Aula 2 Definicoes e Propriedades Basicas Da Rocha

03/04/2013

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Definições e propriedades básicas da rocha

Professora Mestra: Moeme Máximo

Manaus – AM 2013

Visão geral dos diferentes métodos de estocagem de CO 2 em formações geológicas profundas.

• É necessário definir alguns parâmetros e conceitos utilizados para a avaliação de um intervalo de interesse.

• Reservatório: alvo principal de uma perfilagem e se refere a qualquer rocha capaz de acumular hidrocarbonetos.

Seus componentes básicos, matriz, poros e argila, definem propriedades como porosidade e permeabilidade e, assim como o tipo de matriz, o tipo de fluido presente nos poros e o grau de argilosidade da rocha-reservatório, influenciam as leituras de todos perfis.

Definições e Conceitos

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• Matriz: para perfis é todo material sólido da rocha, incluindo arcabouço (grãos), cimento e matriz propriamente dita (argila).

• Argila: tem importância fundamental na qualidade de um reservatório. Ocorre principalmente disseminada. As argilas tendem a obliterar os poros, diminuindo sensivelmente a porosidade e a permeabilidade das rochas.

• Poro: todo espaço existente na rocha preenchido por fluido (água, óleo ou gás).

Definições e Conceitos

Poro

Óleo

Grão

Cimento Água

Gás

• Porosidade (Φ): razão entre volume de espaços vazios e volume total da rocha.

• A porosidade lida pelos perfis é a porosidade total da rocha, sendo difícil a distinção entre a primária e a secundária.

Propriedade básica das rochas

Φ= Vp

Vt

Volume poroso

Volume total da rocha

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Porosidade primária: definida pelo sistema deposicional e depende dos elementos texturais da rocha (tamanho, forma, seleção e arranjo dos grãos).


Porosidade primária intragranular em bioclastos silicosos.

Porosidade secundária: resultado dos agentes que atuaram durante o processo diagenético da rocha, tais como fraturamento e dissolução, sendo, portanto, posterior a deposição da rocha.


Porosidade módica de foraminífero.

Arenito fraturado.

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Porosidade

• Porosidade absoluta: é a relação entre o volume total de vazios de uma rocha e o volume total da mesma.

• Porosidade efetiva: é a relação entre os espaços vazios interconectados de uma rocha e o volume total da mesma.


• Como poros isolados não estão acessíveis para a produção de fluidos, o parâmetro realmente importante para a engenharia de reservatórios é a porosidade efetiva, pois representa o volume máximo de fluidos que pode ser extraído da rocha.

• A porosidade é medida a partir de perfis elétricos executados nos poços ou de ensaios de laboratório em amostras de rochas.

Porosidade


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• Mesmo que uma rocha contenha uma quantidade apreciável de poros, e dentro desses poros existam hidrocarbonetos em quantidades razoáveis, não há garantia de que se possa extrair o fluido.

• Para que essa extração ocorra, é necessário que a rocha permita o fluxo de fluidos.

• Os canais porosos quanto mais cheios de estrangulamentos, mais estreitos e mais tortuosos – Maior será o grau de dificuldade para os fluidos se mover no reservatório.

• Poros maiores e mais conectados permitem uma melhor fluidez do fluido no reservatório.


Importante

• Classificação do reservatório em termos de porosidade.

• insignificante (0-5%)

• pobre (5-10%)

• regular (10-15%)

• boa (15-20%), ou

• muito boa (>20%).


Importante

Rocha considerada reservatório

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• Permeabilidade (k): é a capacidade da rocha de permitir a passagem de fluidos por seus poros interconectados.


Permeabílimetro digital.

Amostras na forma de plugs.

• A unidade de permeabilidade é o Darcy ou milidarcy mD.

• Por definição: Um Darcy é a permeabilidade de uma rocha que permite o fluxo de 1cm3/s de fluido de viscosidade 1cp, através de uma seção transversal de 1cm2 da área aberta ao fluxo, submetido a um diferencial de pressão de 1 atm.


Permeabilidade

𝑘 = 𝑞. µ. 𝐿 ÷ A(P1− P2)

q: taxa de fluxo (cm3/s)

µ: viscosidade (cp – centipoise)

A: área aberta ao fluxo (cm2)

P1− P2 : diferencial da pressão (atm).

Meio poroso linear

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Permeabilidade Meio radial

𝑞 =2π. 𝑘. ℎ(𝑃𝑎 − 𝑃𝑤)

µ. 𝑙𝑛𝑟𝑒𝑟𝑤

• Fluido que se desloca radialmente em um meio poroso de forma cilíndrica.

rw: raio do poço

re: raio externo

h (cm): altura

Pa – Pw (atm): diferença entre a pressão da periferia e o centro do poço. Responsável pelo deslocamento do fluido.

q (cm3/s): taxa de fluxo ln: logaritmo

Permeabilidade absoluta (ka): quando ocorre a existência de apenas um único fluido saturando a rocha.

Permeabilidade efetiva (ke): é a permeabilidade de um fluido na presença de outro. A permeabilidade efetiva é sempre menor que a absoluta, isto porque o fluido que molha o grão reduz a mobilidade do outro fluido.

Permeabilidade relativa (kr): a um dado fluido é a razão entre a permeabilidade efetiva deste fluido e a permeabilidade absoluta da rocha.


Permeabilidade

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• Classificação do reservatório em termos de permeabilidade:

• baixa (<1mD) • regular (1-10mD)

• boa (10-100mD) • muito boa (100-1000mD) e • excelente (>1000mD).


Permeabilidade

Rocha considerada reservatório

Rocha considerada reservatório têm que possuir:

Porosidade de 15 a 25% Permeabilidade de 50 a 500 mD.

– Permeabilidade efetiva (ke): é a permeabilidade de um fluido na presença de outro. Ou seja, é quando se têm a presença de mais de um tipo de fluido.

– Associada a cada fluido:

• kg: permeabilidade efetiva do gás.

• ko: permeabilidade efetiva do óleo.

• kw: permeabilidade efetiva da água.

– A permeabilidade efetiva é sempre menor que a absoluta, isto porque o fluido que molha o grão reduz a mobilidade do outro fluido.

kg+ko+kw≤k


Permeabilidade efetiva

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• É a razão entre a permeabilidade efetiva para cada fase a uma determinada saturação e a permeabilidade absoluta.

• kro=𝐾𝑜

𝐾 permeabilidade relativa para óleo.

• krg=𝐾𝑔

𝐾 permeabilidade relativa para gás.

• krw=𝐾𝑤

𝐾 permeabilidade relativa para água.

0≤ krw, kro, krg≤1.0


Permeabilidade relativa

• Fração ou porcentagem do volume de poro ocupado por um fluido (óleo, água e gás).

– Saturação de óleo, 𝑆𝑜 =𝑉𝑜

𝑉𝑝

– Saturação de gás = 𝑆𝑔 =𝑉𝑔

𝑉𝑝

– Saturação de gás, 𝑆𝑤 =𝑉𝑤

𝑉𝑝

So+Sg+Sw= 1

Unidade: %


Saturação

Água conata: água existente no reservatório no momento da

descoberta do poço.

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• O volume poroso de um reservatório é uma função de sua pressão interna.

• Ao ser retirada uma certa quantidade de fluido do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm seu volume reduzido.

• A relação volumes dos poros e a variação de pressão se chama - compressibilidade efetiva da formação.

Cf=Δ𝑉𝑝/𝑉𝑝

Δ𝑃

• Cf: compressibilidade efetiva da formação;

• ΔVp: variação do volume poroso;

• Vp: volume poroso inicial;

• Δ𝑃: variação da pressão.


Compressibilidade

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OBRIGADA!

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