuja média da permeabilidade é superior a 0,3 D.
Nota-se que a média da porosidade na petrofácies A é menor que a da
petrofácies B, devido à quantidade restrita de amostras, assim, caso houvesse maior
quantidade
de
amostras
pertencentes
a
esta
petrofácies,
melhor
seria
a
representatividade do dado.
22
Tabela 3.2: Porosidades e permeabilidades médias para cada petrofácies, com base nas
medidas laboratoriais.
Petrofácies
Porosidade
Média (%)
Permeabilidade
Média (mD)
D
C
B
A
7,393
9,609
15,578
14
0,098
1,7648
59,067
329,1
3.2. Petrografia das amostras estudadas
A descrição petrográfica foi realizada em quarenta e oito lâminas delgadas,
provenientes de amostras laterais e de plugues, de um intervalo do reservatório da
área de estudo. O principal objetivo foi verificar se o agrupamento realizado a partir do
método FZI possuía significado geológico.
Os controles deposicionais e diagenéticos que pudessem influenciar nas
propriedades de fluxo dos fluidos das amostras foram analisados. Tal procedimento foi
adotado de modo a fornecer importante subsídio para a correlação com as petrofácies,
caracterizadas pela petrofísica básica.
3.3. Controle deposicional
Os processos deposicionais são responsáveis pelas texturas primárias,
formadas durante a deposição. Nesta etapa, foi verificada a influência do controle
deposicional para as propriedades de fluxo.
Com base nas descrições realizadas, foram identificadas e divididas em duas
litofácies foram identificadas e consideradas mais relevantes. A designação para
identificação das mesmas fundamentou-se em características litológicas, cores,
estruturas sedimentares e fragmentos de bioclastos, denominadas e caracterizadas a
seguir:
23
Litofácies Grainstone (GST) – Compostas por fragmentos de estromatólitos,
podendo, ou não conter esferulitos e, por vezes, peloidal (Figura 3.7). Os fragmentos
do arcabouço têm granulometria que varia de fina a média (predominantemente) e
grossa. Moderada a intensamente micritizadas. Tal litofácies apresentam os seguintes
tipos de poros: interpartícula, vugular e intercristalina. Trinta amostras foram atribuídas
a essa fácies deposicional.
(a)
(b)
(c)
(d)
Figura 3.7: (a) Grainstone com fragmentos de estromatólitos e esferulítos; (b) Grainstone com
fragmentos de estromatólitos; (c) Grainstone com fragmentos de estromatólitos e esferulítos;
(d) Grainstone com fragmentos de estromatólitos, peloidal com esferulitos. Observa-se que a
fase porosa (cor azul) tende a diminuir de (a) para (d).
Litofácies Rudstone (RUD) – Compostas por fragmentos de estromatólitos,
podendo, ou não conter esferulitos (Figura 3.8). Os fragmentos do arcabouço têm
granulometria que varia entre média a muito grossa. Moderada a intensamente
micritizadas. Apresentam os seguintes tipos de poros: intrapartícula, intrapartícula,
intercristalina e vugular. Dezoito amostras foram atribuídas a essa fácies deposicional.
As litofácies descritas neste trabalho foram classificadas de acordo com as
texturas deposicionais por Dunham (1962), grainstone, e por Embry & Klovan (1971),
rudstone.
24
(a)
(b)
(c)
(d)
Figura 3.8: (a) Rudstone com fragmentos de estromatólitos; (b) Rudstone com fragmentos de
estromatólitos e esferulítos; (c) Rudstone com fragmentos de estromatólitos; (d) Rudstone com
fragmentos de estromatólitos e esferulitos. Observa-se que a fase porosa (cor azul) tende a
diminuir de (a) para (d).
Já dispondo das amostras devidamente classificadas conforme suas litofácies,
um gráfico foi gerado, com a seguinte distribuição (Figura 3.9).
Observa-se no gráfico que os padrões de comportamento das litofácies
grainstone (linha contínua azul) e rudstone (linha contínua verde) são muito
semelhantes, ou seja, existe certa dificuldade em individualizá-las.
Portanto, a divisão por fácies sedimentares não é suficiente para correlacionar
com qualidades (petrofácies) de reservatório, uma vez que uma mesma litofácies
ocorre em diversos valores/ranges de porosidade e permeabilidade, ao longo das
quatro petrofácies. Sendo assim, para as amostras estudadas, o controle deposicional
não evidencia influência significativa nas propriedades de fluxo.
25
Controle Deposicional
Gráfico K x F
10000
1000
Permeabilidade (mD)
100
10
1
0,1
GST
0,01
0,001
RUD
0,0001
0
5
10
15
Porosidade (%)
20
25
Figura 3.9: Distribuição K x F, em função das duas fácies deposicionais: grainstone e
rudstone. As linhas tracejadas representam limites das petrofácies e foram traçadas linhas de
tendências para cada conjunto de dados.
3.4. Controle diagenético
Nesta etapa, foi verificada a influência do controle diagenético
nas
propriedades de fluxo. Este controle compreende os processos que alteram a textura e
a composição das rochas sedimentares durante a sua deposição – no caso das rochas
carbonáticas – e soterramento.
Os processos observados, no caso das amostras do presente trabalho,
compreenderam exclusivamente na dissolução e cimentação - e sua influência no
espaço poroso poderia permitir o entendimento do agrupamento realizado pelo método
FZI.
3.4.1. Cimentação
A cimentação é formada durante a fase diagenética, entre os espaços dos
diferentes sedimentos, nos quais podem precipitar substâncias químicas que estão
dissolvidas, geralmente, na água.
As amostras foram classificadas de acordo com
as seguintes intensidades quanto à cimentação: rara (1 a 5%), pouca (5 a 10%),
26
parcialmente (10 a 30%) e intensamente (>30%). Já dispondo das amostras
devidamente classificadas, foi elaborado o seguinte gráfico (Figuras 3.10).
Controle Cimentação
Gráfico K x F
10000
Permeabilidade (mD)
1000
100
10
1
Rara
0,1
Pouca
0,01
Parcialmente
0,001
Intensamente
0,0001
0
5
10
15
20
25
30
35
Porosidade (%)
Figura 3.10: Distribuição das intensidades da cimentação. As linhas tracejadas representam
limites das petrofácies. As linhas contínuas representam os padrões de comportamento para
cada intensidade.
Nota-se que quando as amostras são classificadas como intensamente
cimentadas,
apresentam
menores
propriedades
de
fluxo
–
porosidade
e
permeabilidade – correspondendo às petrofácies com piores qualidades. Por outro
lado, quando as amostras são classificadas como cimentação rara, melhor será a
relação das propriedades de fluxo, logo, correspondendo às petrofácies com melhores
qualidades.
Portanto, a cimentação tem relação inversa com as propriedades de fluxo. Ou
seja, quanto menor for a atuação da cimentação, melhor será a qualidade da amostra
do reservatório.
3.4.2. Dissolução
A dissolução ocorre quando o mineral reage com o fluido, normalmente a água,
quebrando as ligações entre os íons, e estes, uma vez livres, dissolvem-se e pode
precipitar em outro ambiente. As amostras foram classificadas de acordo com as
seguintes intensidades quanto à dissolução: intensamente (>30%), parcialmente (10 a
27
30%), pouca (5 a 10%) e rara (0 a 5%). Já dispondo das amostras devidamente
classificadas, foi elaborado o seguinte gráfico (Figuras 3.11).
Controle Dissolução
Gráfico K x F
10000
Permeabilidade (mD)
1000
100
10
1
Intensamente
0,1
Parcialmente
0,01
Pouca
0,001
Rara
0,0001
0
5
10
15
20
25
30
35
Porosidade (%)
Figura 3.11: Distribuição das intensidades da dissolução. As linhas tracejadas representam
limites das petrofácies. As linhas contínuas representam os padrões de comportamento para
cada intensidade.
Nota-se que quando as amostras são classificadas como intensamente
dissolvidas, apresentam maiores propriedades de fluxo (porosidade e permeabilidade),
correspondendo às petrofácies com melhores qualidades. Por outro lado, quando as
amostras são classificadas como dissolução rara, apresentam menores propriedades
de fluxo, logo, correspondendo às petrofácies com piores qualidades.
A dissolução tem relação direta com as propriedades de fluxo. Ou seja, quanto
maior for a atuação da cimentação, melhor será a qualidade da amostra do
reservatório. Portanto, o controle diagenético tem forte influência para a caracterização
das unidades de fluxo.
Portanto, as intensidades dos processos diagenéticos influenciam as
qualidades do reservatório, uma vez que para um mesmo processo diagenético, seja a
cimentação ou dissolução, as intensidades ocorrem em valores/ranges de porosidade
e permeabilidade distintos, permitindo boa correlação com as petrofácies. Sendo
28
assim, para as amostras estudadas, o controle diagenético está fortemente
influenciando as propriedades de fluxo.
29
CAPÍTULO 4: CONSIDERAÇÕES FINAIS
4.1. Sumário de Resultados Finais
O trabalho desenvolvido possibilitou a caracterização de quatro grupos de
petrofácies, e suas respectivas propriedades de fluxo associadas.
Para as quarenta e oito amostras analisadas, apenas duas amostras foram
caracterizadas como petrofácies A, nove caracterizadas como petrofácies B, vinte e
três amostras caracterizadas para petrofácies C e quatorze amostras caracterizadas
como petrofácies D. A Figura 4.1, exibe a proporção das amostras para cada uma das
petrofácies.
Proporção das petrofácies (%)
100,0
90,0
4,2
18,8
80,0
70,0
Petrofácies A
60,0
50,0
47,9
Petrofácies B
Petrofácies C
40,0
Petrofácies D
30,0
20,0
10,0
29,2
0,0
Figura 4.1: Proporção das amostras por petrofácies. No eixo vertical está representada a
porcentagem.
É importante ressaltar que apenas a utilização das fácies deposicionais não é
suficiente para explicar o comportamento dessas rochas, uma vez que ocorrem fácies
grainstones e fácies rudstone associadas as quatro petrofácies.
30
Os eventos diagenéticos podem piorar ou melhorar a qualidade original das
rochas. A cimentação é um evento que pode alterar as características porosas das
rochas. Quando as rochas são classificadas como parcial a intensamente cimentadas,
apresentam piores qualidades do reservatório, e estão comumente associadas às
petrofácies C e D (Figura 3.10).
A dissolução é outro evento muito importante um melhor desenvolvimento das
características permoporosas. Quando as rochas são classificadas como parcial a
intensamente dissolvidas, as mesmas apresentam boas qualidades do reservatório, e
estão comumente associadas às petrofácies A e B (Figura 3.11).
A Tabela 4.1 sumariza as principais características deposicionais e
diagenéticas observadas nas rochas, por meio das descrições das lâminas
petrográficas, relacionadas a cada petrofácies.
Tabela 4.1: Principais características deposicionais e diagenéticas observadas nas rochas, por
meio de lâminas petrográficas, para cada petrofácies.
Petrofácies
Porosidade
Tipos de
porosidade
D
C
Muito baixa a
Muito baixa a
moderada
moderada
Interpartícula,
Interpartícula,
Interpartícula,
intrapartícula,
intraparticula,
intraparticula,
Interpartícula,
intercristalina,
intercristalina,
intercristalina,
intercristalina e
interelementos e
vugular e
interelementos,
fratura.
vugular.
fratura.
vugular e fratura.
Baixa a intensa
Cimentação
(dolomita e
sílica)
Dissolução
Rara a baixa
B
A
Moderada a alta
Baixa a alta
Parcial a
intensa
Parcial a intensa
Baixa
(dolomita,
(dolomita e sílica)
(dolomita)
Baixa a intensa
Moderada
calcita e sílica)
Rara a baixa
31
4.2. Discussões e Resultados
Considerando o elevado grau de heterogeneidade dos reservatórios do pré-sal,
o uso da abordagem de petrofácies para uma melhor representação do
comportamento dinâmico dos mesmos se justifica plenamente.
O método FZI forneceu uma forma conveniente para distinguir as diferenças no
comportamento permoporoso das amostras e as zonas de fluxo de um reservatório,
validadas pela petrografia.
Cabe enfatizar que, neste trabalho, a caracterização das petrofácies foi obtida
pelos parâmetros permoporosos, resultantes de ensaios de petrofisica básica.
Entretanto, a caracterização poderia, certamente, sofrer grandes alterações caso mais
ensaios fossem realizados, sejam por petrofísica especial e/ou por petrofísica digital.
Em relação à obtenção das petrofácies, vale salientar que a metodologia
apresentada anteriormente para determinação das mesmas constitui apenas um
exemplo de procedimento, dentre diversos possíveis.
A Figura 4.2 mostra que existe boa correlação entre a petrofácies e a
petrografia, considerando que as rochas-reservatório de melhor qualidade geralmente
apresentam maiores evidencias de porosidade (cor azul), como por exemplo, as
amostras compreendidas nas petrofácies A e B. Os dados do referido diagrama
mostram também que as rochas reservatório de piores resultados no tocante à
petrofácies geralmente apresentam menores evidências de porosidade, segundo a
petrografia. Essa é a situação das amostras compreendidas nas petrofácies C e D.
A utilização da petrografia para a entendimento das petrofácies se mostrou
indispensável, pois é necessário entender os eventos geológicos responsáveis pelo
comportamento permoporoso dessas rochas.
O controle deposicional não mostrou significativa influência sobre as
propriedades de fluxo, visto que, observando o gráfico, as litofácies grainstone e
rudstone estão distribuídas ao longo de todas as petrofácies, não evidenciando
distintas correlações. Já o controle diagenético, apresenta forte influência nas
propriedades de fluxo. Os processos cimentação e dissolução permitem que sejam
feitas correlações mais adequadas com as petrofácies.
32
Figura 4.2: Gráfico K x F com ilustrações de lâminas.
33
Segundo Tiab (2012), nos reservatórios carbonáticos, a porosidade secundária é
muito mais importante do que a porosidade primária. O resultado da petrografia, no
presente trabalho, mostrou-se eficaz ao se correlacionar com a literatura, visto que os
controles diagenético, mostraram-se predominante sobre a correlação com as
petrofácies.
4.3. Trabalhos Futuros
Em função do trabalho que foi realizado, sugere-se a elaboração de um modelo
3D de petrofácies para o campo, que, por sua vez, possibilitará um maior controle das
qualidades e propriedades do reservatório.
34
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
AMAEFULE, J. O., ALTUNBAY, M., TIAB, D., KERSEY, D. G., e KEELAN, D. K.
(1993) -Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic
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–220.
ARCHIE G. E. (1952) - Classification of carbonate reservoir rocks and petrophysical
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BAHLIS, A. B. (2011) - Padrões da autigênese da clorita e sua influência sobre a
qualidade de reservatório dos arenitos cretácicos da Bacia de Santos. Dissertação de
Mestrado. IG/UFRGS.
CALDAS, M. F. (2007) - Reconstituição cinemática e tectono-sedimentação associada
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37
ANEXO I
I
Tabela I.1: Dados de porosidade (%) e permeabilidade (mD) das amostras estudadas nesta
monografia, e seus respectivos valores de FZI.
Tipo da amostra Porosidade Porosidade (%)
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Lateral
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Lateral
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Lateral
Lateral
Plugue
Plugue
Plugue
Plugue
Lateral
Lateral
Plugue
Lateral
Plugue
Lateral
Lateral
Lateral
Lateral
Lateral
Plugue
Plugue
Lateral
Lateral
Plugue
Lateral
Lateral
Plugue
Plugue
0,057
0,023
0,055
0,05
0,12
0,08
0,072
0,076
0,069
0,07
0,11
0,089
0,085
0,079
0,14
0,092
0,071
0,043
0,078
0,137
0,15
0,087
0,071
0,081
0,13
0,088
0,088
0,08
0,112
0,096
0,083
0,106
0,13
0,08
0,132
0,057
0,078
0,15
0,223
0,111
0,129
0,175
0,186
0,154
0,159
0,115
0,081
0,199
5,7
2,3
5,5
5
12
8
7,2
7,6
6,9
7
11
8,9
8,5
7,9
14
9,2
7,1
4,3
7,8
13,7
15
8,7
7,1
8,1
13
8,8
8,8
8
11,2
9,6
8,3
10,6
13
8
13,2
5,7
7,8
15
22,3
11,1
12,9
17,5
18,6
15,4
15,9
11,5
8,1
19,9
Permeabilidade (mD)
FZI
0,003
0,0003
0,0064
0,0076
0,143
0,043
0,05
0,077
0,073
0,079
0,367
0,197
0,182
0,145
1,24
0,353
0,172
0,04
0,27
2,17
3,15
0,563
0,297
0,455
2,28
0,727
0,768
0,603
1,88
1,25
1,05
2,36
5,68
1,55
10,9
0,744
2,09
22,5
113
11,1
19,9
63,6
96,5
57,3
108
39,7
24,2
634
0,11919034
0,152350702
0,184059731
0,232625017
0,251396857
0,264769586
0,337299157
0,384306711
0,435831381
0,443231336
0,464103703
0,478241767
0,494662994
0,496002673
0,574114166
0,607117124
0,63954843
0,674093707
0,690640308
0,787301057
0,81548943
0,838353378
0,840402698
0,844451485
0,880141847
0,935446723
0,961462749
0,991499559
1,020107355
1,067081547
1,234036113
1,249728704
1,389182854
1,589643426
1,876519578
1,877011353
1,921512361
2,179487179
2,463110913
2,515126336
2,633547466
2,822321316
3,130398795
3,327726424
4,329056057
4,490273413
6,158524714
7,134746596
II