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DE LA ROSA, ANA JACQUELINE Estudo de Propriedades e Comportamento
Geomecânico de Rochas- Reservatório
[Rio de Janeiro] 2005
XV, 130 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc.,
Engenharia Civil, 2005)
Tese – Universidade Federal do Rio de
Janeiro, COPPE
1. Rochas de Reservatório
2. Comportamento Mecânico
3. Resistência e Deformabilidade
I. COPPE/UFRJ II. Título (série)
iii
À minha família, em especial à minha mãe,
pela eterna confiança que tem em mim.
iv
Agradecimentos
À minha família, porque sempre me apoiou, demonstrando carinho, amor e confiança,
durante todo o tempo que estive longe, em especial a meu tio Carlos e Nilea por terem me
incentivado a vir estudar no Brasil e pela ajuda que nunca faltou.
À minha orientadora, Anna Laura, pela valiosa ajuda no desenvolvimento do trabalho e
pela interação sempre agradável, pela amizade e socorro nos momentos difíceis, pelos
conselhos e sabedoria transmitida, durante o tempo compartilhado.
Expresso um reconhecimento de gratidão às pessoas do CENPES, os técnicos Marcos,
Rodrigo, Marcus e em especial ao Engenheiro Mauro Bloch, co-orientador, pela ajuda na
realização dos ensaios no Laboratório de Mecânica de Rochas.
A entidade financiadora CNPq, pela bolsa de estudos que ajudou no sustentou no Rio de
Janeiro.
Finalmente, aos meus colegas de mestrado, Antonio, Beatriz, Ricardo, Marcelinho, Mary,
Leo, Rodrigo, Rosane e Marcos, deixo um abraço pelo companheirismo durante este
tempo.
v
Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)
ESTUDO DE PROPRIEDADES E COMPORTAMENTO GEOMECÂNICO DE
ROCHAS-RESERVATÓRIO
Ana De La Rosa Bucheli
Julho/2005
Orientador: Anna Laura Nunes da Silva
Co-orientador: Mauro Bloch
Programa: Engenharia Civil
O estudo do comportamento geomecânico de rochas-reservatório tem grande
importância para a otimização dos processos de exploração, produção e recuperação de
poços de petróleo. Esta pesquisa trata da análise do comportamento de 3 rochas-
reservatório obtidas de ensaios de laboratório, que, associadas às informações da
formação rochosa, petrográfia e propriedades índice, permitem a melhor caracterização
do material. As rochas provêm tanto de exploração of shore quanto continental, sendo o
arenito A do Campo do Espírito Santo, o arenito B do Campo da Fazenda Pocinho e o
calcissiltito do Campo de Cherne. As rochas-reservatório diferem das outras não só pelas
características de gênese e diagênese, como também pela presença de diversos fluidos
nos poros. As propriedades mecânicas foram determinadas através de ensaios de
compressão uniaxial, compressão triaxial drenada e não drenada, compressão
hidrostatica, fluência e ensaio brasileiro. Os resultados obtidos mostram a influência do
fluido de poro e dos diferentes ensaios mecânicos e alertam sobre a inadequação das
teorias de meios saturados quando o fluido é viscoso e compressível, como o óleo usado
nesta pesquisa.
vi
Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of requirments
for the degree of Mater of Science (M.Sc.)
STUDY ON THE GEOMECHANICAL PROPERTIES AND BEHAVIOR OF
RESERVEVOIR ROCKS
Ana De La Rosa Bucheli
July/2005
Advisor: Anna Laura Nunes da Silva
Co-advisor: Mauro Bloch
Department: Civil Engineering
This study of the geomechanical behavior of reservoir rocks has great importance
for exploration, production and recovery processes of oil wells. A comprehensive
investigation on the mechanical behavior of 3 reservoir rocks has been carried out using
geological data, mineralogical and textural properties, index and mechanical properties.
The research was developed considering samples of 3 different oil wells: continental
sandstone from Fazenda Pocinho field, off shore sandstone from Espírito Santo field and
off shore carbonatic rock from Cherne field. These reservoir rocks differ of the other rocks
not only for the genesis and digenesis characteristics, as well as for the presence of
different pore fluids. Mechanical properties are determined using uniaxial compression,
drained and undrained triaxial compression, brazilian test, hydrostatical compression and
creep test. The obtained results show the influence of the pore fluid and different
mechanical tests and they alert about the inadequacy of the saturated medium theories
when the fluid is viscous compressible, as the oil used in this research.
vii
Sumário
1. Introdução............................................................................................... 1
1.1. Relevância do Estudo ...................................................................... 1
1.2. Objetivos ......................................................................................... 2
1.3. Escopo da Dissertação .................................................................... 3
2. Revisão Bibliográfica............................................................................. 5
2.1. Geologia das Rochas-Reservatório ................................................. 5
2.2. Propriedades Petrográficas .............................................................. 6
2.3. Propriedades Físicas das Rochas .................................................... 7
2.3.1. Porosidade .................................................................. 9
2.3.2. Permeabilidade ............................................................ 12
2.3.3. Teor de Umidade e Saturação dos Corpos Prova ....... 13
2.4. Propriedades Mecânicas ................................................................. 15
2.4.1. Ensaio de Compressão Uniaxial e Triaxial .................. 15
2.4.2. Ensaio de Compressão Hidrostática .......................... 18
2.4.3. Ensaio Brasileiro........................................................... 21
2.4.4. Ensaio de Fluência....................................................... 21
2.4.5. Efeito da Taxa de Deformação no Comportamento
Mecânico das Rochas .......................................................... 25
2.5. Correlações entre Propriedades........................................................ 31
2.5.1. Correlações entre a Porosidade e outras
Propriedades ........................................................................ 31
2.5.2. Correlação entre a Resistência à Compressão
Uniaxial e Outras Propriedades ............................................ 32
2.5.3. Correlações entre a Resistência à Tração e Outras
Propriedades.......................................................................... 38
3. Caracterização Geológica, Petrográfica e Física................................. 39 3.1. Aspectos da Geologia de Formação ................................................ 39
3.1.1. Geologia de Formação do Arenito A .......................... 40
3.1.2. Geologia de Formação do Arenito B .......................... 42
3.1.3. Geologia de Formação do Calcissiltito ........................ 44
viii
3.2. Propriedades Petrográficas ............................................................... 47
3.2.1. Lâminas Petrográficas ................................................ 47
3.2.2. Análises das Lâminas Petrográficas ........................... 49
3.3. Propriedades Índice ........................................................................ 53
3.3.1. Determinação do Volume de Grãos e de sua
Densidade .............................................................................. 53
3.3.2. Medições de Permeabilidade ao Ar e da Porosidade .. 53
3.3.3. Análise e Resultados das Propriedades Físicas ........ 54
3.4. Considerações Finais ...................................................................... 56
4. Metodologia Experimental para Caracterização Mecânica................ 58
4.1. Distribuição das Amostras de Estudo .............................................. 58
4.2. Preparação dos Corpos de Prova .................................................... 58
4.2.1. Conservação dos Testemunhos ................................. 59
4.2.2. Preparação dos Corpos de Prova ............................... 60
4.2.3. Limpeza dos Corpos de Prova ................................... 60
4.2.4. Saturação dos Corpos de Prova ................................ 62
4.3. Metodologias de Ensaios ................................................................. 65
4.3.1. Ensaio de Compressão Uniaxial .................................. 67
4.3.2. Ensaio de Compressão Triaxial ................................... 68
4.3.3. Cálculo das Deformações............................................. 73
4.3.4. Ensaio Brasileiro........................................................... 74
4.3.5. Ensaio de Fluência....................................................... 75
4.4. Critérios de Ruptura ......................................................................... 75
4.4.1. Critério de Mohr Coulomb ........................................... 76
4.4.2. Critério do Hoek – Brown .......................................... 77
5. Resultados e Análises............................................................................ 78
5.1. Ensaio de Compressão Uniaxial ...................................................... 78
5.2. Compressão Hidrostática ................................................................. 85
5.2.1. Ensaio de Compressão Hidrostática sem Membrana 85
5.2.2. Compressão Hidrostática Drenada .............................. 86
5.2.3. Compressão Hidrostática não Drenada ...................... 93
5.3. Compressão Triaxial Drenada .......................................................... 96
ix
5.4 Compressão Triaxial não Drenada .................................................... 100
5.5. Ensaios Brasileiro.............................................................................. 101
5.6. Ensaio de Fluência............................................................................. 104
5.7. Envoltórias de Ruptura ...................................................................... 106
5.8. Correlações ....................................................................................... 109
6. Conclusões e Sugestões....................................................................... 111
6.1. Conclusões ....................................................................................... 111
6.2. Sugestões ......................................................................................... 114
Referências Bibliográficas......................................................................... 115
Apêndice 1 .................................................................................................. 121
x
Lista De Figuras
Capítulo 2 Figura 2.1. Preenchimento dos poros na diagênese de rocha carbonática: a)
espaços porosos escuros; b) poros preenchidos por material
cimentante (EBERLI et al., 2003)..................................................... 11
Figura 2.2. Rochas carbonáticas com porosidade: a) Móldica e b)
Intercristalina (EBERLI et al., 2003).................................................. 12
Figura 2.3. Evolução da permeabilidade com o carregamento (FERFERA et
al.,1997). ........................................................................................... 13
Figura 2.4. Resultados de ensaios triaxiais do arenito Tennesse saturado com
água, etanol e seco (CUSS et al., 2003)........................................... 15
Figura 2.5. Comportamento tensão-deformação axial, lateral e volumétrica sob
compressão triaxial (adaptada de GOODMAN, 1989)...................... 17
Figura 2.6. Comportamento de rochas brandas sob tensão uniaxial (NUNES,
1989)................................................................................................. 18
Figura 2.7. Comportamento tensao deformação volumétrica em compressão
hidrostática (GOODMAN, 1989)....................................................... 19
Figura 2.8. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante de ensaio
de compressão hidrostática no arenito Penrith (CUSS et al, 2003).. 20
Figura 2.9. Curva teórica tempo vs deformação com tensão constante (LAMA
& VUTUKURI, 1978) ........................................................................ 22
Figura 2.10. Modelo de Kelvin generalizado: (a) representação esquemática;
(b) curva teórica tempo vs deformação (VUTUKURI, 1978)............. 25
Figura 2.11. Curvas tensão vs deformação de ensaios uniaxiais sob diferentes
taxas de deformação (LI e XIA, 2000).............................................. 26
Figura 2.12. Correlação entre taxa de deformação e resistência de pico em
ensaios de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000)............................. 27
Figura 2.13. Correlação entre taxa de deformação e deformação de pico para
ensaios de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000)............................. 27
Figura 2.14. Correlação entre resistência à compressão uniaxial e: (a)
resistência à compressão pontual; (b) Densidade de
empacotamento................................................................................. 33
xi
Figura 2.15. Influência do tamanho dos grãos sobre a resistência à compressão
uniaxial (PALCHIK, 1999).................................................................. 33
Capítulo 3 Figura 3.1. Fluxograma dos procedimentos de confecção de lâminas
petrográficas (CESERO e DE ROS, 1989)....................................... 48
Figura 3.2. Aspecto das amostras do arenito B................................................... 50
Figura 3.3. Aspecto do testemunho do calcissiltito e ampliação da lâmina
petrográfica........................................................................................ 52
Capítulo 4
Figura 4.1. Equipamento para ensaios geomecânicos utilizados ....................... 66
Figura 4.2. Corpo de prova montado para o ensaio de compressão triaxial....... 69
Capítulo 5
Figura 5.1. Curva tensão versus deformação axial do ensaio de compressão
uniaxial nos CPs 10 e 12, do arenito A.............................................. 79
Figura 5.2. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica dos
ensaios de compressão uniaxial dos CPs com o fluido da formação
e óleo OB-9 do arenito A.................................................................... 80
Figura 5.3. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica dos
ensaios de compressão uniaxial dos CPs saturados com água e
óleoOB-9 do arenito A........................................................................ 80
Figura 5.4. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica do
ensaio de compressão uniaxial com o fluido da formação e óleo
diesel do CP 15 do arenito B.............................................................. 81
Figura 5.5. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica do
ensaio de compressão uniaxial do CP24 saturado com óleo OB-9
do calcissiltito...................................................................................... 81
Figura 5.6. Ensaios de compressão uniaxial sob diferentes condições de
saturação do arenito A....................................................................... 83
xii
Figura 5.7. Curvas pressão confinante σ3 vs deformação volumétrica dos
ensaios de compressão hidrostática sem membrana......................... 86
Figura 5.8. Variação do coeficiente de adensamento em função da pressão
confinante: (a) CP05 saturado com água e (b) CP06 saturado com
óleo OB-9............................................................................................ 88
Figura 5.9. Variação do coeficiente de adensamento em função da pressão
confinante dos CP14, CP17 e CP20 do arenito B, conservados em
óleo diesel........................................................................................... 90
Figura 5.10. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante do CP11
sob condições drenadas..................................................................... 92
Figura 5.11. Curva pressão confinante vs deformação volumétrica do ensaio de
compressão hidrostática do óleo OB-9............................................... 95
Figura 5.12. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes
pressões confinantes dos CPs do arenito A saturados com água. 98
Figura 5.13. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes
pressões confinantes dos CPs do arenito A saturados com óleo
OB-9................................................................................................... 98
Figura 5.14. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes
pressões confinantes dos CPs do arenito A com o fluido da
formação e óleo OB-9........................................................................ 99
Figura 5.15. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes
pressões confinantes dos CPs do arenito B saturado com o fluido
da formação e óleo diesel................................................................... 99
Figura 5.16. Corpo de prova ensaiado sob compressão triaxial do arenito
B......................................................................................................... 100
Figura 5.17. Curvas tensão vs deslocamento dos discos do arenito A.................. 103
Figura 5.18. Curvas deformação vs tempo a) CP 01 saturado com água e b)
CP02 saturado com óleo.................................................................. 105
Figura 5.19. Envoltórias de ruptura Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito A
saturado com água............................................................................. 106
Figura 5.20. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito
A saturado com óleo OB-9.................................................................. 107
xiii
Figura 5.21. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito
A com fluido da formação e óleo OB-9............................................... 107
Figura 5.22. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do
calcissiltito saturado com óleo OB-9................................................... 108
xiv
Lista de Tabelas
Capítulo 2 Tabela 2.1. Propriedades físicas das rochas (NUNES, 1989)................................ 7
Tabela 2.2. Características da água e óleo OB-9................................................... 14
Tabela 2.3. Modelos reológicos usados para diferentes tipos de rochas
(modificado de LAMA e VUTUKURI, 1978)............................................................. 24
Tabela 2.4. Parâmetros de resistência e deformabilidade em função de taxas de
deformação para arenito vermelho (LI e XIA, 2000)............................................... 26
Tabela 2.5. Taxa de deformação ou carregamento dos corpos de prova em
ensaios de compressão uniaxial............................................................................. 28
Tabela 2.6. Taxas de deformação ou deslocamento em ensaios de compressão
hidrostática e triaxial de rochas............................................................................... 30
Tabela 2.7. Correlações entre a resistência à compressão uniaxial e outras
propriedades........................................................................................................... 34
Tabela 2.8. Correlações entre resistência à compressão uniaxial qu e resistência
à compressão pontual Is50....................................................................................... 35
Tabela 2.9. Correlações entre à resistência a compressão uniaxial qu e a energia
do golpe do martelo Schmidt Rn............................................................................. 36
Tabela 2.10. Correlações entre resistência à compressão uniaxial (qu) e
velocidade de onda ( 2pV )........................................................................................ 37
Tabela 2.11. Correlações entre a resistência à compressão uniaxial (qu) e
resistência ao impacto obtida do ensaio de Protodyakonov (ISI).......................... 37
Capítulo 3 Tabela 3.1. Lâminas petrográficas disponíveis das rochas estudadas................... 49
Tabela 3.2. Propriedades texturais das lâminas petrográficas dos arenitos A e B.. 50
Tabela 3.3. Propriedades mineralógicas das lâminas petrográficas dos poços A e
B............................................................................................................................... 51
Tabela 3.4. Densidade específica dos grãos obtida de lâmina delgada.................. 52
Tabela 3.5. Propriedades índice calculadas dos corpos de prova das rochas
estudadas................................................................................................................. 54
Tabela 3.6. Propriedades físicas medidas nas amostras das rochas estudadas.... 55
xv
Capítulo 4 Tabela 4.1. Distribuição dos CPs para a realização dos ensaios mecânicos............ 59
Tabela 4.2. Preparação dos corpos de prova............................................................ 61
Tabela 4.3. Características dos CPs cilíndricos das rochas estudadas..................... 63
Tabela 4.4. Características dos discos das rochas estudadas.................................. 65
Capítulo 5 Tabela 5.1. Resultados dos Ensaios de Resistência à Compressão Uniaxial ......... 82
Tabela 5.2. Parâmetros elásticos médios sob compressão uniaxial das rochas
estudadas.................................................................................................................. 85
Tabela 5.3. Compressibilidade dos grãos em ensaios de compressão hidrostática
das rochas estudadas............................................................................................... 86
Tabela 5.4. Determinação da taxa de deformação lateral crítica em função da
tensão confinante..................................................................................................... 89
Tabela 5.5. Módulos de compressibilidade em compressão hidrostática
drenada..................................................................................................................... 92
Tabela 5.6. Cálculo do parâmetro B do CP04 saturado com óleo OB-9 do arenito A............................................................................................................................... 93
Tabela 5.7. Resultados dos ensaios triaxiais drenados............................................ 96
Tabela 5.8. Resultados dos ensaios triaxiais não drenados..................................... 101
Tabela 5.9. Resultados dos ensaios brasileiros das rochas estudadas................... 102
Tabela 5.10. Resultados dos ensaios de fluência.................................................... 104
Tabela 5.11. Correlações entre as propriedades físicas e mecânicas das rochas
estudadas.................................................................................................................. 109
1
CAPÍTULO I INTRODUÇÃO
1.1. Relevância do Estudo
O estudo do comportamento geomecânico de rochas-reservatório tem grande
importância para a otimização dos processos de exploração e produção de petróleo. O
contínuo desenvolvimento da indústria do petróleo incita a realização de pesquisas, as
quais envolvem áreas multidisciplinares. Esta pesquisa se centra na análise das
propriedades petrográficas, físicas e mecânicas das rochas por meio de resultados de
ensaios de laboratório, que associados às informações de geologia da formação
rochosa, permitem a melhor compreensão do comportamento do material.
A pesquisa foi desenvolvida considerando amostras de três poços diferentes de
exploração de óleo, dos quais dois são arenitos e o terceiro é um carbonato. É
importante lembrar que a frequência de ocorrência dos tipos litológicos de
reservatórios de petróleo é de cerca de 59% de arenitos, 40% de calcários e dolomitas
e 1% de outras rochas fraturadas. As rochas carbonáticas diferem dos arenitos, não só
pelo soterramento, como também pelo ambiente deposicional que, em alguns casos, é
composto por fósseis que contribuem para o alto teor de calcita da rocha.
A maioria destas rochas são brandas e porosas. Os procedimentos de ensaios para
determinação de propriedades e comportamento sugeridos pela ISRM (1981)
contemplam as rochas duras. A literatura apresenta informações limitadas quanto aos
métodos de ensaios e comportamentos típicos de rochas brandas.
Outra característica marcante das rochas-reservatório, em relação a outras rochas,
corresponde ao fluido de poros. Além de água, usualmente salina, pode conter óleo
e/ou gases. Este aspecto pode influenciar o comportamento geomecânico das rochas
de exploração de petróleo.
Várias dificuldades são originadas pela saturação de amostras de rocha-reservatório
com água, tais como o colapso por expansão freqüente em folhelhos ou danos por
corrosão nos equipamentos de teste. Estes problemas levaram à contínua realização
2
de ensaios com amostras saturadas com óleo no Laboratório de Mecânica de Rochas
do CENPES-PETROBRÁS.
A influência do tipo de fluido intraporo nas propriedades e no comportamento
mecânico das rochas é pouco conhecida e as poucas informações disponíveis são
contraditórias. Desta forma, esta pesquisa procurou avaliar esta influência através da
realização de ensaios mecânicos diversos, considerando os fluidos intraporos mais
freqüentemente utilizados nos testemunhos de poços de exploração da Petrobrás.
1.2. Objetivos
Esta pesquisa tem como objetivo geral analisar o comportamento geomecânico de
rochas-reservatório, através da realização de ensaios físicos e mecânicos de
laboratório com diferentes tipos de solicitação e fluidos intraporos. O comportamento
tensão-deformação e parâmetros de resistência e deformabilidade das rochas
associados às propriedades de mineralogia, porosidade e permeabilidade são
subsídios importantes para as análises relativas às operações de perfuração,
produção e recuperação de poços de petróleo.
O material estudado corresponde a amostras provenientes de três poços de
exploração. O arenito A, uma rocha oriunda do Campo de Espírito Santo de
exploração of shore. O arenito B de exploração continental do Campo Fazenda
Pocinho e, finalmente, a rocha carbonática classificada como calcissiltito do Campo
Cherne de exploração of shore.
A análise do comportamento geomecânico das rochas dos poços é realizada através
da determinação das suas propriedades petrográficas (constituição mineralógica,
porosidade de lâmina, arranjo, forma e contacto de grãos, granulometria), físicas
(pesos específicos seco e saturado, densidade específica dos grãos, porosidade,
permeabilidade, teor de umidade e grau de saturação in situ) e mecânicas (resistência
à compressão uniaxial e à tração, resistência à compressão triaxial, módulo de
elasticidade, coeficiente de Poisson, viscosidade, compressibilidade, coesão e ângulo
de atrito), além dos aspectos da geologia das formações.
3
1.3. Escopo da Dissertação
Esta dissertação é composta por 6 capítulos, sendo o primeiro uma introdução à
pesquisa desenvolvida. Nesta introdução procurou-se salientar a importância do
estudo e os principais objetivos.
O Capítulo 2 apresenta uma revisão bibliográfica dirigida à coleta de informações
sobre propriedades mineralógicas, físicas e mecânicas de rochas brandas e porosas.
Maior destaque foi conferido às propriedades físicas que influenciam o comportamento
mecânico, tais como a porosidade, permeabilidade, teor de saturação e fluido
intraporos. Os comportamentos mecânicos típicos de rochas brandas e duras e
procedimentos de ensaios são apresentados e discutidos. Reporta-se também um
conjunto de correlações encontradas em diferentes estudos correspondentes às
propriedades mais relevantes como composição mineralógica, porosidade e
resistência à compressão uniaxial de rochas brandas típicas de reservatórios.
No Capítulo 3 as rochas de estudo são descritas através das características
geológicas típicas das formações de onde foram extraídas. Apresentam-se os
processos diagenéticos mais importantes das rochas e que contribuíram para alguns
aspectos das amostras estudadas. São também descritos os procedimentos para
confecção de lâminas petrográficas e ensaios de determinação de propriedades
físicas. As análises de propriedades mineralógicas e texturais e propriedades-índice
são reportadas.
O Capítulo 4 apresenta o procedimento experimental adotado para a pesquisa das
propriedades mecânicas das rochas estudadas. Apresenta também os procedimentos
de corte, preparação e saturação dos corpos de prova com água, óleo mineral e fluido
de formação com óleo mineral. Descrevem-se as técnicas de ensaios de compressão
uniaxial, triaxial drenada e não drenada, compressão hidrostática, ensaio brasileiro e
de fluência. Os métodos de interpretação e de determinação dos parâmetros de cada
ensaio são também apresentados.
O Capítulo 5 apresenta as análises e resultados dos ensaios mecânicos (uniaxiais,
triaxiais, brasileiro e fluência) através de tabelas e curvas típicas mais importantes,
ressaltando-se as diferenças de comportamentos em função do tipo de solicitação e
das condições de saturação, representadas pelo tipo de fluido intraporo. Finalmente,
4
analisam-se as correlações mais importantes encontradas entre as diferentes
propriedades estudadas.
No Capítulo 6 são apresentadas as principais conclusões obtidas neste estudo e
algumas sugestões para pesquisas futuras.
A dissertação também conta com um apêndice, onde são apresentados todos os
resultados dos ensaios mecânicos realizados.
5
CAPÍTULO II
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Este capítulo apresenta uma breve descrição da geologia das rochas-reservatório, na
qual se explica a origem e as conseqüências dos processos diagenéticos sobre as
características físicas e o comportamento mecânico da rocha.
A revisão da literatura enfoca as propriedades mineralógicas, texturais e físicas da
rocha, que podem influenciar o comportamento mecânico, dentro das quais destaca-se
a constituição mineralógica, textura, porosidade e permeabilidade, teor e tipo de
saturação. Ressaltam-se também as principais características de comportamento
mecânico de rochas brandas e duras sob solicitações tais como as resultantes de
compressão uniaxial, hidrostática, triaxial e de tração.
Finalmente, o capítulo reporta as principais correlações entre propriedades
mineralógicas, físicas e mecânicas, obtidas de diferentes estudos da literatura, com o
objetivo de estabelecer o grau de relevância em relação ao comportamento mecânico
das rochas brandas.
2.1. Geologia das Rochas-Reservatório
As rochas-reservatório provêm de bacias sedimentares, originadas pela deposição de
detritos de outras rochas (magmáticas e metamórficas), geralmente transportados por
agentes, tais como, água e ar. Elas são classificadas, em geral, como rochas brandas
e porosas.
O conjunto de sedimentos litificados que forma a bacia pode sofrer processos de
transformação, conhecidos como diagênese. Na diagênese podem ocorrer dissoluções
e precipitações que transformam o depósito sedimentar (material friável e
inconsolidado) em uma rocha maciça. Os processos diagenéticos mais comuns de
litificação de sedimentos são: compactação, dissolução, cimentação e recristalização
diagenética.
Em geral os reservatórios de petróleo estão localizados abaixo de uma camada
impermeável, formada pela rocha geradora de onde os hidrocarbonetos migram rumo
6
às rochas porosas, tal como os arenitos, calcários e dolomitas, que constituem rochas
armazenadoras potenciais de óleo cru. Portanto, a caracterização do comportamento
deste tipo de rocha é de grande interesse para a indústria do petróleo (SUGUIO,
1980).
Uma vez que elevadas concentrações de hidrocarbonetos encontram-se nos depósitos
sedimentares, os estudos sedimentológicos são de grande relevância. A geologia do
petróleo tem tanta importância acadêmica quanto econômica, pois o êxito da
exploração está fortemente ligado a um amplo conhecimento da sedimentologia da
formação.
2.2. Propriedades Petrográficas
Algumas propriedades relevantes nas rochas de reservatório são as mineralógicas e
texturais, além da porosidade. O conhecimento destes parâmetros permite uma
melhor caracterização do comportamento do material.
Existem diferentes métodos para determinação dos minerais constituintes da rocha,
dentre os quais a lâmina petrográfica se destaca por proporcionar um grande conjunto
de informações. Apesar do desenvolvimento de alta tecnologia como a microscopia
eletrônica, difratometria de raios X e outras técnicas mais sofisticadas, a petrografia
óptica contribui para um estudo petrológico mais refinado.
As descrições petrográficas realizadas na lâmina delgada permitem uma avaliação da
constituição mineralógica, densidade dos grãos, presença e o tipo de cimentação,
porosidade, textura, eventos diagenéticos e tipo de rocha.
Conhecer as relações entre os minerais que compõem as rochas-reservatório e os
sistemas porosos auxilia no entendimento da diagênese da formação e do
comportamento mecânico.
Os principais minerais constituintes da rocha são os silicatos, seguidos pelos
carbonatos, óxidos, hidróxidos e sulfatos. Destes grupos destacam-se os seguintes:
quartzo, feldspato, calcita, nefelina, dolomita, magnetita, pirita, galena, olivina, clorita e
piroxênios.
7
O grupo dos silicatos, minerais mais comuns denominados de essenciais, tem
influência importante no comportamento das rochas nas quais estão presentes. Assim,
rochas ricas em quartzo e feldspato são duras, com comportamento frágil. Rochas
ricas em anfibólios e piroxênios alteram-se mais facilmente, originando a perda de
resistência. Rochas ricas em micas apresentam laminação.
As rochas ricas em argilominerais têm seu comportamento influenciado pelo tipo de
argilomineral presente. Por exemplo, as esmectitas têm comportamento expansivo,
baixas resistência ao cisalhamento e permeabilidade. Os carbonatos formam os
calcários, minerais de baixa resistência e solúveis, com comportamento frágil à baixas
pressões.
2.3. Propriedades Físicas das Rochas
As propriedades físicas têm um papel importante na caracterização de rochas, pois
fornecem uma estimativa do comportamento potencial geotécnico da massa de rocha.
A rocha, similarmente ao solo, é composta por minerais e diferentes fluidos. Para a
determinação das proporções de cada um e das propriedades índice do material é
necessário realizar ensaios tais como: densidade, porosidade, teor de umidade,
velocidade de propagação de onda, permeabilidade, durabilidade e resistência (Tabela
2.1).
De maneira simplificada pode-se dizer que a rocha-reservatório pode ser vista como
um material sólido, poroso e geralmente preenchido com algum tipo de fluido como
água, óleo ou gás.
Tabela 2.1. Propriedades físicas das rochas (NUNES, 1989).
Propriedade Expressão Unidade Equação
Densidade absoluta
V
MMVM ws +
==ρ (g/cm3) (2.1)
Densidade relativa
w
Gρρ
= (-) (2.2)
8
Propriedade Expressão Unidade Equação
Peso específico total V
WwWsVW +
==γ (g/cm3) (2.3)
Peso específico
saturado V
Wsatsat =γ para
S=100%
(g/m3) (2.4)
Peso específico seco V
Wsd =γ (g/cm3) (2.5)
Peso específico dos
sólidos (grãos) VsWs
s =γ (g/cm3) (2.6)
Densidade relativa dos
grãos w
ssG
γγ
= (-) (2.7)
Porosidade 100*VVvn = (%) (2.8)
Índice de vazios n1
ne−
= (-) (2.9)
Grau de saturação 100*VV
Sv
w= (%) (2.10)
Teor de umidade de
saturação 100*
WsWw
sat =ω (%) (2.11)
Permeabilidade
hidráulica )dx/dh()A/q(*K x
γμ
= cm2 (≈ 108
darcy) (2.12)
Permeabilidade μγ
= *Kk
cm/s (≈10-3
darcy) (2.13)
9
Observações: Constituintes sólidos: massa sM , peso sW e volume sV ;
Água nos poros: massa wM , peso wW e volume wV ;
Ar nos poros: massa e peso nulos, volume aV ;
Poros: volume wav VVV += ;
Massa da amostra: ws MMM += ;
Peso da amostra: ws WWW += ;
Volume da amostra: vs VVV += ;
Peso específico da água: wγ ; Viscosidade dinâmica do fluido: μ ;
Razão de fluxo na direção (x): xq ; Gradiente hidráulico: dh/dx;
Área perpendicular à direção do fluxo (x): A.
Os parâmetros de deformabilidade e resistência das rochas podem ser influenciados
pelas propriedades, tais como, porosidade, permeabilidade e teor de umidade. A
literatura reporta freqüentemente correlações entre estas propriedades. Mas,
raramente são encontradas informações sobre o efeito do fluido intraporos nas
propriedades de resistência e deformabilidade.
2.3.1. Porosidade
A porosidade pode ser vista como uma medida do volume dos espaços vazios da
rocha, composta principalmente por microfissuras, poros e fraturas, abertas
provavelmente pela variação de tensões (PALCHIK e HATZOR, 2002).
A porosidade absoluta expressa o volume total dos poros, sejam interconectados ou
não, e a porosidade efetiva expressa somente o volume de poros interconectados da
rocha.
A porosidade efetiva pode ser determinada através de diferentes métodos:
(i) Volume de poros medidos por injeção de hélio, utilizando-se o método da
lei de Boyle;
(ii) Porosidade em corpos de prova medida através das técnicas de saturação
das amostras e avaliação de pesos seco e saturado;
(iii) Porosidade obtida de lâminas delgadas através da contagem de poros no
microscópio;
(iv) Porosimetria por injeção de mercúrio.
10
A porosidade das rochas é bastante variável. No caso das rochas sedimentares,
formadas pelo acúmulo de grãos, fragmentos de rochas ou conchas, geralmente
decresce com a idade geológica e com a profundidade. Quanto mais antiga a rocha,
maior a presença de minerais estáveis. Os instáveis já foram alterados, lixiviados e
substituídos por outros estáveis, conferindo menor espaço vazio ao material
(GOODMAN, 1989).
Uma medida amplamente pesquisada e correlacionada com a porosidade é a
velocidade de propagação de ondas. A literatura mostra que estas velocidades são
inversamente proporcionais à porosidade intergranular, na maioria dos casos.
Ensaios feitos em arenitos secos e saturados, com diferentes percentagens de
porosidade e tipos de cimentos, mostraram que a correlação entre porosidade e
velocidade de onda também é afetada pelo meio poroso. Diferentes formulações têm
sido propostas para arenitos. Entretanto, estas correlações são mais difíceis de serem
obtidas para as rochas carbonáticas, visto que se evidencia uma diferença entre os
poros formados pela presença de crustáceos e os poros esféricos. A influência da
porosidade sobre a velocidade de onda é muito menor quando as rochas carbonáticas
têm poros originados pela presença de crustáceos (VUTUKURY, 1978).
Os resultados encontrados por YOUASH (1970), publicados por VUTUKURY (1978),
indicam que a correlação entre a porosidade e o módulo de Young é insatisfatória,
pois apesar da tendência de redução do módulo com o aumento da porosidade, o grau
de correlação é muito baixo.
Porosidade em Rochas Carbonáticas
Os sedimentos carbonáticos são propensos a uma rápida e inesperada alteração
diagenética que muda a mineralogia e a estrutura dos poros. Em particular,
cimentação e processos de dissolução modificam continuamente a estrutura dos
poros, criando ou destruindo a porosidade. Em casos extremos, essas modificações
podem alterar completamente a mineralogia, por exemplo, de aragonita ou calcita
magnesiana transformando-se em calcita. Em outros casos, os poros originais
desaparecem porque são preenchidos por cimentos (Figura 2.1). Todas estas
mudanças alteram as propriedades mecânicas da rocha.
11
A influência do tipo de cimentação nas propriedades mecânicas em calcários de
formações jovens é considerável, enquanto que em calcários de formações antigas, o
tipo de cimentação não influencia tanto quanto o tipo de poros.
Figura 2.1. Preenchimento dos poros na diagênese de rocha carbonática: a) espaços
porosos escuros; b) poros preenchidos por material cimentante (EBERLI et al., 2003).
A porosidade é um fator controlador de grande importância na determinação de
algumas propriedades índices e mecânicas em carbonatos. Correlações entre a
porosidade e a velocidade de onda indicam que os baixos graus de correlação são
produto das variações do comportamento elástico produzido pelo tipo de porosidade.
Acredita-se que a diferença entre a forma e diâmetro dos grãos da matriz influencia as
propriedades poroelásticas. A compactação produzida pelo sobrecarregamento é um
processo que reduz a porosidade, embora não seja o mais importante, porque os
carbonatos são altamente susceptíveis às mudanças diagenéticas (dissolução e
cimentação), que podem em alguns casos acontecer mais rapidamente que a
compactação.
Evidencia-se a influência do tipo de poro, quando com carbonatos de mesma
porosidade, obtêm-se valores de velocidade de onda diferentes. EBERLI et al. (2003)
identificam quatro tipos de porosidade dos carbonatos:
(i) Porosidade Intragranular e Intercristalina (Figura 2.2): Os poros intragranulares
e intercristalinos possuem um comportamento petrofísico similar. Em ambos, o
teor de cimento é pouco ou não existe. O arranjo entre os grãos ou cristais não
é compacto e os valores da velocidade de onda são baixos;
12
(ii) Microporosidade: São microporos com dimensão aproximada de 10 micra. Os
valores de velocidade de onda são parecidos aos obtidos em grãos finos,
geralmente reduzidos;
(iii) Porosidade Móldica (Figura 2.2): Produzida pela dissolução de grãos, depois
ou durante a cimentação do arcabouço localizada entre os poros. O módulo de
elasticidade e a velocidade de onda são elevados;
(iv) Porosidade intra-arcabouço (Intraframe porosity in frame or boundstones):
Rochas carbonáticas, formadas por organismos como corais ou crustáceos,
possuem uma estrutura onde a porosidade está embebida no arcabouço. A
velocidade de onda e a rigidez são elevadas, ao contrário do indicado por
VUTUKURY (1978).
Figura 2.2. Rochas carbonáticas com porosidade: a) Móldica e b) Intercristalina
(EBERLI et al., 2003).
2.3.2. Permeabilidade
Esta propriedade índice informa sobre o grau de interconexão entre poros e fissuras e
o grau de fissuramento da rocha (GOODMAN, 1989).
Considerando-se materiais granulares, reconhece-se que à medida que diminui o
tamanho dos grãos, a permeabilidade também decresce. Na mecânica de rochas tem-
se observado a mesma característica, embora, em alguns casos, o grau de
fraturamento da rocha seja o fator mais importante para o aumento da permeabilidade.
A permeabilidade de uma rocha pode ser determinada medindo-se a velocidade com
que um fluido atravessa o material. Infelizmente, por mais cuidados que se tenha na
realização dos ensaios, as rochas podem sofrer expansão devido ao alívio de tensões
a) b)
13
após a retirada do maciço, criando fissuras que antigamente não existiam, e contração
pelo alívio de poropressões e redução da temperatura.
Geralmente, as rochas sedimentares são mais ou menos permeáveis de acordo com a
sua origem. Em ordem crescente de permeabilidade, têm-se os folhelhos, carbonatos
e arenitos, sendo que os dois últimos acumulam hidrocarbonetos.
FERFERA et al. (1997) e MOREIRA (2002) apresentam um estudo sobre o efeito das
tensões na permeabilidade das rochas. A Figura 2.3 apresenta a evolução da
permeabilidade de uma rocha em função das tensões, dividida em três fases. Nas
duas primeiras, a rocha permanece em regime elástico diminuindo a permeabilidade.
Na terceira fase, ocorrem deformações plásticas, podendo haver um decréscimo
(rochas porosas) ou acréscimo (rochas de baixa porosidade) de permeabilidade.
Figura 2.3. Evolução da permeabilidade com o carregamento (FERFERA et al.,1997).
2.3.3. Teor de Umidade e Saturação dos Corpos de Prova
O teor de umidade e o grau de saturação influenciam a resistência da rocha. Uma
amostra seca tem maior resistência que a saturada. A literatura de rochas-reservatório
costuma reportar resultados de ensaios, explicitando os teores de umidade, entretanto,
raramente informam sobre o tipo de fluido de saturação e suas propriedades. Na área
de petróleo, na maioria dos casos, é usado óleo para evitar a perda de amostras com
altos teores de argilas e para prever danos nos equipamentos de testes. Água salina
com concentrações semelhantes à água do mar também foi utilizada para saturação
de folhelhos (MUNIZ, 1998; MUNIZ et al., 1998). No caso específico do Laboratório de
14
Mecânica de Rochas do CENPES é usado o óleo industrial OB-9, óleo inerte, de base
parafínica, que apresenta um elevado índice de viscosidade e boa resistência à
oxidação. Provavelmente, o comportamento da rocha-reservatório é bem simulado
quando se saturam amostras com óleo. Entretanto, é importante lembrar que a água é
um fluido de comportamento ideal, de viscosidade baixa e pouco sensível a mudanças
de temperatura. A Tabela 2.2 mostra algumas diferenças entre água e óleo OB-9.
Tabela 2.2. Características da água e do óleo OB-9.
Propriedades Óleo OB-9 Água
Densidade (g/cm3) 0,85 1,00
Viscosidade (cSt) 9,90 (40°)
2,61 (100°)
0,0002 (20°)
A escolha do fluido de saturação pode ser função do tipo de componentes minerais da
rocha e das condições in situ. Quando a quantidade de argilominerais é
representativa, caso de folhelhos e arenitos com uma matriz muito argilosa, a
saturação com óleo é mais indicada. A água, como fluido de saturação, interage com
as argilas, promovendo o colapso das amostras. A saturação com água só é possível
para arenitos e carbonatos com baixos ou nulos teores de argilas.
KHAZANEHDARI e SOTHCOTT (2003) citam pesquisas onde as amostras foram
saturadas com água e a rocha apresentou um comportamento de amolecimento, com
decréscimo do módulo de elasticidade. Eles analisam o comportamento da rocha
quando saturada com óleo e observam que esse fluido produz um enrijecimento, com
incremento do módulo de elasticidade.
O fluido dos poros afeta as propriedades mecânicas da rocha. CUSS et al. (2003)
reportam os resultados de ensaios triaxiais drenados de arenitos, realizados com três
condições diferentes: saturados com água, etanol e secos (Figura 2.4). Os autores
observaram que, nas amostras saturadas com água e etanol, a tensão máxima é 30%
menor que a da amostra seca. Embora os valores de resistência sejam afetados, as
características elásticas, tais como módulo de elasticidade (E ) e compressibilidade
(C), permanecem, em sua maioria, inalteradas. Desta forma, os autores sugerem que
a água e o etanol influenciam a ruptura somente após o início da microfraturação da
rocha. Nos ensaios de compressão hidrostática, sob tensões de até 500MPa, ao
15
comparar as curvas obtidas, não se encontrou variações apreciáveis quando o
material foi saturado com água e etanol.
Figura 2.4. Resultados de ensaios triaxiais do arenito Tennesse saturado com água,
etanol e seco (CUSS et al., 2003).
2.4. Propriedades Mecânicas
As propriedades mecânicas das rochas são em geral determinadas através de ensaios
de laboratório. Os ensaios permitem o conhecimento da resistência e deformabilidade
das rochas, parâmetros indispensáveis para classificação. Também pode-se observar
a influência de diversos fatores tais como pressão confinante, tensão desviadora,
tamanho e forma das amostras, grau de saturação, entre outros.
2.4.1. Ensaio de Compressão Uniaxial e Triaxial
O ensaio de compressão uniaxial, em função da sua facilidade de execução,
simplicidade do equipamento e classificação imediata da rocha, é o ensaio mais
utilizado para a determinação da resistência e deformabilidade das rochas. A maioria
das classificações de material rochoso intacto é baseada na resistência à compressão
uniaxial.
Os mecanismos de propagação de fratura e ruptura das rochas, determinados
experimentalmente por este ensaio, dependem tanto das propriedades do material
16
quanto dos fatores experimentais envolvidos no ensaio, representados principalmente
por (NUNES, 1989) :
(i) Tamanho e forma da amostra;
(ii) Teor de umidade da amostra;
(iii) Distribuição uniforme ou não do carregamento;
(iv) Temperatura e umidade ambientes;
(v) Condições de extremidades das amostras;
(vi) Atrito nos contatos amostra/pratos distribuidores do carregamento;
(vii) Rigidez da máquina de ensaio.
Com o objetivo de se minimizar os efeitos destes fatores, existem procedimentos
padrões para a preparação das amostras e ensaios recomendados pela ISRM (1981).
O ensaio de compressão triaxial consiste na compressão axial do cilindro de rocha
com a aplicação simultânea de pressão confinante no entorno da amostra.
GOODMAN (1989) descreve o comportamento das rochas duras em compressão
triaxial, sob baixo confinamento, através das seguintes regiões, ilustradas na Figura
2.5:
(i) Região I: Com a aplicação da tensão desviadora, fissuras pré-existentes
começam a se fechar e um comportamento inelástico é perceptível, formando
uma concavidade na curva tensão – deformação axial;
(ii) Região II: nesta região, o material apresenta um comportamento linear elástico.
Para rochas duras, a fase linear-elástica é pronunciada, como aparece na
Figura 2.6. Porém, para as rochas brandas a linearidade pode ser mais
reduzida, quase imperceptível. O comportamento linear elástico pode ser
verificado através da curva tensão-deformação volumétrica, uma vez que ela
define o limite entre as regiões II (linear) e III (não linear). Nesta região são
calculados os parâmetros de elasticidade;
(iii) Região III: esta região é caracterizada pelo surgimento de novas fissuras na
amostra e a propagação estável de fissuras pré-existentes. A deformação
lateral sofre incrementos maiores que a deformação axial. O início desta região
apresenta um ponto notável, chamado de início da dilatância, o qual
corresponde ao aumento de volume do corpo de prova em relação ao seu
volume original. Neste ponto, a curva tensão – deformação volumétrica se
17
afasta da reta V/VΔ referente a um material ideal (homogêneo, elástico,
linear e isotrópico);
(iv) Região IV: inicia-se no ponto C, chamado de ponto de escoamento
(BIENIAWSKI, 1967). É caracterizada pela coalescência das microfissuras,
resultando em macrofissuras as quais se propagam formando uma banda
cisalhante que leva a rocha à resistência de pico no ponto D;
(v) Regiões V e VI: são correspondentes ao comportamento pós–pico,
representado pela macrofissuração por junção de microfissuras e deslizamento
das macrofissuras, indicando uma fase de resistência residual.
Figura 2.5. Comportamento tensão-deformação axial, lateral e volumétrica sob
compressão triaxial (adaptada de GOODMAN, 1989).
Nas curvas da Figura 2.5, observa-se que na região I e II o volume diminui com o
aumento da tensão desviadora. No início da região III (ponto B), a rocha apresenta
expansão volumétrica devido ao surgimento de novas fissuras.
Segundo NUNES (1989), uma rocha branda como o arenito, submetida a uma tensão
desviadora sem ou com reduzido confinamento, como no caso do ensaio de
compressão uniaxial, apresenta um comportamento diferente do registrado por
GOODMAN (1989) para rochas duras. Esse comportamento evidencia diferenças
como as observadas na Figura 2.6, descritas a seguir:
(i) As curva σ-εax e σ-εvol (fechamento de fissuras) apresentam concavidades
acentuadas para tensões relativamente baixas, induzindo deformações
significativas, ao contrário da região I da Figura 2.5;
(ii) A região elástica-linear, ao contrário da região II da Figura 2.5, não se
apresenta bem definida;
(iii) A dilatância se inicia a níveis baixos de tensões;
(iv) O início da dilatância das amostras pode ser definido pela curva εvol vs. εrad.
18
Figura 2.6. Comportamento de rochas brandas sob tensão uniaxial (NUNES, 1989).
2.4.2. Ensaio de Compressão Hidrostática
O ensaio de compressão hidrostática realiza-se na câmara triaxial e consiste no
aumento progressivo da pressão de confinamento em todas as direções
simultaneamente.
Ao aplicar as tensões de confinamento, produz-se um decréscimo de volume da rocha
e mudanças na estrutura interna, como o fechamento de fissuras e poros. Distinguem-
se quatro regiões apresentadas na Figura 2.7. (GOODMAN, 1989):
(i) Região I: diminuição de volume, onde as fissuras são fechadas e os grãos são
levemente comprimidos. O carregamento aplicado não atinge a compressão
elástica;
(ii) Região II: diminuição de volume devido à deformação dos poros e compressão
dos grãos, numa razão aproximadamente linear. A inclinação da reta, nesta
região, representa o módulo de compressão volumétrica da rocha;
(iii) Região III: a tensão aplicada produz o colapso dos poros. Em rochas porosas,
como os arenitos, os poros sofrem colapso devido à concentração de tensões.
19
Em rochas bem cimentadas, as tensões podem atingir até 100MPa. Nesta
região, também se observa um aumento notável da deformação volumétrica;
(iv) Região IV: Após colapso dos poros seu tamanho diminui e somente os grãos
permanecem como elementos deformáveis, o módulo de compressibilidade
diminui progressivamente.
Figura 2.7. Comportamento tensão deformação volumétrica em compressão
hidrostática (GOODMAN, 1989).
CUSS et al. (2003), no estudo de arenitos Tennesse, Darley Dale e Penrith, com
diferentes características mineralógicas, encontraram quatro regiões similares às
encontradas por GOODMAN (1989), as quais são apresentadas na Figura 2.8:
(i) Região I: ocorre sob tensões menores de 65MPa. A concavidade é
produzida pela compactação não linear, originada pelo fechamento das
microfissuras existentes. Os grãos se movimentam, buscando um novo arranjo
mais imbricado que suporte o carregamento. A compactação torna-se
progressivamente mais difícil devido ao novo imbricamento dos grãos e
fechamento das microfissuras até o início do comportamento linear;
(ii) Região II: identificada pela compactação elástica linear dos poros. O
arcabouço sofre uma distorção, provocando a diminuição dos poros. Ensaios
fotoelásticos em bandas de vidro mostram que a distribuição de tensões entre
os grãos é irregular, com concentrações de tensões no contato grão - grão. O
aumento progressivo das fraturas inicia o escoamento sob condições
σ med
I
II
III
Tensão desviadoraconstante
Fechamento de fissuras
Compressão elástica
Colapso de poros
Fechamento
ΔV/V
IV
20
hidrostáticas, implicando no início da região III. O ponto de início do
escoamento é representado por P* na Figura 2.8;
(iii) Região III: ocorre uma compactação notável com diminuição de
aproximadamente 7% da porosidade. Os grãos têm um arranjo ainda mais
imbricado e suportam maior pressão efetiva. A taxa de deformação se reduz
com o tempo;
(iv) Região IV: efetivamente representa uma resposta elástica da rocha,
com uma diminuição de cerca de 15% da porosidade inicial. Este material tem
um novo comportamento, com uma rigidez que pode ser o dobro da inicial,
indicada pela nova inclinação da reta.
Figura 2.8. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante de ensaio de
compressão hidrostática no arenito Penrith (CUSS et al., 2003).
CUSS et al. (2003) concluíram que rochas menos porosas têm um módulo de
compressibilidade maior e que o ponto de escoamento para um mesmo material varia
de acordo com as condições de saturação, sendo atingido sob menores pressões para
saturação com água em relação ao estado seco. A saturação com etanol mostra que
o ponto de escoamento se situa em tensões intermediárias entre as tensões
correspondentes à água e ao estado seco ( osecoltaneágua *P*P*P ⟨⟨ ).
21
2.4.3. Ensaio Brasileiro
Este ensaio também é conhecido como compressão diametral e determina
indiretamente a resistência à tração do material, em amostras em forma de disco
(altura/diâmetro=0,5).
A carga aplicada ao atingir a resistência da rocha produz uma fratura primária no
centro do disco. O valor de carga neste momento é o mais adequado, para determinar
a resistência à tração. Caso o carregamento se prolongue, as fraturas secundárias se
propagam, dividindo o disco em duas partes. Como conseqüência, a tensão suportada
é maior que a anterior. Portanto, para evitar interpretações errôneas, é aconselhável
aliviar o carregamento logo depois da fratura primária.
O ensaio brasileiro é uma boa alternativa para se estimar a resistência à tração das
rochas, devido à facilidade de execução do ensaio, de preparação dos CPs e de
adaptação em máquinas de ensaio de compressão, e ao custo reduzido em relação
aos ensaios de tração uniaxial direta (NUNES, 1989).
O ensaio diametral é amplamente usado para determinar a resistência à tração,
entretanto, também pode ser útil para observar as diferenças de comportamento
produzidas pela variação do fluido de saturação nas amostras. Isto constitui uma
vantagem representada pela menor quantidade de amostras de ensaio e resultados
obtidos mais rapidamente.
2.4.4. Ensaio de Fluência
Este ensaio permite determinar as constantes viscoelásticas das rochas,
representando o comportamento do material sob carregamento ao longo do tempo. O
procedimento mais simples para determinar estas constantes é através de ensaios de
compressão não confinada em amostras cilíndricas por um período de tempo longo. A
tensão, temperatura e umidade são mantidas constantes durante o ensaio
(GOODMAN, 1989).
As deformações das rochas com o tempo, no comportamento sob fluência, podem
simular as instabilidades geradas em poços após a perfuração.
22
O ensaio de fluência se distingue dos outros ensaios antes mencionados, uma vez que
permite a análise detalhada do comportamento plástico da rocha. Portanto, para
garantir a eficácia dos resultados, deve-se sair da região elástica da rocha antes de
iniciar o ensaio, propriamente dito, pois as rochas conseguem fluir com maior
facilidade quando estão próximas do ponto de dilatância.
Análise do Ensaio de Fluência
O comportamento típico da rocha submetida às cargas constantes por longos períodos
de tempo é apresentado na Figura 2.9. Inicialmente, a rocha sofre uma deformação
instantânea (região I), seguida da fluência primária ou transitória (região II). Na terceira
etapa, inicia-se uma fase de fluência constante (região III), na qual são realizados os
cálculos das constantes viscoelásticas. Finalmente, depois de um certo período de
tempo, pode ocorrer um aumento rápido das deformações, levando à ruptura da
amostra num curto espaço de tempo (LAMA & VUTUKURI, 1978).
Figura 2.9. Curva teórica tempo vs deformação com tensão constante (LAMA &
VUTUKURI, 1978).
A maioria dos ensaios é conduzida até a definição da fase de fluência constante (CD),
representado pela região III. A etapa de fluência acelerada (região IV), não é
I
II
III
IV
Def
orm
ação
Tempo
εa
εc
εt
εi
AB: Deformação elástica instantânea (εi);
BC: Fluência primária ou transitória (εt);
CD: Fluência constante (εc);
DE: Fluência acelerada (εa).
E
D
C B
A
23
importante do ponto de vista de projeto, além do tempo exigido para o ensaio
aumentar consideravelmente.
Existem vários modelos reológicos, simples ou complexos, para a análise dos
resultados de fluência, que tentam simular o comportamento da rocha submetida a
uma tensão constante. Os modelos reológicos usam a combinação de alguns
elementos mecânicos, como molas e pistões ligados em série, em paralelo ou ambos.
Estes sistemas representam o comportamento do material sob condições de ensaios.
Os elementos básicos que compõem um modelo mecânico são:
(i) Uma mola perfeitamente elástica, representando uma verdadeira deformação
elástica;
(ii) Um pistão, representando a deformação viscosa (material Newtoniano);
(iii) Uma massa em repouso, num plano com uma resistência ao cisalhamento
(ponto de dilatância), onde qualquer força menor que o esforço que inicia a
dilatância não produza movimentos. Representa uma deformação plástica.
Modelos Reológicos
O comportamento real da rocha raramente pode ser representado por algum modelo
simples. Portanto, é necessário usar um modelo que geralmente é uma combinação
deles. Alguns modelos simples conhecidos são: material perfeitamente elástico;
material perfeitamente plástico; material elastoplástico ou St. Venant; material viscoso
ou Newtoniano; material viscoelástico ou modelo de Maxwell e material firme viscoso
ou modelo de Kelvin ou modelo de Voigt.
Em alguns casos, a simulação do comportamento da rocha pode utilizar dois ou mais
modelos simples, em série ou paralelo. Alguns modelos reológicos são apresentados
na Tabela 2.3, em função do tipo de rocha e seu comportamento.
O modelo simples de Kelvin pode representar o comportamento de fluência do
material, mas tem a desvantagem de não considerar a deformação elástica,
instantânea, observada no início do fluência. Esta deficiência foi corrigida pela
introdução de uma mola ( 2E ) em série com o modelo simples de Kelvin, resultando no
modelo de Kelvin Generalizado ou Modelo Nakamura (Figura 2.10).
24
Neste modelo, quando se aplica uma tensão oσ no tempo t=0, tem-se a deformação
instantânea 2ε . Mantendo-se a mesma tensão por um período de tempo, a
deformação aumenta e pode ser calculada pela seguinte expressão:
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛−
σ+
σ=ε η
−
1
1
3tE
1
o
2
o e1EE
(2.21)
Onde:
Oσ : tensão aplicada (MPa);
2E : módulo de elasticidade da rocha antes da fluência (GPa);
1η : viscosidade da rocha (MPa/s);
1E : módulo da rocha durante a deformação sob carga constante na região II (GPa).
Tabela 2.3. Modelos reológicos usados para diferentes tipos de rochas (modificado de
LAMA e VUTUKURI, 1978)
Tipo de Rocha Modelo Reológico Comportamento Referência
Rochas em Geral Kelvin Viscoelástico SALUSTOWICZ
(1958)
Rochas
Profundas
Maxwell Viscoelástico SALUSTOWICZ
(1958)
Rochas
carregadas por
curto tempo
Kelvin Generalizado
ou Nakamura
Viscoelástico NAKAMURA (1949)
Arenitos,
calcários e outras
rochas
Modelo de Hooke
em paralelo com
Maxwell
Viscoelástico RUPPENEIT &
LIBERMANN (1960)
Rochas
Carbonáticas
Kelvin Viscoelástico KIDYBINSKI (1966)
Rochas
Carbonáticas
St. Venant em
paralelo com
Newtonian
Elástico-
viscoplástico
LOONEN & HOFER
(1964)
Arenitos Kelvin Generalizado Viscoelástico BLOCH (1999)
25
Figura 2.10. Modelo de Kelvin generalizado: (a) representação esquemática; (b) curva
teórica tempo vs deformação (VUTUKURI, 1978).
2.4.5. Efeito da Taxa de Deformação no Comportamento Mecânico das Rochas
A taxa de deformação de ensaios em rocha deve satisfazer três condições: (i) reduzir a
possibilidade de rupturas violentas; (ii) ser suficientemente rápida para não compactar
o material e aumentar a sua resistência; (iii) permitir a obtenção da curva tensão –
deformação completa.
A literatura reporta vários estudos sobre velocidade de carregamento em ensaios de
rocha, resumidos a seguir.
Velocidade de Carregamento em Compressão Uniaxial
LI e XIA (2000) mostram uma variação da resistência à compressão uniaxial e do
módulo de elasticidade em função de nove taxas de deformação diferentes, adotadas
nos ensaios de amostras de arenito vermelho (Tabela 2.4). A faixa estudada situa-se
entre 2,43 x 10-6 a 4,38x 10-3s-1. Os autores resumem os valores das taxas de
deformação (ε*) adotadas nos ensaios e os valores de resistência de pico (qu),
deformação de pico (εc) e módulo de elasticidade ( eE ). A Figura 2.11 apresenta as
curvas tensão versus deformação obtidas em função de quatro taxas de deformação
distintas.
(a)
(b)
t
σ1
E1
μE
E2
ε2=σο/E2
21
21o )(ΕΕ
Ε+Εσ ε
t
26
A análise da Tabela 2.4 e da Figura 2.11 indica que uma variação da taxa de
deformação de 10-6 a 10-3s-1 resulta no aumento da resistência de pico de cerca de 25
a 34 MPa, respectivamente. Esta variação representa um incremento elevado de 36%,
que se torna ainda maior para valores superiores a esta faixa. Duas correlações são
feitas: a primeira entre a resistência à compressão uniaxial e a taxa de deformação
com comportamento não linear (Figura 2.12) e a segunda entre a taxa de deformação
e a deformação de pico com um comportamento linear (Figura 2.13).
Figura 2.11. Curvas tensão vs deformação de ensaios uniaxiais sob diferentes taxas
de deformação (LI e XIA, 2000).
Tabela 2.4. Parâmetros de resistência e deformabilidade em função de taxas de
deformação para arenito vermelho (LI e XIA, 2000).
ε* (s-1) qu (MPa) ε c(10 3 με) eE (MPa)
2,43x10-6 26,42 1,35 5290
6,48x10-6 25,02 1,34 6480
1,30x10-5 27,33 1,37 7658
3,10x10-5 27,32 1,43 6052
27
ε* (s-1) qu (MPa) ε c(10 3 με) eE (MPa)
2,19x10-4 34,49 1,26 8672
2,92x10-4 32,06 1,30 8192
1,17x10-3 31,11 1,47 8003
2,33x10-3 32,18 1,61 7408
4,38x10-3 31,50 1,54 5318
Figura 2.12. Correlação entre taxa de deformação e resistência de pico em ensaios de
compressão uniaxial (LI e XIA, 2000).
Figura 2.13. Correlação entre taxa de deformação e deformação de pico para ensaios
de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000).
MA e DAEMEN (2004), em 65 amostras de uma rocha de comportamento frágil, com
teor de umidade menor que 1%, estudaram a influência da taxa de deformação sobre
algumas propriedades mecânicas, em um intervalo de 10-2 até 10-8 s-1. Os resultados
mostram que a resistência de pico, a deformação axial de pico e o módulo de
elasticidade secante decrescem com o decréscimo da taxa de deformação, mas a
resistência de pico tem maior sensibilidade que os outros parâmetros.
28
RAY et al. (1999) corroboram estas tendências através dos resultados de ensaios
realizados no arenito Chunar, sob taxas de deformação um pouco maiores que as
normalmente adotadas, correspondentes a uma faixa de 2,5x10-1 até 2,5x101s-1. Os
autores reportam que, os CPs sofrem rupturas violentas com a taxa de 2,5x101s-1.
A Tabela 2.5 resume valores de velocidade de ensaios de compressão uniaxial
reportados na literatura. É interessante observar a diversidade dos modos de controle
dos ensaios (taxas de deformação, deslocamento e carregamento) e a faixa de
variação dos valores adotados.
Tabela 2.5. Taxa de deformação ou carregamento dos corpos de prova em ensaios de
compressão uniaxial.
Referência Tipo de Rocha H/D Taxa de Deformação/
Deslocamento/ Carregamento
MA & DAEMEN (2004) Rochas frágeis 2,5 10-2 – 10-8s-1 (a)
QIAO (2004) Granito,Turfas
Mármore 2 0,4 e 0,08 MPa/s
PALCHIK & HATZOR
(2002) Calcário Dolomitas 2 1x10-5 s-1 (a)
LEITE et al. (2001) Rochas Porosas 2,2 0,02mm/min
LI & XIA (2000) Arenitos 2 2,43 x 10-6 a 4,38x 10-3 s-1 (a)
PALCHIK & HATZOR
(2000)
Dolomitas
Calcários
2 1x10-5 s-1 (a)
WULFF et al. (1999) Arenitos
Granitos
2 4x10-6 s-1 (a)
e 0,001mm/s
EBERHARDT et al. (1999) Granitos 2,25 0,25 MPa/s
RAY et al. (1999) Arenito 2,1 2,5x101 s-1(a)
ROBINA et al. (1998) Arenitos 0,002 kN/s
ZANG et al. (1998) Granito 1,5 a
2,5
1x10-5 s-1 (a)
0,02mm/s
PELLEGRINO et al. (1997) Calcário Brando 2 2 με/s
VERNIK et al. (1993) Carbonatos 2 1x10-5 s-1 (a)
BLOCH (1993) Arenito 2 10-6 e 10-5 s-1 (r)0,2 e 1,0 kN/s
NUNES (1989) Arenito 2 1x10-5 s-1 (a)
SANO et al. (1981) Granitos 2 10-9 a 101 s-1 (a)
29
Observações:
(a): controle por taxa de deformação axial:
(r): controle por taxa de deformação radial;
H/D: relação altura/diâmetro do corpo de prova.
Velocidade de Carregamento em Compressão Triaxial
Neste tipo de ensaio, a influência da taxa de deformação na resistência depende
também da pressão confinante aplicada (LI et al. 1999). Os autores apresentam
curvas típicas para diferentes taxas de deformação e pressões confinantes, em
ensaios de compressão triaxial dinâmica. Verificam, desta forma, que as variações da
resistência de pico, influenciadas por diferentes taxas de deformação, têm o mesmo
comportamento obtido de cargas estáticas. Concluem que:
(i) A resistência à compressão triaxial aumenta com o incremento da taxa de
deformação e da pressão confinante;
(ii) Quanto maior a pressão de confinamento, menor é a influência da taxa de
deformação;
(iii) As correlações para o módulo de Young e coeficiente de Poisson sob
diferentes taxas de deformação e pressões de confinamento são dispersas. O
módulo de Young aumenta ligeiramente com o incremento da pressão
confinante, mas parece não ser afetado pela taxa de deformação. O coeficiente
de Poisson também aumenta com o incremento da taxa de deformação e com
o aumento da pressão de confinamento, embora os acréscimos não sejam
significativos.
Alguns pesquisadores têm reportado que a sensitividade da taxa de deformação
decresce com o incremento da pressão de confinamento. JU & WU (1993) mostram
um aumento de resistência duma turfa chinesa de 40% e 20% sob pressões de
confinamento de 0 e 90 MPa, respectivamente, enquanto a taxa varia de 10-5 a 101 s-1.
Resultados experimentais semelhantes foram encontrados por SANGHA & DHIR
(1975) em arenitos e YANG & LI (1994) em mármores.
A Tabela 2.6 apresenta um resumo das taxas de deformação ou deslocamento
adotadas por vários autores para ensaios de compressão triaxial drenada, não
drenada e compressão hidrostática de rochas diversas.
30
Tabela 2.6. Taxas de deformação ou deslocamento em ensaios de compressão
hidrostática e triaxial de rochas.
Referência Tipo de
Rocha
H/D Taxa de Deformação/
Deslocamento
Tipo de
Ensaio
BESUELLE et al.
(2000)
Arenito
Vosges
1 - 2 10-5s-1(a) CD
REN & GE (2004) Arenitos 2 2.75 x10-5 s-1(a) CD
BLOCH (1993) Arenitos 2 5x10-6s-1(r) CD
UU
BUTT & CALDER
(1998)
Andesita e
Riolita
2,20 2mm/h CD
FILIMONOV et al.
(2001)
Rochas
Salinas
2 e 2,25 1.7 x10-5s-1 (a) CD
HAIMSON & CHANG
(2000)
Granito 2 5x10-6s-1 (a) CD
DONATH & FRUTH
(1971)
Mármore 2 10-7 a 10-3s-1 (a) CD
JU & WU (1993)
Turfa 2 10-5 a 10-1 s-1 (a) CD
LI et al. (1999) Granito 2 10-4 a 101s-1 (a) CD
ZHAO et al. (1998) Granito 2 10-5 a 101s-1 (a) CD
CUSS et al. (2003) Arenitos 3 10-3 s-1 (a) CD
ALSAYED (2002) Arenitos 2 4,17x10-5 s-1 (a) CD
LIAO et al. (2004) Rochas
brandas
2 2,92x10-5, 2,92x10-6 e
7,33x10-7 s-1 (a)
UU
FABRE &
GUSTKIEWICZ
(1997)
Arenitos 2 5MPa/min CH
Obs:
(a): controle por taxa de deformação axial;
(r): controle por taxa de deformação radial
H/D: Relação altura/diâmetro do corpo de prova;
CD: Aplicação da compressão hidrostática e tensão desviadora em condições drenadas;
UU: Aplicação da compressão hidrostática e tensão desviadora em condições não drenadas;
CH: Compressão hidrostática drenada.
31
Velocidade de Carregamento em Ensaio de fluência (não confinado)
Na primeira etapa dos ensaios de fluência, o CP submete-se a uma carga que
aumenta constantemente, até sair da região elástica da rocha. O tipo de controle pode
ser de carga ou deformação. Esta escolha pode se basear no critério adotado para a
taxa do ensaio de compressão uniaxial. Na segunda etapa do ensaio, a taxa de
deformação não é mais utilizada como controle do ensaio, pois o CP é submetido a
uma carga constante que produz deformação ao longo do tempo.
Poucas indicações são encontradas na literatura sobre ensaios de fluência de arenitos
e folhelhos. Entretanto, LI e XIA (2000) reportam que para taxas de deslocamento
inferiores a 0,001mm/h, o material se deformou sem chegar à ruptura, para quatro
tipos diferentes de rochas, com diferentes características mineralógicas, nas quais se
encontram dois arenitos.
2.5. Correlações entre Propriedades
As correlações entre propriedades indicam o grau de influência de uma propriedade
sobre a outra. As propriedades de maior relevância são: porosidade, resistência à
compressão simples, resistência à tração, teor dos componentes minerais e tipo de
textura, as quais são resumidamente reportadas neste trabalho.
2.5.1. Correlações entre a Porosidade e Outras Propriedades
Na literatura encontram-se múltiplas tentativas, bem e mal sucedidas, de se
correlacionar a porosidade com outras propriedades. Na verdade, cada material
responde de uma forma diferente e, portanto, não deve levar em consideração os
resultados de um só material para caracterizá-los a todos. De maneira que para
algumas rochas sedimentares tem-se visto que:
(i) O aumento da porosidade implica em redução da resistência à compressão
uniaxial, do módulo de elasticidade, da velocidade de onda e da qualidade
da rocha;
(ii) Geralmente o módulo de Poisson aumenta com o incremento da
porosidade;
(iii) Maiores pesos específicos, seco e saturado correspondem à menores
porosidades;
32
(iv) Quanto maior a porosidade, maior o teor de umidade de saturação para
rochas permeáveis, como o arenito.
2.5.2. Correlação entre a Resistência à Compressão Uniaxial e Outras Propriedades
A resistência e deformabilidade de rochas são propriedades mecânicas dependentes
da composição mineralógica e propriedades físicas do material.
Correlação entre a resistência à compressão uniaxial e os dados petrográficos
A dificuldade de se obter amostras intactas e realizar ensaios para determinar a
resistência à compressão da rocha e sua deformabilidade incitaram diversos
pesquisadores a desenvolver métodos que correlacionam a resistência com outros
tipos de propriedades da rocha. A variação das propriedades mecânicas dos arenitos
pode ser associada às características petrográficas.
ZORLU et al. (2004) apresentam uma correlação entre os dados obtidos de lâminas
delgadas e os valores de resistência e deformabilidade de rochas intactas. Os autores
basearam-se em um amplo banco de dados de diversos arenitos. Após um cuidadoso
tratamento estatístico, obteve-se a resistência à compressão uniaxial (UCS) em função
do teor de quartzo(Q), angularidade dos grãos (A) e densidade de empacotamento
(PD). Também apresentam correlações entre as propriedades físicas, tais como,
resistência à compressão pontual (Is(50)), peso específico (γ) e porosidade (n) com a
resistência à compressão uniaxial e módulo de elasticidade (Figura 2.14). De maneira
que um simples ensaio índice e algumas características petrográficas são uma
alternativa quando é difícil obter amostras para ensaios, ou mesmo executar os
ensaios de compressão uniaxial.
Alguns pesquisadores têm mostrado que a resistência à compressão uniaxial de
mármores e calcários incrementa linearmente com o inverso do quadrado do tamanho
dos grãos (OLSSON, 1974, FREDRICH et al., 1990, WONG et al., 1995).
HATZOR e PALCHIK (1998) obtiveram correlações satisfatórias entre o tamanho
médio dos grãos e a resistência à compressão uniaxial em rochas carbonáticas,
homogêneas, de texturas variáveis, com uma porosidade entre 4 e 20%.
33
Figura 2.14. Correlação entre resistência à compressão uniaxial e: (a) resistência à
compressão pontual; (b) Densidade de empacotamento.
PALCHIK (1999) estudou um modelo para determinar a resistência à compressão
uniaxial do arenito Donetsk, utilizando a porosidade, módulo de elasticidade e
tamanho dos grãos. Concluiu que, para arenitos, a correlação entre tamanho dos
grãos e a resistência à compressão uniaxial não existia (Figura 2.15) e que as
correlações com o módulo de elasticidade e porosidade eram lineares, sugerindo que
a porosidade tem influência dominante.
PALCHIK e HATZOR (2000) corroboram a influência da porosidade na resistência de
calcários e mostram que a influência do comprimento do contato grão-grão e a
porosidade pode ser mais significativa na previsão da resistência que o tamanho
individual dos grãos.
Figura 2.15. Influência do tamanho dos grãos sobre a resistência à compressão
uniaxial (PALCHIK, 1999).
34
Correlação entre a resistência à compressão uniaxial e as propriedades físicas
Em relação às propriedades físicas dos arenitos, são poucas as correlações existentes
na literatura. A mais importante é a relação entre a porosidade e a resistência à
compressão uniaxial, na qual observa-se a diminuição da resistência com o aumento
da porosidade dos arenitos.
PALCHIK e HATZOR (2002) confirmam a influência da porosidade sobre a
compressão uniaxial, embora acreditem que a correlação também seja afetada por
outras propriedades, como o módulo de elasticidade, coeficiente de Poisson e a
mineralogia da rocha.
A Tabela 2.7 apresenta algumas expressões propostas por diferentes autores para
determinar a resistência à compressão uniaxial ( uq ) em função da angularidade dos
grãos (A), densidade de empacotamento (PD), teor de quartzo (Q), módulo de
elasticidade (E), porosidade (n) e coeficiente de Poisson (ν ).
Tabela 2.7. Correlações entre a resistência à compressão uniaxial e outras
propriedades.
Referência Equação
ZORLU et al. (2004)
4,02,0
u
3729,0u
7715,0u
3875,0u
PDAQ44,12q
)52,0r()Q(15,18q)61,0r()PD(89,2q
)41,0r()A(56,186q
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
==
==
== −
PALCHIK (1999) nEaqu = onde 5,2a = para o arenito Donetsk
PALCHIK & HATZOR
(2002)
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
−⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛υ−
−υ−
+=1
21EKK
21n
11bq2
1
u
b, K1 e K2: coeficientes empíricos da rocha qu em MPa;
PD e Q em porcentagem;
n adimensional;
E em GPa.
35
Correlação entre a resistência à compressão uniaxial e os métodos indiretos de
medição de resistência
Os custos mais elevados dos ensaios de compressão uniaxial em laboratório
incentivaram o desenvolvimento de medidas índices, de fácil determinação, as quais
estão relacionadas com a resistência à compressão simples da rocha. Os mais
conhecidos são: o ensaio de compressão puntiforme, martelo Schmidt, velocidade de
onda e resistência ao impacto.
As Tabelas 2.8 a 2.11 resumem algumas correlações entre a resistência à
compressão uniaxial ( uq ) e as seguintes: resistência à compressão pontual ( 50sI ),
número de golpes do martelo Schmidt ( nR ), velocidade de onda ( 2pV ) e resistência ao
impacto obtida do ensaio de Protodyakonov (ISI ), respectivamente.
Uma avaliação detalhada das correlações entre as medidas indiretas de resistência e
a resistência à compressão uniaxial mostra que:
• Existe uma correlação linear entre o índice de compressão puntiforme e a
resistência à compressão uniaxial.
• O Martelo Schmidt e a velocidade de onda apresentaram correlações não
lineares com a resistência à compressão uniaxial, sendo muito dispersa a de
velocidade de onda;
• A resistência ao impacto apresentou uma correlação com a resistência à
compressão uniaxial não linear e muito dispersa, sugerindo ser um dos índices
menos confiáveis.
Tabela 2.8. Correlações entre resistência à compressão uniaxial uq e resistência à
compressão pontual 50sI .
Referência Equação
D`ANDREA et al. (1964) 3,16I3,15q 50su +=
BROCH & FRANKLIN (1972) 50su I24q =
BIENIAWSKI (1975) 50su I23q =
HASSANI et al. (1980) 50su I29q =
36
Referência Equação
READ et al. (1980) 50su I16q = (Rochas sedimentares)
50su I20q = (Basaltos)
FORSTER (1983) 50su I5,14q =
GUNSALLUS & KULHAWY (1984) 51I5,16q 50su +=
ISRM (1985) 50su I25...20q =
CHARGIL & SHAKOOR (1990) 13I23q 50su +=
CHOU & WONG (1996) 50su I5,12q =
GRASSO et al. (1992) 04,20I30,9q 50su +=
KAHRAMAN (2001) 69,2I62,23q 50su −= (rochas
carbonáticas)
51,9I41,8q 50su += (outras rochas)
Observações: uq e sI em MPa.
Tabela 2.9. Correlações entre à resistência a compressão uniaxial uq e a energia do
golpe do martelo Schmidt nR .
Referência Equação
KIDYBINSKI (1980) )R045.0(u
ne477.0q ρ+=
AUFMUTH (1973) )325,1)Rlog(348,1(u
n10*9,6q −ρ=
DEERE & MILLER (1966) ))R(0087.016,0(u
n10*9,6q ρ+=
BEVERLY et al. (1979) ))R(0185,0(u
n74,12q ρ=
HARAMY & DEMARCO (1985) 383,0R094,0q nu −=
SHEOREY (1984) 6,3R4,0q LMu −=
CARGILL & SHAKOOR (1990) 2,1)R(10*3,4q dn2
u +ρ= − (arenitos)
9.2)R(10*8,1q dn2
u +ρ= − (Rochas
carbonáticas) KAHRAMAN (2001) ρ= nR014,0
u e97,6q
37
Observações:
uq em MPa.
:ρ densidade da rocha em (g/cm3);
:dρ densidade seca da rocha em (g/cm3);
:MLR menor valor obtido com o martelo.
Tabela 2.10. Correlações entre resistência à compressão uniaxial ( uq ) e velocidade de
onda ( 2pV ).
Referência Equação
INOUE & OHOMI (1981) AVkq 2pu +ρ= qu em kg/cm2
ρ em (g/cm3)
Vp em km/s GOKTAN (1988) 18,31V036,0q pu −= qu em MPa
Vp em m/s KAHRAMAN (2001) 21,1
pu V95.9q = qu em MPa
Vp em m/s
Tabela 2.11. Correlações entre a resistência à compressão uniaxial ( uq ) e resistência
ao impacto obtida do ensaio de Protodyakonov (ISI ).
Referência Equação
HOBBS (1964) 2509ISI53qu −=
GOKTAN (1988) 667.3ISI095.0qu −=
KAHRAMAN (2001) 21,74ISI82,1qu −=
87,510u ISI10*4q −=
Embora as equações apresentadas nas Tabelas 2.8 a 2.11 tenham sido obtidas para
diversos tipos de rochas e diferentes condições de ensaios, as correlações de
métodos indiretos de determinação da resistência podem ser usadas para se obter
uma estimativa da resistência à compressão uniaxial, excetuando a resistência ao
impacto (KAHRAMAN, 2001).
38
2.5.3. Correlações entre a Resistência à Tração e Outras Propriedades
Na literatura aparecem registradas algumas correlações entre a resistência à tração e
outras propriedades das rochas, resumidas por:
(i) Quanto maior o teor de cimento, menor resistência à tração;
(ii) Quanto maior a porosidade, menor resistência à tração;
(iii) Quanto menor o diâmetro do grão, maior resistência à tração;
(iv) Quanto maior o peso específico seco, maior resistência à tração;
(v) Quanto maior o peso específico saturado, maior resistência à tração;
(vi) Quanto maior a umidade de saturação, menor resistência à tração.
As correlações entre resistência à tração e resistência à compressão uniaxial, módulo
de Young e coeficiente de Poisson apresentam um grau de correlação muito baixo e,
portanto, não são reportadas nesta pesquisa.
39
CAPÍTULO III CARACTERIZAÇÃO GEOLÓGICA, PETROGRÁFICA E FÍSICA
O estudo desenvolvido neste trabalho considerou três materiais distintos provenientes
de campos de exploração de petróleo. Por questões de segurança da Petrobrás, as
profundidades de extração dos testemunhos, não podem ser divulgadas. Todavia,
todas as informações geológicas e geotécnicas são apresentadas, sem qualquer
prejuízo para a pesquisa desenvolvida.
O primeiro material de estudo corresponde a um arenito de águas profundas
proveniente do Campo do Espírito Santo, denominado nesta pesquisa por arenito A. O
arenito B oriundo do Campo conhecido como Fazenda Pocinho de exploração
continental e, finalmente, a rocha carbonática classificada como calcissiltito, refere-se
às amostras perfuradas em águas profundas no Campo de Cherne.
Este capítulo apresenta inicialmente os dados de cada uma das formações de origem
dos materiais de estudo. A geologia e características gerais dos maciços rochosos são
descritas em detalhes. Estas informações representam um subsídio importante para a
análise do comportamento geomecânico dos materiais estudados.
O capítulo também apresenta as propriedades petrográficas das rochas estudadas
através das análises de lâminas petrográficas. Os parâmetros de textura e a
constituição mineralógica são determinados.
As propriedades físicas das rochas são apresentadas no fim do capítulo. Descreve-se
os ensaios físicos realizados e apresenta-se os valores obtidos das propriedades
físicas como porosidade, índice de vazios, peso específico seco e saturado, teor de
umidade e permeabilidade.
3.1. Aspectos da Geologia de Formação
Apresentam-se aspectos da formação rochosa, ressaltando-se os componentes
mineralógicos predominantes os quais poderiam aparecer nas amostras e os tipos de
eventos (cimentação, compactação mecânica ou química, geração da porosidade,
etc.) que contribuíram na transformação do sedimento em rocha.
40
Os processos diagenéticos são responsáveis tanto pela transformação dos
sedimentos em rochas litificadas, quanto pelas transformações que ocorrem
posteriormente.
Em alguns casos são descritos dois tipos de processos diagenéticos: a) eodiagênese,
correspondendo às alterações sofridas pelos sedimentos sob a atuação de processos
relacionados aos ambientes superficiais: b) mesodiagênese, relacionada às mudanças
diagenéticas que ocorreram em condições mais profundas.
3.1.1. Geologia de Formação do arenito A
Os reservatórios situados nesta zona possuem um grande volume explorável de
hidrocarbonetos. Sucessivas fases de cimentação foram detectadas, entre as mais
importantes: cimentação por argilominerais, carbonatos e quartzo.
Argilominerais
Os argilominerais ocorrem infiltrados mecanicamente na evolução diagenética da
formação, neoformados sob a forma de franja ao redor de grãos, preenchendo poros e
substituindo grãos do arcabouço da rocha. As caulinitas constituem um dos
argilominerais mais detectados. Ocorrem também caulinitas em agregados
preenchendo o espaço intergranular, precipitadas a partir do fluido intersticial, ou ainda
substituindo muscovitas, biotitas ou feldspatos. Esse tipo de substituição é geralmente
acompanhado por um aumento de volume, o que reduz sensivelmente a
permeabilidade da rocha (BJORLYKKE & BRENDSDAL, 1986). A autogênese da
caulinita foi intensa, resultando em teores médios de 5%.
Carbonatos
Nesta bacia, os carbonatos são os cimentos volumetricamente mais expressivos e os
principais responsáveis pela variação da porosidade. A calcita é predominante,
formando níveis continuamente cimentados ou concreções isoladas, distribuídas
aleatoriamente pelos arenitos. Trata-se de uma cimentação agressiva que dissolve e
substitui os constituintes detríticos, principalmente os feldspatos. É também uma
cimentação “deslocante”, já que se precipitou entre as clivagens das micas, nas
fraturas dos grãos e nos contatos intergranulares, expandido-se e afastando os
elementos confinantes (SILVA et al., 1996).
41
Quartzo
Os cimentos de quartzo precipitaram durante toda a evolução diagenética da
formação. O arenito tem altos teores de quartzo, que podem chegar a 25%, tendendo
a ocorrer localizado em alguns poços.
Outros Cimentos A pirita é um dos cimentos mais comuns, constitui em média 2,5%, ocorrendo
associada à biotita, granada e argilominerais de substituição de grãos.
O cimento de óxido de titânio tem proporções reduzidas, geralmente associado à pirita
e à minerais detríticos opacos. A associação de pirita com óxido de titânio, comumente
encontrada, constitui o produto da substituição de mineral detrítico rico em Fe e Ti, em
zona de redução de sulfato.
No processo diagenético de albitização, SILVA et al. (1996) apresentaram as
seguintes feições:
(i) Plagioclásios com microporosidade de dissolução, formando estrutura
“esqueletal”;
(ii) Geminações com contatos mal definidos, irregulares;
(iii) Extinção por setores;
(iv) Porosidade intragranular preenchida por calcita;
(v) Porções albitizadas e vacuolizadas desprovidas de geminação.
Geração de Porosidade A porosidade primária destes arenitos foi profundamente afetada pela diagênese,
dissolução de grãos de quartzo, feldspato e cimentação carbonática. Os feldspatos
alveolados, poros alongados, agigantados e móldicos, em quantidade apreciável
denotam que foi intenso o processo de dissolução e geração de porosidade.
A porosidade secundária provavelmente foi produzida pela dissolução por influxo de
água meteórica e corrosão.
42
Os principais reservatórios desta formação apresentam, de modo geral, elevados
teores de caulinita e grande quantidade de feições de dissolução, indicando
significativa geração de porosidade secundária.
A avaliação dos fatores determinantes da redução da porosidade mostra que os
processos de cimentação foram mais efetivos do que os de compactação. A
cimentação contribuiu, em média, com 54% e a compactação com 13% da destruição
da porosidade inicial. Isto representa uma perda de porosidade de 16% por
cimentação e de 4% por compactação, aproximadamente (SILVA et al., 1996).
3.1.2. Geologia de Formação do arenito B
O poço localizado no Campo Fazenda Pocinho encontra-se dentro de um extenso
sistema de falhas, que atravessa obliquamente toda a bacia. A formação se
caracteriza por camadas relativamente espessas de arenito médio a muito grosso
esbranquiçado, intercalado com folhelho e argilito verde claro e siltito castanho-
avermelhado (ARARIPE et al.,1994).
Os arenitos provenientes de um poço vizinho, estudado por SOUZA (1988), mostram
que:
(i) O componente mais abundante é o quartzo do tipo plutônico, metamórfico e de
veio, apresentando extinções ondulantes e retas;
(ii) Os grãos de feldspato apresentam-se desde sãos até totalmente alterados,
tendo como processos de alteração mais comuns a dissolução, vacuolização,
ilitização e caulinização;
(iii) Os fragmentos de rocha são de composição granítico-gnaíssica e quartzítica;
(iv) Intraclastos argilosos/siltico-argilosos depositaram-se nos sedimentos desta
formação;
(v) A mica, em menores quantidades, pode ser do tipo muscovita e biotita,
ocorrendo freqüentemente junto aos sedimentos de granulação fina do topo
das seqüências;
(vi) Indícios de bioturbação, ocorrida provavelmente durante períodos de estiagem,
por organismos que deixaram escavações horizontais, sub-horizontais e
verticais;
43
(vii) As argilas detríticas, de composição predominantemente esmectítica, são um
produto do intemperismo de rochas ígneas e metamórficas, sob clima seco e
com pouca lixiviação.
Diagênese
Os processos diagenéticos, ocorridos nesta formação, durante as diferentes fases
(eodiagênese e mesodiagênese), resultam nas seguintes características:
(i) Infiltração Mecânica de Argila
Estudos petrográficos evidenciaram a presença de cutículas (coatings) de argila
detrítica recobrindo grãos ou revestindo poros, e curiosamente, sobre os crescimentos
secundários de feldspato e quartzo. Estas frações argilosas, adicionadas aos
sedimentos depois de sua deposição, alteram características fundamentais da rocha
tais como constituição mineralógica, textura, composição química e porosidade. A
presença das argilas de infiltração nos reservatórios é extremamente danosa, devido,
principalmente, ao seu posicionamento obliterar preferencialmente as gargantas dos
poros. Quando estas argilas encontram-se em quantidades maiores do que 5%,
reduzem apreciavelmente a permeabilidade.
(ii) Presença de Caulinita
Este argilomineral está, geralmente, preenchendo poros ou substituindo grãos,
pseudomatriz, argilas de infiltração e argilas autogenéticas. A presença deste
argilomineral dentro das rochas de reservatório de hidrocarbonetos pode ser
prejudicial.
(iii) Ilitização – Contração
Argilas, predominantemente esmectitas, são encontradas na formação, introduzidas
pela bioturbação e pela infiltração mecânica, ou na forma de intraclastos. Grande
volume de água é expelido das esmectitas durante seu processo de ilitização,
deixando uma feição de contração bem característica. A influência deste processo nas
qualidades permoporosas é positiva, quando se considera o acréscimo de porosidade
devido ao encolhimento das argilas. Entretanto, são negativas quando se trata da
44
possível migração dentro do sistema poroso de fragmentos resultantes do
deslocamento destas cutículas da parede do poro ou da superfície do grão.
(iv) Ocorrência de Calcita
A calcita é, provavelmente, o cimento mais comum em arenitos e pode precipitar tanto
obliterando o espaço poroso, como substituindo componentes detríticos e autigênicos.
A calcita cimentou os sedimentos, principalmente as fácies de granulometria mais
grosseira, por disporem de um sistema permoporoso mais eficiente à circulação de
fluidos diagenéticos. Este cimento ocupa o espaço poroso e substituiu grãos de
arcabouço, pseudomatriz, argilas infiltradas e caulinitas autigênicas.
(v) Ocorrência de Pirita
A pirita está presente nestes sedimentos em quantidades muito pequenas, precipitada
como cimento ou na forma de cristais isolados. Ocorre com maior freqüência junto a
sedimentos finos e argilosos, e secundariamente em arenitos grosseiros associados
aos intraclastos e biotitas.
Geração da Porosidade
Poros de contração são formados pelo encolhimento das argilas quando há perda de
água da sua estrutura, durante o processo de ilitização das esmectitas. Este tipo de
porosidade encontra-se associado aos intraclastos argilosos e síltico-argilosos ou às
argilas infiltradas mecanicamente. Estas feições de contração podem ou não contribuir
para o fluxo dos fluidos dentro dos reservatórios dependendo da efetividade e conexão
com o sistema macroporoso da rocha.
Provavelmente, os poros da lâmina apresentam uma macroporosidade não efetiva e
representada pelos poros intragranulares, móldicos e de contração localizada, as suas
gargantas são estreitas, dificultando a extração de fluidos que estejam contidos no
interior destes poros.
3.1.3. Geologia de Formação do Calcissiltito
A seqüência carbonática desta formação representa a deposição em um mar
epicontinental, em ambiente hipersalino de águas quentes, sob clima quente e seco.
45
Nos sedimentos carbonáticos, dois minerais predominam: a aragonita e a calcita.
Ocorrem dois tipos de calcita: calcita ordinária, com baixo teor de Mg e calcita
magnesiana. Assim, a composição mineralógica de sedimentos carbonáticos pode ser
enquadrada num sistema de três componentes: aragonita, calcita e calcita
magnesiana.
A calcita magnesiana, que ocorre nas partes duras de certos organismos marinhos e
como cimento marinho, é a forma mais importante de ocorrência de carbonato de
cálcio. Organismos, que secretam calcita magnesiana, são algas vermelhas,
foraminíferos bentônicos, briozoários e equinóides.
Aragonita é o carbonato ortorrômbico mais comum, e também ocorre no esqueleto de
muitos organismos e nos sedimentos derivados deles.
Calcita é o constituinte primário dominante em carapaças de foraminíferos
planctônicos. Tem-se observado que rochas carbonáticas com mais de 50% de
foraminíferos planctônicos tendem a ser ricas em calcita com baixo teor de Mg.
Os sedimentos carbonáticos depositados em águas profundas tendem a se constituir
dominantemente por calcita estável. A seqüência de estabilidade em ordem
decrescente dos minerais de CaCO3, os quais compõem os sedimentos carbonáticos,
sob condições naturais é: calcita, aragonita, calcita magnesiana. A partir disso, pode-
se deduzir que, com o processo diagenético, o sedimento primeiro tende a perder sua
fração de calcita magnesiana, pela perda do Mg, e depois se converte em aragonita. O
resultado desse processo é uma rocha constituída somente de calcita.
A formação consiste em calcarenitos oolitícos, oncolitícos e peloidais, depositados em
ambiente de águas rasas, quentes e salinas. Relacionando essas rochas às
observações recentes, pode-se concluir que, em termos mineralógicos, na época da
deposição dos sedimentos da formação, os minerais carbonáticos eram
provavelmente aragonita e calcita magnesiana. Entretanto, esses sedimentos sofreram
vários processos diagenéticos que certamente modificaram sua mineralogia original.
A porosidade inicial é alterada pelos processos de compactação. Portanto, durante os
processos de estabilização mineralógica, nos quais a rocha se constitui somente por
calcita, a porosidade não é alterada.
46
Análises de difratogramas mostram que as rochas da formação apresentam como
mineral predominante a calcita e, secundariamente aragonita e dolomita. A
observação de rochas compostas quase que inteiramente por calcita, permite concluir
que o processo diagenético de transformação mineralógica foi bastante ativo,
ocorrendo possivelmente durante a passagem dessas rochas por um ambiente freático
meteórico (SOUZA et al., 1993).
Diagênese
Dois ambientes diagenéticos são importantes na diagênese das rochas carbonáticas
superficial ou próximo à superfície e de subsuperfície (SOUZA et al., 1993).
Considerando o calcissiltito estudado, o ambiente mais importante é o de
subsuperficie.
Diagênese de Subsuperficie
A diagênese de subsuperficie engloba uma série de processos, incluindo compactação
mecânica, compactação química, cimentação, substituição, além da dissolução e
fraturamento. Os mais importantes são:
(i) Compactação Mecânica
A compactação mecânica é responsável por cerca de 3/1 a 2/1 da redução de
porosidade necessária para transformar sedimentos suportados por matriz em
calcários litificados. A perda de água e a reorientação mecânica dos grãos produzem
um arcabouço estável, capaz de resistir às pressões de soterramento adicionais. Na
maioria dos casos, a deformação dos grãos é necessária para haver redução
significativa da porosidade.
(ii) Compactação Química
A compactação química ou dissolução por pressão é o segundo fator na redução de
porosidade em subsuperficie. O termo compactação química foi introduzido para
descrever a perda de porosidade em calcários sem a adição de material carbonático
novo. Três tipos de feições de compactação química são comuns nas rochas
carbonáticas: dissolução inter ou intra-granular, soluções de suturas e estilólitos.
47
Feições de dissolução inter e intra-granular ocorrem no contato dos grãos. Soluções
de suturas representam discretas superfícies de dissolução que se estendem por meio
de muitos grãos. Estilólitos são similares à dissolução de suturas, mas têm maior
amplitude. Normalmente são formados em rochas carbonáticas grosseiras. Estilólitos
formam-se comumente durante os estágios finais da diagênese, mas antes da perda
completa da porosidade da rocha.
(iii) Evolução dos Processos Diagenéticos
No caso de amostras de altas profundidades, somente os eventos acontecidos durante
a mesodiagênese são importantes. Eles correspondem à dissolução por pressão
(compactação química) que libera CaCO3 e proporciona a formação de cimento em
poros relativamente próximos. A cimentação por calcíta, que oblitera a porosidade,
parece ser um importante processo em subsuperficie, mas que, quimicamente, não
pode ser caracterizado.
Outras feições da diagênese de subsuperficie são a dissolução e a cimentação de
fraturas, sendo comuns as fraturas alargadas por dissolução e cimentadas total ou
parcialmente.
O desenvolvimento de intensa rede de estilólitos e acentuada diminuição da
porosidade total da rocha são o resultado dos últimos eventos diagenéticos.
3.2. Propriedades Petrográficas
As propriedades mineralógicas e texturais são informações proporcionadas pelo
CENPES, provenientes de lâminas delgadas. Este tipo de caracterização é de grande
utilidade na corroboração dos processos geológicos de formação da rocha, descritos
no item anterior, e para a compreensão do comportamento geomecânico dos
materiais.
3.2.1. Lâminas Petrográficas
A técnica para confecção de lâminas petrográficas das rochas estudadas é a
desenvolvida no Laboratório de Petrografia do CENPES, e obedece ao fluxograma
apresentado na Figura 3.1.
48
Figura 3.1. Fluxograma dos procedimentos de confecção de lâminas petrográficas
(CESERO & DE ROS, 1989).
A densidade específica dos grãos ( sG ) pode ser obtida por meio da análise de uma
lâmina delgada da rocha em microscópio. Esta análise permite a avaliação da
constituição mineralógica da rocha e da proporção do volume que cada tipo de mineral
ocupa e, desta forma, a estimativa de sG é dada através da expressão :
∑=
=n
1iisis VGG
(3.1)
Onde:
Registro e preparação
Formatação
Impregnação
Desbaste e polimento
Montagem e cravação
Corte
Rebaixamento e polimento
Cobertura (lamínula)
Testemunhos e amostras
de mão
Amostras de calha e laterais fragmentadas
Acab
amen
to
Con
fecç
ão d
e lâ
min
a Pr
epar
ação
da
amos
tra
49
siG : densidade relativa do constituinte mineral i;
iV : porcentagem do volume da lâmina ocupado pelo constituinte mineral i.
Foram confeccionadas pelo menos uma lâmina de cada testemunho, objetivando a
determinação da mineralogia e textura das rochas estudadas. A Tabela 3.1 resume as
lâminas confeccionadas para cada tipo de material. Embora a quantidade de lâminas
seja limitada para uma descrição geológica aprofundada, as informações resultantes
são importantes para a adoção de métodos de ensaio, tais como a escolha do fluido
de saturação.
Tabela 3.1. Lâminas petrográficas disponíveis das rochas estudadas.
Arenito A Arenito B Calcissiltito
Lâmina 1 (base CP1 e
CP2)
Lâmina 4 (testemunho
vizinho)
Lâmina 6 (Topo
CP27)
Lâmina 2 (entre CP6 e
CP7)
Lâmina 5 (entre CP16 e
CP17)
Lâmina 3 (entre CP10 e
CP11)
3.2.2. Análises das Lâminas Petrográficas
As propriedades mineralógicas e texturais são apresentadas com a descrição das
lâminas e o cálculo da densidade específica dos grãos ( sG ). A descrição petrográfica
das lâminas foi realizada no Laboratório de Geologia do CENPES. A Tabela 3.2
apresenta as informações texturais e a Tabela 3.3 apresenta as informações
mineralógicas de cada lâmina analisada para os arenitos A e B.
Nas lâminas do arenito A observa-se uma porosidade variando de muito reduzida a
12%, de origem primária intergranular e secundária intragranular, causada por
dissolução de feldspatos. Outro evento diagenético observado foi a albitização de
feldspatos.
As três lâminas do arenito A registram que a rocha foi cimentada predominantemente
por calcita. O teor de calcita é elevado na lâmina 1 (37%), sendo responsável pela
reduzida porosidade dos CP01 e CP02. A lâmina 3 apresenta uma pseudomatriz
argilosa (9%). Nas outras lâminas, entretanto, o teor de argilominerais é desprezível. O
50
arcabouço é constituído por quartzo, feldspato, fragmentos de rocha e mica, os teores
de quartzo situam-se em uma média de 30%.
As duas características mais importantes mostradas pelas lâminas do arenito B são a
matriz argilosa tipo ilita-esmectita com teores elevados entre 27 e 40%, e o tipo de
porosidade de canal devido ao encolhimento da matriz argilosa. Estas características
contribuíram na elevada porosidade e a reduzida permeabilidade da rocha,
classificado-a como um arenito com matriz argilosa. Uma determinação visual das
amostra evidenciou as intercalações de litologias e os planos de fraqueza no momento
de realizar ensaios mecânicos, como mostrado na Figura 3.2.
Figura 3.2. Aspecto das amostras do arenito B.
Tabela 3.2. Propriedades texturais das lâminas petrográficas dos arenitos A e B.
Textura No.lâmina
(Rocha) Granulometria Arredondamento Contatos Empacotamento
1 (arenito A) Fina Angular/
Subangular Pontual Fechado
2 ( arenito A) Média/Grossa Angular Pontual Normal
3 (arenito A) Fina/Média Angular/
Subangular Pontual
Normal
4 (arenito B) Areia Fina Subangular Pontual Normal
5 (arenito B) Areia Grossa/Média Subangular Pontual Normal
51
Tabela 3.3. Propriedades mineralógicas das lâminas petrográficas dos arenitos A e B. Composição Poros
Arcabouço Cimento Matriz
No.lâm.
(Rocha) Esp. % Esp. % Tipo % %
1
(arenito A)
Quartzo
Feldspato
Fragmento
de Rocha
Mica
28
13
11
2
Calcita
Caulinita
Feldspato
Quartzo
37
3
2
1
- -
2(IP)
1(IS)
2
(arenito A)
Quartzo
Feldspato
Fragmento
de Rocha
Mica
Granada
32
16
38
3
-
Calcita
Feldspato
3
-
Argila 5 2 (IP)
1 (IS)
3
(arenito A)
Quartzo
Feldspato
Fragmento
de Rocha
Mica
30
25
12
1
Calcita
Caulinita
Pirita
Titânio
Feldspato
7
9
1
-
-
12 (IP)
3 (IS)
4
(arenito B)
Quartzo
Feldspato
Fragmento
de Rocha
Mica
35
6
2
1
Calcita
Pirita
4
1
Ilita
Esmectita
40
11(CE)
5
(arenito B)
Quartzo
Feldspato
Fragmento
de Rocha
32
19
12
Calcita
Pirita
6
2
Ilita
Esmectita
Caulinita
27
2
-
IP:Intergranular Primário IS:Intragranular Secundário CE:Canalizada Encolhida
Lâmina 6 do calcissiltito: Conforme mencionado no item anterior, as amostras deste
poço são rochas carbonáticas. Realizou-se uma lâmina para análise petrográfica,
embora sua análise seja dificultada pela composição da rocha, que aparentemente só
contém uma matriz carbonática (Figura 3.2), sem distinção de grãos.
52
A lâmina 6 se classifica geologicamente como um Calcissiltito Peloidal, rico em
foraminíferos plantônicos (globigerinóides) e bentônicos (Patellina e rotalídeos).
Apresenta microporosidade dispersa desprezível, além de quantidades insignificantes
de silte, palhetas de muscovita e biotita. Observa-se a presença de estilólitos. Para a
determinação de alguns parâmetros físicos, considerou-se que o mineral constituinte é
a calcita. A porosidade para cálculos posteriores foi obtida da média de vários ensaios
petrofísicos, devido à dificuldade de interpretação da lâmina.
Figura 3.2. Aspecto do testemunho do calcissiltito e ampliação da lâmina petrográfica.
A Tabela 3.4 apresenta os valores de densidade específica dos grãos calculados pela
Equação 3.1 para cada lâmina petrográfica.
Tabela 3.4. Densidade específica dos grãos obtida de lâmina delgada.
Rocha Lâmina sG
Arenito A 1 2,65 Arenito A 2 2,66 Arenito A 3 2,62 Arenito B 4 2,73 Arenito B 5 2,74
Calcissiltito 6 2,70
A densidade dos grãos das lâminas petrográficas varia de 2,62 a 2,74. No arenito A, o
valor médio de sG é 2,64, próximo ao do quartzo, o que corrobora os altos teores de
53
quartzo e fragmentos de rochas presentes nas amostras. No arenito B, o valor de sG
médio é de 2,73, superior ao do arenito A, devido ao elevado teor de ilita na matriz da
rocha. No calcissiltito, a densidade dos grãos corresponde ao valor da calcita (2,70),
único mineral constituinte visível da lâmina 6.
3.3. Propriedades Índice
A determinação das propriedades físicas das rochas estudadas foi realizada
utilizando-se amostras dos poços estudados. Também foram considerados os dados
obtidos dos ensaios de rotina, realizados em amostras oriundas das profundidades
mais próximas aos corpos de prova estudados nesta pesquisa.
Os ensaios para a determinação das propriedades físicas das rochas foram realizados
segundo os procedimentos usuais dos Laboratórios de Petrofisica do CENPES (TR
140/2004), que atendem às recomendações da ISRM (1981) e NUNES (1989).
3.3.1. Determinação do Volume de Grãos e de sua Densidade
Os volumes de grãos foram medidos por injeção de hélio, utilizando-se o método da
Lei de Boyle. O porosímetro é calibrado com bastões de aço de volume conhecido. Os
padrões de verificação empregados são os do arenito Berea e do Titânio, sendo
medidos antes de cada teste. As amostras são conservadas em um dessecador até o
momento de medição do volume de grãos, reduzindo-se, desta forma, o risco da perda
do teor de umidade original.
3.3.2. Medições de Permeabilidade ao Ar e da Porosidade
Os volumes de poros são medidos por injeção de hélio, utilizando-se o método da lei
de Boyle. As permeabilidades em regime permanente são determinadas sob uma
pressão confinante líquida constante, utilizando o Porosímetro/Permeâmetro Frank
Jones de regime permanente. Os valores de permeabilidade, com efeito Klinkenberg,
foram calculados em regime permanente. Ressalta-se que o aumento de
permeabilidade resultante dos ensaios executados com hélio pode ser considerado
desprezível para as rochas estudadas (NUNES, 1989).
54
3.3.3. Análise e Resultados das Propriedades Físicas
As propriedades físicas foram determinadas através das medidas do volume, peso
seco e peso saturado das amostras, antes dos ensaios mecânicos, utilizando-se as
fórmulas apresentadas na Tabela 2.1 do Capítulo 2. A Tabela 3.5 contem os valores
assim obtidos de teor de umidade ( w ), porosidade (n ), índice de vazios ( e ), peso
específico seco ( dγ ) e saturado ( satγ ) e grau de saturação (S ).
Tabela 3.5. Propriedades índice calculadas dos corpos de prova das rochas
estudadas.
CP w
(%)
n
(%)
e dγ
(g/cm3) satγ
(g/cm3) S (%)
Arenito A CP1 2,57 6,43 0,069 2,51 2,57 ND CP2 2,36 6,02 0,064 2,55 2,61 34,4 CP3 6,58 14,47 0,169 2,20 2,35 49,0 CP4 6,41 13,98 0,162 2,18 2,32 22,1 CP5 7,01 15,32 0,181 2,19 2,34 62,6 CP6 6,80 14,72 0,173 2,17 2,31 35,8 CP7 3,03 7,25 0,078 2,39 2,47 11,0 CP8 3,13 7,48 0,081 2,39 2,47 21,0 CP9 6,83 14,87 0,175 2,18 2,33 47,3
CP10 6,56 14,39 0,168 2,19 2,34 46,9 CP11 5,94 13,07 0,150 2,20 2,33 26,6 CP12 6,61 14,25 0,166 2,16 2,30 23,6 CP21 6,40 13,83 0,161 2,16 2,30 10,3 CP22 6,41 13,90 0,161 2,17 2,31 19,5 CP23 5,79 12,86 0,148 2,22 2,35 38,0
Arenito B CP19 4,70 10,60 0,119 2,25 2,36 36,0
Calcissiltito CP24 6,38 14,11 0,164 2,21 2,35 22,5 CP25 6,57 14,47 0,169 2,20 2,35 35,0 CP26 6,15 14,03 0,163 2,28 2,42 73,3 CP27 2,35 5,98 0,064 2,55 2,61 ND Obs.: ND: não disponível
Considerando-se os CPs do arenito A, observa-se que o teor de umidade varia de 2,36
a 7,01%, a porosidade cresce de 6,0 a 15,3%, identificando-se dois grupos distintos,
arenitos pouco porosos com valor médio de 6,8% (CP1, CP2, CP7 e CP8) e porosos
55
com média de 14,2%. Os pesos específicos secos variam de 2,16 a 2,51 g/cm3. A
faixa de variação do grau de saturação é de 10,3% a 62,6%.
Os CPs do arenito B conservaram-se em óleo depois da sua preparação, portanto,
não se dispõe do peso seco, que permite calcular alguns parâmetros físicos. Somente
o corpo de prova 19 submeteu-se à limpeza e saturação, porque foi usado para o
ensaio de compressão hidrostática sem membrana. O valor de porosidade calculado é
de 10,6%.
Os CP24, CP25 e CP26 da rocha calcissiltitica têm uma porosidade média de 14,2%,
embora o CP 27 apresente uma porosidade de 6% e propriedades diferentes dos
outros CPs.
As propriedades físicas também foram determinadas através de ensaios no
Laboratório da Petrofísica do CENPES, utilizando-se amostras específicas dos
ensaios físicos. A Tabela 3.6 apresenta as propriedades físicas médias, medidas nas
amostras obtidas nas vizinhanças dos CPs, selecionados para ensaios mecânicos.
São reportados os valores de permeabilidade (k), porosidade (n), peso específico dos
grãos (γs), densidade dos grãos ( sG ) e índice de vazios (e).
Tabela 3.6. Propriedades físicas medidas nas amostras das rochas estudadas.
Rocha CP*
k
(mD)
n
(%)
sγ
(g/cm3)
sG
e
Arenito A CP1 <0,10 7,40 2,76 2,76 0,080 Arenito A CP2 <0,10 7,40 2,76 2,76 0,078 Arenito A CP3 19,00 12,40 2,66 2,66 0,142 Arenito A CP4 19,00 12,40 2,66 2,66 0,142 Arenito A CP5 33,80 15,90 2,65 2,65 0,199 Arenito A CP6 33,80 15,90 2,65 2,65 0,199 Arenito A CP7 19,20 15,40 2,65 2,65 0,182 Arenito A CP8 19,20 15,40 2,65 2,65 0,182 Arenito A CP9 86,30 16,60 2,65 2,65 0,199 Arenito A CP10 86,30 16,60 2,65 2,65 0,199 Arenito A CP11 89,20 15,60 2,64 2,64 0,185 Arenito A CP12 89,20 15,60 2,64 2,64 0,185 Arenito A CP21 33,80 15,90 2,65 2,65 0,189 Arenito A CP22 33,80 15,90 2,65 2,65 0,185 Arenito A CP23 89,20 15,60 2,64 2,64 0,182 Arenito B CP19 0,5 15,4 2,58 2,58 0,185 Arenito B CP*1 1,6 18,2 2,60 2,60 0,222
56
Calcissiltito CP*2 <0,1 10,3 2,69 2,69 0,113 Calcissiltito CP*3 0,04 12,1 2,70 2,70 0,135 Calcissiltito CP*4 0,04 11,2 2,69 2,69 0,124
Obs.: *: corpo de prova utilizado exclusivamente para os ensaios da petrofísica.
Os valores da permeabilidade das amostras do arenito A realmente são muito
variáveis, de <0,10 a 89,20mD. O elevado teor de calcita apresentado na lâmina 1 é
verificado pelos valores da densidade dos grãos ( sG ) de 2,76 dos CP1 e CP2. No
entanto, nos outros CPs o mineral predominante é o quartzo com o valor de sG =2,65.
A porosidade cresce de 7,0 a 16,6%, novamente identificando dois tipos de arenitos,
os poucos porosos com um valor médio de 7,4% (CP1 e CP2) e porosos com média
de 15,3 %. Os dois valores são maiores quando comparados com os valores médios
obtidos dos corpos de prova utilizados para ensaios mecânicos.
O arenito B e o calcissiltito têm permeabilidades baixas e iguais a 1,1 e 0,04 mD,
respectivamente. Estes valores reduzidos justificam a dificuldade de saturação destes
corpos de prova.
3.4. Considerações Finais
As informações proporcionadas pela análise das lâminas petrográficas das amostras
do arenito A corroboram os dados gerais fornecidos pela análise da geologia da
formação. Os processos de cimentação destes arenitos foram mais efetivos que os de
compactação. Essa cimentação foi agressiva, dissolvendo e substituindo os
constituintes detríticos, principalmente os feldspatos.
Este processo influenciou a variação da granulometria de fina, média e grosseira nos
corpos de prova de profundidades muito próximas. . Este processo também influenciou
a variação da porosidade, dominantemente do tipo secundária, entre 7,4 a 15,8% e da
permeabilidade compreendida entre < 0,1 e 89,2mD.
As propriedades físicas das amostras do arenito B corroboram as características
descritas pela geologia da formação. O elevado teor de argilas do tipo ilita-esmectita é
responsável pela reduzida permeabilidade e comportamento expansivo quando
saturada com água. A porosidade de canal dificulta a interconexão entre poros
também contribuindo para a baixa permeabilidade.
57
Nas amostras do calcissiltito, pode-se concluir que a reduzida permeabilidade é
conseqüência dos elevados graus de compactação e cimentação por carbonatos, além
da micro porosidade da pseudomatriz argilosa, não visível nas lâminas petrográficas.
58
CAPÍTULO IV
METODOLOGIA EXPERIMENTAL PARA CARACTERIZAÇÃO MECÂNICA
Neste capítulo descrevem-se os métodos adotados para a preparação dos corpos de
prova, os procedimentos dos ensaios mecânicos e as teorias utilizadas para analisar
os resultados.
Alguns procedimentos de ensaio fazem parte de metodologias desenvolvidas pelo
CENPES e padronizadas para seus laboratórios, como é o caso dos ensaios
mecânicos, onde as amostras são saturadas com óleo. Nos procedimentos dos
ensaios, procurou-se seguir as recomendações da ISRM (1981). Entretanto, algumas
alterações de metodologia foram necessárias tendo em vista a natureza branda dos
arenitos A e B. Ressalta-se que as recomendações da ISRM (1981) contemplam
dominantemente as rochas duras.
As equações utilizadas para análise dos resultados provêm de teorias amplamente
reconhecidas na mecânica das rochas, como as de Biot (1941), Terzaghi (1936),
Taylor (1944), Mohr Coulomb (1773) e Hoek e Brown (1981).
4.1. Distribuição das Amostras de Estudo Apesar do reduzido número de CPs do arenito B e do calcissiltito, procurou-se garantir
uma amostra para cada tipo de ensaio. Desta forma, os CPs das rochas estudadas
foram selecionados conforme a Tabela 4.1.
4.2. Preparação dos Corpos de Prova
A confiabilidade dos resultados dos ensaios físicos e mecânicos depende, em grande
parte, das condições de conservação das amostras após a perfuração, da preparação
dos corpos de prova e saturação e/ou manutenção do fluido intraporos da rocha. Esta
série de cuidados repercute na alteração das propriedades da rocha.
59
Tabela 4.1. Distribuição dos CPs para a realização dos ensaios mecânicos.
Amostras Tipo de Ensaio
Arenito A Arenito B Calcissiltito
Compressão uniaxial
CP8, CP9, CP10,
CP12, CP1A, CP5A,
CP13A, CP44D
CP15 CP24
Compressão Triaxial
CP4, CP5, CP6, CP7,
CP11, CP21, CP22,
CP2A, CP3A, CP4A,
CP6A, CP9A, CP10A,
CP11A,CP42D,CP43D,
CP45D
CP13, CP14,
CP17, CP18,
CP19, CP20,
CP13, CP14,
CP17, CP18,
CP20
CP25, CP26,
CP27
Ensaio Brasileiro
15 Discos 4 Discos 4 Discos
Compressão Hidrostática
sem membrana
CP23 CP19 CP27
Fluência CP1, CP2 CP16 CP25
4.2.1. Conservação dos Testemunhos
Ao retirar um testemunho para avaliação no laboratório é importante preservar
as características originais do material. Sabe-se que o testemunho sofre
deformações devido ao alívio das tensões in situ e variação da temperatura.
Entretanto, o teor de umidade, o fluido intraporos e a mineralogia podem ser
preservados.
Algumas medidas adotadas pela PETROBRÁS para transporte e conservação
de amostras consistem em cortar o testemunho em segmentos de 0,90m e
colocá-lo imerso em óleo mineral ou outros óleos dentro de cilindros de PVC.
Em alguns casos, utiliza-se plástico selante ou folhas de alumínio. Porém,
estes métodos são inapropriados para material com alto teor de argila, como o
folhelho, pois não garantem a preservação da umidade natural.
60
4.2.2. Preparação dos Corpos de Prova
Os CPs dos ensaios mecânicos de compressão uniaxial, triaxial e fluência apresentam
a forma cilíndrica, com uma relação altura/diâmetro que varia entre 2 e 3, conforme as
especificações sugeridas pela ISRM (1981) e NUNES (1989).
Cuidados especiais foram tomados na preparação da superfície dos CPs. As
extremidades foram polidas, uma vez que a rugosidade superficial poderia gerar
concentrações de tensões e induzir pequenas fraturas por tração, na região da
amostra em contato com os pratos de aço distribuidores do carregamento. As
extremidades eram paralelas entre si e perpendiculares ao eixo do cilindro da amostra,
a fim de garantir a uniformidade de distribuição do carregamento axial. A Tabela 4.2
resume as etapas realizadas para a preparação dos corpos de prova.
4.2.3. Limpeza dos Corpos de Prova
As amostras oriundas de poços de petróleo perfurados sob o mar apresentam
substâncias e fluidos nos poros. A limpeza foi feita por destilação de solventes. Este é
o método mais utilizado para a extração de óleo, água e sais, originais da formação.
Consiste na embebição da amostra em solventes orgânicos aquecidos, tipicamente
tolueno no caso de óleo e metanol para água e sais.
As amostras desta pesquisa foram descontaminadas no extrator tipo Soxhlet,
utilizando o método da destilação de solventes. O extrator possui três peças principais:
o balão de aquecimento do solvente, o condensador e a câmara onde ficam as
amostras.
Nos extratores do tipo Soxhlet o processo é cíclico. O solvente é destilado na câmara
de amostras onde permanece até alcançar o nível do sifão, quando retorna
contaminado para o balão de aquecimento, é reiniciado o processo, até que o solvente
retorne limpo.
A limpeza das amostras foi realizada no Laboratório de Petrofísica do CENPES. As
amostras foram submetidas somente à descontaminação do óleo, em função do
reduzido período de tempo disponível para a limpeza do material.
61
Tabela 4.2. Preparação dos corpos de prova. Fase Operação Descrição Ilustração
1 Corte Corte com serra dos testemunhos.
2 Plugagem
Extração do CP com diâmetro de
38,1mm (1,5 pol.) ou 50,4 mm (2,0
pol).
3 Faceamento
Desbaste de topo e base, para
obtenção de superfícies planas,
paralelas entre si e perpendiculares
ao eixo longitudinal do CP.
4 Limpeza e
Secagem
Extração de resíduos de óleo em
soxhlet. Após a limpeza, secagem
em estufa a 60˚C por quatro horas
ou até estabilização do peso seco.
5 Saturação
Técnicas:
Submersão do CP em água e
aplicação de vácuo na superfície
livre da água.
Submersão do CP em água em um
Becker.
Submersão do CP em óleo e
aplicação de vácuo.
62
A limpeza completa dos CPs pode durar meses, fato que, em muitos casos, inviabiliza
este procedimento, quando o objetivo final são ensaios mecânicos. Freqüentemente,
necessita-se das propriedades mecânicas rapidamente, a fim de apoiar decisões para
os problemas apresentados nas perfurações.
4.2.4. Saturação dos Corpos de Prova
A saturação dos CPs foi realizada de duas formas, considerando o tempo disponível
para esta etapa:
(i) Imersão em água destilada sem ar ou óleo OB-9 (padrão do laboratório de
Mecânica das Rochas do CENPES) em dessecadores, com aplicação de
vácuo por um período mínimo de duas horas e pesagens sucessivas até a
estabilização do peso;
(ii) Colocação dos CPs em becker submersos em água destilada sem ar por um
período mínimo de 72 horas, com pesagens sucessivas até a estabilização do
peso.
É importante ressaltar o tipo de fluido nos poros das amostras, resultante das técnicas
e condições de saturação. Assim, tem-se 3 condições para as amostras do arenito A:
• Saturação de amostras limpas com água destilada;
• Saturação de amostras limpas com óleo OB-9;
• Saturação de amostras sem limpeza com óleo OB-9. Nesta condição, o fluido
intraporos é constituído pela mistura do fluido da própria formação e óleo OB-9 da
saturação por pressão de vácuo.
As amostras do arenito B foram tratadas de forma diferente, uma vez que o
testemunho foi retirado do poço e conservado em óleo diesel. Assim, os corpos de
prova foram preparados e submersos no mesmo óleo diesel até o momento do ensaio.
Assim, o fluido intraporos constitui-se pelo fluido da formação e óleo diesel.
As amostras do calcissiltito foram limpas e saturadas com óleo OB-9 através da
aplicação de vácuo. Foram mantidas submersas neste óleo, dentro de um becker, até
o momento do ensaio.
63
As características geométricas, de preparação (limpeza em soxhlet) e de saturação
dos CPs cilíndricos e discos são apresentadas nas Tabelas 4.3 e 4.4,
respectivamente.
Tabela 4.3. Características dos CPs cilíndricos das rochas estudadas.
Corpo de Prova
Diâmetro (mm) Altura (mm) Relação H/D Limpeza no
Soxhlet Fluido de Saturação
Arenito A
CP1 50,57 101,19 2,00 Sim A CP2 50,53 100,46 1,99 Sim OB-9 CP3 50,34 100,25 1,99 Sim A CP4 50,43 100,94 2,00 Sim OB-9 CP5 50,53 99,44 1,97 Sim A CP6 50,51 98,88 1,96 Sim OB-9 CP7 50,52 100,39 1,99 Sim A CP8 50,50 100,95 2,00 Sim OB-9 CP9 50,48 100,48 1,99 Sim OB-9
CP10 50,50 100,47 1,99 Sim A CP11 50,01 98,48 1,97 Sim A CP12 50,77 102,11 2,01 Sim A CP21 38,12 80,83 2,12 Sim OB-9 CP22 38,18 80,53 2,11 Sim A CP23 38,18 80,79 2,12 Sim OB-9 CP1A 38,25 84,79 2,22 Não FF+OB-9 CP2A 38,19 83,43 2,18 Não FF+OB-9 CP3A 37,93 83,68 2,21 Não FF+OB-9 CP4A 38,47 84,01 2,18 Não FF+OB-9 CP5A 25,54 58,01 2,27 Não FF+OB-9 CP6A 25,48 53,04 2,08 Não FF+OB-9 CP9A 38,41 83,96 2,19 Não FF+OB-9
CP10A 38,43 85,33 2,22 Não FF+OB-9 CP11A 38,08 81,23 2,13 Não FF+OB-9 CP13A 25,25 57,26 2,27 Não FF+OB-9 CP42D 36,90 69,36 1,88 Não FF+OB-9 CP43D 38,22 72,62 1,90 Não FF+OB-9 CP44D 36,87 68,07 1,85 Não FF+OB-9 CP45D 38,09 72,72 1,91 Não FF+OB-9
64
Corpo de Prova
Diâmetro (mm) Altura (mm) Relação H/D Limpeza no
Soxhlet Fluido de Saturação
Arenito B
CP13 38,25 87,89 2,30 Não FF+OD CP14 38,17 86,82 2,27 Não FF+OD CP15 38,22 88,66 2,32 Não FF+OD CP16 37,92 87,88 2,32 Não FF+OD CP17 38,22 88,83 2,32 Não FF+OD CP18 38,21 87,86 2,30 Não FF+OD CP19 38,31 87,27 2,28 Sim FF+OD CP20 38,17 89,33 2,34 Não FF+OD
Calcissiltito
CP24 38,22 79,41 2,08 Sim OB-9 CP25 38,39 78,53 2,05 Sim OB-9 CP26 38,09 78,77 2,07 Sim OB-9 CP27 38,15 80,56 2,11 Sim OB-9
Obs.: A: água OB-9: óleo mineral inerte OB-9 FF: fluido da formação OD: óleo diesel
No arenito A, todos os CPs limpos em soxhlet para retirada de óleo (CP1 a CP12 e
CP21 a CP23) foram ensaiados dentro da bateria de testes planejada nesta pesquisa,
enquanto os outros corpos de prova são parte dos ensaios de rotina realizados no
laboratório de Mecânica de Rochas do CENPES, para determinar a estabilidade de
poços. Por este motivo, estes corpos de prova não foram submetidos à limpeza, em
função da urgência de obtenção de resultados.
Dentre dos CPs obtidos do testemunho do arenito B, somente o CP19 foi limpo para
realizar o ensaio de compressão hidrostática sem membrana e determinar as
propriedades físicas da amostra.
65
Tabela 4.4. Características dos discos das rochas estudadas. Corpo de
Prova
Diâmetro (mm) Altura (mm) Relação H/D Limpeza no
Soxhlet Fluido de Saturação
Arenito A
D1 50,60 25,67 0,51 Sim A D2 50,70 25,68 0,51 Sim OB-9 D3 50,51 25,83 0,51 Sim OB-9 D4 50,42 25,75 0,51 Sim OB-9 D5 50,54 25,73 0,51 Sim OB-9 D6 50,61 25,88 0,51 Sim OB-9 D7 50,57 26,95 0,53 Sim OB-9 D8 50,45 26,61 0,53 Sim A D9 50,50 26,38 0,52 Sim A
D10 50,56 25,98 0,51 Sim A D11 50,54 26,27 0,52 Sim FF+OB-9
CP7A 49,98 25,24 0,51 Não FF+OB-9 CP8A 49,78 26,06 0,52 Não FF+OB-9
CP14A 50,68 25,43 0,50 Não FF+OB-9 CP15A 50,49 25,60 0,51 Não FF+OB-9
Arenito B
D14 50,91 25,47 0,50 Não FF+OD D15 50,87 25,41 0,50 Não FF+OD D16 50,83 25,43 0,50 Não FF+OD D17 50,89 25,35 0,50 Não FF+OD
Calcissiltito
D1 50,84 25,15 0,49 Não OB-9 D2 50,36 25,47 0,51 Não OB-9 D3 50,35 25,33 0,50 Não OB-9 D4 50,32 25,30 0,50 Não OB-9
Obs.: A: água OB-9: óleo mineral inerte OB-9 FF: fluido da formação OD: óleo diesel
4.3. Metodologias de Ensaios
A caracterização mecânica, nesta pesquisa, cobre o estudo detalhado das
propriedades de resistência, deformação e viscosidade das rochas. A realização de
66
ensaios como compressão uniaxial, compressão triaxial, compressão diametral,
compressão hidrostática e fluência, permitem obter a resistência à compressão
uniaxial (qu), resistência à tração (σt), módulo de Young (E ), coeficiente de Poisson
(ν), módulos de compressibilidade ( sC,C ), viscosidade ( η ), entre outros. Pode-se
determinar também a envoltória de resistência do material, obtendo-se os parâmetros
de resistência ao cisalhamento: ângulo de atrito (φ’) e coesão (c’).
O ensaio de compressão hidrostática foi realizado, em diferentes condições, com o
objetivo de se obter os parâmetros poro-elásticos do material. Os testes foram
executados sob condições drenadas com membrana, não drenadas com membrana e,
finalmente, o ensaio sem membrana drenado.
Todos os ensaios mecânicos foram realizados no Laboratório de Mecânica de Rochas
do CENPES, no sistema de ensaios geomecânicos MTS 315.02S, com capacidade de
2700KN de compressão axial e 80MPa de pressão confinante, mostrado na Figura 4.1.
O monitoramento das deformações axial e radial foi realizado através de transdutores
de deformação, acoplados diretamente aos corpos de prova, externos à membrana.
Figura 4.1. Equipamento para ensaios geomecânicos utilizado.
Os procedimentos para realização dos ensaios obedeceram às recomendações
apresentadas por NUNES (1989), no seu estudo de arenitos brasileiros e BLOCH
67
(1993 e 1999), com arenitos brasileiros típicos de reservatório de petróleo ensaiados
no mesmo laboratório do CENPES.
A realização de ensaios de compressão em rochas brandas e porosas, com aplicação
de velocidades de carregamentos elevadas, pode levar os CPs à ruptura em tempos
curtos. Os tempos curtos dificultam o acompanhamento dos ensaios e a visualização
das alterações da rocha. As amostras podem passar de uma para outra região de
forma pouco perceptível, mesmo com a constante vigilância das curvas de tensão –
deformação volumétrica. Ensaios realizados em rochas porosas indicaram uma
passagem súbita da região I para a região III, tornando imperceptível a região II
(região elástica). Desta forma, analisou-se a possibilidade do emprego de uma baixa
taxa de deformação, que permitisse acompanhar os ensaios, sem influenciar o
comportamento da rocha, além de reduzir o risco de rupturas violentas.
Cuidados também foram tomados para que a taxa de deformação selecionada não
fosse suficientemente lenta, a fim de minimizar efeitos de fluência do corpo de prova
com teores de argilas mais significativos.
A adoção de uma taxa de deformação baseou-se em estudos realizados em arenitos,
rochas porosas, rochas brandas e rochas sedimentares da literatura. Calculou-se
também a taxa de deformação critica, a qual foi comparada com a taxa adotada nos
ensaios triaxiais drenados.
4.3.1. Ensaio de Compressão Uniaxial
A resistência à compressão uniaxial correspondente à carga de ruptura da amostra é
expressa por:
APquc ==σ
(4.1)
Onde:
σc; qu : Resistência à compressão uniaxial;
P : Carga de ruptura;
A : Área da amostra.
O comportamento tensão-deformação da rocha ( σ vs ε ) também foi determinado
através de curvas, já que o equipamento permite medir progressivamente as
68
deformações axial e radial do corpo de prova. Assim, obtém-se a curva tensão-
deformação para as condições pré pico, pico e pós pico (quando possível).
Velocidade do carregamento uniaxial
A velocidade de carregamento foi controlada pela taxa de deformação lateral na
maioria dos ensaios, embora, para algumas rochas, tenha sido adotado o controle pela
taxa de deformação axial.
Realizaram-se dois ensaios pilotos com duas diferentes taxas de deformação lateral,
4,20 s/με e 2,00 s/με . O objetivo era escolher a mais adequada em função do tempo
de ruptura recomendado pela ISRM (1981). Os ensaios foram realizados nos CPs do
arenito A, pela maior disponibilidade de amostras. Infelizmente, ensaios pilotos em
amostras dos outros poços não puderam ser realizados, devido ao reduzido número
de CPs.
4.3.2. Ensaio de Compressão Triaxial
O ensaio consiste na compressão axial do cilindro de rocha com a aplicação
simultânea de pressão confinante no entorno da amostra.
Na ruptura, o estado de tensões é:
Ad
31σ
=σ−σ (4.2)
Onde:
σ1: Tensão axial aplicada na amostra;
σ3: pressão confinante aplicada na amostra;
σd: σ1 - σ3: Tensão desviadora aplicada na amostra;
A: área da amostra.
O procedimento usual do ensaio consiste em se aplicar inicialmente a pressão
confinante σ3 e, em seguida, aumentar a tensão axial σ1, mantendo-se σ3 constante.
Medem-se as deformações axiais e radiais para a determinação da variação de
volume da amostra de rocha.
69
Normalmente, a execução de no mínimo três ensaios com pressões confinantes
diferentes permite a determinação da envoltória de resistência do material, na qual
obtêm-se facilmente os parâmetros de resistência ao cisalhamento (ângulo de atrito φ’
e coesão c’).
Preparação do Corpo de Prova para Ensaios Triaxiais
A Figura 4.2 apresenta um corpo de prova montado para o ensaio de compressão
triaxial. A metodologia de preparação das amostras para ensaios triaxiais consiste das
etapas seguintes:
(i) Colocação da membrana de borracha no entorno do CP para evitar que o fluido
dos poros entre em contacto com o fluido de confinamento. Os extremos do
corpo de prova são protegidos por uma membrana de borracha, para facilitar o
ajuste perfeito das tampas de aço e impedir perfurações nos cantos, durante a
aplicação da pressão confinada;
(ii) Dois fios de aço são fortemente apertados no topo e na base para selar a
membrana e prevenir vazamentos do fluido confinado aos poros;
(iii) Instalação dos transdutores de deformação axial e radial para medir as
deformações;
(iv) Introdução do CP na célula triaxial e imersão no fluido de confinamento.
Figura 4.2. Corpo de prova montado para o ensaio de compressão triaxial.
70
Fase de Compressão Hidrostática
Consiste no aumento progressivo da pressão de confinamento, em todas as direções,
até atingir-se a região elástica. Os módulos de compressibilidade drenados e não
drenados foram calculados através das tensões, deformações radiais e axiais
medidas, através da expressão geral:
c
vCσΔεΔ
= radaxv 2 εΔ+εΔ=εΔ (4.3)
Onde:
cσΔ : Variação da pressão confinante;
vεΔ : Variação da deformação volumétrica;
:axεΔ Variação da deformação axial;
:radεΔ Variação da deformação radial.
Os seguintes parâmetros poroelásticos podem ser determinados na fase de
compressão hidrostática (SKEMPTON,1960; BISHOP, 1973a e 1977b):
(i) :Cs módulo de compressibilidade dos grãos da rocha. O CP saturado em
fluido inerte é submetido à compressão hidrostática sem membrana, também
conhecido como unjacketed test.
(ii) :Cd módulo de compressibilidade do CP seco, ensaiado com membrana. A
pressão nos poros do fluido intersticial (ar) é igual à pressão atmosférica;
(iii) :C módulo de compressibilidade sob condições drenadas, ensaiado com
membrana. A pressão nos poros alcança um valor constante. Caso o fluido
seja inerte e a pressão nos poros seja atmosférica, C deve ser,
aproximadamente, igual a Cd.
(iv) :Cu módulo de compressibilidade sob condições não drenadas, ensaiado com
membrana. O módulo depende da variação volumétrica do CP durante a
aplicação da pressão confinante, sendo que, para amostras totalmente
saturadas, a variação de volume é zero, se o fluido de saturação for
incompressível. No ensaio, a poropressão aumenta linearmente com a pressão
confinante e o coeficiente B de Skempton é dado por:
)CC/()CC(n11uB
ssw3 −−+=
σΔΔ
= (4.4)
71
Onde:
n : porosidade;
C: compressibilidade do esqueleto;
wC : compressibilidade da água (MPa-1);
Cs: compressibilidade dos sólidos;
uΔ : incremento da pressão nos poros;
3σΔ : incremento da pressão confinante.
A Eq. 4.4 é sensível às variações da compressibilidade tanto da rocha quanto do fluido
intraporos, sendo que, nesta equação, o fluido considerado é a água (BISHOP, 1973).
A formulação proposta por Terzaghi (1936) foi confirmada por experimentos e mostrou
que as tensões as quais afetam o material e controlam suas deformações eram iguais
à tensão aplicada menos a pressão exercida pelo fluido no interior do espaço poroso.
Essa tensão é conhecida como a tensão efetiva:
u3,3 −σ=σ (4.5)
Este conceito também é aplicado para o estudo de tensões em rochas. Segundo BIOT
(1941), a pressão de poros poderia também afetar a deformação das rochas e, desta
forma, a tensão efetiva seria resultado da tensão total menos parte da pressão de
poros:
u3,3 α−σ=σ (4.6)
Assim, outro parâmetro poroelástico reconhecido é o coeficiente α de Biot, o qual é
sempre menor que um e pode ser calculado através da seguinte formulação:
CC
1 s−=α (4.7)
Portanto, a determinação de α exige a execução de dois ensaios, compressão
hidrostática sob condições drenadas com e sem membrana.
Alternativamente, o coeficiente de Biot pode ser determinado através do ensaio de
compressão hidrostática sob condições drenadas, no qual se mede o volume do fluido
expelido durante o ensaio ( nVΔ ) e a variação do volume do CP ( VΔ ), através de:
(SKEMPTON, 1960, BISHOP 1973a e 1977b, FABRE et al., 1997):
72
VVn
ΔΔ
=α (4.8)
Uma terceira expressão para o coeficiente de Biot, utilizando o parâmetro B de
Skemptom seria:
)1)(21(B)(3
u
u
ν+ν−ν−ν
=α
Onde:
ν : coeficiente de Poisson drenado;
uν : coeficiente de Poisson não drenado.
(4.9)
Os procedimentos seguidos para a obtenção dos parâmetros de poropressão (B e α ),
sob condições não drenadas, são os mesmos de BLOCH (1993).
É importante lembrar que as tensões aplicadas devem ser controladas, de forma a
evitar o colapso dos poros que iniciam o escoamento do material, e, desta forma,
possibilitar a determinação dos coeficientes dentro da faixa elástica.
Nos ensaios hidrostáticos para amostras provenientes de poços de petróleo define-se,
geralmente, a pressão de confinamento, segundo a profundidade na qual foi retirado o
testemunho. Isto permite que o ensaio se desenvolva na região elástica linear,
reduzindo os riscos de perda das amostras.
Na fase hidrostática inicial do ensaio triaxial drenando (CD) realiza-se o adensamento
da rocha, a diferentes pressões confinantes ascendentes, para o cálculo do coeficiente
de adensamento ( vC ), que permite a verificação da taxa de ensaio. O método de
Taylor pode ser empregado, dentre outros métodos, com a vantagem dos tempos
requeridos serem menores.
Velocidade de Carregamento
A velocidade de carregamento foi controlada pela taxa de deformação lateral igual a
2,00 s/με ou taxa de deslocamento do pistão de 0,02mm/min equivalente a uma taxa
de deformação axial de 2,00 s/με , de forma a manter o tempo de ensaio até a
ruptura, dentro das recomendações da ISRM (1981).
73
Taxa de Ensaio para Condições Drenadas
Nos ensaios triaxiais drenados, a taxa de carregamento foi controlada, comparando-se
a taxa de deformação lateral adotada, com a taxa de deformação crítica, calculada
através da seguinte equação:
v
2
95 C3h80t =
95
est
tε
=ε•
(4.10)
(4.11)
Onde:
h : altura do corpo de prova para duas faces drenantes;
vC : coeficiente de adensamento calculado pelo método de Taylor;
estε : deformação lateral no momento da ruptura, estimada igual a 20%, e avaliada
pelos ensaios pilotos;
95t : tempo necessário para que ocorra 95% do adensamento da rocha.
Se a taxa aplicada for maior que a taxa crítica, a condição drenada não é garantida no
ensaio, pois há acréscimos de poropressão, os quais não podem ser dissipados
devido à rapidez de execução do carregamento.
4.3.3. Cálculo das Deformações
O corpo de prova ensaiado em compressão uniaxial e triaxial sofre deformações axiais
e radiais, definidas por:
LL
axΔ
=ε
DD
radΔ
=ε
(4.12)
(4.13)
Onde:
axε : deformação axial;
radε : deformação radial;
LΔ : variação de altura da amostra;
74
DΔ : variação de diâmetro da amostra.
A deformação volumétrica vε foi calculada através das deformações axiais e radiais
por:
lataxv 2ε+ε=ε (4.14)
A constante de proporcionalidade entre as deformações radial e axial representa o
coeficiente de Poisson da rocha, expresso por:
ax
rad
εε
−=ν (4.15)
O módulo de elasticidade pode ser calculado na região elástica linear (região II) da
curva de tensão vs deformação, caracterizada pela ocorrência de deformações dos
poros e compressão dos grãos, em uma razão aproximadamente linear. Assim, o
módulo é a inclinação desta parte da curva:
ax
EεΔσΔ
= (4.16)
O módulo de elasticidade e o coeficiente de Poisson foram calculados pelo método da
secante e da tangente a 50% da tensão máxima, segundo a ISRM (1981), e na região
elástica linear de cada ensaio, antes do ponto de dilatância. Os parâmetros calculados
através dos três métodos foram comparados entre si.
4.3.4. Ensaio Brasileiro
A forma do corpo de prova é cilíndrica de pouca espessura, aproximadamente metade
do diâmetro, usualmente chamada de disco. O ensaio consiste na aplicação de
carregamento compressivo ao longo de uma geratriz do cilindro. A ruptura do CP é
produzida pelas tensões de tração, teoricamente uniformes, atuantes na região central
do diâmetro carregado.
Recomenda-se uma relação altura/diâmetro de 0,5 e o uso de dispositivos que
reduzam a concentração de tensões produzidas pelo contato rocha/aço das peças
distribuidoras do carregamento (NUNES, 1989).
75
A resistência à tração da rocha é estimada através de:
DtP2
b,t π=σ
(4.17)
Onde:
σt,b: Resistência à tração indireta pelo ensaio brasileiro;
P: Carga correspondente ao aparecimento da fratura diametral primária;
D: Diâmetro do disco de rocha;
t : Espessura do disco de rocha.
A aplicação do carregamento foi controlada pelo deslocamento do pistão, com uma
taxa de deslocamento de 0,05 mm/min, conforme recomendado por NUNES (1989).
4.3.5. Ensaio de Fluência
O ensaio de fluência foi realizado de acordo com as seguintes etapas:
(i) Início do carregamento com controle de deformação lateral ou axial, até
alcançar a tensão igual ou superior à do ponto de dilatância obtida através
da prévia análise das curvas tensão versus deformação do ensaio de
compressão uniaxial;
(ii) Atingida a tensão desejada, mudou-se o controle para taxa de
carregamento, garantindo livre deformação do CP sob carga constante;
(iii) A tensão constante foi mantida por um certo período de tempo, dentro do
qual verificou-se a ocorrência de deformação no CP. No caso de
deformação nula, realizou-se uma análise para determinar se a tensão
aplicada era muito reduzida para a fluência da amostra, ou, então, elevada
o suficiente para garantir que a amostra não apresentava comportamento
de fluência;
(iv) Se a rocha apresenta fluência mantém-se a tensão aplicada, monitorando-
se as deformações ao longo do tempo.
4.4. Critérios de Ruptura
Os critérios de ruptura são amplamente usados por diferentes pesquisadores, em
diferentes áreas para determinação das envoltórias de resistência do material.
76
Os critérios de ruptura podem ser expressos em termos das tensões principais ou das
tensões normal e cisalhante. Os mais comuns são o critério de Mohr Coulomb e o
critério de Hoek-Brown.
4.4.1. Critério de Mohr Coulomb
O critério de Mohr Coulomb para a ruptura por cisalhamento num plano é expresso
por:
φσ+=τ tgc i (4.18)
Onde:
τ :resistência ao cisalhamento;
ic :intercepto coesivo;
σ :tensão normal no plano de ruptura;
φ :ângulo de atrito.
Alternativamente, este critério pode ser expresso em função das tensões principais
por:
ϕσ+=σ tgC 3o1 (4.19)
φ−φ
=sen1cosc2
C io (4.20)
)42
(tgsen1sen1tg 2 π
+φ
=φ−φ+
=ϕ (4.21)
Onde:
1σ :tensão principal maior;
3σ :tensão principal menor;
oC :resistência à compressão uniaxial;
ϕ :ângulo de inclinação da reta no espaço σ1-σ3.
Os parâmetros ic e φ são facilmente calculados quando se dispõe de ensaios
uniaxiais e triaxiais. A determinação da resistência à tração To exige a realização de
ensaios diametrais e permite estabelecer a região de cutoff da envoltória na área de
tração.
77
4.4.2. Critério de Hoek – Brown
O critério de Hoek - Brown tem sido modificado pelos autores através dos últimos 20
anos. Entretanto, para rochas intactas, HOEK & BROWN (1989) mantiveram a
equação expressa por:
5,0
o
´3
o´3
´1 s
CmC ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+
σ+σ=σ (4.22)
Onde: ´1σ e ´
3σ : tensões efetivas principais;
m : constante relacionada ao tipo de rocha;
s: constante relacionada ao estado da rocha;
Co: resistência à compressão uniaxial.
A Equação 4.22 permite calcular o valor da resistência à compressão uniaxial (Co) e a
constante m.
Para um número n de ensaios, a resistência à compressão uniaxial, a constante m e o
coeficiente de correlação r2 são calculados por (HOEK & BROWN, 1980):
nx
n/)x((x)n/yx(xy
nyC 22
2o
∑⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡∑−∑
∑∑−∑−
∑= (4.23)
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡∑−∑
∑∑−∑=
n/)x((x)n/yx(xy
C1m 22
o
(4.24)
[ ][ ][ ]n/)y(yn/)x(x
)n/yx(xyr 2222
22
∑−∑∑−∑∑∑−∑
= (4.25)
sComCoxy += (4.26)
Onde: ´3x σ= e 2´
3´1 )(y σ−σ=
78
CAPÍTULO V RESULTADOS E ANÁLISES
Este capítulo apresenta os resultados obtidos nos ensaios mecânicos descritos no
Capítulo IV, bem como as análises e discussões sobre os resultados, a previsão do
comportamento geomecânico dos arenitos e calcissiltito e as correlações entre as
propriedades mineralógicas, físicas e mecânicas determinadas.
5.1. Ensaio de Compressão Uniaxial
A análise dos ensaios foi realizada através das curvas tensão vs. deformação como
recomendado pela ISRM (1981).
O ensaio fornece a resistência à compressão uniaxial e os parâmetros elásticos, tais
como o módulo de elasticidade e coeficiente de Poisson, calculados segundo a ISRM
(1981), considerando parâmetros secantes e tangentes a 50% da tensão máxima e os
correspondentes a níveis de tensão abaixo do início da franca dilatância. O ponto de
início da dilatância corresponde ao nível de tensão na qual o corpo de prova, sob
contração, inicia uma fase de aumento contínuo de volume.
Em relação ao tipo de controle de carregamento, inicialmente optou-se por taxa de
deformação lateral ou axial, sendo que estas não permitem que a rocha sofra rupturas
violentas ao final do ensaio.
Realizaram-se dois ensaios pilotos com amostras do arenito A, visto ser o poço com
maior número de corpos de prova. No primeiro ensaio piloto, a taxa de deformação
lateral foi de 4,20 με/s, com tempo total de ensaio de 6,9 minutos. Embora este valor
se situe na faixa sugerida pela ISRM (1981), observa-se que a rocha sob a taxa
aplicada exige altas tensões iniciais para se deformar. O carregamento inicial de 0,3
MPa atinge 3,38 MPa em somente 12 segundos de ensaio, indicando a deformação
brusca do CP e ruptura precoce (Figura 5.1). Muito provavelmente, os ensaios de
outros CPs não teriam garantias quanto à ruptura em 5 minutos (limite inferior),
recomendados pela norma.
79
Em vista destes inconvenientes, diminuiu-se a taxa para 2,00 με/s e realizou-se o
ensaio no CP12, também do arenito A, no qual o tempo até a ruptura aumentou para
12,8 minutos e a deformação axial foi menor como mostra a Figura 5.1. Os dois CPs
utilizados nos ensaios piloto estavam saturados com água. Apesar do número
reduzido de ensaios piloto, não foi possível fazer uma análise experimental mais
aprofundada sobre as taxas de carregamento, devido à pequena disponibilidade de
CPs. Por conseguinte, a taxa de deformação lateral adotada foi de 2,00 με/s.
0
5
10
15
20
25
0 1 2 3 4 5 6Deformação Axial(10-3)
Tens
ão (M
Pa)
CP10CP12
Figura 5.1. Curva tensão versus deformação axial do ensaio de compressão uniaxial
nos CPs 10 e 12, do arenito A.
Os CP1A, CP13A e CP44D foram ensaiados sob uma taxa de deformação lateral de
2,5 με/s, que é a taxa normalmente aplicada no laboratório do CENPES, para ensaios
em arenitos. A Figura 5.2 mostra o comportamento destes CPs sob tensão uniaxial.
As Figuras 5.2 a 5.5 apresentam as curvas tensão vs deformação das rochas
estudadas ensaiadas sob compressão uniaxial.
80
0
5
10
15
20
25
30
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6
Deformação (10-3)
Tens
ão (M
Pa)
CP1ACP13A
CP44D
Figura 5.2. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica dos ensaios de
compressão uniaxial dos CPs com o fluido da formação e óleo OB-9 do arenito A.
0
10
20
30
40
50
60
-3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6
Deformação (10-3)
Tens
ão (M
Pa)
CP10Água
CP12Água
CP9 OB-9
CP8OB-9
Figura 5.3. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica dos ensaios de
compressão uniaxial dos CPs saturados com água e óleoOB-9 do arenito A.
81
CP 15 FF+OD
0
1
2
3
4
5
6
-7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7
Deformação (10-3)
Tens
ão (M
Pa)
Figura 5.4. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica do ensaio de
compressão uniaxial com o fluido da formação e óleo diesel do CP 15 do arenito B.
,
CP 24 OB-9
0
10
20
30
40
50
60
-3,00 -2,00 -1,00 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
Deformação (10-3)
Tens
ão (M
Pa)
Figura 5.5. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica do ensaio de
compressão uniaxial do CP24 saturado com óleo OB-9 do calcissiltito.
Na Tabela 5.1 são apresentados os valores de resistência à compressão uniaxial (qu),
módulo de elasticidade (E), coeficiente de Poisson (ν), tipo de controle e tipo de
ruptura, em cada ensaio realizado. Também indica a tensão na qual a dilatância se
inicia, levando em conta o início do aumento de volume do corpo de prova, na curva
tensão vs deformação volumétrica (Figuras 5.2 a 5.5).
82
Tabela 5.1. Resultados dos Ensaios de Resistência à Compressão Uniaxial.
CP qu Esec νsec Etan νtan EII νII
Início da Dilatância
Taxa de Carregamen
-to Fluído (MPa) (GPa) (GPa) (GPa) (MPa)
Arenito A CP12
Água Branda 21,84 3,14 0,08 7,51 0,33 6,47 0,23 11,94 2,00 με/s(L)
FC CP10 Água
Branda 22,83 2,90 0,04 6,49 0,19 6,49 0,19 15,72 4,20 με/s(L) FC
CP9
ÓB-9 Mod.Res. 25,12 3,57 0,06 7,96 0,22 7,96 0,22 17,24 2,00 με/s(L)
FS CP8
OB-9 Resistente 49,14 20,80 0,03 37,73 0,09 37,73 0,09 33,43 2,00 με/s(L)
FS CP1 A
FF+OB-9 Branda 23,67 3,55 0,09 7,33 0,26 5,66 0,16 16,49 2,50 με/s(L)
CP13 A
FF+OB-9 Branda 24,81 3,20 0,07 13,27 0,33 13,27 0,33 15,00 2,50 με/s(L)
FS CP44D
FF+OB-9 M.Branda 2,80 0,89 0,13 1,28 0,28 1,33 0,18 1,57 2,50 με/s(L)
Arenito B
CP15 FF+OD Branda 5,74 0,81 0,06 1,12 0,15 1,12 0,15 5,01
FC
0,02 mm/ min(DP)
Calcissiltito 24
OB-9 Mod.Res. 41,35 8,91 0,10 10,19 0,20 8,10 0,06 28,00
C
0,02 mm/ min(DP)
Obs.: qu : Resistência à compressão uniaxial Esec: Módulo de elasticidade secante νsec: Coeficiente de Poisson secante Etan: Módulo de elasticidade tangente νtan: Coeficiente de Poisson tangente EII: Módulo de elasticidade antes da dilatância νII: Coeficiente de Poisson antes da dilatância (DP): Deslocamento do pistão (L): Deformação lateral FC: Fratura de cisalhamento FS: Fendilhamento subaxial C: Cataclase com formação de cone
83
Análise dos Ensaios de Compressão Uniaxial
As formas das curvas são diferentes das descritas por GOODMAN (1989) para rochas
duras, e se aproximam das apresentadas por NUNES (1989) para rochas areníticas
brandas.
A Figura 5.6 apresenta as curvas obtidas com os três tipos de fluidos intraporos para o
arenito A, as quais permitem realizar uma comparação visual de algumas diferenças
como: o início da dilatância com água a menores tensões que com óleo e ruptura a
menores tensões com água.
0
5
10
15
20
25
30
-4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6
Deformação (10-3)
Tens
ão (M
Pa)
CP 12Água
CP 9 OB-9
CP 13AFF+OB-9
Figura 5.6. Ensaios de compressão uniaxial sob diferentes condições de saturação do
arenito A.
Segundo a classificação da ISRM (1981), os CP12, CP10, CP1A e CP13A do arenito
A são rochas brandas que atingiram a ruptura com um tempo médio de 10 minutos.
Curiosamente, os CP10 e CP12, saturados com água, tiveram uma ruptura por
cisalhamento, enquanto os CP8, CP9 e 13A, saturados com óleo, tiveram uma ruptura
por fendilhamento subaxial. No estudo realizado por NUNES (1989) em arenitos
brasileiros, saturados com água, de 42 corpos de prova ensaiados, somente 6
apresentaram falha por fendilhamento subaxial.
Os resultados do ensaio de compressão uniaxial do CP15 do arenito B indicam que as
rochas deste poço são brandas, de acordo com os dados da geologia de formação
(Capítulo 3) e mineralogia (lâminas 4 e 5), que advertem sobre o alto teor de
84
argilominerais na matriz. A ruptura desta rocha aconteceu no plano de intercalação de
maior fraqueza.
O CP24 do calcissiltito, teve uma ruptura por catáclase, com formação de cones. Esta
rocha sofreu uma cimentação por calcita, o que contribuiu para a elevada resistência e
pode ser classificada como moderadamente resistente, segundo a ISRM (1981).
A Tabela 5.1 indica diferenças entre os CP9 e CP10, extraídos exatamente da mesma
profundidade. Os resultados evidenciam a influência da taxa de deformação e do fluido
de saturação, tanto no valor da resistência máxima quanto no tempo de ruptura e tipo
de superfície de ruptura. Estas observações corroboram a necessidade de uma
metodologia de ensaio constante para todos os CPs que garanta a comparação de
resultados.
Na Figura 5.2, observa-se que a tensão máxima do CP44D é muito inferior, quando
comparada aos demais CPs. O CP 44D é oriundo de uma profundidade muito próxima
do CP1A (distam somente 7cm) e ambos possuem a mesma curvatura inicial.
Provavelmente, alguma fratura pré-existente no CP44D possa ser a responsável pela
ruptura prematura.
O CP8, saturado com óleo, rompeu aos 3,9 minutos de ensaio, e sua resistência foi
muito maior que as demais (qu= 49.1 MPa). É evidente, na Figura 5.3, que o corpo de
prova é mais resistente e sua curva apresenta uma forma diferente das outras e que
se aproxima das obtidas para rochas duras (ISRM 1981). Conforme as propriedades
físicas apresentadas nas Tabelas 3.5 e 3.6, os CPs 9,10 e 12 têm valores médios de
porosidade de 14,15%, permeabilidade igual a 87,3 mD e umidade de saturação de
6,5%, enquanto que o CP8 apresenta uma porosidade de 7,5%, permeabilidade de
19,2 mD e umidade de saturação de 3,1%. Estas diferenças entre os parâmetros
físicos poderiam, de alguma maneira, justificar a diferença do comportamento. Por
outro lado, observou-se que o CP8, tem uma granulometria de fina a média, enquanto
que os demais CPs tem uma granulometria muito grosseira.
A Tabela 5.2 apresenta os valores médios dos parâmetros elásticos calculados,
considerando as três condições do fluido de saturação do arenito A e as condições
descritas para as outras rochas estudadas.
85
Nos arenitos A e B os valores calculados pelo método da tangente, segundo a ISRM
(1981), são próximos dos calculados na região linear (região II) antes do início da
dilatância. O mesmo não ocorre para os valores calculados pelo método secante, a
diferença entre resultados é uma conseqüência do emprego de métodos usuais de
rochas duras em rochas brandas. O calcissiltito apresenta valores calculados pelos
métodos da secante e tangente próximos ao calculado antes da dilatância, pois trata-
se de uma rocha dura com resistência maior que as demais.
Tabela 5.2. Parâmetros elásticos médios sob compressão uniaxial das rochas
estudadas.
Saturação Esecante Etangente Eregião II νsecante νtangente νregião II σ1máxima
(GPa) (GPa) (GPa) (MPa)
Arenito A
A 3,02 7,00 6,48 0,06 0,26 0,21 22,33
OB-9 3,57 7,96 7,96 0,06 0,22 0,22 25,12
FF + OB-9 3,37 10,30 9,46 0,08 0,29 0,24 24,24
Arenito B
FF+ OD 0,81 1,12 1,12 0,06 0,15 0,12 5,74
Calcissiltito
OB-9 8,91 10,19 8,10 0,10 0,20 0,06 41,35
5.2. Compressão Hidrostática
5.2.1. Ensaio de Compressão Hidrostática sem Membrana
Um CP de cada rocha foi ensaiado em compressão hidrostática sem membrana,
visando à determinação da compressibilidade dos grãos. Os CPs foram previamente
saturados com óleo OB-9. Este óleo é o mesmo usado para aplicar a pressão
confinante, e foi escolhido com o objetivo de minimizar os riscos de contaminação do
equipamento. A máxima pressão de confinamento aplicada é igual à tensão horizontal
máxima da rocha in situ. Desta forma, os CP23 e CP27 foram solicitados por uma
pressão de 40MPa e o CP19 por 11MPa.
A Figura 5.7 apresenta as curvas pressão confinante vs deformação volumétrica dos
CPs ensaiados em compressão hidrostática, sem utilização de membrana.
86
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
0 10 20 30 40 50Pressão Confinante σ 3 (MPa)
Def
. Vol
umét
rica
(10
-3)
Arenito BCs=110,9x10-6(MPa-1)
Arenito ACs=16,6x10-6(MPa-1)
CalcissiltitoCs=6,17x10-6(MPa-1)
Figura 5.7. Curvas pressão confinante σ3 vs deformação volumétrica dos ensaios de
compressão hidrostática sem membrana.
A Tabela 5.3 resume os módulos de compressibilidade dos grãos ( sC ) determinados
nestes ensaios.
Tabela 5.3. Compressibilidade dos grãos em ensaios de compressão hidrostática das
rochas estudadas.
Rocha CP sC x 10-6(MPa-1)
Arenito A 23 16,60
Arenito B 19 110,90
Calcissiltito 27 6,17
Os resultados dos três ensaios indicam que quanto mais resistente a rocha, menor é o
valor de Cs. Portanto, o calcissiltito tem menor Cs e maior qu em relação aos arenitos A
e B ( sC calcissiltito < sC arenito A < sC .arenito B).
5.2.2. Compressão Hidrostática Drenada
Na fase hidrostática drenada, verificou-se a taxa de deformação crítica durante a
aplicação da pressão confinante e também se calculou o módulo de compressibilidade
drenado (C ).
87
Cálculo da Taxa de Deformação Crítica
A taxa de deformação crítica para os ensaios drenados foi obtida pela determinação
do coeficiente de adensamento conforme BLOCH (1993), calculado pelo método de
Taylor. Este método apresenta a vantagem de reduzir o tempo de realização dos
ensaios.
Considerando o arenito A, foram escolhidos os CP05 e CP06, que provêm da mesma
profundidade e apresentam propriedades mineralógicas semelhantes para o cálculo da
taxa crítica. O CP05 foi saturado com água destilada e o CP06 foi saturado com óleo
OB-9. Portanto, as diferenças encontradas são conseqüência da influência do fluido de
saturação.
A Figuras 5.8 mostra que os coeficientes de adensamento são reduzidos, quando
comparados com os valores compreendidos entre 44,5 – 488,4 cm2/s, obtidos para o
arenito Catú por BLOCH (1993). Porém, situam-se na mesma ordem de grandeza,
quando comparados com o valor de 0,03 cm2/s obtido para argilitos por CHIU et al.
(1983).
Uma comparação entre as propriedades físicas do arenito Catú e do arenito A indica
porosidades médias de 21,3% e 15,0% respectivamente, sendo a primeira 5% maior,
aproximadamente. A permeabilidade média de 262,64 mD do arenito Catú é muito
elevada quando comparada com a de 33,80 mD, determinada nos CPs do arenito A.
Assim, vê-se a influência destas duas propriedades sobre o coeficiente de
adensamento, amplamente verificada em solos, mas pouco estudada nas rochas. A
variação do coeficiente de adensamento é função da permeabilidade, uma vez que a
maior quantidade de poros interligados implica em maior facilidade de saída do fluido
do CP, reduzindo-se o tempo necessário para o adensamento.
A Figura 5.8 apresenta a variação do coeficiente de adensamento (Cv) com a pressão
confinante do CP05 saturado com água e o CP06 saturado com óleo OB-9. A Tabela
5.4 apresenta os valores da taxa de deformação crítica e da taxa real, calculadas para
os CPs dos ensaios triaxiais drenados.
88
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 2 4 6 8 10 12Pressão confinante σ3 (MPa)
Coe
f. Ad
ensa
men
to C
v (cm
2 /s)
CP 05Água
(a)
(b)
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 2 4 6 8 10 12
Pressão confinante σ3 (MPa)
Coe
f. de
Ade
nsam
ento
Cv (
cm 2 /s
)
CP 06OB-9
Figura 5.8. Variação do coeficiente de adensamento em função da pressão confinante:
(a) CP05 saturado com água e (b) CP06 saturado com óleo OB-9.
89
Tabela 5.4. Determinação da taxa de deformação lateral crítica em função da
tensão principal menor.
Rocha
(Fluido) Amostra σ3 95t Cv •
ε critica (με/s)
(MPa) (s) (cm2/s) Estimada Real
Arenito A
(água) CP05 10,0
18113 0,036 1,10.10-1 1,01.10-1
Arenito A
(OB-9) CP06 10,0
4384 0,146 4,56.10-1 4,56.10-1
Arenito B
(FF+OD) CP17 8,0
5031 0,102 3,98.10-1 3,58.10-1
Arenito B
(FF+OD) CP14 11,0
2484 0,197 6,04.10-6 5,30.10-6
Arenito B
(FF+OD) CP20 20,0
4384 0,118 3,42.10-6 6,27.10-7
Calcissiltito
(OB-9) CP25 10,0
7484 0,054 2,00.10-6 2,00.10-6
Os ensaios de laboratório dos CPs saturados com água mostram que com o aumento
da tensão confinante, o coeficiente de adensamento diminui (Figura 5.8a). Nas
amostras saturadas com óleo OB-9 (Figura 5.8b), se não fosse incluído o primeiro
ponto correspondente à pressão confinante de 2MPa, a curva seria parecida com a
saturação com água. Uma observação experimental importante é que o tempo em que
se produz o adensamento dos corpos saturados com óleo OB-9 é sempre menor do
que quando saturado com água.
Estas observações sugerem que o tipo de fluido de saturação influencia o
comportamento das rochas. Além disto, as características de compressibilidade e
viscosidade do fluido condicionam a interpretação dos resultados de ensaios. Uma
conclusão definitiva sobre este comportamento não é adequada e tampouco possível,
uma vez que as características do óleo não foram consideradas pela teoria adotada
para interpretação de ensaio.
Considerando o arenito B, foram escolhidos os CP14, CP17 e CP20 conservados em
óleo diesel e utilizaram-se diferentes pressões de confinamento. O primeiro ensaio
realizado no CP17 foi controlado por deformação lateral durante a fase de
90
cisalhamento. Entretanto, ao aplicar a tensão desviadora, o equipamento sofreu uma
instabilidade e o ensaio teve que ser interrompido. Esta instabilidade foi provocada
pela tentativa do sistema servo-controlado de reduzir a tensão desviadora, de forma a
manter a deformação lateral na taxa adotada para o ensaio. De fato, o CP17
apresentou uma deformação lateral elevada, para a tensão desviadora aplicada. Este
problema durante o ensaio do CP17 incitou à alteração do tipo de controle de maneira
a prevenir oscilações do sistema que resultassem em perda de CPs. Portanto, mudou-
se para controle por taxa de deslocamento axial (0,02 mm/min) que equivale a
2,00 s/με de deformação axial, na fase de cisalhamento.
A Figura 5.9 apresenta a variação do coeficiente de adensamento em função
da pressão confinante das amostras saturadas com óleo diesel do arenito B.
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
0 5 10 15 20 25Pressão Confinante σ 3 (MPa)
Coe
f. de
Ade
nsam
ento
Cv
(cm
2 /s)
CP 17CP 14CP 20
Figura 5.9. Variação do coeficiente de adensamento em função da pressão confinante
dos CP14, CP17 e CP20 do arenito B, conservados em óleo diesel.
Observa-se que à medida que a tensão principal menor aumenta, o coeficiente de
adensamento (Cv) diminui. Além disso, os corpos de prova se adensaram rapidamente
quando comparados com o tempo de adensamento do CP06 que possui uma maior
permeabilidade (33,80 mD). Na verdade, é um pouco difícil explicar este curto tempo
de adensamento, pois o valor de permeabilidade (1,05 mD) é reduzido e os teores de
91
ilita-esmectita, na matriz da rocha são elevados. Pelo anterior, pode-se concluir que as
amostras conservadas em óleo não garantem uma saturação elevada.
Do calcissiltito ensaiou-se o CP 25, o qual foi adensado sob 10 MPa. Na Tabela 5.4
observa-se que o valor do Cv igual a 0,054 cm2/s é menor quando comparado com os
valores obtidos nas amostras dos outros poços. Isto indica que a rocha estudada
(CP25) é menos compressível do que os arenitos A e B. Infelizmente, por falta de
disponibilidade de tempo de equipamento, não se realizaram adensamentos sob
outras pressões confinantes. Verificou-se apenas que a taxa de deformação era
adequada.
Compressibilidade Volumétrica Drenada (C)
O módulo de compressibilidade foi determinado a partir das curvas de deformação
volumétrica vs tensão principal menor, na fase inicial dos ensaios triaxiais drenados,
adotando-se a região linear.
A literatura mostra que a região linear, geralmente, se desenvolve para altas pressões
de confinamento, após o fechamento das microfissuras. Isto representa uma potencial
dificuldade para a obtenção da envoltória de ruptura, pois nem todas as amostras
podem sofrer altas pressões confinantes sem colapso. Assim, é necessário realizar
ensaios sob pressões baixas para a obtenção de pontos no início da envoltória de
ruptura. Desta forma, um ensaio piloto foi realizado para verificar as condições de
tensão.
Primeiro, realizou-se o confinamento sob condições drenadas do CP11, saturado com
água, pertencente ao arenito A, até 50 MPa, com o objetivo de se identificar
claramente a região linear da curva deformação volumétrica-pressão de confinamento.
A Figura 5.10 apresenta a curva obtida, e sua avaliação indica que a região
linear se inicia a, aproximadamente, 35 MPa da tensão confinante.
92
CP 11 arenito A
02468
101214161820
0 10 20 30 40 50
Pressão Confinante σ 3(MPa)
Def
orm
ação
Vol
umét
rica
(10
-3)
Figura 5.10. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante do CP11 sob
condições drenadas.
Os resultados dos ensaios de compressão hidrostática dos CP06 e CP07, do arenito
A, indicam que a região linear é definida a partir de 20 MPa, valor inferior ao obtido
para o CP11 (35MPa). Novamente, ressalta-se que a porosidade influencia o
comportamento, afetando o início da região linear de uma amostra para outra, mesmo
que sejam provenientes do mesmo poço e com diferenças mínimas de profundidade
(15cm). A Tabela 5.5 apresenta os principais resultados dos ensaios de compressão
hidrostática dos CP06, CP07, CP11 e CP9A (arenito A), CP20 (arenito B) e CP25
(calcissiltito). Além dos valores de porosidade (n ), permeabilidade (k ) e fluido de
saturação, a tabela resume os valores do módulo de compressibilidade hidrostática
(C ) e o nível de pressão de confinamento (σc).
Tabela 5.5. Módulos de compressibilidade em compressão hidrostática drenada.
Rocha CP C
(10-6MPa-1)σ3
(MPa)
n
(%)
k
(mD)
Fluido dos
poros
Arenito A 06 232,0 20 14,72 33,80 OB-9
Arenito A 11 113,3 50 13,07 89,20 A
Arenito A 9A 182,8 25 17,4 197,0 FF + OB-9
Arenito B 20 222,2 20 10,60 0,5 FF + OD
Calcissiltito 25 128,9 40 14,47 0,04 OB-9
93
A Tabela 5.5 indica a ausência de correlação entre a porosidade ou permeabilidade
com o módulo de compressibilidade (C ). Embora o aumento da compressibilidade do
material quando saturado com óleo OB-9 ou quando saturado com o fluido da
formação e óleo OB-9, no arenito A, novamente evidencie a alteração de
comportamento provocada pelo tipo de fluido intraporos.
Observa-se uma tendência de relação entre a resistência à compressão uniaxial e o
módulo de compressibilidade igual à observada para a compressibilidade dos grãos
(Cs). Amostras de maior resistência (qu) apresentam menores C (Ccalcissiltito < Carenito A <
C arenito B) para o material saturado com óleo, visto que quando saturado com água, a
compressibilidade se torna menor.
5.2.3. Compressão Hidrostática não Drenada
Na fase hidrostática dos ensaios não drenados determinou-se o parâmetro B de
Skempton, usado para verificar o grau de saturação, o módulo de compressibilidade
não drenado (Cu) e o parâmetro α, quando possíveis.
Ao realizar-se o ensaio triaxial não drenado, na fase da compressão hidrostática, foi
determinado o parâmetro B de Skempton, com o qual se verifica o grau de saturação
da amostra antes de iniciar o cisalhamento.
Os valores calculados para o parâmetro B no CP4 saturado com óleo OB-9 do arenito
A, durante a fase hidrostática do ensaio triaxial não drenado, são apresentados na
Tabela 5.6. Nesta tabela são indicados os valores de poropressão registrados pelos
transdutores adaptados na base e topo do corpo de prova.
Tabela 5.6. Cálculo do parâmetro B do CP04 saturado com óleo OB-9 do arenito A. Pressão
Confinante Poro
Pressão Pressão Efetiva Δσ3 Δu B Tempo Transdutor
(MPa) (MPa) (MPa) (MPa) (MPa) (MPa) (min)
1,00 0,00 1 1,00 1,00 Topo 1 0,87 0,13 1 0,87 0,87
120 Base
2,98 0,02 2 1,98 0,99 Topo 3 2,90 0,10 2 2,03 1,00
15 Base
94
Pressão
Confinante Poro
Pressão Pressão Efetiva Δσ3 Δu B Tempo Transdutor
(MPa) (MPa) (MPa) (MPa) (MPa) (MPa) (min)
4,90 0,10 2 1,92 0,96 Topo 5 4,88 0,12 2 1,98 0,99
7 Base
6,82 0,18 2 1,92 0,96 Topo 7 6,85 0,15 2 1,97 0,99
6,1 Base
8,80 0,20 2 1,98 0,99 Topo 9 8,89 0,11 2 2,04 1,00
17,1 Base
10,68 0,32 2 1,88 0,94 Topo 11
10,82 0,18 2 1,93 0,97 24
Base
14,50 0,50 4 3,82 0,96 Topo 15 14,75 0,25 4 3,93 0,98
97 Base
A Tabela 5.6 mostra que o CP04, saturado com óleo OB-9, apresentou valores do
parâmetro B entre 0,87 e 1,0, corroborando seu alto grau de saturação.
O CP03, também do arenito A e saturado com água, foi submetido a uma pressão
confinante máxima de 15 MPa e o parâmetro B foi determinado igual a 0,94.
No CP13, pertencente ao arenito B, tentou-se calcular o parâmetro B, mas, a baixa
permeabilidade do material dificultou a execução do ensaio. Aplicava-se uma tensão
de confinamento e constatava-se a variação da poropressão na base, sem qualquer
variação no topo. Além disto, provavelmente, o CP13 não estava completamente
saturado.
Durante o ensaio do CP04, observou-se que, com a aplicação da pressão confinante,
a amostra apresentava deformações volumétricas iniciais, recuperadas, em sua
maioria, durante o tempo em que se esperava para a pressão de poros estabilizar.
Estes fenômenos estranhos, os quais não deveriam acontecer em um ensaio não
drenado, levaram a intuir que o óleo OB-9 poderia ser a causa do problema.
Devido a estes resultados anômalos, em ensaios não drenados com óleo, foi realizado
um ensaio de compressibilidade do óleo OB-9 a fim de permitir uma melhor
interpretação dos resultados. A Figura 5.11 apresenta a curva de pressão confinante
vs deformação volumétrica, na qual foi obtido o valor de compressibilidade igual a
95
638.10-6 MPa-1. Este valor é 150 vezes maior que a compressibilidade da água (4,25 .
10-6 MPa-1).
Este resultado é surpreendente, uma vez que o óleo OB-9 foi selecionado para a
execução dos ensaios de rotina no Laboratório de Mecânica de Rochas do CENPES,
e deveria ser praticamente incompressível como a água. Além disto, e ainda mais
crítico, o óleo OB-9 é mais compressível que todas as rochas estudadas, envolvidas
neste estudo (Tabela 5.3).
Desta forma, todos os ensaios não drenados de amostras saturadas com óleo não
podem ser interpretados e analisados segundo a teoria convencional de meios
saturados com água.
0
5
10
15
20
25
30
0 10 20 30 40
Pressão Confinante (MPa)
Def
orm
ação
Vol
umét
rica
(10
-3)
COB-9=638x10-6 MPa -1
Figura 5.11. Curva pressão confinante vs deformação volumétrica do ensaio de
compressão hidrostática do óleo OB-9.
Parâmetro α de Biot
O parâmetro α foi calculado considerando as condições de saturação com água para o
arenito A igual a 0,87, pela Eq. 4.8. Ressalta-se que esta formulação não é válida para
as condições de maior compressibilidade do fluido nos poros (BISHOP, 1973) e,
portanto, os valores de α não foram calculados para as amostras com óleo das rochas
estudadas.
96
5.3. Compressão Triaxial Drenada
Os ensaios triaxiais são compostos por duas fases: na primeira, aplica-se a pressão
de confinamento (fase de adensamento, hidrostática) e na segunda fase, aplica-se a
tensão desviadora (fase de cisalhamento), conforme explicado na metodologia do
ensaio.
A Tabela 5.7 resume os resultados da fase cisalhante dos ensaios triaxiais drenados,
apresentando os valores das tensões principais maior ( 1σ ) e menor ( 3σ ) na ruptura,
os módulos de elasticidade secante ( secE ) e tangente ( tanE ) calculados a 50% da
tensão máxima e na região linear elástica ( IIE ) com os respectivos coeficientes de
Poisson ( IItansec ,, ννν ), além da taxa de carregamento e características da ruptura de
cada ensaio.
Tabela 5.7. Resultados dos ensaios triaxiais drenados.
CP σ1 σ3 Esec νsec Etan νtan EII νII
Taxa de Carregamen-
to Fluído (MPa) (Mpa) (GPa) (GPa) (GPa)
Arenito A Água
CP5 68,3 10,0 15,00 0,13 20,36 0,27 16,57 0,14 2,00(L)
FC με/s Água CP7 129,1 20,0 29,35 0,10 29,65 0,15 30,79 0,17 FC
2,00(L)
με/s
Óleo CP6 100,4 20,0 20,81 0,11 22,18 0,21 23,39 0,13 FC
2,00(L)
με/s
Óleo CP21 78,1 15,0 16,27 0,08 20,92 0,22 20,31 0,15
FC 2,00(L)
με/s
Água
CP22 80,0 15,0 18,65 0,11 20,58 0,22 20,93 0,18 2,00(L)
FC με/s FF+OB-9
CP2A 91,0 25,0 195,1 0,14 184,3 0,18 195,1 0,17 2,50(L)
με/s
FF+OB-9
CP4A 57,9 7,5 116,9 0,13 173,7 0,25 173,7 0,25 2,50(L)
με/s FF+OB-9
CP43D 47,7 7,5 4,57 0,05 7,32 0,11 7,32 0,11 2,50(L)
με/s
97
Arenito B FF+OD
CP14 30,0 11,0 4,69 0,09 3,75 0,18 5,00 0,07 0,02(DP)
FC (mm/min) FF+OD
CP18 10,6 5,0 1,43 0,05 1,18 0,14 1,48 0,10 0,02(DP)
FC (mm/min) FF+OD
CP20 12,0 20,0 4,07 0,14 3,26 0,15 3,26 0,15 0,02(DP)
FC (mm/min) Calcissiltito
OB-9 CP25 103,7 40,0 16,43 0,14 15,33 0,21 16,45 0,12 0,02(DP)
FC (mm/min) OB-9
CP26 61,2 20,0 - - - - - - 0,02(DP)
FC Obs.: σ1: Tensão desviadora σ3: Pressão confinante Esec: Módulo de elasticidade secante νsec: Coeficiente de Poisson secante Etan: Módulo de elasticidade tangente νtan: Coeficiente de Poisson tangente EII: Módulo de elasticidade antes da dilatância νII: Coeficiente de Poisson antes da dilatância (DP): Deslocamento do pistão (L): Deformação lateral FC: Fratura de cisalhamento
As amostras do arenito A, ensaiadas nesta bateria de ensaios, apresentaram ruptura
por cisalhamento e o tempo médio de ensaio foi de 15 minutos para a fase de
cisalhamento. Observou-se um comportamento mais dúctil das amostras saturadas
com água destilada e óleo OB-9. Entretanto, as amostras cujos poros contêm o fluido
da formação e óleo OB-9 apresentaram uma tendência de comportamento mais frágil.
Nas Figuras 5.12 a 5.15 apresenta-se a variação do comportamento da rocha com o
aumento da pressão confinante para alguns corpos de prova ensaiados (arenitos A e
B) em função do fluido de saturação. Observa-se que a influência do fluido de
saturação parece ser menor (arenito A) quando o CP está submetido à compressão
uniaxial, pois o comportamento σ – ε nos três casos é semelhante.
Entretanto, o módulo de elasticidade (E ) e coeficiente de Poisson ( ν ) sob
compressão triaxial são elevados quando o material contém nos seus poros o fluido da
formação e óleo OB-9. Uma possível explicação seria a condição de saturação do CP
com fluido da formação do tipo óleo. Adicionando-se o óleo OB-9, o CP estaria
saturado com um fluido viscoso e compressível que contribui para aumentar os
parâmetros de deformabilidade.
98
0
20
40
60
80
100
120
140
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Deformação axial (10 -3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP07σ3=20MPa
CP22σ3=15MPa
CP05σ3=10MPa
CP12σ3=0MPa
Figura 5.12. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes pressões
confinantes dos CPs do arenito A saturados com água.
0
20
40
60
80
100
120
140
0 1 2 3 4 5 6 7 8Deformação axial (10-3)
Ten
são
Des
viad
ora
(MP
a)
CP06σ3=20MPa
CP21σ3=15MPa
CP09σ3=0MPa
Figura 5.13. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes pressões
confinantes dos CPs do arenito A saturados com óleo OB-9.
99
0
20
40
60
80
100
120
140
0 1 2 3 4 5 6 7 8Deformação axial (10 -3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP1Aσ3=0MPa
CP4A σ3=7,5MPa
CP2Aσ3=25MPa
Figura 5.14. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes pressões
confinantes dos CPs do arenito A com o fluido da formação e óleo OB-9.
0
5
10
15
20
25
30
35
0 2 4 6 8 10 12 14Deformação axial (10-3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP1411MPa
CP2020MPa
CP185MPa
CP150MPa
Figura 5.15. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes pressões
confinantes dos CPs do arenito B saturado com o fluido da formação e óleo diesel.
100
As amostras do arenito B apresentaram uma ruptura pelo plano de fraqueza,
resultante da intercalação entre folhelho e arenito, com comportamento
predominantemente dúctil como mostrado na Figura 5.16.
Figura 5.16. Corpo de prova ensaiado sob compressão triaxial do arenito B. A forma das curvas deformação volumétrica vs tensão desviadora das rochas
estudadas permite classificar as rochas como de baixa porosidade de acordo com
FERFERA et al. (1997) e MOREIRA (2002). Somente os CP18 e CP20 (arenito B) e
CP21, CP22 e CP2A (arenito A), tiveram um comportamento de rochas porosas, nas
quais a permeabilidade diminui após a dilatância. Esta diferenciação é evidente
quando a deformação volumétrica aumenta até alcançar a ruptura, como mostrado nas
Figuras 4,5,6 e 7 do Apêndice 1.
É importante ressaltar que as correlações entre os parâmetros de deformabilidade e
tensões apresentaram grau de correlação reduzido, devido ao grande número de
variáveis envolvidas e à pequena quantidade de amostras. Portanto, estes resultados
não são apresentados.
5.4. Compressão Triaxial não Drenada
A Tabela 5.8 resume os resultados obtidos da fase cisalhante dos ensaios não
drenados, de forma análoga à Tabela 5.7 para ensaios drenados.
101
Tabela 5.8. Resultados dos ensaios triaxiais não drenados
CP σ1 σ3 Esec νsec Etan νtan EII νII
Taxa de Carregamen-
to Fluído (MPa) (Mpa) (GPa) (GPa) (GPa)
Arenito A CP04
OB-9 43,99 15 6,83 0,30 11,06 0,62 7,27 0,27 2,00(L)
FC με/s Arenito B
CP13 FF+OD 15,64 11 4,05 0,28 3,13 0,37 3,13 0,38
FC 0,02(DP)
mm/min Calcissiltito
CP27 OB-9 - 25 - - - - 13,56 0,08 SR
0,02(DP)
mm/min Obs.: σ1: Tensão desviadora σ3: Pressão confinante Esec: Módulo de elasticidade secante νsec: Coeficiente de Poisson secante Etan: Módulo de elasticidade tangente νtan: Coeficiente de Poisson tangente EII: Módulo de elasticidade antes da dilatância; νII: Coeficiente de Poisson antes da dilatância (DP): Deslocamento do pistão; (L): Deformação lateral (A): Deformação axial FC: Fratura de cisalhamento SR: Sem ruptura
As amostras ensaiadas apresentaram uma ruptura por cisalhamento e o tempo médio
de ensaio foi de 31 minutos para a fase de cisalhamento. Observou-se um
comportamento frágil do CP4 e dúctil no CP13. Visto que os resultados dos ensaios
não drenados não são confiáveis, devido à elevada compressibilidade e viscosidade
do óleo OB-9, não foram determinados os parâmetros poroelásticos (α, B) destas
amostras.
5.5. Ensaios Brasileiros
Os ensaios brasileiros foram executados com taxa de carregamento igual a
0,05mm/min, recomendada por NUNES (1989) para arenitos brasileiros. Esta taxa
garantiu o tempo de ensaio conforme o sugerido pela ISRM (1981). A Tabela 5.9
apresenta os valores de resistência à tração ( b,tσ ) calculados através da Eq. 4.18 e as
condições de saturação dos discos ensaiados de cada rocha.
102
Tabela 5.9. Resultados dos ensaios brasileiros das rochas estudadas.
Rocha Amostra b,tσ
(MPa) Fluido nos poros
D1 4,51 Água D2 7,67 OB-9 D3 1,44 OB-9 D4 1,21 OB-9 D5 1,28 OB-9 D6 1,62 OB-9 D7 2,17 OB-9 D8 1,04 Água D9 1,44 Água
D10 1,29 Água D11 1,51 OB-9
D14A 1,45 FF + OB-9 D15A 1,50 FF + OB-9 D8A 2,58 FF + OB-9
ARENITO A
D7A 1,78 FF + OB-9 D14 2,11 FF + OD D15 2,11 FF + OD D16 1,91 FF + OD
ARENITO B
D17 2,01 FF + OD D18 7,86 OB-9 D19 7,60 OB-9 D20 4,35 OB-9 D21 2,96 OB-9
CALCISSILTITO
D22 4,39 OB-9
Os discos 7A, 8A, 14A e 15A foram ensaiados com a taxa de carregamento,
aconselhada pela norma ISRM (1981), igual a 0,2KN/s. Verificou-se que os tempos até
a ruptura foram muito curtos e com fraturação secundária. Desta forma, acredita-se
que os valores da resistência à tração sejam superestimados.
A análise da Tabela 5.9 permite concluir que os valores de resistência à tração dos
discos D1 e D2 (arenito A) são elevados quando comparados aos valores das outras
amostras do arenito A. O exame das características petrográficas destas amostras
mostra que a cimentação, composição mineralógica com alto teor de calcita (lâmina 1),
granulometria e empacotamento são diferentes dos apresentados nas outras
amostras, oriundas das mesmas profundidades. Desta forma, estes discos não foram
considerados no cálculo da resistência à tração média do arenito A. Os valores médios
de resistência à tração para os discos saturados com água, com óleo OB-9 e com o
fluido da formação e óleo OB-9 são iguais a 1,26, 1,54 e1,83 MPa, respectivamente.
103
Os resultados médios são reduzidos se comparados aos obtidos por NUNES (1989) e
BLOCH (1993), entre 2 e 5 MPa.
A resistência à tração média do arenito B é igual a 2,04 MPa. Em geral, as amostras
deste poço são homogêneas e portanto, não se observam maiores diferenças nos
valores obtidos.
A resistência à tração média do calcissiltito foi calculada desconsiderando os valores
elevados dos D18 (7,86 MPa) e D19 (7,60 MPa). Portanto, a resistência média
calculada é de 3,90 MPa.
A Figura 5.17 mostra os ensaios realizados em alguns discos do arenito A.
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Deslocamento do pistão(mm)
Traç
ão (M
Pa)
FF+OB-9
Água
OB-9
D15A
D8A
D9D8D10
D11D3
D7
D14
Figura. 5.17. Curvas tensão vs deslocamento dos discos do arenito A.
Quando o material está saturado com óleo OB-9, na maioria dos casos, a resistência à
compressão diametral é maior que quando saturado com água. Embora sua
resistência mude, a inclinação das curvas são paralelas como pode ser visto na Figura
5.17. Se o corpo de prova saturado com água é ensaiado com controle de carga (0,2
KN/s), ao invés de controle de deslocamento do pistão (0,05mm/min), a deformação
aumenta até três vezes. Porém, a resistência se mantém pouco alterada. Na Figura
104
5.17, observa-se também que o tipo de controle influencia no comportamento da
rocha, pois os corpos ensaiados com controle por deslocamento (D8, D10, D11, D3 e
D7) apresentam-se mais frágeis que as amostras ensaiadas com controle de carga,
mais dúcteis.
Em relação às amostras com fluido da formação e óleo OB-9, a resistência à tração é
muito dispersa. Observa-se que as curvas destes ensaios parecem ter a mesma
inclinação.
5.6. Ensaio de Fluência
O modelo adotado para analisar os resultados do ensaio de fluência foi o de Kelvin
Generalizado conforme a Figura 2.10, em função da forma das curvas obtidas nos
ensaios. A Tabela 5.10 apresenta os resultados obtidos, através do módulo de
elasticidade antes da fluência (E2), módulo de elasticidade durante a deformação da
rocha sob carga constante na região II da fluência (E1) e a viscosidade da rocha (ηE).
Tabela 5.10. Resultados dos ensaios de Fluência
Litologia 1E
(GPa)
2E
(GPa)
Eη
(MPa/s)
Fluido dos
Poros
Arenito A 60,78 21,71 1,50x10-6 Água
Arenito A 301,41 26,31 2,36x10-6 OB-9
Arenito B 8,64 1,64 8,42x10-5 FF + OD
Calcissiltito 20,50 10,19 2,50x10-5 OB-9
No arenito A, evidencia-se a diferença na viscosidade do material, produzida pelo tipo
de fluido nos poros. O óleo contribui para que o comportamento da rocha seja mais
viscoso e os coeficientes sejam maiores que quando saturados com água. A rocha
saturada com água começa a escoar com 57MPa, atingindo a ruptura com um mínimo
aumento da tensão ao final do ensaio (Figura 5.18a). Entretanto, a rocha saturada com
óleo OB-9 inicia a fluência com 71MPa (Figura 5.18b).
105
3,20
3,25
3,30
3,35
3,40
3,45
3,50
3,55
3,60
3,65
19000 29000 39000 49000 59000 69000
Tempo (s)
Def
orm
ação
(10-3
)
CP 01 Água
σ1= 57MPa
2,50
2,55
2,60
2,65
2,70
2,75
2,80
2,85
2,90
2,95
11000 13000 15000 17000 19000 21000
Tempo (s)
Def
orm
ação
(10
-3)
CP02 OB-9
σ1 = 70MPa
(b)
Figura 5.18. Curvas deformação vs tempo a) CP 01 saturado com água e b) CP02
saturado com óleo.
As características da formação do arenito B advertiam sobre o alto teor de argila e um
possível comportamento dúctil, evidenciado nos ensaios triaxiais. E como esperado, o
resultado no ensaio de fluência indicou que é a rocha mais viscosa.
106
Em relação à amostra do calcissiltito, era esperado um comportamento pouco viscoso
em função da alta resistência à compressão uniaxial e triaxial, reduzida
permeabilidade e geologia da formação que indica compactação mecânica e física
com uma cimentação por calcita. Entretanto, o resultado do ensaio de fluência mostra
uma viscosidade maior que as obtidas das amostras do arenito A, aparentemente
menos rígidas. Este fato apóia a hipótese da existência de uma microporosidade de
matriz argilosa detectada ao se obter uma porosidade de 14% do CP saturado com
óleo OB-9.
5.7. Envoltórias de Ruptura
As Figuras 5.19 a 5.22 apresentam as envoltórias de resistência, segundo os critérios
de Mohr Coulomb e Hoek & Brown (1981) para cada rocha, calculadas através do
programa RocLab 1.0, divulgado por HOEK et al. (2002).
Figura 5.19. Envoltórias de ruptura Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito A
saturado com água.
107
Figura 5.20. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito A
saturado com óleo OB-9.
Figura 5.21. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito A
com fluido da formação e óleo OB-9.
108
Figura 5.22. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do calcissiltito
saturado com óleo OB-9.
O critério de ruptura de Hoek-Browm (não linear) é semelhante ao de Mohr-Coulomb
(linear). Ambos proporcionam resultados similares para todas as rochas ensaiadas.
No arenito A, a envoltória dos corpos saturados com água indica maior resistência que
as outras duas obtidas com amostras saturadas com óleo OB-9 e a saturada com o
fluido de saturação e óleo OB-9. Este resultado contraria as informações da literatura
as quais reportam o aumento da resistência de amostras com óleo. Segundo HAN et
al. (1986), o inchamento de argilas, provocado pela saturação com água, melhora o
comportamento de arenitos pouco adensados, aumenta o contato entre os grãos e o
módulo de elasticidade, enrijecendo a rocha. Isto é válido para teores de argila não
significativos. No caso do arenito A, com pequenos teores de cimento do tipo caulinita
e matriz argilosa (lâmina 1,2 e 3), este fenômeno poderia ter acontecido, o que
explicaria os resultados.
109
Os resultados dos ensaios das 6 amostras do arenito B não foram consistentes para
fornecer a envoltória de resistência.
Os valores da resistência à tração determinados pela envoltória de Hoek e Brown
(1981), na maioria dos casos, são superiores aos valores obtidos diretamente dos
ensaios diametrais, sobretudo para o calcissiltito. Neste caso, verificou-se que a
condição sugerida para utilização do critério de Hoek-Brown é praticamente violada.
5.8. Correlações
As correlações que envolvem dados petrográficos como diâmetro dos grãos, teor de
cimento, teor de quartzo não foram obtidas uma vez que não havia uma lâmina de
cada amostra. As lâminas analisadas são provenientes de profundidades próximas,
mas não as mesmas, e poderiam proporcionar falsas correlações.
A Tabela 5.11 apresenta as correlações encontradas entre propriedades físicas e
mecânicas das rochas estudadas.
Tabela 5.11. Correlações entre as propriedades físicas e mecânicas das rochas
estudadas.
Propriedades Correlação Equação/Grau de correlação
n vs uq maior porosidade, maior
resistência à compressão uniaxial
uq (MPa)=3,006(%)-19,593
r2=0,31
n vs ν
maior porosidade, maior
coeficiente de Poisson
ν =0,026(%)-0,134
r2=0,51
n vs γsat menor porosidade, maior peso
especifico saturado
γsat(g/cm3)=-0,028(%)+2,717
r2=0,88
n vs γseco menor porosidade, maior peso
especifico seco
γseco(g/cm3)=-0,04(%)-2,72
r2=0,93
n vs S maior porosidade, maior teor de
saturação
S (%)=0,216(%)+101,1
r2=0,40
k vs S Não tem correlação _
110
b,tσ vs n Não tem correlação _
b,tσ vs satw Não tem correlação _
b,tσ vs γseco maior resistência à tração, maior
peso especifico seco
γseco(g/cm3)=0,026 b,tσ (MPa)-2,130
R2=0,71
b,tσ vs γsat maior resistência à tração, maior
peso especifico saturado.
γsat(g/cm3)=0,028 b,tσ (MPa)-2,259
r2=0,83
A propriedade física que apresenta melhor correlação com as propriedades mecânicas
é o peso específico, seja saturado ou seco. A porosidade tem um baixo grau de
correlação com a resistência à compressão uniaxial, provavelmente devido à influência
de outras propriedades.
111
CAPÍTULO VI CONCLUSÕES E SUGESTÕES
O desenvolvimento da pesquisa apresentada nesta dissertação permitiu a
identificação de vários aspectos importantes relativos à determinação de propriedades
petrográficas, físicas e mecânicas das rochas-reservatório estudadas. Além disto,
através dos resultados obtidos, foi possível estabelecer um comportamento tensão-
deformação típico e os principais parâmetros de resistência e deformabilidade das
rochas oriundas dos Campos do Espirito Santo (arenito A), Fazenda Pocinho (arenito
B) e Cherne (calcissiltito). Este capítulo resume as principais conclusões da pesquisa.
6.1. Conclusões
Em relação à metodologia experimental adotada para o desenvolvimento da pesquisa,
pode-se concluir que o comportamento geomecânico das rochas é melhor
compreendido quando são associadas as informações gerais de geologia da
formação, as propriedades mineralógicas e texturais determinadas de lâminas
petrográficas, as propriedades físicas advindas dos ensaios de porosidade,
permeabilidade, densidade dos grãos e pesos específicos seco e saturado e as
propriedades de resistência e deformabilidade obtidas dos diferentes ensaios
mecânicos.
Em relação às propriedades petrográficas, físicas e mecânicas, conclui-se que:
(i) O conhecimento da geologia de formação das rochas auxilia na análise das
propriedades mineralógicas e texturais determinadas através de lâminas
petrográficas;
(ii) O conjunto de informações geológicas e petrográficas é corroborado pelas
propriedades físicas e mecânicas determinadas em ensaios de laboratório;
(iii) As propriedades petrográficas obtidas de lâminas são semelhantes às
medidas em ensaios de densidade específica dos grãos e porosidade,
realizados em laboratório para as amostras das rochas estudadas. Todavia,
a lâmina da amostra do calcissiltito, não permitiu a visualização do sistema
de poros. A determinação da porosidade foi realizada através de ensaio de
112
laboratório (11,2%), confirmando a presença dos microporos na pseudo
matriz argilosa não visível em lâmina e justificando uma permeabilidade de
0,04mD das amostras desta rocha;
(iv) Os parâmetros de deformabilidade, módulo de elasticidade e coeficiente de
Poisson, determinados nos ensaios de compressão uniaxial e triaxial,
através dos métodos secante e tangente a 50% da resistência máxima
(ISRM, 1981) e do método da região elástica linear (Nunes, 1989), mostram
dispersão de valores, indicando que o emprego das recomendações da
norma não é o mais adequado para rochas brandas. Exceção pode ser feita
para o método tangente, cujos valores se aproximam dos obtidos pelo
método da região linear elástica, possivelmente, o mais adequado para
rochas brandas.
Em relação às técnicas e procedimentos de ensaios, tem-se que:
(i) A saturação prévia dos corpos de prova é fundamental para a execução dos
ensaios mecânicos. Amostras com fluido de formação e/ou óleo devem ser
submetidas à limpeza em Soxhlet para garantir a saturação por um único
fluido, seja com óleo mineral ou com água;
(ii) O controle de aplicação de carga por taxa de deformação lateral apresentou
inconvenientes para rochas de comportamento dúctil e com alto teor de argila
(arenito B) e para rochas muito rígidas (arenito A e calcissiltito), as quais
exigem tensões muito elevadas no início do ensaio para produzir as
deformações laterais, provocando rupturas bruscas em tempos muito
reduzidos. O controle de carregamento executado através da taxa de
deslocamento axial (deslocamento do pistão) parece mais adequado, visto que
os ensaios foram realizados sem dificuldades ou inconvenientes;
(iii) Os resultados dos ensaios não drenados com amostras saturadas com óleo ou
com óleo e fluido de formação não podem ser corretamente interpretados
devido à elevada compressibilidade do óleo, indicando também a
inadequabilidade deste fluido de saturação neste tipo de ensaio;
(iv) Os ensaios de fluência de rochas mais rígidas devem ser executados em
tensões elevadas, próximas do valor de resistência à compressão uniaxial.
Rochas com altos teores de argila, como as do arenito B, conseguem fluir sob
tensões mais reduzidas;
113
(v) O tipo de controle (carga ou deformação) para aplicação de carregamento
influencia a deformação total em ensaios diametrais. Porém, a resistência à
tração parece pouco afetada.
Em relação ao comportamento das rochas saturadas com água, óleo OB-9 e fluido da
formação com o óleo OB-9, pode-se concluir que:
(i) A influência do tipo de fluido de saturação é mais significativa para os ensaios
triaxiais drenados do que para os ensaios de compressão uniaxial;
(ii) A resistência à compressão uniaxial das amostras do arenito A saturadas com
água é inferior à resistência das amostras saturadas com os outros fluidos;
(iii) Os resultados da fase de adensamento dos ensaios triaxiais mostraram que as
rochas saturadas com óleo são mais compressíveis que as saturadas com
água;
(iv) A resistência na ruptura de ensaios triaxiais drenados de amostras saturadas
com água é maior do que a obtida em amostras saturadas com óleo;
(v) Os módulos de Young e coeficientes de Poisson das rochas saturadas com
fluido da formação e o óleo OB-9 são maiores que os obtidos em amostras
saturadas com água;
(vi) As envoltórias de resistência mostram que amostras saturadas com água
apresentam maiores ângulos de atrito e menores interceptos coesivos que os
das amostras saturadas com óleo;
(vii) Os resultados dos ensaios de fluência indicaram que a rocha é mais viscosa
quando saturada com óleo OB-9;
(viii) A resistência à tração da rocha saturada com água é menor do que quando
saturada com óleo;
É importante ressaltar que estas conclusões se referem às rochas estudadas nesta
pesquisa, considerando tanto as condições de saturação específicas das amostras
quanto às metodologias de execução e interpretação adotadas para os diferentes
ensaios. Vários aspectos impedem a generalização destas conclusões, sobretudo o
limitado número de amostras de alguns ensaios e a dificuldade de interpretação dos
procedimentos e resultados de amostras saturadas parcial ou completamente com
fluidos de compressibilidade elevada.
114
6.2. Sugestões para Futuras Pesquisas
Esta pesquisa não teve a pretensão de concluir ou definir todos os aspectos
associados ao comportamento geomecânico de rochas-reservatório e às técnicas de
ensaios para a sua determinação. Ao contrário, a pesquisa procurou apenas contribuir
para um melhor entendimento das rochas dos poços estudados. Desta forma, algumas
sugestões para pesquisas futuras são apresentadas:
(i) Estudar a utilização de um fluido de saturação com reduzidas
compressibilidade, viscosidade e densidade, além de inerte em relação aos
constituintes minerais, que seja capaz de dissolver tanto a água quanto o óleo
ou fluido de formação presente nos poros da rochas quando;
(ii) Estudar o efeito do fluido de saturação (água e óleo incompressível) nas
propriedades mecânicas de vários tipos de rochas-reservatório brandas e
duras;
(iii) Comparar o possível efeito das propriedades mecânicas determinadas em
ensaios de amostras saturadas com fluidos diversos nas análises de
estabilidade de poços de perfuração e de estimativa de tensões in situ através
das técnicas de recuperação como a ASR (anelastic Strain Recovery) e DSCA
(Diferential Strain Curves Analysis);
(iv) Analisar o emprego das teorias clássicas de méios saturados como Biot (1941),
Bishop (1973a,1977b) e Skempton (1960), para rochas saturadas com fluidos
viscosos e compressíveis.
115
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121
Apêndice 1
0
2
4
6
8
10
0 5 10 15 20 25 30
Pressão Confinante σ 3 (MPa)
Def
orm
ação
Vol
umét
rica
(10
-3)
CP 06
CP 9A
CP 07
Figura A.1. Compressão Hidrostática em alguns CPs do arenito A.
0
2
4
6
8
10
12
14
0 5 10 15 20 25Pressão Confinante σ 3 (MPa)
Def
orm
ação
Vol
umét
rica
(10
-3)
CP17CP20
CP14
Figura A.2. Compressão Hidrostática em alguns CPs do arenito B.
122
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0 10 20 30 40 50
Pressão Confinante σ 3 (MPa)
Def
. Vol
umét
rica
(10
-3)
CP 25
Figura A.1. Compressão Hidrostática no CP25 do calcissiltito.
123
0
20
40
60
80
100
120
140
-5 -3 -1 1 3 5 7 9
Deformação Volumétrica (10-3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP22(ax)σ3=15MPa
CP 05 (lat)
CP 07(ax)σ3=20MPa
CP05(ax)σ3=10MPa
CP05(vol)CP22(lat) CP22(vol)
CP 07(lat) CP 07(vol)
Figura A.4.Curvas dos ensaios triaxiais das amostras saturadas com água do arenito A.
124
0
20
40
60
80
100
120
-3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8
Deformacao Volumétrica (10 -3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP06(ax)σ3=20MPa
CP21(ax)σ3=15MPa
CP06 (vol)CP06 (lat)
CP21(lat)
CP21(vol)
Figura A.5. Curvas dos ensaios triaxiais das amostras saturadas com óleo OB-9 do arenito A.
125
0
20
40
60
80
100
120
140
-1 -0,5 0 0,5 1 1,5 2
Deformação axial (10 -3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP4A (ax)σ3=7,5MPa
CP2A (ax)σ3=25MPa
CP2A (lat) CP2A (vol)
CP4A (lat)CP4A (vol)
Figura A.5. Curvas dos ensaios triaxiais das amostras saturadas com fluído da formação e óleo OB-9 do arenito A.
126
0
5
10
15
20
25
30
35
-5 -3 -1 1 3 5 7 9 11 13
Deformação axial (10 -3)
Tens
ão D
esvi
ador
a (M
Pa)
CP14 (ax)σ3=11MPa
CP20 (ax)σ3=20MPa
CP18 (ax)σ3=5MPa
CP14(lat) CP14(vol)
CP20 (lat) CP20 (vol)
CP18 (lat) CP18 (vol)
Figura A.7. Curvas dos ensaios triaxiais das amostras saturadas com fluído da formação e óleo diesel do arenito B.
127
0
20
40
60
80
100
120
-4 -2 0 2 4 6 8 10Deformação (10 -3)
Tens
ão (M
Pa)
CP25 (ax)σ3=40MPa
CP25 (vol) CP25 (lat)
Figura A.8. Curvas dos ensaios triaxiais das amostras saturadas com óleo OB-9 do calcissiltito.
128
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
0 5000 10000 15000 20000 25000Tempo (s)
Def
orm
ação
axi
al (1
0 -3
) def.axial
σ1=4,40MPa
Figura A.9. Ensaio de fluência do CP16 saturado com o fluido da formação e óleo diesel do arenito B.
129
3,7
3,9
4,1
4,3
4,5
4,7
4,9
3000 5000 7000 9000 11000 13000 15000 17000
Tempo (seg)
Def
orm
ação
(10
-3)
def. axial
σ1=31,7MPa
Figura A.10. Ensaio de fluência do CP25 saturado com óleo OB-9 do calcissiltito.
130
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4
Deslocamento pistão (mm)
Traç
ão (M
Pa)
D14D16
D15
D17
Figura A.11. Ensaios diametrais do arenito B.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0 500 1000 1500 2000Deslocamento pistão (mm)
Traç
ão (M
Pa)
D21
D19D18
D20
Figura A.12. Ensaios diametrais do calcissiltito.
![RAd.ha;dQ - cos.ufrj.br · NAVAS, CARLOS RAMOS Um Modelo de 3eleção de Investimentos para o Setor ~létrico [1 ~io de Janeiro] 1980 VIII, 90 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc. , Engenharia](https://img.document.onl/doc/110x75/5c62432609d3f2306c8b45bb/radhadq-cosufrjbr-navas-carlos-ramos-um-modelo-de-3elecao-de-investimentos.jpg)
![AMBULATORIAL DAS MULHERES COM CÂNCER DE ...bvsms.saude.gov.br/bvs/publicacoes/MileneCosta_ M_MH.pdfcâncer de mama [Rio de Janeiro] 2005 XI, 91 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia](https://img.document.onl/doc/110x75/5f23813fb98b27774c5c5cf8/ambulatorial-das-mulheres-com-cncer-de-bvsmssaudegovbrbvspublicacoesmilenecosta.jpg)
![11GUSMlto, ALEXANDRE DUARTE Estudo da Interação Solo-Estrutura e sua Influência em Recalques de EdificaÇ5es [Rio de Janeiro] 1990 xxi ii, 165 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia](https://img.document.onl/doc/110x75/60717b6679587a376b2d6f73/11-gusmlto-alexandre-duarte-estudo-da-interao-solo-estrutura-e-sua-influncia.jpg)
