Ramon Oliveira G. de Almeida

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
PETROFÍSICA EXPERIMENTAL: UMA FERRAMENTA PARA
CARACTERIZAÇÃO DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
RAMON OLIVEIRA GONÇALVES DE ALMEIDA
Niterói
2013
RAMON OLIVEIRA GONÇALVES DE ALMEIDA
PETROFÍSICA EXPERIMENTAL: UMA FERRAMENTA PARA
CARACTERIZAÇÃO DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso
de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de
Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em
Engenharia de Petróleo.
Orientador:
Prof. Dr. Rodrigo Bagueira de V. Azeredo
Niterói
2013
Dedico este trabalho em especial aos
meus pais que foram responsáveis por minha
educação e nunca mediram esforços na minha
formação acadêmica, e aos que me ajudaram
ao longo da minha trajetória.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus por ter me ajudado nas escolhas mais difíceis e ter me presenteado
com minha bela família.
Aos meus pais por terem me dado a melhor educação possível dentro de suas
condições.
A minha irmã, Lígia, que me ajuda desde que nasci e sempre me auxilia nas decisões
da vida.
Aos meus tios, Márcio e Luiza, pois os tenho como segundo pais.
A minha namorada Raphaella, pelo carinho, amor e grande ajuda nas horas mais
complicadas e estressantes.
Agradeço ao meu orientador Rodrigo Bagueira por todo o incentivo e ajuda quando
sempre precisei e, também, aos professores da UFF que me ajudaram nessa formação em
Engenhenharia de Petróleo, em especial à Cláudia.
Ao grupo que trabalhei na Schlumberger, em especial Esperanza Noriega que me
ensinou muito sobre Petrofísica e sobre o funcionamento de um laboratório de análise de
rochas.
Ao meu amigo de estágio Pedro Veillard, que também acabou de se formar em
Engenharia Química, UFRJ, e esteve comigo nessa descoberta do que é a “Petrofísica”.
Aos amigos de Niterói, em especial Olavo Salgado, Sandy, Vinícius Nery, Gabriel
Galhardo e João Maia, pelas noites de sono perdidas estudando.
Aos amigos de infância do Rio de Janeiro, em especial Fábio, Hugo e Thomas que
sempre estiveram comigo nos dias de lazer.
A todos que cruzaram meu caminho, me ajudando de forma direta ou indireta.
" Os ventos que as vezes tiram algo que amamos são os mesmos que trazem algo que
aprendemos a amar. Por isso, não devemos chorar pelo que nos foi tirado, e sim aprender a
amar o que nos foi dado. Pois tudo aquilo que é realmente nosso nunca se vai para sempre...."
(Robert Nesta Marley)
RESUMO
Este trabalho tem como objetivo dissertar sobre o funcionamento de um laboratório de
petrofísica, separando a discussão em petrofísica básica e avançada. Para isso, são explicados
os conceitos das propriedades da rocha como porosidade, permeabilidade e pressão capilar.
Em seguida, é visto de que forma são determinadas as propriedades utilizando equipamentos
típicos de análise de rochas.
Como os ensaios nos laboratórios são realizados, geralmente, com arenitos e
carbonatos, busca-se, também, relacionar ambas as rochas de acordo com suas características.
Ao longo deste trabalho, para melhor entendimento da finalidade da petrofísica
experimental, são discutidas algumas formas com que a petrofísica pode colaborar para a
caracterização de um reservatório de petróleo.
Palavras-chave:
rochas
de
reservatório,
experimentais, petrofísica, arenitos, carbonatos.
fluidos
de
reservatório,
atividades
ABSTRACT
This work focuses on the operations of a petrophysics laboratory, separating the
discussion in routine and advanced petrophysics. On this way, some concepts of rock
properties such as porosity, permeability and capillary pressure are explained. Besides, this
work shows how the properties are determined with equipments of core analysis.
Also, it was explained some differences between carbonates and sandstones,
especially in porosity characteristics.
Across this work, mainly in the 6th chapter, it was discussed some ways that can
contribute to the characterization of an oil reservoir rock. Threfore, the reader can better
understand the purpose of experimental petrophysics.
Keywords: reservoir rocks, reservoir fluids, experimental activities, petrophysics,
sandstones, carbonates.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Representação de diversas rochas e situações geológicas onde ocorre a migração
do petróleo, a partir da rocha geradora, até os reservatórios. ................................................... 16
Figura 2 - Fluxograma tradicional para troca de informações.................................................. 17
Figura 3 - Fluxograma com profissionais integrados. .............................................................. 18
Figura 4 – Diferentes escalas para a caracterização do reservatório de petróleo. .................... 18
Figura 5 - Ciclo das Rochas. ..................................................................................................... 23
Figura 6 - Variação da porosidade com a profundidade. .......................................................... 26
Figura 7 - Três tipos de arranjo com esfericidade uniforme, onde o Arranjo 3 possui duas
esferas de diâmetros diferentes. ................................................................................................ 27
Figura 8 - Formas cristalinas da calcita. ................................................................................... 28
Figura 9 - Formas cristalinas da dolomita. ............................................................................... 28
Figura 10 - Tipos de porosidade. .............................................................................................. 29
Figura 11 - Tipos de porosidade (Fábrica). .............................................................................. 29
Figura 12 - Porosidade efetiva e não-efetiva de um arenito. .................................................... 33
Figura 13 – Aparelho experimental utilizado por Henry Darcy. .............................................. 37
Figura 14 - Permeabilidade em escoamento linear. .................................................................. 37
Figura 15 - Permeabilidade equivalente em rochas com camadas na horizontal (em relação ao
fluxo). ....................................................................................................................................... 39
Figura 16 - Permeabilidade equivalente em rochas com camadas na vertical (em relação ao
fluxo). ....................................................................................................................................... 40
Figura 17 - Forças intermoleculares. ........................................................................................ 42
Figura 18 - Forças capilares envolvidas em um elemento de uma superfície de contato entre
um líquido e um gás. ................................................................................................................ 43
Figura 19 - Gota de água imersa em óleo e sobre uma superfície sólida. ................................ 45
Figura 20 - Raios de curvatura da interface entre dois fluidos. ................................................ 47
Figura 21 - Ascensão capilar da água. ...................................................................................... 48
Figura 22 - Tubos capilares em sistema água/óleo com molhabilidades distintas: (a) molhável
a óleo e (b) molhabilidade neutra. ............................................................................................ 49
Figura 23 - Elevação e saturação da água em capilares. .......................................................... 50
Figura 24 - Comparação entre modelo de tubos capilares e curva de pressão capilar. ............ 51
Figura 25 - Curva Pc vs. Sw de Embebição e Drenagem. ........................................................ 52
Figura 26 - Processo de drenagem. ........................................................................................... 52
Figura 27 - Processo de embebição. ......................................................................................... 53
Figura 28 - Comportamento da curva Função-J vs. Saturação para arenitos. .......................... 54
Figura 29 - Determinação gráfica da saturação irredutível média da água a partir da FunçãoJ................................................................................................................................................. 54
Figura 30 - Curvas de permeabilidade relativa (Kr) para embebição e drenagem em função da
saturação de fluido molhante (Swp).......................................................................................... 58
Figura 31 - Broca vazada para retirada de testemunhos. .......................................................... 60
Figura 32 - Testemunhos plugados. .......................................................................................... 61
Figura 33 - Serra de plugagem. ................................................................................................ 61
Figura 34 - Diferentes formas de retirada de plugues. ............................................................. 62
Figura 35 - O plugue, da esquerda, é uma rocha consolidada, enquanto que o do meio
(revestido com metal) e o da direita (revestido com PVC) são rochas inconsolidadas. ........... 62
Figura 36 – Extrator Soxhlet para limpeza química ................................................................. 63
Figura 37 - Parâmetros que são determinados com ensaios utilizando plugues. ...................... 64
Figura 38 - Fluxograma de petrofísica básica. ......................................................................... 65
Figura 39 - Destilador Dean-Stark para medir saturação de água no plugue. .......................... 66
Figura 40 - Destilador Dean-Stark disponível no UFF-Lar...................................................... 67
Figura 41 - Funcionamento de um porosímetro com duas células (câmaras) de expansão de
gás. ............................................................................................................................................ 69
Figura 42 - Equipamento Porosímetro UltraPore 300. ............................................................. 69
Figura 43 - Esquema de confinamento da célula para medição direta de Vp. ......................... 70
Figura 44 - Célula Hassler acoplada ao porosímetro. ............................................................... 71
Figura 45 - Fluxo axial de gás através de um plugue. .............................................................. 71
Figura 46 - Permeâmetro KA-210. ........................................................................................... 72
Figura 47 - Permeâmetro para escoamento de gás em regime transiente.. ............................... 72
Figura 48 - Permeâmetro AP-608............................................................................................. 73
Figura 49 - Gráfico de correção de permeabilidade. ................................................................ 74
Figura 50 - Efeito Klinkenberg para três gases utilizados em laboratório de petrofísica. ........ 74
Figura 51 - Fluxograma de petrofísica avançada...................................................................... 75
Figura 52 - Método de ascensão capilar em um sistema água ( ou óleo) – ar. ......................... 76
Figura 53 - Célula Amott para saturação de óleo. .................................................................... 77
Figura 54 - Célula Amott para saturação de água. ................................................................... 78
Figura 55 - Esquema do método da membrana porosa para determinar Pc. ............................ 80
Figura 56 - Equipamento MEP-704 para medir curvas de drenagem. ..................................... 80
Figura 57 - Esquema de medição elétrica de uma amostra. ..................................................... 81
Figura 58 - Gráfico log(F) vs. log(Φ)....................................................................................... 82
Figura 59 - Gráfico log(I) vs. log(Sw). ..................................................................................... 83
Figura 60 – Gráfico SgAV vs. GiPV. ............................................................................................. 85
Figura 61 - Produtividade do poço. .......................................................................................... 88
Figura 62 - Gráficos k vs. Φ para arenito (a) e carbonatos (b). ................................................ 88
Figura 63 - Gráfico zona de invasão da lama(filtrado) vs. tempo. ........................................... 89
Figura 64 – Determinação de Sw em diversos pontos do reservatório. ................................... 90
Figura 65 - Ambiente deposicional tipo-Delta. ........................................................................ 91
Figura 66 - Gráficos Pc vs. Sw (a) e Altura acima do FWL vs. Argilosidade (b). ................... 92
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Principais minerais encontrados em rochas sedimentares. ...................................... 22
Tabela 2 - Granulometria de sedimentos detríticos. ................................................................. 24
Tabela 3 - Rochas sedimentares orgânicas. .............................................................................. 25
Tabela 4 - Características das propriedades do espaço poroso de tipos de rochas
sedimentares. ............................................................................................................................ 31
Tabela 5 - Qualidade da porosidade para engenharia de reservatórios. ................................... 34
Tabela 6 - Fatores que influenciam a porosidade da rocha. ..................................................... 34
Tabela 7 - Valores de tensão superficial de alguns líquidos..................................................... 44
Tabela 8 - Valores de tensão interfacial de alguns líquidos. .................................................... 45
Tabela 9 – Utilização de uma estufa específica em função da temperatura ideal para a
conservação dos componentes presentes na rocha. .................................................................. 64
Tabela 10 - Métodos para cálculo do Volume Poroso (Vp), Volume Total (Vb) e Volume de
Grãos (Vs). ............................................................................................................................... 68
Tabela 11 - Métodos para determinação de Pc. ........................................................................ 79
Tabela 12 - Dados da amostragem dos poços........................................................................... 92
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 – CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................... 15
1.1 – OBJETIVOS ................................................................................................................ 19
1.2 – JUSTIFICATIVA ........................................................................................................ 19
1.3 – ORGANIZAÇÃO ........................................................................................................ 19
CAPÍTULO 2 – CONCEITOS GEOLÓGICOS ...................................................................... 21
2.1 – INTRODUÇÃO ........................................................................................................... 21
2.2 – TIPOS DE ROCHA ..................................................................................................... 22
2.2.1 – ROCHA SEDIMENTAR ..................................................................................... 23
2.2.1.1 – ROCHAS SEDIMENTARES CLÁSTICAS ................................................. 24
2.2.1.2 – ROCHAS SEDIMENTARES DE ORIGEM QUÍMICA .............................. 24
2.2.1.3 – ROCHAS SEDIMENTARES DE ORIGEM ORGÂNICA .......................... 25
2.3 – RESERVATÓRIOS DE ARENITO ............................................................................ 25
2.3.1 – POROSIDADE EM ARENITOS ......................................................................... 25
2.4 – RESERVATÓRIOS DE CARBONATO .................................................................... 27
2.4.1 – POROSIDADE EM CARBONATOS .................................................................. 28
2.5 – RELAÇÃO DA POROSIDADE ENTRE ARENITOS E CARBONATOS ............... 31
CAPÍTULO 3 – CONCEITOS DE PETROFÍSICA BÁSICA ................................................. 32
3.1 - POROSIDADE ............................................................................................................ 32
3.2 - COMPRESSIBILIDADE ............................................................................................. 34
3.3 – SATURAÇÃO DE FLUIDOS .................................................................................... 35
3.4 - PERMEABILIDADE ................................................................................................... 36
3.4.1 – COMBINAÇÕES DE PERMEABILIDADE ....................................................... 39
3.4.1.1 – LEITOS PARALELOS COM FLUXO LINEAR ......................................... 39
3.4.1.2 – LEITOS EM SÉRIE COM FLUXO LINEAR .............................................. 40
CAPÍTULO 4 – CONCEITOS DE PETROFÍSICA AVANÇADA ........................................ 42
4.1 – TENSÃO SUPERFICIAL E TENSÃO INTERFACIAL ............................................ 42
4.1.1 – TENSÃO SUPERFICIAL .................................................................................... 44
4.1.2 – TENSÃO INTERFACIAL ................................................................................... 44
4.2 - MOLHABILIDADE .................................................................................................... 45
4.3 – PRESSÃO CAPILAR ................................................................................................. 46
4.3.1 – ASCENSÃO CAPILAR ....................................................................................... 48
4.3.2 – RELAÇÃO DE SATURAÇÃO DO FLUIDO MOLHANTE COM PRESSÃO
CAPILAR ......................................................................................................................... 50
4.3.3 – EMBEBIÇÃO E DRENAGEM ........................................................................... 51
4.3.4 – FUNÇÃO J DE LEVERETT................................................................................ 53
4.4 – PROPRIEDADES ELÉTRICAS: LEI DE ARCHIE .................................................. 55
4.5 – PERMEABILIDADE RELATIVA ............................................................................. 56
CAPÍTULO 5 – LABORATÓRIO DE PETROFÍSICA .......................................................... 60
5.1 – ETAPAS INICIAIS DE UM LABORATÓRIO DE PETROFÍSICA ......................... 60
5.2 – DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES DA ROCHA NA PETROFÍSICA
BÁSICA ............................................................................................................................... 65
5.2.1 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DE SATURAÇÃO DE FLUIDOS ...... 65
5.2.2 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA POROSIDADE ............................. 67
5.2.3 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA PERMEABILIDADE ................... 71
5.2.3.1 – EFEITO KLINKENBERG ............................................................................ 73
5.3 – DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES DA ROCHA NA PETROFÍSICA
AVANÇADA ....................................................................................................................... 74
5.3.1
–
DETERMINAÇÃO
LABORATORIAL
DA
TENSÃO
INTERFACIAL/SUPERFICIAL ..................................................................................... 75
5.3.2 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA MOLHABILIDADE ..................... 76
5.3.3 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DE PRESSÃO CAPILAR ................... 78
5.3.3.1 – MÉTODO DA MEMBRANA POROSA ...................................................... 79
5.3.4 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DE PARÂMETROS ELÉTRICOS DA
ROCHA ............................................................................................................................ 81
5.3.5 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA PERMEABILIDADE RELATIVA84
CAPÍTULO
6
–
APLICAÇÃO
DAS
PROPRIEDADES
DETERMINADAS
EM
LABORATÓRIO NO ESTUDO DE RESERVATÓRIOS ...................................................... 87
CAPÍTULO 7 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................ 94
7.1 – CONCLUSÃO ............................................................................................................. 94
7.2 – SUGESTÃO PARA TRABALHOS FUTUROS ........................................................ 94
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 95
CAPÍTULO 1
CONSIDERAÇÕES INICIAIS
Petróleo, interação rocha e fluido, produção de gás, óleo ou água, rocha reservatório,
petrofísica. Expressões-chave que estão sendo, cada vez mais, abordadas no mundo
petrolífero e que possuem suma importância neste projeto. Para entendimento inicial do tema
a ser abordado, é necessário descrever o que, afinal, é o petróleo.
Para Thomas (2001), o petróleo, do latim petra (pedra) e oleum (óleo), é formado por
uma mistura de hidrocarbonetos que, em condições normais de temperatura e pressão, possui
estado gasoso quando constituído majoritariamente por moléculas pequenas e possui estado
físico líquido, quando as moléculas que constituem o petróleo são maiores. Além disso, tratase de uma substância menos densa que a água, com a cor que varia desde negro até castanhoclaro, inflamável e com cheiro peculiar.
Segundo Rosa et al (2011), o petróleo pode aparecer em mais de uma fase e que,
juntamente com os hidrocarbonetos, há sempre uma porcentagem de impurezas tais como
nitrogênio, oxigênio, gás sulfídrico, dióxido de carbono e outros.
O petróleo possui sua origem na deposição de matéria orgânica com sedimentos que,
dependendo da condição termoquímica adequada, pode ser gerado como líquido ou gás,
através da rocha denominada geradora ou rocha fonte. (THOMAS, 2001)
A partir de sua geração, ocorre a migração primária1, seguida da migração secundária2
até que uma barreira impermeável interrompa o fluxo e aprisione o petróleo na rocha
reservatório. (THOMAS, 2001)
A Figura 1 a seguir representa as rochas definidas acima. As empresas petrolíferas dão
maior importância apenas à rocha reservatório, visto que possui maior permeabilidade e
porosidade, logo maior potencial de acúmulo e produção de óleo e gás. Nesse sentido, os
estudos petrofísicos são majoritariamente3 voltados para o reservatório que está indicado com
um retângulo vermelho na Figura 1.
Portanto, para avaliar um reservatório, planejar a sua exploração e desenvolvimento, é
de suma importância conhecer as propriedades da rocha e dos fluidos contidos no reservatório
e a interação rocha/fluido. Esse conhecimento pode ser obtido através da petrofísica.
1
É o primeiro deslocamento do petróleo a partir da rocha geradora.
É o deslocamento do petróleo ao longo da rocha permeável e porosa até a armadilha.
3
Além de atender aos clientes, a caracterização das rochas e interação de fluido/rocha são melhor obtidas em
rochas mais porosas e permeáveis, facilitando até mesmo as medições.
2
16
Figura 1 – Representação de diversas rochas e situações geológicas onde ocorre a migração do petróleo, a partir
da rocha geradora, até os reservatórios.
Fonte: modificado de Thomas (2001).
Há muitas formas de se definir a petrofísica, algumas de forma direta e outras
indiretas. Porém, uma definição que abrange de maneira geral e direta o que, de fato, é a
petrofísica é a seguinte:
“Petrofísica é o estudo das propriedades das rochas e suas interações com fluidos
(gases, hidrocarbonetos líquidos e soluções aquosas).” (PETERS, 2012)
A definição de Ekwere J. Peter, citada acima, engloba muitas outras definições
existentes e criadas por outros autores. Por exemplo, Djebbar Tiab e Erle C. Donaldson,
autores do livro Petrophysics (2004), citam, exatamente, a mesma definição.
O termo “petrofísica” foi cunhado por Gustave Erdman Archie em 19504 que
desenvolveu equações correlacionando parâmetros elétricos com saturação e porosidade, as
quais mais adiante são mostradas neste trabalho.
Há muitos parâmetros que podem ser obtidos na petrofísica. Porém, os que mais se
destacam são: porosidade, permeabilidade absoluta e relativa, saturação de água, pressão
capilar, molhabilidade, mineralogia, compressibilidade e densidade dos grãos.
Esses parâmetros podem ser obtidos de diversas formas: desde a visão macro, através
do reservatório como um todo, até a visão micro, como, por exemplo, em lâminas delgadas 5.
De fato, o maior desafio é obter um modelo integrado que melhor represente o reservatório e
seu comportamento.
4
5
Archie, G.E. Introduction to petrophysics of reservoir rocks. AAPG Bulletin, 1950, v.34, p.943-961.
Método microscópico para visualizar tipos de minerais, podendo até estimar valor de porosidade.
17
Luca Cosentino, através de seu livro Integrated Reservoir Studies (2001), mostra
formas de integrar dados na indústria de petróleo e cita que antigamente os dados eram
integrados de maneira diferente da atual.
Antes, conforme mostrado na Figura 2, as informações eram transmitidas de forma
independente, ou seja o setor de geofísica e petrofísica passavam os dados para o setor de
geologia, que passava ao engenheiro de reservatórios e, assim, ao setor responsável.
Nesse sentido, cada setor definia seu próprio objetivo e passava os dados para o outro,
sem nenhum retorno.
Figura 2 - Fluxograma tradicional para troca de informações.
Fonte: modificado do Cosentino (2001).
Atualmente, os dados são gerados de forma integrada, pois, com isso, os profissionais
tendem a analisá-los mais detalhadamente, sabendo exatamente o que o outro setor precisa e a
importância de cada dado a ser emitido. Dessa forma, com o entendimento dos objetivos
globais e compartilhando os dados uns com os outros, os profissionais trocam experiência,
chegando a bons resultados em um tempo razoável, como pode ser representado na Figura 3.
Em um estudo de caracterização do reservatório, as medidas em maior escala, apesar
de serem menos acuradas, são mais representativas, enquanto que as medidas em menor
escala, apesar de mais acuradas, são menos representativas, principalmente no caso de
reservatórios heterogêneos.
18
Figura 3 - Fluxograma com profissionais integrados.
Fonte: modificado do Cosentino (2001).
A Figura 4 mostra as formas com que os parâmetros petrofísicos podem ser obtidos,
ou seja, através de grandes escalas horizontais e verticais, até as menores escalas. A obtenção
dos parâmetros, nesse caso, envolve, em escala decrescente, a Geofísica, Testes de Formação,
Perfis Elétricos, Petrofísica Laboratorial, Lâminas delgadas e Mineralogia.
Figura 4 – Diferentes escalas para a caracterização do reservatório de petróleo.
Fonte: Machado (2010).
19
De fato, a integração dos dados entre as diferentes escalas de análise é um desafio,
principalmente para o Brasil, durante a exploração do pré-sal, pois se trata de rocha
carbonática heterogênea, ainda pouco conhecida.
Neste trabalho, serão enfatizados os dados, obtidos através da Petrofísica Laboratorial,
na escala de tamanho de plugue, isto é, amostra cilíndrica de rocha com diâmetro variando de
1,0” a 1,5”.
1.1 – OBJETIVOS
Este trabalho de monografia tem o objetivo principal dissertar sobre os principais
aspectos, teóricos e experimentais, da caracterização petrofísica laboratorial de rochas,
expondo como funciona um laboratório de análise de rochas e a teoria envolvida ao se utilizar
equipamentos de laboratório de rochas6.
Além disso, ao longo desta monografia, busca-se enfatizar a importância da petrofísica
experimental para a indústria de petróleo na caracterização dos reservatórios.
1.2 – JUSTIFICATIVA
A petrofísica tem se tornado cada vez mais importante na indústria do petróleo e a
maioria das grandes empresas no setor vem investindo nesse segmento. A determinação de
propriedades de rochas retiradas de um reservatório de petróleo são, de fato, importantes para
o engenheiro de reservatórios, engenheiro de poço e para pesquisadores.
Além disso, o conhecimento em petrofísica é fundamental para o desenvolvimento da
pesquisa do o pré-sal no Brasil, tanto na área acadêmica, quanto na área empresarial, visto que
é uma região cujas características para exploração de petróleo são pouco conhecidas até
agora.
1.3 – ORGANIZAÇÃO
O presente trabalho está dividido em 7 (seis) capítulos.
O capítulo 2 relata os conceitos geológicos envolvidos, ou seja, os tipos de rocha
existentes e as principais características de arenitos e cabonatos.
Os capítulos 3 e 4 definem conceitos sobre petrofísica básica e avançada, isto é, a
parte teórica dos parâmetros relativos às características da rocha e às interações rocha-fluido.
6
Laboratório com equipamentos para medir características das rochas e da interação rocha/fluido.
20
No capítulo 5 é definido o funcionamento de um laboratório de petrofísica, desde a
chegada dos testemunhos, até a caracterização dos plugues.
No capítulo 6 é analisada a importância da petrofísica na caracterização da rocha
reservatório.
E, por fim, no capítulo 7, é apresentada a conclusão do projeto e é feita uma análise
global sugerindo a inserção da petrofísica nos laboratórios das universidades públicas
brasileiras.
CAPÍTULO 2
CONCEITOS GEOLÓGICOS
2.1 – INTRODUÇÃO
O presente estudo será voltado para a análise de rochas sedimentares, nas quais, na
maioria dos casos, pode ocorrer o acúmulo de hidrocarbonetos.
Um reservatório de petróleo é formado por rochas permeáveis e porosas que contêm
acumulação de hidrocarbonetos sob condições geológicas específicas, isto é, armadilhas e
rochas impermeáveis, para que não haja escapamento do óleo devido à gravidade e forças
capilares. (PETERS, 2012)
Rocha reservatório é uma denominação dada às rochas capazes de produzir óleo, gás e
água.
Portanto, saber os parâmetros de porosidade e permeabilidade do reservatório é
crucial para se obter uma estimativa de quanto o poço poderá produzir de óleo.
Segundo Rosa et al (2011), uma das formas de estimar o volume original de
hidrocarboneto e as reservas em jazidas de petróleo é através da equação:
̅
(1)
Na qual:
Vr = Volume total da rocha reservatório
= Porosidade Média
Swi = Saturação irredutível da água
Boi = Fator volume-formação do óleo nas condições iniciais do reservatório
Portanto, para determinar o volume original de óleo medido em condições-padrão, é
importante, acima de tudo, conhecer o valor da porosidade média.
Para Peters (2012) uma Rocha Reservatório, para ter valor comercial, deve possuir,
suficientemente, boa espessura e espaço poroso e, portanto, boa área para escoamento dos
fluidos.
22
2.2 – TIPOS DE ROCHA
A rocha é um agregado de um ou mais minerais cobrindo extensas áreas da crosta
terrestre. A composição desses minerais terá implicação nas propriedades físicas e químicas
das rochas. O mineral é um sólido cristalino, inorgânico e possui propriedades físicas e
químicas específicas. Na Tabela 1, abaixo, são apresentados os tipos de minerais mais comuns
em rochas sedimentares:
Tabela 1 - Principais minerais encontrados em rochas sedimentares.
Nome
Fómula
Densidade
Silicatos
Quartzo
Ortoclásio
Plagioclásio
Argila
SiO2
KAlSi2O8
KAlSi3O8
CaAl2Si2O8
Al2Si2O5(OH)
e outros
2,65
2,57
2,62 – 2,76
Calcita
Dolomita
CaCO3
CaMg(CO3)2
2,72
2,85
Magnetita
Hematita
Fe3O4
Fe2O3
5,18
4,9 – 5,3
Anidrita
Gipsita
Barita
CaSO4
CaSO4.2H2O
BaSO4
2,89 – 2,98
2,32
4,5
Halita
NaCl
2,16
2,5
Carbonatos
Óxidos
Sulfato
Cloreto
Fonte: modificado de Peters (2012).
Há três grandes classes de rochas:

rochas ígneas;

metamórficas;

sedimentares;
As rochas ígneas são formadas por magma solidificado e representam 64,7% da crosta
terrestre. Já as rochas metamórficas são constituídas da transformação de rochas préexistentes, através de certos parâmetros naturais, tais como temperatura, pressão e atividade
23
química dos fluidos. As rochas metamórficas representam 27,4% da crosta terrestre.
(PETERS, 2012).
Como o estudo do projeto diz respeito a propriedades das rochas nas quais há
produção e armazenamento de petróleo, o foco será dado às rochas sedimentares.
De acordo com Peters (2012), as rochas sedimentares são formadas pela acumulação e
consolidação de minerais, materiais orgânicos (organismos e vegetação) e fragmentos de
rochas. Porém, elas também podem ser formadas por precipitação de sal ou carbonatos, a
partir da água do mar, por exemplo.
A Figura 5 mostra o ciclo esquemático da relação dos grupos rochosos.
Figura 5 - Ciclo das Rochas.
Fonte: <http://biogeo.paginas.sapo.pt/geo12/geo12_contents01.htm#Ciclo_das_rochas>
2.2.1 – ROCHA SEDIMENTAR
As rochas sedimentares podem ser classificadas como: clásticas (ou detríticas),
químicas e orgânicas.
24
2.2.1.1 – ROCHAS SEDIMENTARES CLÁSTICAS
De acordo com Rocha (2009), as rochas clásticas provêm da desagregação de rochas
preexistentes. A formação das rochas clásticas ocorre através das etapas: intemperismo,
erosão, transporte, deposição e litificação.
No intemperismo ocorre a transformação de origem física ou química da rocha
próxima à superfície, variando de acordo com a chuva, temperatura e relevo. A erosão retira
fragmentos da rocha matriz e carrega-os para regiões mais baixas. Os agentes transportadores
são responsáveis por esse transporte e podem ser chuva, vento e correntes. O material
carregado é depositado, formando as bacias sedimentares. Após a deposição, o material sofre
transformações físico-químicas, conhecidas como diagênese7. O processo é finalizado quando
o depósito sedimentar é transformado em rocha maciça, ou seja, a litificação. (ROCHA, 2009)
As rochas sedimentares clásticas são definidas, na Tabela 2, de acordo com o tamanho
dos grãos dos sedimentos clásticos.
Tabela 2 - Granulometria de sedimentos detríticos.
Diâmetro dos Grãos
(mm)
< 0,004
> 0,004 e < 0,06
Sedimento
Classe
Rocha Formada
Argila
Silte
Argila
Silte
Areia grossa, média
ou fina
Bloco, Pedra ou
Seixo
Argilito
Siltito
> 0,06 e < 2,0
Areia
> 2,0
Cascalho
Arenito
Conglomerado ou
Brecha
Fonte: modificado de Rocha (2009).
2.2.1.2 – ROCHAS SEDIMENTARES DE ORIGEM QUÍMICA
Essas rochas são formadas a partir de soluções químicas, nas quais ocorre precipitação
de carbonatos e evaporitos8. Esses sedimentos são encontrados em águas rasas e quentes, pois
não há influência continental. (ROCHA, 2009)
7
Diagênese é o conjunto de processos que ocorrem com o depósito sedimentar após a deposição. Isto é, o
depósito sedimentar passa por transformações devido a mudanças nas condições de temperatura, pressão, pH e
outros. O processo diagenético termina quando o depósito sedimentar inconsolidado se transforma em rocha
(litificação).(Fonte: <http://www.rc.unesp.br/museudpm/rochas/sedimentares/sedimentares.html> Acesso em
16/01/2013).
8
São sedimentos formados devido à deposição salina provinda da precipitação e cristalização de sais a partir de
salmouras ou soluções concentradas por evaporação em ambientes salinos. Esses sedimentos incluem sais
minerais como anidrita, halita, silvinita, taquidrita e carnalita. (ROCHA, 2009)
25
Ainda de acordo com Rocha (2009), as rochas carbonáticas, silicosas, ferruginosas e
evaporitos são exemplos de rochas sedimentares de origem química.
2.2.1.3 – ROCHAS SEDIMENTARES DE ORIGEM ORGÂNICA
Essas rochas são formadas por precipitação biológica e acúmulo de plantas e animais
em ambiente marinho, lagunar e lacustre. Em certos ambientes, sob condição anaeróbica,
podem se formar sedimentos com uma quantidade considerável de matéria orgânica.
(ROCHA, 2009)
A Tabela 3 classifica alguns tipos de sedimentos orgânicos existentes.
Tabela 3 - Rochas sedimentares orgânicas.
Nome
Componente
Coquina
CaCO3
Giz (Chalk)
CaCO3
Diatomito, Sílex
SiO2
Natureza do Sedimento
Fragmentos grandes de
concha
Grãos finos, esqueletos de
animais e plantas marinhas
microscópicas
Esqueleto diatômico
Fonte: modificado de Peters (2012).
2.3 – RESERVATÓRIOS DE ARENITO
Arenitos são compostos basicamente por grãos de areia que são unidos através do
processo de cimentação. Os arenitos são depositados, geralmente, em praias, rios e dunas.
Esse depósito ocorre através do transporte dos sedimentos até um local apropriado onde
acontecem os processos de cimentação e compactação dos mesmos.
Uma das formas de se classificar esse tipo de reservatório é através de sua
granulometria, na qual os grãos podem ser bem definidos e esféricos, tendo, portanto, boa
capacidade produtiva de óleo, até grãos de tamanho heterogêneo, nos quais podem ser
encontrados minerais como feldspato e argila.
2.3.1 – POROSIDADE EM ARENITOS
A porosidade em arenitos é afetada pelo arranjo, cimentação e esfericidade dos grãos.
Para esfericidade uniforme de grãos, não importará o tamanho do diâmetro. Grãos com
26
diferentes diâmetros apresentam porosidade reduzida, visto que os menores ocuparão o
espaço poroso criado pelos maiores grãos.
Além da heterogeneidade dos grãos, a cimentação também reduz a porosidade dos
arenitos. Geralmente, os grãos, em arenitos consolidados, são cimentados com quartzo.
(PETERS 2012)
Os grãos de areia, geralmente, provêm de granito ou gnaisse. Quando ocorre a
destruição do granito, as areias provenientes não contêm somente grãos de quartzo limpos,
mas uma mistura de partículas de argila, quartzo e outros minerais.
Uma boa rocha reservatório, ou seja, mais produtiva, é aquela em que os grãos de
areia foram trabalhados9 mais de uma vez. Portanto, para Rosa et al (2011), a maioria dos
arenitos são constituídos de grãos de areia provenientes da erosão de arenitos mais antigos.
De forma geral, a cimentação e as irregularidades nos grãos de areia diminuem a
porosidade, de 30 a 40% por exemplo, para 10 a 20%. (ROSA et al, 2011)
Tiab e Donaldson (2004) dividem em quatro os fatores que afetam a porosidade das
rochas sedimentares clásticas: uniformidade do tamanho dos grãos, grau de cimentação ou
consolidação, compactação durante e após a deposição e métodos de arranjo dos sedimentos.
A compactação tende a perder espaço vazio e expulsar fluidos, fazendo com que
minerais fiquem mais próximos, principalmente os grãos mais finos. Essa expulsão de fluidos
que ocorre com a compactação é o mecanismo básico para que ocorra a migração primária do
petróleo da rocha geradora para a rocha reservatório. Geralmente, como visto na Figura 6, a
porosidade é menor em camadas mais profundas, ou seja, mais antigas. (TIAB e
DONALDSON, 2004)
Figura 6 - Variação da porosidade com a profundidade.
Fonte: Rosa et al (2011).
9
Grãos de areia com boa esfericidade passaram, provavelmente, por muitos processos de erosão e transporte.
27
O arranjo é outro fator de extrema importância. Como pode ser visto na Figura 7, se os
sedimentos clásticos possuem uma esfericidade uniforme, a porosidade é facilmente calculada
através dos conceitos geométricos da matemática fundamental.
Figura 7 - Três tipos de arranjo com esfericidade uniforme, onde o Arranjo 3 possui duas esferas de diâmetros
diferentes.
Fonte: modificado de Ahr (2008).
De acordo com Peters (2012), a porosidade dos arenitos varia de 8 a 38%, com uma
média de 18%, onde 95% da porosidade é efetiva.
Tiab e Donaldson (2004) afirmam que o valor da porosidade, para a maioria das
rochas sedimentares, é menor que 50%.
2.4 – RESERVATÓRIOS DE CARBONATO
Uma das principais diferenças dos carbonatos para os arenitos está no fato de os
carbonatos poderem ser formados através de depósito de partículas de sal, enquanto que os
arenitos são formados através do transporte de sedimentos por meio de correntes de água e
vento.
O que define, de fato, a porosidade dos carbonatos é a presença de micrita (“lime
mud” )10. Sob certas condições, a micrita pode ser preferencialmente dolomitizada11. Ou seja,
um dos fatores que caracteriza uma boa porosidade no carbonato é a dolomitização.
10
Significado: Micrita. São sedimentos carbonáticos compostos por partículas maiores que 62 µm. A lama
provém de diversas fontes podendo ser microfauna, algas, quebra de partículas maiores ou, até mesmo, pode
ser formada por precipitação química/biologica. (Fonte: <http://www.encyclopedia.com/doc/1O13limemud.ht
ml> em 15/01/2013).
11
Dolomitização é o processo de deslocamento do Ca++ , do composto CaCO3, pelo Mg++ formando-se a
dolomita, CaMg(CO3)2, e com isso, ocorrendo a diminuição do volume de grãos do carbonato.
28
Geralmente, grandes reservas carbonáticas de petróleo contêm dolomita. O volume
dos cristais de dolomita é 13% menor que o da calcita, o que implica em maior porosidade da
rocha.
A maioria dos minerais em carbonatos estão no sistema cristalino hexagonal. Nesse
sentido, dolomitas, assim como calcitas, cristalizam-se no sistema hexagonal. Porém, o
pequeno tamanho do Mg++ comparado ao íon de Cálcio, Ca++, causa a mudança na forma
cristalina da dolomita, resultando em uma perda da simetria rotacional. (AHR, 2008)
As Figuras 8 e 9, a seguir, mostram a forma cristalina da calcita e da dolomita,
respectivamente.
Figura 8 - Formas cristalinas da calcita.
Fonte: modificado de Ahr (2008).
Figura 9 - Formas cristalinas da dolomita.
Fonte: modificado de Ahr (2008).
2.4.1 – POROSIDADE EM CARBONATOS
De acordo com Servidoni (2012), que retirou as definições seguintes de
CHOQUETTE e PRAY (1970), a porosidade de rochas cabonáticas pode ser de Fábrica
Seletiva (interpartícula, intrapartícula, intercristalino, móldica, fenestral, shelter e framework),
de Fábrica Não-Seletiva (fratura, canal, vulgo e caverna) e de Fábrica Seletiva/Não-Seletiva
(brecha, boring, borrow e shrinkage).
As Figuras 10 e 11, a seguir, representam os tipos de porosidade em carbonatos.
29
Figura 10 - Tipos de porosidade.
Fonte: Servidoni (2012).
Figura 11 - Tipos de porosidade (Fábrica).
Fonte: Servidoni (2012).
A porosidade primária, em carbonatos, ocorre devido a acumulações de conchas,
recifes e calcários oolíticos. Além disso, pode ocorrer por meio de acumulação de grãos de
calcários e dolomitas clásticas, provenientes de rochas carbonáticas mais velhas. Porém, como
ocorre posteriormente à deposição de dolomitas e calcitas e à recristalização, a porosidade
primária, para carbonatos, será muito baixa e pouco importante, em relação à porosidade
secundária. (ROSA et al, 2011)
30
Em carbonatos, a porosidade provém, na maioria dos casos, de dissolução e
deslocamento dos minerais (dolomitização). Ou seja, a porosidade secundária é a mais
importante a ser analisada. (PETERS, 2012).
De acordo com Peters (2012), a porosidade dos carbonatos varia de 3 a 15%, com uma
média de 8%, onde 90% da porosidade é efetiva12.
A porosidade, devida à fratura, é muito baixa, porém a fratura ajuda no escoamento de
fluidos devido ao fato de eles irem por caminhos “preferenciais”, ou seja, de menor esforço.
Outro fator que aumenta a porosidade de carbonatos é a solução (ou dissolução) que
consiste em uma reação química onde a água com dióxido de carbono dissolvido reage com
carbonato de cálcio para formar bicarbonato de cálcio que é solúvel.
As reações são:
CO2 + H2O <=> H2CO3
H2CO3 + CaCO3 <=> Ca(HCO3)2
O CaCO3 tem características básicas13, porém é muito pouco solúvel em água.
Entretanto, quando o gás carbônico, CO2, presente na atmosfera, reage com água, forma-se o
ácido carbônico H2CO3. Esse ácido, quando em contato com o CaCO3, reage formando o
bicarbonato de cálcio Ca(HCO3)2, que por sua vez é muito mais solúvel em água do que o
CaCO3. A razão dessa boa solubilidade é a hidroxila (-OH) presente em sua estrutura que faz
ligação de hidrogênio14 com a água.
Além desses dois fatores citados acima, existe ainda o processo de dolomitização, no
qual ocorre a seguinte reação:
2CaCO3 + MgCl2 <=> CaMg(CO3)2 + CaCl2
Com isso, o íon Mg++ desloca o íon Ca++ para formar a dolomita, ocorrendo
diminuição de 12 a 13% do volume dos grãos, visto que o raio atômico do magnésio, Mg, é
menor do que o raio atômico do cálcio, Ca, ocorrendo encolhimento da rede cristalina.
(PETERS, 2012)
12
“Porosidade Efetiva” é diferente de “Porosidade Absoluta”. A primeira representa os poros interconectados,
enquanto que a absoluta representa, além dos interconectados, os poros isolados no meio poroso. A diferença
entre os dois conceitos será melhor explicada no capítulo 3 a seguir.
13
Dissolvido em água, eleva o pH.
14
Tipo de interação intermolecular muito forte.
31
2.5 – RELAÇÃO DA POROSIDADE ENTRE ARENITOS E CARBON ATOS
Ao contrário dos arenitos, para os carbonatos, a porosidade e permeabilidade não são
tão bem relacionadas com o tamanho dos grãos ou a esfericidade dos mesmos. Além do
processo de dolomitização, o processo diagenético, pelo qual a rocha passou, também
interfere no valor da porosidade.
Na Tabela 4, a seguir, Peters (2012) faz uma comparação entre as características da
porosidade de dois tipos de rochas sedimentares: arenitos e carbonatos.
Tabela 4 - Características das propriedades do espaço poroso de tipos de rochas sedimentares.
Fator de análise
Arenitos
Rochas Carbonáticas
Poro original
Na maioria das vezes,
intergranular (interpartícula)
Predominantemente
interpartículas, podendo ser
também intrapartícula
Tamanho do poro original
O tamanho e pescoçamento
de poros são,
aproximadamente,
relacionados com a
classificação e tamanho das
partículas sendimentares.
O tamanho e pescoçamento
de poros possuem pouca
relação com a classificação
ou tamanho da partícula
sedimentar.
Forma dos poros
Grande dependência com a
forma geométrica da
partícula.
Uniformidade da forma,
distribuição e tamanho dos
poros
Para o mesmo tipo de rocha,
esses fatores são, geralmente,
uniformes.
Influência da Diagênese
Redução do espaço poroso
original. Compactação e
cimentação são fatores
importantes.
Tipos de poro final
Na maioria das vezes,
exclusivamente intergranular.
Grande dependência com a
forma geométrica da
partícula; ou completa
independência com a forma
deposicional ou componentes
diagenéticos;
Praticamente uniforme; ou
extremamente heterogêneo,
até mesmo para o mesmo tipo
de rocha;
Menor redução; ou completa
destruição ou modificação do
espaço poroso original ou
criação de novos poros.
Cimentação e Solução são
fatores importantes durante o
processo diagenético;
Grande variação devido às
modificações após a
deposição.
Fonte: modificado de Peters (2012).
CAPÍTULO 3
CONCEITOS DE PETROFÍSICA BÁSICA
A Petrofísica Básica, também conhecida como Análise de Rotina, constitui-se em
etapas de análise e medidas de propriedades das rochas, obtendo parâmetros como
porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos.
3.1 - POROSIDADE
O conceito de porosidade está atrelado à capacidade da rocha de armazenar fluidos.
Nesse sentido, porosidade é a razão do volume de espaço poroso (vazio) da rocha pelo
volume total (bulk volume) da mesma.
(2)
na qual Vp = Volume poroso, Vs = Volume de grãos e Vb = Volume Total (Bulk Volume).
A porosidade pode ser classificada como total ou efetiva. A porosidade total
contabiliza os espaços vazios interconectados e os isolados. A efetiva leva em conta apenas os
espaços porosos interconectados. Portanto, a porosidade efetiva sempre será menor ou igual à
porosidade total. Para as empresas petrolíferas, o que importa, de fato, é a porosidade efetiva.
(PETERS, 2012)
A porosidade efetiva é afetada por um número de fatores litológicos que incluem a
capacidade de armazenamento, tipos de argilas presentes na rocha, heterogeneidade do
tamanho dos grãos, cimentação, arranjo dos grãos, intemperismo e lixiviação. (TIAB e
DONALDSON, 2004).
A porosidade efetiva, para a engenharia de reservatórios, equivale ao valor que se
deseja quantificar, já que é a estimativa do espaço ocupado pelos fluidos a serem produzidos.
Além disso, as rochas com materiais intergranulares pouco cimentados apresentam
praticamente o mesmo valor para porosidade efetiva e porosidade absoluta. Entretanto, rochas
muito cimentadas, como os calcários, apresentam valores muito diferentes para ambas as
porosidades. (ROSA et al, 2011)
33
A Figura 12 ilustra o volume poroso efetivo e não efetivo de um arenito. Geralmente,
para rochas sedimentares, a porosidade não-efetiva ocorre devido aos materiais de cimentação
que selam porções de espaço poroso, isolando-os do fluxo efetivo de hidrocarbonetos.
Figura 12 - Porosidade efetiva e não-efetiva de um arenito.
Fonte: Moreira (2010).
A porosidade é classificada em primária e secundária. A porosidade primária é
formada quando os sedimentos são depositados, já a secundária se refere aos espaços porosos
obtidos após a deposição e soterramento dos sedimentos.
Para a maioria dos carbonatos, ocorre a porosidade secundária, enquanto que para
arenitos é a primária. (PETERS, 2012)
Para Cosentino (2001), a porosidade primária é a porosidade original preservada nos
sedimentos após a deposição e compactação inicial. Ela depende do tamanho dos grãos
sedimentares, da forma e da esfericidade dos sedimentos, diminuindo com a profundidade do
soterramento.
Pode ocorrer, também, migração rápida de fluidos para os espaços porosos primários.
Com isso, a porosidade primária não diminuirá tanto com o soterramento, visto que os
espaços vazios já estarão ocupados com o fluido.
A porosidade secundária está ligada aos esforços de tensão tectônicos que afetam os
sedimentos após o soterramento. A fragilidade e a alta solubilidade dos minerais, presentes
em carbonatos, justifica o fato da porosidade secundária se mostrar presente em rochas
carbonáticas.
34
Para a engenharia de reservatórios, há valores em que a porosidade pode ser
considerada significativa ou pouco significativa. A Tabela 5 resume esses valores.
(MOREIRA, 2010)
Tabela 5 - Qualidade da porosidade para engenharia de reservatórios.
Porosidade
Qualidade
ϕ <5%
5%<ϕ<10%
10%<ϕ<20%
ϕ >20%
Insignificante
Baixa
Boa
Muito Boa
Fonte: Modificado de Moreira (2010).
Em suma, os fatores que influenciam a porosidade podem ser resumidos de acordo
com a Tabela 6.
Tabela 6 - Fatores que influenciam a porosidade da rocha.
Fator
Porosidade
Presença de Fraturas
Presença de Argilas
Maior grau de cimentação
Maior esfericidade dos grãos
Redução/Aumento do tamanho dos grãos
Má seleção de diâmetros dos grãos
Maior grau de empacotamento
Maior compactação
Pequeno Aumento
Diminui um pouco
Diminui
Aumenta
Inalterada
Diminui muito
Diminui
Diminui
Fonte: modificado de Peters (2012).
3.2 - COMPRESSIBILIDADE
A definição de compressibilidade está relacionada com a variação de um volume com
a variação unitária de pressão. Nesse sentido, aglomerados de sedimentos, em grandes
profundidades, possuem menor porosidade devido à compactação e ao efeito de arrumação de
grãos. Além disso, quando fluidos são produzidos, a redução dos mesmos no espaço poroso
faz com que a pressão interna varie e ocorra encolhimento dos poros, rearranjo de grãos e
variação no volume total da rocha. (ROSA et al, 2011)
35
Para a engenharia de produção de petróleo, é fundamental calcular a variação de
volume dos poros, com relação à variação da pressão interna nos mesmos, que define a
compressibilidade efetiva (
) dos poros dada pela Equação 3:
(
)
(3)
na qual Vp=Volume Poroso e p = Pressão Interna.
Outra forma bastante usual de expressar a compressibilidade é em função da
porosidade. Correlacionando as Equações 2 e 3, Vp será substituído por Vb (Bulk Volume) e
resultará na Equação 4:
(4)
3.3 – SATURAÇÃO DE FLUIDOS
A determinação da quantidade de fluidos presentes na rocha é um dos mais
importantes fatores a ser considerado na avaliação da formação, pois dela depende a
estimativa de reserva da formação.
O espaço poroso da rocha, em reservatórios de óleo, é ocupado por água e óleo. Já em
reservatório de gás, água e gás ocupam os espaços vazios. (PETERS, 2012)
A distribuição espacial dos fluidos dentro dos poros depende de alguns fatores que
estão relacionados com as propriedades físico-químicas das rochas e dos fluidos, assim como
a interação rocha-fluido. (COSENTINO, 2004)
Apesar da saturação de fluidos ser mais difícil de determinar do que a porosidade,
algumas técnicas foram elaboradas para quantificar os fluidos presentes no espaço poroso,
como o uso do Dean-Stark 15, por exemplo.
Geralmente, a saturação de fluidos é expressa em porcentagem (%), que representa o
volume de óleo, água ou gás em todos os poros, dividido pelo volume de poros efetivos totais
da rocha analisada. A saturação de fluidos é dada pela fórmula:
15
Extrator utilizado em laboratório de Petrofísica para extrair água que saturava a amostra.
36
(5)
As equações 6, 7 e 8 representam a saturação de fluidos de óleo, gás e água,
respectivamente:
;
;
(6, 7 e 8)
na qual, Vo = Volume de oleo, Vg = Volume de gás, Vw = Volume de água e Vp = Volume
Poroso Efetivo da Rocha.
Como a saturação de fluidos representa a porcentagem (ou fração) de um fluido dentro
do espaço poroso, o somatório das saturações de todos os fluidos presentes é:
(9)
3.4 - PERMEABILIDADE
A rocha reservatório possui a característica de conduzir fluidos através dos espaços
porosos interconectados. Essa característica fundamental é denominada permeabilidade da
rocha. Como a permeabilidade é uma propriedade bastante complexa, ela depende de muitos
fatores, tais como: porosidade efetiva, tamanho, esfericidade e arranjo dos grãos, tortuosidade,
entre outros.
Em suma, a permeabilidade é uma medida de condutividade de fluidos em um
material, sendo, portanto, análoga à condutividade dos condutores elétricos. Com isso, a
permeabilidade é obtida através do inverso da resistência que o material oferece ao fluxo do
fluido em estudo.
Ao estudar problemas de tratamento de água, utilizando filtros de areia, Henry
Philibert Gaspard Darcy (1856) formulou a equação de maior utilização prática para o estudo
de fluxo de fluidos em meios porosos que foi chamada de Lei de Darcy.
A Figura 13 representa o aparelho experimental utilizado por Darcy, onde notam-se os
níveis de referência h1 e h2, o tanque de coleta e medição da água para a determinação da
vazão e o filtro de areia.
37
Figura 13 – Aparelho experimental utilizado por Henry Darcy.
Fonte: modificado de Darcy, H.P.G. Les Fontaines Publiques de la Ville de Dijon, Victor Dalmont, Paris.1856.
647 p
Observando, portanto, o fluxo de água através dos filtros de areia, mostrado na Figura
13, Darcy obteve a seguinte equação:
(10)
na qual, q = vazão de água através do cilindo de areia, A = seção transversal, L = altura do
meio poroso que contém areia, h1 e h2 = alturas da água em manômetros de coluna colocados
nas faces de entrada e saída do filtro e k = permeabilidade do meio poroso.
A Equação 10 foi obtida a partir de certas restrições, tais como fluxo isotérmico,
laminar e permanente, fluido incompressível, homogêneo e viscosidade invariável com a
pressão e meio poroso que não interage com o fluido.
Para uma situação mais real, ou seja, em escoamento de óleo e gás no reservatório,
pode-se encontrar tanto fluido compressível, como fluido incompressível. Para analisar os
dois casos, a equação de Darcy pode ser transposta para um comprimento infinitesimal, como
mostra a Figura 14.
Figura 14 - Permeabilidade em escoamento linear.
Fonte: Rosa et al (2011).
38
Portanto, a equação de Darcy será:
(11)
Para fluido incompressível a vazão q será constante em todo o comprimento. Logo
integrando a equação 11, para regime permanente e escoamento de um fluido monofásico
unidirecional, a equação de Darcy fica reduzida para:
(12)
Para fluido compressível, a vazão q não será constante ao longo do meio poroso.
Considerando o fluxo permanente de um gás ideal16, é possível escrever a seguinte equação17,
de acordo com a lei de Boyle-Mariotte: (ROSA et al, 2011)
̅
(13)
e
(14)
na qual,
pressão
= vazão medida à pressão
,
= vazão medida à pressão
, ̅ = vazão medida à
.
Rearranjando a equação 13, é possível escrever:
̅
(15)
Substituindo a equação acima na equação 11 e fazendo as integrações necessárias,
obtém-se:
̅
(16)
Como, através da álgebra linear, é possível escrever:
(17)
E, utilizando-se a Equação 14 e 17 com a Equação 16, obtém-se a vazão média ( ̅):
16
Como a dedução em seguida é feita considerando comportamento de gases ideais, em experimentos
laboratoriais, o emprego de Hélio ou Nitrogênio sob baixas pressões torna a consideração aceitável.
17
As incógnitas das equações estão relacionadas com a Figura 14.
39
̅
(18)
Com isso, conclui-se que a equação para a vazão média, desenvolvida acima, é similar
à equação utilizada para fluidos incompressíveis (Equação 12), desde que ̅ seja medido à
pressão média ( ).
Além disso, a dedução da Equação 18 é realizada levando-se em conta o fluxo de
gases ideais. Como os gases He (Hélio) e N2 (Nitrogênio) são próximos de ideais e são os
mais utilizados na petrofísica laboratorial, a Equação 18 possui grande utilizadade na
determinação da permeabilidade em laboratórios de petrofísica.
3.4.1 – COMBINAÇÕES DE PERMEABILIDADE
Como o foco da monografia são as rochas sedimentares, é importante considerar que,
como era de esperar para um meio poroso natural, a permeabilidade não é uniforme em toda a
rocha. Segundo Rosa et al (2011), o sistema poroso pode ser aproximado como uma divisão
em leitos, blocos ou anéis concêntricos com permeabilidades distintas. Portanto, é possível
achar um valor médio para a permeabilidade do sistema.
3.4.1.1 – LEITOS PARALELOS COM FLUXO LINEAR
A Figura 15 esquematiza o sistema com três permeabilidades diferentes k1, k2 e k3. Há
também três alturas diferentes h1, h2 e h3 e três vazões diferentes q1, q2 e q3. É considerada a
mesma queda de pressão ΔP para as três camadas.
Figura 15 - Permeabilidade equivalente em rochas com camadas na horizontal (em relação ao fluxo).
Fonte: Rosa et al (2011).
40
No esquema, são ilustradas três áreas perpendiculares ao fluxo: A1, A2 e A3.
Utilizando-se a Equação 12 e sendo:
̅
na qual,
(19)
.
A permeabilidade média do sistema ficará:
̅
na qual,
(20)
= Área total aberta ao fluxo e ΔP igual para todas as vazões
esquematizadas na Figura 15.
3.4.1.2 – LEITOS EM SÉRIE COM FLUXO LINEAR
A Figura 16 ilustra o sistema com leitos em série com fluxo linear. É bastante similar
ao sistema com leitos paralelos com fluxo linear, também para casos de fluido
incompressível, porém com queda de pressão diferente entre as camadas. No caso, ΔP1, ΔP2 e
ΔP3.
Figura 16 - Permeabilidade equivalente em rochas com camadas na vertical (em relação ao fluxo).
Fonte: Rosa et al (2011).
Utilizando a Equação 12, porém com ΔP variando para cada camada e a vazão (q) se
mantendo constante, pode-se escrever:
̅
Na qual,
.
(21)
41
A permeabilidade média para esse sistema, portanto, será dada pela equação 22:
̅
na qual,
Comprimento Total.
(22)
CAPÍTULO 4
CONCEITOS DE PETROFÍSICA AVANÇADA
A Petrofísica Avançada, também conhecida como Petrofísica Especial, constitui-se em
etapas de análise e medidas de propriedades das rochas e suas interações com o fluido,
obtendo parâmetros como Molhabilidade, Pressão Capilar e Permeabilidade Relativa.
4.1 – TENSÃO SUPERFICIAL E TENSÃO INTERFACIAL
Para uma situação real de escoamento de fluidos no meio poroso do reservatório, é
necessário considerar que mais de um tipo de fluido (água, óleo e gás) está escoando.
Portanto, é de extrema importância levar em conta os efeitos de interação entre os fluidos e
entre fluido/sólido (rocha).
Os fenômenos capilares ocorrem devido à atração das moléculas da(s) massa(s)
fluida(s). Como exemplo, seja um recipiente aberto contendo um líquido qualquer. Neste
caso, haverá uma camada de moléculas separando o fluido e o vapor. As moléculas situadas
no interior do fluido sofrerão forças de atração em todas as direções pelas moléculas vizinhas,
enquanto as moléculas da superfície serão atraídas para o seio do fluido, apesar de também
sofrerem uma pequena atração das moléculas do ar (interações líquido-vapor desprezíveis em
relação às interações líquido-líquido), como pode ser visto na Figura 17. Quando as interações
são gás/líquido, denominam-se superficiais. Para interações líquido/líquido e líquido/sólido
denominam-se os fenômenos e as propriedades como sendo interfaciais. (ROSA et al, 2011)
Figura 17 - Forças intermoleculares.
Fonte: Rosa et al (2011).
43
A energia para formar uma superfície é chamada de energia total livre de superfície
(E) e a energia de superfície por unidade de superfície é chamada de energia livre de
superfície unitária (Es). A força que impede o rompimento da superfície, por unidade de
comprimento é chamada de tensão superficial ou tensão interfacial (σ). A força que tende a
puxar a superfície para o centro é chamada de força capilar (Fc). Dividindo esta força capilar
pela área da superfície, obtém-se a pressão capilar (Pc). (ROSA et al, 2011)
O esquema da Figura 18 representa um elemento, com medidas da e db, de uma
superfície de contato líquido/gás. As forças dF1 e dF2 são as forças existentes na superfície de
contato do líquido e dFc é a força resultante na direção vertical.
Figura 18 - Forças capilares envolvidas em um elemento de uma superfície de contato entre um líquido e um gás.
Fonte: Rosa et al (2011).
A tensão superficial no sistema será dada por:
(23)
A energia livre de superfície unitária é expressa por:
(24)
na qual τ é o trabalho realizado pela força F no sistema em questão e
infinitesimal.
área
44
4.1.1 – TENSÃO SUPERFICIAL
A tensão superficial é definida para contato entre líquido e vapor. Ela é expressa
geralmente em dina/cm e é causada pela força existente na atração das moléculas por unidade
de comprimento. Essa força tende a contrair a superfície do líquido, visto que as moléculas da
superfície de contato líquido/ar estão submetidas a forças resultantes em direção ao interior do
líquido. Com isso, a interface fica em um estado de tensão, ou seja, com energia em excesso
em relação ao seio do líquido.
Como, na natureza, todos os sistemas tendem ao estado de menor energia, muitas
vezes, no exemplo de uma gota de chuva, uma pequena quantidade de líquido apresenta-se na
forma esférica, para minimizar a área da interface.
A água pura, por exemplo, possui a tensão superficial de 72,5 dina/cm a 21,1ºC, e a
93,3ºC possui o valor de 60,1 dina/cm. A tensão superficial do petróleo, a 21,1ºC, varia de 24
a 38 dina/cm. Altas temperaturas e gases dissolvidos tendem a diminuir a tensão superficial
do petróleo cru. Pressão, temperatura e concentração de soluto podem influenciar na tensão
superficial do fluido em estudo. (PETERS, 2012)
A variação da tensão superficial com a temperatura pode ser vista na Tabela 7.
Tabela 7 - Valores de tensão superficial de alguns líquidos.
Líquido
T (ºC)
σ (dina/cm)
Água
Água
Benzeno
Benzeno
Tolueno
Tetracloreto de Carbono
Etanol
Éter-etílico
20
25
20
25
20
20
20
20
72,8
72,0
28,88
28,22
28,43
26,9
22,39
17,01
Fonte: modificado de Peters (2012).
Portanto, percebe-se que a tensão superficial diminui com o aumento da temperatura,
exceto para cristais líquidos e os metais Cd, Fe e Cu. (PETERS, 2012)
4.1.2 – TENSÃO INTERFACIAL
A tensão interfacial é similar à tensão superficial, porém ela é definida para contato
líquido/líquido. Assim, como na tensão superficial, a unidade para a tensão interfacial pode
ser dada como dina/cm. A fórmula para a tensão interfacial será a mesma da tensão
45
superficial, ou seja, a força em qualquer linha imaginária da interface, por unidade de
comprimento.
A Tabela 8 expõe valores típicos da tensão interfacial entre água e líquidos puros.
Tabela 8 - Valores de tensão interfacial de alguns líquidos.
Líquido
T (ºC)
σ (dina/cm)
n-Hexano
n-Octano
Dissulfato de Carbono
Tetracloreto de Carbono
Bromobenzeno
Benzeno
Nitrobenzeno
Éter-etílico
20
20
20
20
25
20
20
20
51,0
50,8
48,0
45,1
38,1
35,0
26,0
10,7
Fonte: modificado de Peters (2012).
4.2 - MOLHABILIDADE
A molhabilidade pode ser analisada em um sistema em que ocorra interações entre um
fluido, um sólido e outro fluido. Por exemplo, uma situação em que estejam presentes uma
gota de água e óleo, em contato com uma superfície sólida, ilustrada na Figura 19.
Figura 19 - Gota de água imersa em óleo e sobre uma superfície sólida.
Fonte: modificado de Tiab e Donaldson (2004).
Neste caso, σwo é a tensão interfacial entre o óleo e a água, σso é a tensão interfacial
entre óleo e sólido e σsw é a tensão interfacial entre sólido e água.( TIAB e DONALDSON,
2004)
A tensão de adesão (
é definida como a diferença entre as tensões interfaciais da
água-sólido (σsw) e óleo-sólido (σso).
(25)
Através de equilíbrio de forças do sistema representado na Figura 19, pode-se obter a
seguinte igualdade:
46
(26)
Assim:
(27)
O ângulo de contato θ, variando entre 0º a 180º, é o ângulo de contato entre o fluido
mais denso (no esquema anterior, a água) e o sólido.
Quando a tensão de adesão for positiva, ou seja, θ < 90º, a água molhará
preferencialmente o sólido. Quando a tensão de adesão for negativa, θ > 90º, o óleo molhará
preferencialmente o sólido. É importante observar que o ângulo irá variar de acordo com os
tipos de fluido e sólido envolvidos.
A importância da molhabilidade está muito atrelada à distribuição relativa dos fluidos
no reservatório. Para Lucas Consentino (2004) alguns fatores podem afetar a molhabilidade
preferencial do fluido na rocha como, por exemplo:
1. Composição do óleo e da água de formação: geralmente, rochas contendo petróleo
com alto teor de asfalteno tendem a ser menos molháveis à água.
2. Mineralogia das rochas: rochas siliclásticas tendem a ser mais molháveis à água do
que rochas carbonáticas.
4.3 – PRESSÃO CAPILAR
Analisando a Figura 18, a pressão capilar pode ser representada pela força capilar
esquematizada (Fc) dividida pela área (A) sobre a qual está aplicada a força. Portanto, a
pressão capilar poderá ser definida, de acordo com Rosa et al (2011), como:
(28)
Quando dois fluidos imiscíveis estão em contato, existe uma diferença de pressão
entre eles que depende da curvatura da interface entre ambos. Portanto, para Peters (2012),
esta diferença de pressão ou excesso de pressão é denominada pressão capilar.
47
A curvatura da interface, quando se trata de tubos capilares, é consequência da
molhabilidade preferencial de um dos fluidos imiscíveis na parede do capilar e, como exposto
anteriormente, deve-se analisar a questão do ângulo θ entre o fluido mais denso e o sólido.
A pressão no interior da interface curva, ou seja, na parte côncava, será maior do que
na parte exterior. Com isso, Pc será dada pela equação de Young-Laplace: (TIAB e
DONALDSON, 2004)
(
na qual
e
)
(29)
são os raios principais de curvatura, σ é a tensão interfacial entre dois fluidos e
α, β os ângulos de curvatura da Figura 20.
Figura 20 - Raios de curvatura da interface entre dois fluidos.
Fonte: modificado de Tiab e Donaldson (2004).
Para uma superfície esférica, os raios de curvatura serão iguais ao raio da esfera, sendo
r o raio da esfera, tem-se:
(30)
E a equação de Young-Laplace será simplificada para:
(31)
48
4.3.1 – ASCENSÃO CAPILAR
A equação de Young-Laplace e os conceitos de pressão capilar podem ser inseridos no
contexto de tubos capilares para melhor entendimento do meio poroso. Isto é, como forma de
facilitar o entendimento sobre o comportamento do reservatório, é comum fazer uma analogia
entre os poros e tubos capilares. Deste modo, torna-se mais fácil entender a interação dos
fluidos dentro do meio poroso.
Figura 21 - Ascensão capilar da água.
Fonte: modificado de Tiab e Donaldson (2004).
Na Figura 21 está representada a interação de dois líquidos imiscíveis, no caso,
água/óleo. Há dois raios: o raio do capilar (
) e o de curvatura da interface (
). Portanto:
(32)
Substituindo a equação acima na equação de Young-Laplace, tem-se:
(33)
na qual
e
é o raio do capilar, σ é a tensão interfacial entre a água e o óleo e θ é o ângulo entre
, representado na Figura 21.
Quando um capilar é inserido em um sistema com dois fluidos imiscíveis, o menisco
pode apresentar diferentes formas. No sistema óleo/água, mostrado na Figura 21, o menisco
poderá ser côncavo com relação à fase mais densa (água) e ficará acima da interface
49
óleo/água. O menisco pode apresentar diferentes formas ficar na mesma altura da interface do
sistema ou, então, ele poderá ficar abaixo da interface, sendo convexo com relação à fase mais
densa.
A forma do menisco e sua altura dependerão da magnitude das forças moleculares
entre os líquidos e a parede do capilar. Quando o ângulo θ for menor que 90º, o líquido mais
denso molhará preferencialmente a parede.
Quando o ângulo for 0º, o sistema ficará balanceado e o óleo e água terão a mesma
molhabilidade na parede e quando o ângulo no capilar for maior que 90º, a altura do menisco
ficará abaixo da interface óleo/água, como pode ser visto na Figura 22. (TIAB e
DONALDSON, 2002):
Figura 22 - Tubos capilares em sistema água/óleo com molhabilidades distintas: (a) molhável a óleo e (b)
molhabilidade neutra.
Fonte: modificado de Tiab e Donaldson (2004).
Para o caso em que o menisco está acima da interface óleo/água, o fluido mais denso,
visto que é o fluido que se mantém na parte inferior, subirá pelo capilar até que o peso da
coluna equilibre a diferença de pressão no menisco. Logo, a Pressão Capilar (Pc) pode ser
escrita como:
(34)
E a altura (z) que o fluido mais denso alcança pode ser definida pela Equação 35:
(PETERS, 2012)
(35)
na qual r é o raio do capilar, g a aceleração da gravidade, ρ a massa específica, no caso, da
água (fluido mais denso), σ a tensão interfacial entre dois fluidos e z a altura do menisco.
50
Nota-se que quanto menor o raio do capilar, maior será a altura alcançada pelo fluido.
Caso o modelo de tubos capilares fosse utilizado para representar os poros da rocha
reservatório, a água ocuparia os capilares com menor raio e o óleo ocuparia os capilares com
maiores diâmetros, em um meio poroso com molhabilidade à água. Para facilitar o
entendimento do assunto abordado, o próximo tópico refere-se ao comportamento do fluido
molhante no interior de tubos capilares.
4.3.2 – RELAÇÃO DE SATURAÇÃO DO FLUIDO MOLHANTE COM PRESSÃO
CAPILAR
Na Figura 23 pode-se observar um sistema de capilares paralelos e com diâmetros
diferentes. Supondo que esses capilares sejam imersos em um recipiente contendo água e o
sistema seja composto por água/ar, a água, fluido preferencialmente molhante, subirá pelo
capilar, obtendo maior altura no capilar de menor diâmetro e menor altura no capilar de maior
diâmetro. Dessa forma, o gráfico da altura da elevação da água no interior dos capilares em
função da saturação de água em capilares poderá ser descrito como mostra a Figura 23.
(PETERS, 2012)
Figura 23 - Elevação e saturação da água em capilares.
Fonte: modificado de Peters (2012).
Portanto, a saturação da água tenderia a 0% para casos em que o capilar possua
diâmetro muito pequeno e seria próximo de 100% quando o capilar tiver um diâmetro maior.
Como a pressão capilar é inversamente proporcional ao raio do capilar, a pressão
capilar será maior quando o raio for menor. Logo, Rosa et al (2011) compara o modelo de
tubos capilares, em um sistema água/óleo, com a curva de pressão capilar em um reservatório.
51
Figura 24 - Comparação entre modelo de tubos capilares e curva de pressão capilar.
Fonte: Rosa et al (2011).
na qual
é a saturação irredutível de água e
é a pressão de deslocamento que representa
a variação significativa de pressão capilar em
.
4.3.3 – EMBEBIÇÃO E DRENAGEM
Outros processos importantes,
no que diz respeito a capilaridade e tensões
interfaciais/superficiais, são embebição e drenagem. O aumento de saturação do fluido que
molha preferencialmente a rocha (ou o capilar) é denominado como embebição. E, quando
ocorre o contrário, a dessaturação do fluido que molha preferencialmente a rocha, o processo
é denominado drenagem.
De maneira geral, para engenharia de reservatórios, o processo de drenagem pode
ocorrer, por exemplo, na formação histórica de jazidas de petróleo. O hidrocarboneto, a partir
da rocha geradora, migrou para a rocha reservatório saturada com água, deslocando a água da
região. A embebição, por sua vez, ocorre em processos de recuperação secundária. Quando o
reservatório fica com pouca pressão para produzir de forma natural, é comum injetar água
(poços de injeção) para que ocorra a varredura e aumento de pressão do reservatório para o
poço. Com isso, a saturação de água aumenta e o óleo é produzido. (ROSA et al, 2011)
Em laboratórios de petrofísica, é comum ver esse processo em centrífugas e
equipamentos que calculam curvas de Pressão Capilar vs. Saturação de água.
A Figura 25 representa a variação da pressão capilar com o aumento da saturação de
água (
) nos processos de embebição e drenagem.
52
Figura 25 - Curva Pc vs. Sw de Embebição e Drenagem.
Fonte: Rosa et al (2011).
De fato, para uma mesma pressão capilar, a curva de drenagem possui maior saturação
de água em relação à embebição. Suponha que um capilar, de diâmetro variável, totalmente
preenchido com água fosse colocado em um reservatório de água, mas com uma válvula na
extremidade inferior, não permitindo que a água desça. Ao abrir a válvula, a água irá descer
até que a força capilar se equilibre com o peso da coluna de água. Dessa forma, ocorre o
processo de drenagem, como visto na Figura 26.
Figura 26 - Processo de drenagem.
Fonte: modificado de Rosa et al (2011).
Por outro lado, suponha que o mesmo capilar, com o mesmo alargamento no meio,
estivesse totalmente saturado com ar e, depois, fosse colocado em um reservatório de água.
Como a água possui maior molhabilidade em relação ao ar, ocorre a ascensão do fluido mais
molhante até que a pressão capilar se equilibre com a pressão da coluna de água. Porém,
53
conforme a água vai subindo, no segmento de raio não uniforme do capilar, o raio aumenta e
a pressão capilar diminui. Sendo assim, o equilíbrio é atingido quando a pressão capilar não
suporta uma coluna de água maior.
Figura 27 - Processo de embebição.
Fonte: modificado de Rosa et al (2011).
Portanto, em uma situação mais próxima da realidade, em que a geometria do capilar
seja representada por um alargamento em seu corpo, para uma mesma pressão capilar, no
processo de drenagem, haverá maior saturação de água do que na embebição.(ROSA et al,
2011)
4.3.4 – FUNÇÃO J DE LEVERETT
A função J de Leverett é descrita como:
√
(36)
na qual Pc é a pressão capilar, k a permeabilidade, Φ a porosidade, σ a tensão interfacial entre
dois fluidos e θ o ângulo de contato entre o fluido molhante e o sólido.
Através dessa equação, é possível relacionar, em uma mesma curva, parâmetros como
pressão capilar, porosidade e permeabilidade.(ROSA et al, 2011)
A Figura 28 representa um gráfico J(Sw) vs. Sw para formação arenítica.
54
Figura 28 - Comportamento da curva Função-J vs. Saturação para arenitos.
Fonte: modificado de Tiab e Donaldson (2004).
É comum o engenheiro de reservatório utilizar a função J para determinar a saturação
irredutível média de água (
graficamente, como mostrado a seguir. (ROSA et al, 2011)
Figura 29 - Determinação gráfica da saturação irredutível média da água a partir da Função J.
Fonte: Rosa et al (2011).
Assim, a área hachurada pode ser representada por:
∫
na qual
é o valor de J correspondente ao topo da formação e
à base da formação e
a saturação irredutível de água.
(37)
o valor de J correspondente
55
Portanto, para determinar a saturação irredutível média de água (
, utiliza-se a
seguinte equação:
∫
(38)
4.4 – PROPRIEDADES ELÉTRICAS: LEI DE ARCHIE
Em 1942, Gus Archie propôs uma relação empírica da resistividade elétrica da rocha,
Rt , com a porosidade e saturação de água da mesma amostra, através do artigo “The electrical
resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics”
18
. (SOUZA et al,
1992)
Archie chegou nessa relação empírica através de inúmeras medições em amostras
saturadas com salmoura, sendo a condutividade elétrica nas rochas realizada através do
transporte de íons, contidos na salmoura, dentro dos poros da rocha. Predominantemente, os
íons sódio, Na+, e cloreto, Cl-.
Assim, em rochas com boa conexão dos poros preenchidos com a salmoura, os íons
conseguem fluir livremente, tendo como resultado baixa resistividade. Por outro lado, se uma
parte da salmoura é deslocada por fluidos não-condutivos, como os hidrocarbonetos e, para
rochas com poucas conexões, a resistividade aumenta.
Archie verificou que a resistividade para cada amostra saturada com salmoura, Ro,
aumentava linearmente com a resistividade da salmoura,
Rw. A constante de
proporcionalidade foi denominada de fator de formação, F. (SOUZA et al, 1992)
(39)
Além da dedução acima, Archie confrontou o fator de formação (F) com a porosidade
(Φ) em um gráfico log-log, encontrando uma tendência linear relacionada como:
(40)
Porém, segundo Souza et al (1992), Wyllie e Gregory, em 1953, propuseram a
implementação de uma constante C no numerador da equação acima, ou seja:
18
Tradução para o português-BR: Dados de resistividade elétrica como uma contribuição para determinação de
algumas características do reservatório.
56
(41)
Essa constante C também é conhecida como coeficiente litológico ou fator de
tortuosidade, .
Archie também considerou a amostra parcialmente saturada com hidrocarboneto,
propondo assim um segundo fator chamado índice de resistividade. (SOUZA et al, 1992)
(42)
Portanto, ele relacionou o índice de resistividade com a saturação de água na amostra,
através da fórmula:
(43)
E, por fim, a relação empírica, determinada por Archie, pode ser definida na forma:
(44)
Na qual, Rw = resistividade da água, m = coeficiente de cimentação e n = coeficiente
de saturação.
O valor do coeficiente de cimentação, m, depende da geometria e distribuição dos
poros. Ele é determinado a partir do gráfico log-log de F vs. Φ. Para rochas de “giz” (chalky
rocks) e para formação consolidada, o valor de m é, aproximadamente, 2. O valor do
coeficiente de cimentação pode ser maior, aproximadamente 3, para carbonatos compactados
bem cimentados. Portanto, o valor de m é empírico e pode variar de poço para poço em uma
mesma formação. (TIAB e DONALDSON, 2004)
O coeficiente de saturação, n, pode ser afetado pela molhabilidade, pressão confinante,
distribuição dos fluidos da formação nos poros, tipos de argilas condutivas e histórico de
saturação da formação, particularmente em rochas molháveis à água. (TIAB e
DONALDSON, 2004)
4.5 – PERMEABILIDADE RELATIVA
No capítulo 3 foi introduzido o conceito de permeabilidade absoluta, em que apenas
um fluido escoava no meio poroso. Porém, para uma análise mais realista do reservatório, é
57
importante considerar o comportamento do sistema quando dois ou mais fluidos estão
escoando juntos. Nesse caso, pode ocorrer fluxo de gás e água, óleo e água, óleo e gás ou até
mesmo óleo, água e gás ao mesmo tempo.
Os conceitos de permeabilidade efetiva e relativa estão atrelados ao fato que a vazão
de uma única fase, quando a rocha está saturada somente com esse fluido, é sempre maior que
a vazão de uma fase quando mais fluidos estão saturando o meio poroso.
Assim, permeabilidade efetiva do meio poroso ao fluido considerado pode ser definida
como a capacidade de transmissão do fluido na rocha, quando mais de dois fluidos saturam o
meio poroso.
Dividindo a permeabilidade efetiva pela permeabilidade absoluta, obter-se-á a
permeabilidade relativa ao fluido considerado. (ROSA et al, 2011)
(45)
(46)
(47)
nas quais kw, ko, kg são as permeabilidades efetivas da água, óleo e gás, respectivamente, krw,
kro, krg as permeabilidades relativas da água, óleo e gás, respectivamente e k a permeabilidade
absoluta da rocha.
Estendendo a aplicação da lei de Darcy para um fluxo multifásico em um sistema
linear e utilizando a Equação 11, obtém-se, para o óleo, a vazão (
(
na qual,
óleo,
é a massa específica do óleo,
):
)
pressão do óleo,
(48)
é a permeabilidade efetiva do
é a viscosidade do óleo, g a aceleração da gravidade e α o ângulo de inclinação da
direção do escoamento com a horizontal.
De forma similar, pode-se obter qw e qg que representam as vazões para água e gás,
respectivamente. (PETERS, 2012)
(
(
)
)
(49)
(50)
58
Para analisar de forma detalhada o processo de permeabilidade relativa, é válido
analisar duas curvas: embebição e drenagem, mostradas na Figura 30.
Figura 30 - Curvas de permeabilidade relativa (Kr) para embebição e drenagem em função da saturação de
fluido molhante (Swp).
Fonte: modificado de Wu (1992).
No gráfico da Figura 30, Krnwp representa a permeabilidade relativa para a fase não
molhante, enquanto Krwp representa a permeabilidade relativa para a fase molhante. Swp é a
saturação da fase molhante.
Se o fluido molhante for a água, a embebição não se inicia com o Sw igual a zero, mas
sim com Swirr, ou seja, saturação de água irredutível. A soma das permeabilidades relativas
das duas fases, para uma certa saturação de água, sempre será menor que um, visto que os
fluidos do sistema acabam interagindo de forma mútua, dificultando o escoamento. (PETERS,
2012)
Da mesma forma que há a saturação irredutível do fluido molhante, também existe a
saturação residual do fluido não-molhante, em que sua permeabilidade relativa será zero e a
permeabilidade relativa para o fluido molhante será máxima. Portanto, o domínio da curva de
embebição, apresentada no gráfico da Figura 30, será Swirr < Sw < (1-Snwr), na qual Swirr é
a saturação irredutível da fase molhante e Snwr é a saturação residual da fase nãomolhante.(PETERS, 2012)
Com relação à drenagem, o fluido molhante, inicialmente, saturava a rocha 100%.
Graficamente, o inicio da curva é no ponto Swp igual a 1,0 (100%). Portanto, nesse ponto, a
soma das permeabilidades relativas será um, porém apenas no processo de drenagem.
59
A curva de embebição é utilizada para cálculo de injeção de água como recuperação
secundária, influxo de água natural e outros fatores, enquanto a curva de drenagem pode ser
muito utilizada para casos em que gases desloquem o óleo ou óleo desloque água. (PETERS,
2012)
Os fatores que afetam a permeabilidade relativa são:
1. Consolidação do meio poroso;
2. Molhabilidade;
3. Viscosidade do fluido escoando;
4. Tensão Interfacial;
5. Temperatura.
CAPÍTULO 5
LABORATÓRIO DE PETROFÍSICA
5.1 – ETAPAS INICIAIS DE UM LABORATÓRIO DE PETROFÍSICA
Para melhor entendimento do projeto de medições de amostras do reservatório, é
importante abordar as etapas de um laboratório de petrofísica.
Na parte inicial, ainda no poço, os testemunhos são retirados durante a perfuração. A
broca de perfuração é trocada por uma broca vazada para retirar o testemunho, chamada
coroa, como visto na Figura 31.
Figura 31 - Broca vazada para retirada de testemunhos.
Fonte: modificado de Carvalho (2011).
Após a retirada dos testemunhos, os mesmos são levados para análise no laboratório
de petrofísica. Algumas vezes, são transportados congelados para manter as propriedades da
rocha.
Após o recebimento dos testemunhos é feita a retirada de corpos de prova cilíndricos,
denominados plugues, através de máquinas de corte. Tal processo é denominado plugagem de
testemunhos.
Existe também a possibilidade de se medir, através de emissões de radiação gama, as
porcentagens de Tório, Potássio e Urânio nos testemunhos, em um equipamento de leitura
chamado perfilador de testemunhos com sensor de raios gama. As medições fornecidas por
esse equipamento podem atribuir a idade da rocha e identificar a litologia da formação.
61
Antes da retirada dos plugues, a permeabilidade e a porosidade podem ser obtidas
diretamente dos testemunhos, mas para tanto é necessária a utilização de células de
confinamento hidrostático (core holders) com maiores diâmetros.
A Figura 32 mostra a secção longitudinal de testemunhos extraídos de um poço de
petróleo, onde é possível observar a presença de furos, dentro do quadrado de borda vermelha,
produzidos durante o processo de plugagem. (GASPARI, 2003)
Figura 32 - Testemunhos plugados.
Fonte: Gaspari (2003).
Um risco sempre presente na utilização de amostras de rocha na caracterização do
reservatório é a possível “contaminação dos testemunhos” com fluido de perfuração (lama).
Essa contaminação pode levar a leituras incorretas de propriedades, tal como a determinação
de saturação de fluidos. Além disso, as amostras, quando retiradas das condições de
reservatório para a condição padrão19, ficam sujeitas a mudanças de propriedades. A
plugagem é realizada com uma broca cilíndrica, tipo serra copo, como a da Figura 33.
Figura 33 - Serra de plugagem.
Fonte: Carvalho (2011).
19
Condições atmosféricas de pressão (Po) e temperatura (To).
62
Os plugues são retirados de acordo com a orientação de geólogos, levando em
consideração a distribuição litológica, variação de porosidade e permeabilidade para cada
camada litológica e distribuição de hidrocarbonetos. (NORMA API RP 40, 1998).
Um testemunho tem, aproximadamente, 1 metro de comprimento e 4 a 5 polegadas de
diâmetro. Segundo Peters (2012), os plugues podem ser retirados como na Figura 34.
Figura 34 - Diferentes formas de retirada de plugues.
Fonte: modificado de Peters (2012).
Esses plugues, tradicionalmente, possuem o diâmetro variando de 1” a 1,5”
de
diâmetro. (COSENTINO, 2001).
A Figura 35 mostra três plugues diferentes.
Figura 35 - O plugue, da esquerda, é uma rocha consolidada, enquanto que o do meio (revestido com metal) e o
da direita (revestido com PVC) são rochas inconsolidadas.
Fonte: Gaspari (2003).
63
Os plugues, inconsolidados, são revestidos para evitar a alteração da distribuição
original de grãos durante os testes de petrofísica e no manuseio deles (na pesagem, transporte,
dimensionamento com paquímetro, etc).
Após sua retirada dos testemunhos, os plugues são levados para o processo de limpeza
empregando a extração contínua por solventes através do extrator Sohxlet (remoção de óleo e
água), ou destilação do tipo Dean-Stark (remoção quantitativa de água), podendo ocorrer,
antes da limpeza ou leitura de saturação de fluidos, o registro fotográfico dos plugues
saturados com hidrocarbonetos.
O extrator Sohxlet usado para limpeza das amostras está esquematizado na Figura 36.
Figura 36 – Extrator Soxhlet para limpeza química
Fonte: modificado de Peters (2012).
A Figura 36 pode ser dividida em certas partes, tais como:
a) Condensador.
b) Amostra.
c) Sifão.
d) Balão com Solvente.
e) Aquecedor Elétrico.
São utilizados, geralmente, dois tipos de solvente: metanol e tolueno. O tolueno é
responsável por remover as partes apolares, ou seja, o óleo residual contido nos plugues.
O metanol é utilizado para extrair as substâncias polares, visto que muitas amostras
contêm significativa quantidade de CaCO3 e outros sais. A etapa de limpeza pode variar de
uma semana até um mês, dependendo das características da rocha (principalmente da
permeabilidade), além da própria saturação de óleo e sal.
64
Após a limpeza química, as amostras são colocadas em uma estufa para secagem e são
diariamente pesadas em uma balança de alta precisão, até apresentarem peso contante.
Geralmente, as estufas de umidade controlada são utilizadas para que não ocorram mudanças
nas características das argilas que podem estar contidas na amostra. Portanto, para cada tipo
de rocha, existe uma condição de umidade e temperatura adequada, como pode ser visto na
Tabela 9 abaixo, modificada da norma API RP 40.
Tabela 9 – Utilização de uma estufa específica em função da temperatura ideal para a conservação dos
componentes presentes na rocha.
Tipo de Rocha
Método
Temperatura(ºC)
Arenito com pouca argila
Forno convencional
Forno de umidade controlada,
40%
Forno convencional
Forno de umidade controlada,
40%
Forno de umidade controlada,
40%
116
Arenito com muita argila
Carbonato
Gipsita
Folhelho
63
116
60
60
Fonte: traduzida da norma API RP 40 (1998).
Após a estabilização do peso constante, são medidos os diâmetros e comprimentos de
cada plugue, a fim de se determinar o Volume Total geométrico, Vb. Em seguida, as amostras
são mantidas em dessecadores para evitar influência da umidade do meio externo.
Depois do processo descrito acima, inicia-se a caracterização dos plugues de 1,0 a 1,5
polegadas de diâmetro na Análise de Rotina (Petrofísica Básica) e, posteriormente, na
Petrofísica Avançada. Alguns dos principais parâmetros determinados ao longo das análises
básicas e avançadas são mostrados na Figura 37.
Figura 37 - Parâmetros que são determinados com ensaios utilizando plugues.
Fonte: Moreira (2010).
65
5.2 – DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES DA ROCHA NA PETROFÍSICA
BÁSICA
O fluxograma, ilustrado na Figura 38, representa grande parte das etapas de um
processo de petrofísica básica de um laboratório de análise de rochas.
Figura 38 - Fluxograma de petrofísica básica.
5.2.1 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DE SATURAÇÃO DE FLUIDOS
A extração de água da amostra, em laboratório, é realizada através de um destilador
Dean-Stark, no qual um solvente insolúvel em água é aquecido, em um balão, por um
aquecedor elétrico.
O ponto de ebulição do solvente deve ser maior que o da água, porém menor em
relação ao ponto de ebulição do óleo contido na amostra. Logo, a amostra é aquecida com o
solvente sob refluxo. A água presente no poro é vaporizada pelo solvente quente que goteja
sobre a amostra e, em seguida, condensada no tubo graduado do Dean-Stark, juntamente com
o vapor de solvente. A água, mais densa, fica retida no tubo graduado, enquanto o solvente,
66
menos denso, retorna ao extrator para um novo ciclo de extração. O processo de extração de
fluidos dos poros pode ser melhor visualizado na Figura 39. (TIAB e DONALDSON, 2004)
Figura 39 - Destilador Dean-Stark para medir saturação de água no plugue.
Fonte: Moreira (2010).
De acordo com Tiab e Donaldson (2004), o passo-a-passo para determinar a saturação
de água nas amostras, através do destilador Dean-Stark, pode ser resumido da seguinte forma
abaixo:
1. Colocar o tolueno no balão, até que a altura de tolueno atinja 75% da altura do balão.
2. Registrar o peso do plugue (amostra) saturado.
3. Determinar o volume total, Vb, da rocha saturada, utilizando um picnômetro.
4. Montar o equipamento de extração: solvente, balão, aquecedor elétrico, cartucho com
a amostra, tubo graduado e condensador.
5. Determinar a massa específica do óleo cru.
6. Determinar uma temperatura padrão do aquecedor elétrico para que todo vapor
ascendente seja condensado.
7. Registrar o volume de água coletada no tubo graduado a cada 30 minutos. Se não
houver aumento de água coletada após duas leituras, desligar o aquecedor elétrico e
registrar o volume de água coletada.
67
8. Após o resfriamento do tolueno, remover o plugue e deixar o solvente, contido na
amostra, evaporar sob um exaustor. Em seguida, deixar em um forno.
9. Obter o peso seco da amostra.
10. Calcular a saturação de fluido da amostra a partir dos dados registrados.
Na Figura 40, uma foto retirada do laboratório UFF-Lar do Instituto de Química da
UFF que ilustra o Dean-Stark.
Figura 40 - Destilador Dean-Stark disponível no UFF-Lar.
Fonte: < http://www.ufflar.com/#!ensaios/cp8b>
5.2.2 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA POROSIDADE
Existem diferentes métodos para calcular a porosidade (efetiva ou absoluta) de rochas
consolidadas ou inconsolidadas. A porosidade pode ser calculada de modo direto (lei de
Boyle e saturação de líquidos, por exemplo), através de medidas do volume total e através do
volume de grãos. Em seguida, são mostrados alguns métodos de cálculo direto e indireto da
porosidade.

Medidas de Volume Total (Vb), Volume de Grãos (Vs) e, com isso, Volume
Poroso (Vp):
(51)

Medida direta do Volume Poroso e Volume de Grãos:
(52)

Medida direta de Volume Poroso e Volume Total:
68
(53)
De acordo com a norma API RP 40 (1998), os métodos para calcular Vb, Vp e Vs estão
resumidos na Tabela 10 a seguir.
Tabela 10 - Métodos para cálculo do Volume Poroso (Vp), Volume Total (Vb) e Volume de Grãos (Vs).
Método
Objetivo
Deslocamento de Mercúrio
Vb
Paquímetro
Vb
Arquimedes
Vb
Vp absoluto através da determinação de
Volume de Grãos em amostras nãoconsolidadas
Vs
Lei de Boyle com uma célula
Vp
Lei de Boyle com duas células
Vs
Saturação de Líquidos
Vp
Fonte: modificado da norma API RP 40 (1998).
Apesar de haver muitos métodos para calcular Vb, o mais utilizado é a medição do
diâmetro e comprimento do plugue com um paquímetro. Neste caso, é recomendado medir,
no mínimo, 5 vezes em diferentes pontos. A vantagem deste método está no fato de o plugue
poder ser usado em outros testes e, além disso, o procedimento é rápido.
Com relação aos métodos para calcular diretamente o volume poroso, o mais utilizado
é o princípio da Lei de Boyle, visto que, entre outras vantagens, a amostra não é danificada,
podendo ser utilizada em testes futuros. Além disso, a operação é rápida e simples e as
amostras com geometria irregular e com vugos também podem passar pelo ensaio. (NORMA
API RP 40, 1998)
Neste ensaio é utilizado um gás de expansão (geralmente He ou N2), sendo o princípio
da Lei de Boyle:
(54)
na qual
é o volume do gás na condição inicial,
volume do gás ao final e
a pressão do gás na condição inicial,
a pressão do gás ao final do processo de expansão.
o
69
A Equação 54 é utlizada para sistemas com duas células, determinando primeiro o Vs
(Volume de Grãos) e, em seguida, o Vp.
O volume do gás de expansão é determinado através de um volume de referência Vr
sob uma pressão de referência variando de 100 a 200 psi.
O esquema de funcionamento de um porosímetro, pelo princípio da lei de Boyle, está
mostrado na Figura 41.
Figura 41 - Funcionamento de um porosímetro com duas células (câmaras) de expansão de gás.
Fonte: modificado de API RP 40 (1998).
O porosímetro é, primeiramente, calibrado para determinação de um volume de
referência, Vr, e o volume da câmara onde será colocada a amostra, Vc. Após registrar a
pressão
equilíbrio,
, o gás é expandido para a câmara da amostras e é registrada uma pressão menor de
.
A partir da queda de pressão sob o sistema de abertura e fechamento de válvulas20,
calcula-se o volume de grãos, Vs, e, sabendo-se este valor, pode-se calcular o Vp, através da
diferença Vp = Vb - Vs.
Um equipamento típico utilizado como porosímetro pode ser observado na Figura 42.
Figura 42 - Equipamento Porosímetro UltraPore 300.
Fonte: < http://www.corelab.com/rd/instruments/temco/HTML/routine_prod1.htm>
20
Na Figura 41, as válvulas estão representadas com número “1”, “2” e “3”.
70
Muitos laboratórios de petrofísica, como meio de reduzir gastos, utilizam o mesmo
equipamento (expansão de gás), discutido acima, para determinar a porosidade sob pressão de
confinamento. Para isso, é necessário acoplar uma célula de confinamento que possua um
espaço anular entre uma borracha especial e a parede de aço da célula que envolve a amostra.
O espaço anular serve para entrada do fluido de confinamento.
Existem equipamentos que determinam a permeabilidade e porosidade em processos
seguidos, sendo assim uma das vantagens para cálculo da porosidade com pressão de
confinamento. Outras vantagens: a operação é rápida e simples e é utilizado um gás nãoreativo (N2 ou He, geralmente), é medido diretamente o Vp, implicando em menores erros, e é
possível aplicar uma pressão de confinamento equivalente à pressão em condições de
reservatório, obtendo dados mais próximos ao do reservatório. (NORMA API RP 40, 1998)
A aplicação de pressão de confinamento é dada em uma célula especial, denominada
Hassler e está representada na Figura 43.
Figura 43 - Esquema de confinamento da célula para medição direta de Vp.
Fonte: modificado de API RP 40 (1998).
Da mesma forma em que ocorre a expansão de gás na câmara dupla para determinar
Vs, determina-se diretamente Vp através da queda de pressão.
A Figura 44 é extraída do site do laboratório de petrofísica da UFF e mostra uma
célula Hassler acoplada ao porosímetro Ultrapore-300.
71
Figura 44 - Célula Hassler acoplada ao porosímetro.
Fonte: <http://www.ufflar.com/#!cpia-de-ensaios/c11wd>
5.2.3 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA PERMEABILIDADE
O cálculo para a permeabilidade de um plugue é regido sob a lei de Darcy, Equação
11, na qual é aplicada uma pressão
na entrada e outra pressão
na saída. Sob regime
estacionário e vazão constante do gás, calcula-se a permeabilidade, k. O esquema da Figura 45
representa a célula Hassler para fluxo de gás em regime estacionário.
Figura 45 - Fluxo axial de gás através de um plugue.
Fonte: modificado de API RP 40 (1998).
A vantagem desse método está no fato de ser uma técnica simples e utilizada há
muitos anos em análise de rochas. Assim como na determinação da porosidade, nesse método,
para determinar permeabilidade, a amostra continua seca, podendo ser utilizada para futuros
testes. Como desvantagem, pode-se apontar que, dependendo do valor da pressão de
confinamento, a amostra pode ser fraturada durante o ensaio e, além disso, a permeabilidade
72
do gás sempre será maior do que a permeabilidade real da amostra, devido ao efeito
Klinkenberg21.
A Figura 46 retrata um equipamento típico para permeabilidade em regime
estacionário.
Figura 46 - Permeâmetro KA-210.
Fonte: <http://www.coretest.com/KA-210-Gas-Permeameter.html>
Outro método comum, em laboratórios de petrofísica, para calcular permeabilidade,
consiste em fluxo do gás em regime transiente, ocorrendo o decaimento da pressão em vários
instantes de tempo. A Figura 47 representa o esquema de cálculo de permeabilidade em
regime transiente, na qual está mostrado a pressão
de entrada. Na saída, a vávula é aberta à
pressão atmosférica, levando à queda de pressão.
Figura 47 - Permeâmetro para escoamento de gás em regime transiente..
Fonte: modificado de API RP 40 (1998).
21
Definido na página 68.
73
Um dos equipamentos utilizados nesse método é o AP-608 da Core Test System,
mostrado na Figura 48.
Figura 48 - Permeâmetro AP-608.
Fonte: < http://www.coretest.com/automated-permeameter-porosimeter.html>
5.2.3.1 – EFEITO KLINKENBERG
A permeabilidade calculada com a passagem do fluxo de gás, sob baixas pressões, é
geralmente maior do que a permeabilidade absoluta do meio poroso, devido ao efeito
Klinkenberg.
O efeito Klinkenberg ocorre porque, para baixas pressões, a passagem livre principal
das moléculas de gás é aproximadamente do mesmo tamanho dos poros na amostra. Com
isso, ocorre o aumento do deslizamento do gás na parede dos poros. Sendo assim, a
permeabilidade calculada com a passagem de gás é maior do que a permeabilidade absoluta.
(PETERS, 2012)
Sendo
a permeabilidade calculada com o gás,
meio, P a pressão média do gás ( ̅
a permeabilidade absoluta do
e b uma constante que depende do gás usado na
medição, Klinkenberg (1941) determinou a seguinte equação para realização da correção da
permeabilidade ao gás utilizado em ensaios laboratoriais.(PETERS, 2012):
̅
(55)
O gráfico mostrado na Figura 49 representa os termos da equação de correção de
Klinkenberg, na qual o coeficiente angular define o termo
.
e o coeficiente linear o termo
74
Figura 49 - Gráfico de correção de permeabilidade.
Fonte: modificado de Peters (2012).
Sendo assim, a correção, devida ao efeito Klinkenberg, pode ser realizada em três
gases utlizados em ensaios laboratoriais em permeâmetros: Hidrogênio, Nitrogênio e Dióxido
de Carbono. A Figura 50 mostra as três retas de correção para os três gases.
Figura 50 - Efeito Klinkenberg para três gases utilizados em laboratório de petrofísica.
Fonte: modificado de Peters (2012).
5.3 – DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES DA ROCHA NA PETROFÍSICA
AVANÇADA
Após a etapa da petrofísica básica, para melhor caracterização da rocha e, assim, do
reservatório, é válido fazer uma análise mais completa das propriedades da amostra. Sendo
assim, a Petrofísica Avançada é requerida e a Figura 51, representando o fluxograma com as
etapas, facilita a visualização do passo-a-passo do processo de análise.
75
Figura 51 - Fluxograma de petrofísica avançada.
Fonte: modificado de Glover (2001).
5.3.1
–
DETERMINAÇÃO
LABORATORIAL
DA
TENSÃO
INTERFACIAL/SUPERFICIAL
Segundo ANKARA (2003), como descrito em seu manual de labotarório, há seis
métodos para determinar a tensão interfacial/superficial. A seguir, será mostrado um único
método, visto que é determinado, além da tensão, a pressão capilar do tubo, representado na
Figura 52. Portanto, é o método mais adequado para o laboratório de petrofísica.

Ascensão capilar: consiste na ascensão do líquido no tubo capilar, onde a altura
do líquido dependerá da tensão interfacial / superficial.
76
Figura 52 - Método de ascensão capilar em um sistema água ( ou óleo) – ar.
Fonte: modificado de Ankara (2003).
(56)
na qual ρ = massa específica do líquido, h = altura medida no tubo capilar, r = raio do capilar ,
θ = ângulo de contato no capilar e σ = tensão superficial. E, de acordo com Carvalho (2011), a
pressão capilar do tubo pode ser calculada da seguinte forma:
(57)
na qual ρ é a massa específica do líquido e g a aceleração da gravidade.
5.3.2 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DA MOLHABILIDADE
O método para determinar a molhabilidade pode ser direto ou indireto. O método é
dito direto quando há análises microscópicas de gotas para se obter a medida do ângulo de
contato. Os métodos indiretos são baseados em medidas macroscópicas nos plugues. Há dois
principais métodos indiretos: Amott e USBM (do inglês United States Bureau of Mines).
(TORSAETER e ABTAHI, 2003)
O método com células de Amott é o mais utilizado na indústria de petróleo e o mais
aceitável e, por isso, será detalhado a seguir em 5 estágios. (TIAB e DONALDSON, 2004)
1. O teste inicia-se com a saturação de óleo residual, chegando-se ao
a partir de
deslocamento forçado do óleo.
2. O plugue é imerso no óleo durante 20 horas e o total de água deslocada, devido à
embebição espontânea do óleo, é registrado como
.
77
3. A água é deslocada pelo óleo até que se atinja o
e o total de água deslocada,
devido à embebição espontânea do óleo e deslocamento forçado da água, é registrado
como
.
4. O plugue é imerso na água (salmoura) por 20 horas e o volume de óleo deslocado, se
tiver, devido à embebição espontânea da água, é registrado como
5. O óleo, ainda contido no plugue, é deslocado pela água até atingir o
.
, e o total de
óleo deslocado, devido à embebição espontânea da água e deslocamento forçado do
óleo, é registrado como
O deslocamento forçado para atingir o
e
deve ser realizado utilizando-se um
equipamento de centrifugação para melhores resultados e rapidez.
O Fator de Molhabilidade de Amott (WI) pode ser expressa pela equação abaixo:
(58)
Portanto, o fator de molhabilidade, WI, será um valor variando de -1,0 a 1,0.
WI = 1,0 implica em amostra completamente molhável à água.
WI = 0 implica em molhabilidade neutra.
WI = -1,0 implica em amostra completamente molhável ao óleo.
Nas Figuras 53 e 54, as células de Amott são mostradas para saturação de óleo e água,
respectivamente.
Figura 53 - Célula de Amott para saturação de óleo.
Fonte: Carvalho (2011).
78
Figura 54 – Célula de Amott para saturação de água.
Fonte: Carvalho (2011).
5.3.3 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DE PRESSÃO CAPILAR
De acordo com Ankara (2003), há quatro métodos para calcular a pressão capilar em
laboratório de petrofísica: método por membrana porosa, centrífuga, método dinâmico e
injeção de mercúrio. Segundo o autor, existem prós e contras na utilização de cada método.
Por exemplo, a injeção de mercúrio é um método destrutível, enquanto que os demais
métodos mantêm a amostra intacta para futuros testes.
A centrífuga atinge altas pressões capilares de forma rápida e é possível rodar o
ensaio com várias amostras, porém a acurácia dos resultados ainda é questionada.
O método de membrana porosa é considerado simples e padrão, qualquer fluido pode
ser utilizado (assim como na centrífuga), pequenas e grandes amostras podem ser empregadas
e o ensaio pode ser realizado juntamente com as propriedades elétricas (Lei de Archie) para
determinar parâmetros elétricos da rocha.
No entanto, baixar pressões confinantes podem levar a caminhos preferenciais do
fluido que entra (embebição) no plugue e, portanto, ocorrem vazamentos ao longo dos
ensaios.
79
Os principais métodos para determinação da pressão capilar podem ser comparados na
Tabela 11, onde mostra o tempo de duração de cada teste, os fluidos utilizados nos ensaios, a
pressão aplicada e as curvas geradas..
Tabela 11 - Métodos para determinação de Pc.
Método
Membrana
Porosa
Centrífuga
Dinâmico
Injeção de
Mercúrio
Fluidos
utilizados
óleo/água
gás/óleo
gás/água
óleo/água
gás/óleo
gás/água
óleo/água
gás/óleo
gás/água
Hg/ar
Tipo da curva
de pressão
capilar
Máximo ΔP no
laboratório
(atm)
Tempo de ensaio
Embebição
Drenagem
2a5
Aproximadamente
45 dias
Embebição
Drenagem
10
horas
Embebição
Drenagem
1 a 10
dias
Drenagem
100
minutos
Fonte: modificado de Ankara (2003).
5.3.3.1 – MÉTODO DA MEMBRANA POROSA
Neste método, a amostra é inicialmente saturada com o fluido molhante (salmoura) e a
placa porosa (membrana semi-permeável) também é saturada com a solução salina e, em
seguida, ambas são colocadas em uma célula de confinamento.
A membrana porosa, que permite a passagem apenas da solução salina, é colocada
junto à face inferior da amostra e, na face superior, ocorre a injeção do fluido não-molhante22
sob várias pressões. O volume da solução salina que sai da amostra passa para uma pipeta
acoplada ao sistema, na qual se faz a leitura da salmoura deslocada.
A Figura 55 mostra o funcionamento do ensaio, onde, na ilustração, o gás é o fluido
não-molhante que deslocará o fluido molhante através do diafragma poroso semi-permeável.
22
Geralmente, esse fluido não-molhante é o óleo ou o gás.
80
Figura 55 - Esquema do método da membrana porosa para determinar Pc.
Fonte: modificado de Iglesias (2009).
Sabendo o volume poroso do plugue, Vp, e sabendo o volume de água deslocada após
cada injeção de pressão, determina-se um gráfico que relaciona a Pressão de Dessaturação
com a Saturação de Água (Sw).
De acordo com Peters (2012), a membrana porosa é feita tipicamente de porcelana e a
máxima pressão capilar nesse ensaio é de aproximadamente 200 psi.
A Figura 56 mostra o equipamento MEP-704 da Core Test System que funciona de
acordo com o método de membrana porosa descrito acima. Esse equipamento possui a
capacidade de medir várias amostras ao mesmo tempo e suportar pressões de confinamento de
até 5000 psi e temperaturas de até 90 ºC.
Figura 56 - Equipamento MEP-704 para medir curvas de drenagem.
Fonte: <http://www.coretest.com/product_detail.php?p_id=103>
81
5.3.4 – DETERMINAÇÃO LABORATORIAL DE PARÂMETROS ELÉTRICOS
DA ROCHA
Os passos a seguir, para determinação de parâmetros elétricos da rocha, são
modificações da literatura de Ching H. Wu (1992) e se referem à Figura 57.
Figura 57 - Esquema de medição elétrica de uma amostra.
Fonte: modificado de Wu (1992).
1. Determinar a resistência da amostra, através da medição da tensão (E) dada pela
equação:
(59)
na qual i = corrente, âmperes e r = resistência, ohms.
Assim, a corrente, provinda da fonte AC, deve ser estabelecida, de maneira que a
corrente seja a menor possível para não haver super aquecimento da amostra.
2. Determinar a resistividade (
) da amostra.
(60)
na qual
= resistência do plugue, A= área da seção transversal do plugue e L =
comprimento do plugue.
Portando, substituindo
⁄ na equação acima, tem-se:
(61)
82
Inicialmente, deve-se calcular a resistividade da amostra 100% saturada com
salmoura, Ro. Paralelo a isso, calcula-se a resistividade da salmoura, Rw. Portanto, o fator de
formação, F, estará definido.
3.
Determinar o fator de cimentação, m, e o coeficiente litológico a para a equação
de fator de formação.
(62)
Como os valores da porosidade para cada amostra também são conhecidos através da
petrofísica básica, a equação acima é, então, linearizada, podendo ser definida no gráfico loglog, mostrado na Figura 58 o coeficiente angular m e o coeficiente linear log(a).
(63)
Figura 58 - Gráfico log(F) vs. log(Φ).
Fonte: modificado de Wu (1992).
No início do ensaio, a resistividade do plugue era igual à sua resistividade com
100%, ou seja,
. Com a dessaturação da amostra (
),
=
, ou
seja, igual a resistividade do plugue com mais de dois fluidos (um molhante e outro nãomolhante) o saturando. Dessa forma, o ensaio é realizado diversas vezes, até que
sendo
= saturação irredutível da salmoura.
4.
Determinar o expoente de saturação, n.
,
83
( )
⁄
(64)
O valor de Sw é sabido através de medições diárias da quantidade de fluido deslocado,
em um tubo graduado acoplado ao sistema (célula onde ocorre o deslocamento do fluido
molhante).
Rearranjando a Equação 64, obtém-se:
( )
na qual I é o Índice de Resistividade, n o coeficiente de saturação e
(65)
a resistividade do
plugue com dois fluidos o saturando.
Pode-se construir um gráfico empregando a Equação 65, conforme é apresentado na
Figura 59.
Figura 59 - Gráfico log(I) vs. log(Sw).
Fonte: modificado de Wu (1992).
Portanto, através do coeficiente angular, obtém-se o valor de n.
O MEP-704 é um equipamento empregado usualmente na medição de propriedades
elétricas e determinação de pressão capilar. Portanto, além de medir a pressão capilar, possui
a função de medir a resistência das amostras 100% saturadas e com saturação de água menor
que 100%, devido à dessaturação da salmoura contida nos poros dos plugues com a entrada,
na parte superior, de gás ou óleo.
84
5.3.5
–
DETERMINAÇÃO
LABORATORIAL
DA
PERMEABILIDADE
RELATIVA
De acordo com Peters (2012), o ensaio para determinar a permeabilidade relativa, sob
regime permanente, é mais lento em relação ao ensaio sob regime transiente. Portanto, por ser
o mais utilizado nos ensaios de petrofísica laboratorial, neste trabalho será abordado somente
o método transiente para determinar a permeabilidade relativa.
O passo-a-passo a seguir, de como mediar a permeabilidade relativa, é uma
modificação das notas de aula sobre petrofísica de reservatório do autor Wu (1992). Além
disso, este procedimento não resulta na medida da permeabilidade relativa, mas sim na razão23
de permeabilidade.
Os tópicos abaixo representam os passos básicos de um ensaio utilizando gás (fluido
não-molhante) e óleo (fluido molhante).

Colocar o plugue dentro do Coreholder (célula).

Saturar com o fluido molhante, no caso, óleo.

Injetar o fluido não-molhante (gás) com pressões de entrada e saída constantes.

Medir o acúmulo de gás injetado em função do tempo e o acúmulo de óleo
produzido em função do tempo.
As condições do procedimento acima são:

A queda de pressão ao longo da amostra deve ser alta o suficiente para eliminar os
efeitos capilares, porém não muito alta para não causar escoamento turbulento.

A saturação de gás deve ser descrita sob a pressão média:
(66)
na qual
é a pressão de entrada, e

23
é a pressão de saída.
O fluxo deve ser horizontal.
Resulta, para escoamento bifásico gás e óleo por exemplo, em (k g/ko).
85
Os cálculos do procedimento são:

Converter o gás injetado em volume de poros (
):
(67)
na qual,
= quantidade de gás injetado cumulativo medido sob pressão
e LAΦ = volume
poroso (L é o comprimento do plugue e A é a área da seção).

Calcular a saturação média de gás.
(68)
Na qual,

= óleo produzido cumulativo e LAΦ = volume poroso.
Representar graficamente a variação de
com
Figura 60.
Figura 60 – Gráfico SgAV vs. GiPV.
Fonte: Wu (1992).

Determinar a fração de vazão de óleo, fo :
, conforme apresentado na
86
(69)
na qual fo o coeficiente angular do gráfico acima.

Calcular a razão de permeabilidade, kg/ko.
(70)
Logo,
(71)

A razão de permeabilidade, kg/ko, é aplicada somente à saturação de gás do fluxo de
saída da face da amostra, portanto deve-se calcular a saturação de gás na face de
saída de fluxo da amostra (Sgo) da seguinte maneira:
(72)
na qual GiPV = gás injetado cumulativo no volume poroso e fo = fração da vazão de óleo na
face de saída de fluxo da amostra.
CAPÍTULO 6
APLICAÇÃO DAS PROPRIEDADES DETERMINADAS EM LABORATÓRIO NO
ESTUDO DE RESERVATÓRIOS
O objetivo central do presente trabalho foi dissertar a respeito de propriedades das
rochas determinadas através da petrofísica experimental e, além disso, sua aplicação e
relevância na caracterização de um reservatório de petróleo.
Foi descrito, também, o
funcionamento geral de um laboratório de petrofísica e dos principais equipamentos de
análise de rochas.
Com base na discussão teórica deste trabalho, conclui-se que a petrofísica ajuda a
caracterizar o reservatório ao determinar parâmetros como porosidade, permeabilidade,
saturação de fluidos, pressão capilar e outras propriedades citadas.
A porosidade, Φ, juntamente com a saturação de água, Sw, possui extrema importância
no cálculo de volume de hidrocarbonetos no reservatório, em condição-padrão, como pode ser
visto:
̅
na qual
(73)
= Volume de hidrocarboneto, A = área do reservatório, h = altura do reservatório e
Bo = Fator Volume-Formação.
A área da formação que contém hidrocarbonetos é obtida através de dados sísmicos e a
altura pode ser obtida através de perfilagem do poço. Sendo assim, a determinação de Φ e Sw,
através da análise de rochas, por exemplo, colabora significamente para a caracterização de
um reservatório.
Outra importância da petrofísica está no fato de a permeabilidade (k) influenciar no
controle de produtividade do poço. A equação de produtividade do poço é:
(74)
na qual Pf = Pressão da formação, Pw = Pressão do poço, h = intervalo de produção, rw = raio
do poço, µ = viscosidade do fluido produzido e Q = vazão (produtividade) do fluido
produzido.
88
As incógnitas da Equação 74 são melhor representadas na Figura 61.
Figura 61 - Produtividade do poço.
Fonte: Glover (2000).
Além disso, a variação da porosidade com a permeabilidade, quando relacionadas,
definem gráficos, em escala logarítmica, que podem representar um tipo de formação
geológica existente, ou seja, a linha de tendência do gráfico pode ajudar na interpretação da
formação existente em uma zona específica do reservatório.
Os gráficos k vs. Φ, representados na Figura 62 para arenitos (a) e carbonatos (b),
devem ser construídos com dados retirados de zonas conhecidas do reservatório para
melhores resultados.
A permeabilidade do arenito é visivelmente mais controlada pela porosidade,
enquanto que, para os carbonatos, muito mais complexos, existem outros fatores, como, por
exemplo, a presença de vugos e minerais, influenciando na correlação dos pontos.
Figura 62 - Gráficos k vs. Φ para arenito (a) e carbonatos (b).
Fonte: modificado de Glover (2000).
89
A permeabilidade ajuda também a verificar a profundidade com que o fluido de
perfuração (filtrado) invade a formação. Através da Figura 63, percebe-se que, para baixa
permeabilidade, a difusão do filtrado será mais lenta, mas a zona de invasão será maior do que
para os casos em que a permeabilidade é mais alta. Esse fato ocorre porque o deslocamento do
óleo contido na formação é ajudado pela força gravitacional e capilar. (GLOVER, 2000)
Figura 63 - Gráfico zona de invasão da lama(filtrado) vs. tempo.
Fonte: Glover (2000).
A determinação da saturação de hidrocarbonetos e, consequentemente, a saturação de
água colaboram para a obtenção da quantidade de fluido presente no reservatório.
A quantidade de cada fluido (óleo, gás, água) presente em um certo nível do
reservatório depende de força gravitacional, que separa os fluidos de acordo com suas
densidades, forças hidrodinâmicas externas (por exemplo, quando ocorre deslocamento de
fluidos devido à presença de um aquífero) e forças interfaciais e superficiais que agem nas
interações fluido/fluido e rocha/fluido.
Por isso, é importante o estudo de molhabilidade, visto que, geralmente, mais de um
tipo de fluido ocupa os poros do reservatório e é necessário saber qual deles terá maior
tendência em saturar o espaço poroso.
A curva de pressão capilar, gráfico Pc vs. Sw, somada à determinação do FWL (Free
Water Level)24, determina a saturação de água em cada ponto do reservatório.
Se a saturação de água estiver de acordo com o Sw obtido pela perfilagem, haverá
maior confiabilidade nas medições de saturação de água através da perfilagem e serão
24
Tradução: Zona livre de água.
90
medidas as seções de outros poços em que não foram retirados testemunhos para análise de
petrofísica laboratorial. (GLOVER, 2000)
A Figura 64 ilustra a determinação da saturação de água em função da altura de um
reservatório, através dos gráficos de pressão capilar e variação da pressão de fluido com a
profundidade do reservatório.
Figura 64 – Determinação de Sw em diversos pontos do reservatório.
Fonte: modificado de Glover (2000).
Gráfico a: Variação da altura do reservatório com pressão de fluido.
Gráfico b: Variação da curva de pressão capilar com a saturação de água, Sw.
Gráfico c: Variação da altura do reservatório com a saturação de água, Sw.
O exemplo a seguir, extraído de Glover (2000), ajuda a entender melhor como a curva
de pressão capilar ajuda a determinar a variação de saturação de fluidos ao longo do
reservatório.
91
Suponha um ambiente de deposição de grãos, do tipo delta25, onde a corrente com os
sedimentos, na entrada (região proximal), seja rápida e, na região mais distante (distal), a
corrente seja mais fraca.
Na região proximal, ocorre a deposição de grãos grosseiros, visto que só os grãos
maiores teriam tempo para cair da corrente rápida. Já na região distal, os grãos mais finos são
depositados, devido à menor velocidade da corrente. No extremo da região, mais distante
ainda, as partículas mais finas como argilas também são depositadas juntas com os grãos mais
finos (vide Figura 65).
Figura 65 - Ambiente deposicional tipo-Delta.
Fonte: modificado de Glover (2000).
Com isso, levantam-se as seguintes hipóteses:
1.
A região proximal, de deposição de grãos grosseiros, terá maiores poros e
maior espaço interconectado, tendo, portanto, menor pressão inicial de
deslocamento e a água poderá ser facilmente deslocada pelo óleo migrante.
2.
Na região distal, os poros e o espaço entre os poros serão menores. Com isso,
será necessária maior pressão de deslocamento e a água não será tão facilmente
deslocada pelo óleo migrante, como ocorre na região proximal.
3.
Na região distal, onde ocorreu a deposição de argila com os grãos finos, os
poros serão menores ainda, assim como os espaços interconectados. Neste
caso, a argila bloqueará partes dos espaços interconectados, sendo maior a
pressão de deslocamento necessária e a maior parte da água não será deslocada
pelo óleo migrante.
25
Ocorre quando o rio desemboca no mar. (Fonte: <http://www.oocities.org/athens/forum/5265/deltas.htm>
acesso em 17/02/2013).
92
No estudo de Glover (2000), foram perfurados 5 poços (A, B, C, D e E), em regiãos
diferentes, e retiradas as respectivas amostras. Os dados obtidos estão reproduzidos na Tabela
12.
Tabela 12 - Dados da amostragem dos poços.
Poço
A
B
C
D
E
Swi
(%)
10
15
20
37
95
Porosidade
(%)
21,1
18,8
13,9
12,2
4,6
Permeabilidade
(mD)
430
116
13,4
1,2
0,1
Fonte: modificado de Glover (2000).
O gráfico da Figura 66 (a) ilustra as curvas de pressão capilar para cada amostra,
sendo DiA a DiE as pressões iniciais de deslocamento das amostras do poço A ao E, D50A a
D50D os pontos de pressão de deslocamento com 50% de saturação de água e SwiA a SwiE os
pontos de saturação irredutível de água.
O gráfico da Figura 66 (b) mostra a variação da altura acima do FWL (Free water
level) com a saturação de água para as amostras retiradas dos poços, onde ocorre o aumento
da quantidade de argilas. O gráfico está em degradê para facilitar a visualização da mudança
das fáceis geológicas no ambiente deposicional em pauta.
Figura 66 - Gráficos Pc vs. Sw (a) e Altura acima do FWL vs. Argilosidade (b).
Fonte: modificado de Glover (2000).
Portanto, com base nos dados e gráficos obtidos, conclui-se que a pressão inicial de
deslocamento e a saturação de água irredutível aumentam com o aumento da quantidade de
grãos finos e argilas. Além disso, as curvas de pressão capilar para as amostras da região
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proximal possui um comportamento diferente das demais, concluindo-se, em ensaio
laboratorial com membrana porosa por exemplo, uma baixa pressão de deslocamento é
requerida.
As alturas acima do FWL, na Figura 66 (b), para 50% e 100% de saturação de água
aumentam à medida que a argilosidade e a quantidade de grãos mais finos das amostras
aumentam.
No exemplo de Glover (2000), percebe-se que, para cada camada de um reservatório,
haverá características diferentes com valores de porosidade e permeabilidade distintas. Logo,
a distribuição dos fluidos pelos poros será diferente, ocorrendo mudanças no projeto de um
poço de petróleo.
CAPÍTULO 7
CONSIDERAÇÕES FINAIS
7.1 – CONCLUSÃO
Neste trabalho foram apresentados os conceitos teóricos de algumas propriedades das
rochas, particularmente de arenitos e carbonatos, e suas interações com fluidos. Como forma
de enriquecimento do conteúdo, foram abordados métodos experimentais para determinação
das propriedades da rocha e de interações rocha-fluido, através dos processos laboratoriais de
Petrofísica Básica e Avançada.
Além disso, buscou-se ligar a petrofísica à engenharia de reservatórios através da
aplicação dos parâmetros, determinados experimentalmente, aos conceitos de produtividade
do poço, volume de reserva da formação, zonas de acúmulo de filtrado, formação geológica e
zonas de produção de água e/ou óleo.
Concluindo-se, portanto, que a petrofísica possui fundamental importância na
caracterização de reservatórios, sendo imprescindível para a formação de um engenheiro de
petróleo.
7.2 – SUGESTÃO PARA TRABALHOS FUTUROS
Outros trabalhos podem ser elaborados baseando-se nesta monografia. Seria
interessante a utilização de dados reais de um reservatório na determinação das propriedades
das rochas utilizando as ferramentas da petrofísica experimental apresentadas anteriormente.
Além disso, deve ser colocada em pauta a criação da disciplina sobre petrofísica para o
curso de Engenharia de Petróleo da UFF, incluindo as atividades experimentais. A atividade
prática, principalmente no que diz respeito às áreas mais exploradas no cotidiano das
empresas que incorporarão os futuros engenheiros de petróleo, faz-se fundamental.
Sendo assim, seria interessante uma iniciação básica no manuseio de equipamentos
que posteriormente serão utilizados na vida profissional do então estudante. Cabe à
universidade, juntamente com a iniciativa privada, mobilizar a criação de mais laboratórios,
que possibilitem ao aluno aprender a medir e operar equipamentos que se fazem essenciais
para o exercício da profissão.
95
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