perfilagem

Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRNDepartamento de Engenharia de Petróleo

Perfilagem de Poços–PTR0403Docente: German Garabito Callapino

Natal, RN

Perfilagem de Poços

Discentes: Hannah Lícia Cruz Galvão Tatiane de Gois Santos

Propriedades Petrofísicas

Índice:

Apresentação Introdução

• Petrofísica• Propriedades Petrofísicas das rochas• Porosidade• Permeabilidade• Saturação• Molhabilidade• Determinação das propriedades das rochas a partir dos perfis

Bibliografia


Apresentação:

A presente apresentação tem por objetivo fazer uma revisão sobre as propriedade petrofísicas (porosidade, permeabilidade e saturação), assim como, trazer uma explicação de como determiná-las a partir das informações fornecidas pelos diversos perfis geofísicos.


Introdução:

Petrofísica

• Conceito: É o estudo das propriedades físicas e químicas que indicam a ocorrência e o comportamento de rochas, petróleo e fluidos. Para caracterizar corretamente uma reserva de petróleo ou gás, deve-se fazer medições da resistividade, do neutrônio e da densidade de maneira que se possa quantificar a real porosidade, saturação e permeabilidade da reserva.

• Objetivos: Interpretação das propriedades físicas das rochas reservatório tem o objetivo de avaliar o volume de hidrocarbonetos existente no campo e o volume recuperável (extraível).


Fatores que afetam as Propriedades Petrofísicas

Há influencias dos diferentes tipos de folhelhos e argilas na porosidade e permeabilidade tanto na direção horizontal como na vertical Argilas

alogênicas

Folhelhos granulare

s

Grãos de xisto limoso ou floculos

Pelotas biogênicas

Folhelhos estruturais

Classificação geológica Esquema

Classificação do registro de

poços

Influência das características do

reservatório

Folhelhos estruturaisDetrítico de

minerais de argila

Grãos de quartzo distribuídos

aleatoriamente Camada laminada

Folhelhos laminados

Matriz de folhelhos

Detríticos minerais de argila

preenchendo o espaço poroso

Folhelhos dispersos

Argilas autigênicas

Minerai de argila de alteração in

situ de feldspatos,

micas...

Partículas discretas, revestimentos de

poros

Argilas dispersas

Substituição pseudomorfose (Le. Feldspatos)

Formação de minerais de argila

sob influência hidrotermais

Preenchimento dos porosPreenchimento de

fraturas Argilas laminadas

Concentração de componentes

insolúveis (argilas, matéria orgânica...)

sob pressão e solução

estilólitosArgilas laminadas


Propriedades Petrofísicas das Rochas

• Porosidade

É a percentagem ou fração de espaço vazio da rocha ocupado por fluídos ( água, óleo, gás e ar) em relação ao volume total da rocha.

Figura 1: Porosidade da rocha.

%100total

poroso

V

V


• Seleção de Grãos

Figura 2: a: grãos mal selecionados; b: grãos bem selecionados.

• Porosidade Primária e Secundária


• Porosidade Absoluta: Corresponde ao volume total de espaços vazios.

• Porosidade Efetiva: Se refere aos espaços dos poros conectados entre si.

rocha da total

grãos de totalrocha da total

V

VVa

rocha da total

tadosinterconec poros

V

Ve

Em relação a conectividade dos poros, pode-se distinguir:

• Porosidade não efetiva: Representa os volumes dos poros fechados ou não conectados

Figura 3: Grãos conectados e não conectados


Fatores que afetam a porosidade:

• Arranjo dos Grãos; Forma dos Grãos; Tamanho dos Grãos; Seleção; Materiais Cimentantes.

Pode-se medir a porosidade de 2 formas:

• Método Direto: As medidas são feitas á partir de corpo de prova.

• Plugs ou testemunhos – É um método muito caro por ser uma operação demorada. Apenas 5% a 10% dos poços é testemunhado.

• Lâminas ou microscópicos – É feito através de corte no testemunho.

• Método Indireto: A resposta se dá através de ondas sonoras.

• Perfilagem - Tem-se como vantagem obter o registro das medidas ao longo de toda extensão do poço, e também a possibilidade de dispensar uma amostragem de rocha para obter diretamente os atributos. Fato que oneraria muito em termos financeiros e operacionais a perfuração de um poço.


Determinação da porosidade

• Segundo Archie (1942), a estimativa da porosidade esta baseada na relação entre o fator de formação (F) e porosidade (𝜙) , dada pela seguinte expressão.

Em que , sendo Ro e Rw respectivamente, a resistividade da formação saturada e resistividade de fluídos dos poros. O parâmetro “a” uma constante empírica especifica das rochas da área de interesse, “m” uma constante conhecida como fator de cimentação que depende do tamanho de grão e as interconexões complexas entre poros (tortuosidade).

(-m)aF=

w

o

R

RF

0,62 < a < 1

2 < m < 3


• Permeabilidade

É a capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluido ou também a propriedade da rocha de transmitir fluidos. Segundo a lei de Darcy a permeabilidade pode ser obtida da seguinte maneira:

Em que q é a vazão (cm³/s), k a permeabilidade (Darcy-D), A a área do fluxo em (cm²), μ a viscosidade (cp) e a variação de pressão com o deslocamento (atm/cm).

dL

dPq

kA

= 21A

q=

PP

Lk

dL

dP


• Permeabilidade

A permeabilidade também pode ser estimada a partir da saturação de água irredutível, Sir, a mesma que é estimada a partir de medições de resistividade nas partes da formação com saturação irredutível:

Em que c é uma constante dependente da litologia e tamanho dos grãos da formação e Sir é a saturação irredutível, ou seja, é a quantidade mínima de água que resta após o deslocamento da água dos poros pelos hidrocarbonetos.

2³

=k

Sir

c


• Permeabilidade

Permeabilidade Efetiva:

Medida da transmissão de um fluido quando uma ou mais fases adicionais estão presentes.

Sendo kw + ko + kg ≤ k

Permeabilidade Relativa

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

Em que 0 ≤ kw, ko, kg ≤ 1

ΔP= ww

A.

LμqkW ΔP

= oo

A.

Lμqko ΔP

= gg

A.

Lμqkg

k

kk wrw =

k

kk oro =

k

kk grg =


• Permeabilidade


• Saturação

Fração/percentagem do volume de poro ocupado por um fluído em particular (óleo/gás/água).

Sendo Sw + So + Sg = 1

Saturação Crítica do Óleo (Soc) É a saturação mínima, abaixo da qual o óleo não flui através dos poros.

Saturação Residual de Óleo (Src) É a saturação (quantidade) de óleo que permanece nos poros após o deslocamento.

V

V=S

poroso

óleoo

V

V=S

poroso

gásg

V

V=S

poroso

águaw


• Saturação

Saturação Móvel de Óleo (Som) É a quantidade de óleo que pode ser removida dos poros.

Saturação Crítica de Gás (Sgc)Com a diminuição da pressão no reservatório abaixo do ponto de

bolha, o gás começa a desprender-se, aumentando a sua saturação até o ponto em que começa a movimentar-se (saturação crítica).


• Saturação

Saturação de água

Archie (1942) estabeleceu uma relação para estimar a proporção de água presente nos poros (saturação de água S), com base em medidas de laboratório de resistividades de amostras de arenitos contendo proporções variáveis de hidrocarbonetos e água dos poros com salinidade fixa:

Sendo Ro a resistividade da matriz + água dos poros e Rt a resistividade da matriz + agua dos poros + hidrocarbonetos. Combinando as equações e tem-se:

Em que Ro é determinado nas partes do poço com saturação de água, n é o expoente de saturação cujo valor padrão é 2, e seus os valores extremos determinados experimentalmente são: 1,5 < n < 3,0

n

1

t

o R

R=S

w

o

R

R=F

n

S

1

t

o

R

R

n

S

1

t

w

R

FR


• Molhabilidade

•É a tendência de um fluído de aderir à superfície de um sólido, em presença de outros fluídos imiscíveis.

•Esta tendência é medida de forma mais conveniente através do ângulo de contato (θ):


• Molhabilidade

•A distribuição dos fluídos no reservatório é função da molhabilidade.

Geralmente distingue-se:

Fase molhante (aderida à rocha): usualmente é a fase aquosa;

Fase não-molhante: usualmente a fase orgânica (óleo e gás).

•Devido às forças atrativas, a fase molhante tende a ocupar os poros menores, enquanto a fase não-molhante ocupa os poros e canais mais abertos.


• Determinação das propriedades das rochas a partir dos perfis

As propriedades petrofísicas são estimadas, pela geofísica de poço, através do estabelecimento de relações empíricas entre as medidas das propriedades físicas das rochas registradas, in site, pelos perfis geofísicos de poço e medidas laboratoriais, realizadas sobre amostras de rocha ou testemunhos

A avaliação do volume do reservatório é realizada a partir de informações de um número reduzidos poços perfurados, como medidas locais de espessura, porosidade efetiva, saturação e permeabilidade.

Da análise de perfis distingue-se somente duas categorias de componentes sólidos em uma rocha, a “matriz” e “folhelho (argila e silte)”

Folhelhos ou argilas tem um forte efeito sobre as medidas de resistividade, avaliação da porosidade efetiva e sobre a permeabilidade. Portanto é importante determinar de forma mais precisa possível o volume e distribuição das argilas.



As propriedades elétricas de uma rocha são fortemente influenciadas pelo conteúdo de agua nos poros. A partir da resistividade pode-se determinar a porcentagem de agua na rocha (saturação de agua), que é o principal fator para a qualificação de um reservatório, definindo a fração do espaço poroso ocupado por hidrocarbonetos

Fração sólida

Parâmetros geológicos

Registro de poço

Ferramentas de registro relevantes

Grão, partículas e

cristaisCimento (além de argila)

Matriz

Cimento

Fração fluidaNatureza

Porcentagem

Natureza (minerais principais,

secundários e acessórios

Porcentagem volumétricaDistribuição (estrutural, laminado ou dispersado

ÁguaHidrocarboneto

s

FormaçãoFiltrado de

lamaSólido,

líquido ou gásPorosidade

Saturação



A textura da rocha influencia na porosidade; tamanho dos poros e canais de conexão (permeabilidade e saturação) e distribuição da porosidade.E sendo identificadas estruturas como mergulho, dobras e falhas permite a localização de reservatórios e seu ambiente tectônico.

Parâmetros de

textura

Características petrofísicas do reservatório

dependendo dos parâmetros texturais

Registro de poço

Ferramentas de registro relevantes


aplicações qualitativas quantitativos Ferramentas de registro de poços necessária

geologia

Composição

TexturaClassificação de evolução do tamanho

de grão

Estrutura sedimentarSlumping (escorregamento)

BioturbaçãoGeometria

FáciesSequência

Ambiente de deposiçãoDiagênese

CimentaçãoDissolução

Transformação mineralógicaCompactação

Tectônica Dobra, falha

Fraturas

Estratigrafia

Sequência estratigráficaDiscordânciaCorrelações

Rochas geradoras

porcentagem de elementosporcentagem de minerais

Partículas e formas < 5mm

Ângulo de mergulho & azimute de lâminas

Direção Paleocorrentes

Espessura aparente & real das lâminas, camas, unidades

deposicionais, fácies & sequências

Espessura aparente & real

Natureza do cimento e porcentagem“mold e vug” porcentagem

“Dolomitization” (formação do dolomite)

Evolução da porosidade com a profundidade

Mergulho estruturalÂngulo de falha e azimute

Direção de paleostressFratura de densidade e porosidade

Datação relativaDatação real

Ferramentas de espectrometriaLito-densidade, sônico, ferramentas

de espectrometriaFerramentas de imagem, dipmeters

Ferramentas de imagem, dipmeters

Ferramentas de imagem, dipmeters

Todas as ferramentas

Todas as ferramentasTodas as ferramentas

Ferramenta de porosidade e espectrometria

Ferramenta de porosidade e imagemFerramenta de porosidade e

espectrometriaSônico, densidade, resistividade

Ferramentas de imagem e dipmeters

Todas as ferramentasFerramentas magnética

Todas as ferramentasFerramentas de imagem e dipmeters

Ferramentas de Radioatividade e resistividade

Ferramentas de espectrometria


aplicações qualitativas quantitativos Ferramentas de registro de poços necessária

Petrofísicas

Avaliação do reservatório

Permeabilidade

Localização do reservatório e avaliaçãoPorosidade e saturação

Permeabilidade

Todas as ferramentasFerramentas de porosidade e densidade

Ressonância magnética nuclear

Geofísicas

Impedância acústicaCoeficiente de reflexão

Ferramentas sônicas e de densidade

Outros

Carvão Urânio

Potássio

Minérios de sulfeto

Porcentagem de urânioPorcentagem de potássio

Todas as ferramentasFerramentas de espectrometriaFerramentas de radioatividade e

espectrometriaFerramentas de imagem, resistividade,

espectrometria, loto-densidade e neutro


Bibliografia:

Documents

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