Caracterização das Rochas Reservatório

Caracterização das Rochas Reservatório

(Parte 1 de 2)

Centro Universitário São Camilo – Espírito Santo

Curso: Tecnologia em Petróleo e Gás

Disciplina: Produção de Petróleo On Shore e Of Shore

Professor: Leonardo Cordeiro

CARACTERIZAÇÃO DAS ROCHAS RESERVATÓRIO

Alunos do 2º período:

-202954, Cristiano Rodrigues Machado;

-200196, Edson Soares Júnior;

-204064, Leticia Biancardi;

-202734, Milton Marvila Alves Júnior;

-203963, Washington José de Oliveira.

Cachoeiro de Itapemirim-ES

Setembro de 2011

Cristiano Rodrigues Machado

Edson Soares Júnior

Leticia Biancardi

Milton Marvila Alves Júnior

Washington José de Oliveira

Caracterização das Rochas Reservatório

Trabalho apresentado para avaliação do rendimento escolar da disciplina de Produção de petróleo on shore e of shore do curso de Tecnologia em Petróleo e Gás, do Centro Universitário São Camilo, ministrado pelo professor Leonardo Cordeiro

Cachoeiro de Itapemirim

Setembro de 2011

Sumário

Introdução

No planeta Terra, sob uma cobertura de detritos, solo, vegetação, água e gelo, ocorrem materiais sólidos denominados rochas.  Rochedos, encostas de morros, cortes de estradas ou ilhas estéreis, constituem afloramentos de rochas, perfazendo 3% da superfície dos continentes.

As rochas podem ser classificadas de acordo com sua composição química, sua forma estrutural, ou sua textura, sendo mais comum classificá-las de acordo com os processos de sua formação. Pelas suas origens ou maneiras como foram formadas, as rochas são classificadas como ígneas, sedimentares, e rochas metamórficas.

O óleo cru encontrado em reservatórios de óleo é formado na crosta da Terra de restos de seres vivos. O petróleo bruto é usado como combustível fóssil. As evidências indicam que milhões de anos de calor e pressão alterando os restos de plantas e animais microscópicos em óleo e gás natural. Quando eles foram enterrados com o sedimento acumulado e atingem uma temperatura adequada, algo entre 50 a 70 °C eles iniciam um cozimento. Esta mudança transforma-os nos hidrocarbonetos líquidos que se movem e migram, tornando-se nossos reservatórios de petróleo e gás.

O petróleo, após ser gerado e ter migrado, é eventualmente acumulado em uma rocha que é chamada de reservatório. Essa rocha pode ter qualquer origem ou natureza, mas para constituir um reservatório deve apresentar espaços vazios em seu interior (porosidade), e estes vazios devem estar interconectados, conferindo-lhe a característica de permeabilidade.

Rochas reservatório

Denomina-se de reservatório a rocha com porosidade e permeabilidade adequadas à acumulação de petróleo, quando enquadradas por  rochas impermeáveis, que impedem a migração, designadas por rochas de cobertura. Este conjunto reservatório-cobertura  é designado por armadilha  e é, geralmente, ocupado pelos aquíferos no seio dos quais se encontram o petróleo e o gás. No caso dos hidrocarbonetos serem compostos por gás e petróleo, o gás, menos denso, encontra-se por cima do petróleo, mais denso.

Os reservatórios são constituídos por rochas que apresentam vazios, poros e fissuras interligados e onde podem circular os hidrocarbonetos e a água. As suas características petrofísicas  são o resultado de toda a história geológica daqueles sedimentos e em particular das condições de sedimentação e dos fenômenos de diagênese. Se as camadas sedimentares que cobrem a rocha reservatório não forem impermeáveis, os hidrocarbonetos ascendem à superfície da crosta terrestre, oxidam-se e dispersam-se. Porém, este caso é pouco frequente. O mais frequente é existirem, no subsolo, uma sobreposição de camadas porosas e permeáveis e de camadas impermeáveis. 

Sabendo que o movimento dos fluidos subterrâneos só é possível ao longo das camadas permeáveis, os hidrocarbonetos acumulam-se nas zonas "altas" das rochas porosas cobertas por rochas impermeáveis (rochas de cobertura). Neste caso, diz-se que estamos perante "armadilhas petrolíferas". Existem vários tipos de armadilhas.

Uma armadilha petrolífera é, geralmente, constituída por uma rocha porosa recoberta por uma rocha impermeável: a superfície que separa as duas rochas deve ter, no seu conjunto, uma forma convexa para a parte superior. Há outros tipos de armadilhas.

Sempre que uma armadilha fica, efetivamente, preenchida por hidrocarbonetos passa-se a chamar um jazigo petrolífero ou jazida petrolífera.

A maior parte das reservas conhecidas encontra-se em arenitos e rochas carbonáticas, embora acumulações de petróleo também ocorram emfolhelhos, conglomerados ou mesmo em rochas ígneas e metamórficas.

As rochas reservatório dividem-se em duas grandes famílias, os reservatórios detríticos, na sua grande maioria siliciosos (areias e grés), e os reservatórios carbonatados, calcários e dolomias.

Uma rocha-reservatório, de maneira geral, é composta por grãos ligados uns aos outros por um material, que recebe o nome de cimento. Também existe entre os grãos outro material muito fino chamado matriz. Normalmente existe comunicação entre os poros de uma rocha. Porém, devido à cimentação, alguns poros podem ficar totalmente isolados.

Porosidade

A porosidade é uma das mais importantes propriedades das rochas, pois mede a capacidade de armazenamento de fluidos.

À primeira vista, um fragmento de rocha reservatório aparenta ser um bloco maciço, mas o que se vê é o volume total da rocha. Entretanto, olhando mais de perto, verifica-se que a rocha é composta por minúsculos grãos agregados e cimentados uns aos outros.

Os grãos, ao se juntarem, deixam entre si espaços vazios, denominados poros. Uma amostra de rocha reservatório aparentemente maciça, quando observada ao microscópio, revela uma grande quantidade de espaços vazios. Existe um volume de sólidos que é a soma dos volumes dos grãos e um volume poroso que é a soma dos volumes de poros. O volume total da rocha é o resultado da soma do volume de sólidos com o volume poroso.

Denomina-se por porosidade a relação entre o volume de espaços ocos de uma rocha e o volume total da mesma. Estes espaços podem estar preenchidos por gases, água ou petróleo. O valor da porosidade se expressa em percentagem. Assim uma rocha com uma porosidade de 25% significa que, num volume qualquer da rocha, uma quarta parte (25%) corresponde a espaços que podem ser ocupados por fluidos. É considerada como tendo uma porosidade ótima, uma rocha como, por exemplo, um arenito com 20 a 25% de espaços vazios.

A porosidade, representada pela letra gregaφ, é definida como a porcentagem (emvolume) de vazios de uma rocha. Na maioria dos reservatórios a porosidade varia de 10% a 20%. Este volume não é inteiramente preenchido pelos hidrocarbonetos, havendo sempre certa quantidade de água. A porosidade absoluta corresponde ao volume total de vazios, enquanto a porosidade efetiva se refere apenas aos poros conectados entre si. Para a engenharia de reservatório, o parâmetro realmente importante é a porosidade efetiva, pois representa o volume máximo de fluidos que pode ser extraído da rocha, já que os poros isolados não estão acessíveis para a produção de fluidos.

Os reservatórios normalmente apresentam variações horizontais e verticais de porosidade. A quantidade, tamanho, geometria e grau de conectividade dos poros controlam diretamente a produtividade do reservatório. Medida diretamente, em amostras de testemunho,ou indiretamente, através de perfis elétricos, a porosidade de uma rocha pode ser classificada como insignificante (0-5%), pobre (5-10%), regular (10-15%), boa (15-20%),ou muito boa (>20%).

Ainda quanto a sua classificação, porosidade em uma rocha reservatório pode ser:

• intergranular - poros se originam do afastamento natural entre os grãos no período da deposição (comum em arenitos);

• intragranular de dissolução - os poros que se originaram da abertura de espaços por dissolução química (comum aos carbonatos);

• intercristalina – geradas pelas modificações mineralógicas (comum aos

dolomitos) e;

• de fratura - dos fraturamentos de qualquer tipo.

As fraturas podem aumentar consideravelmente o volume de vazios das rochas. Em reservatórios areníticos e carbonáticos as fraturas podem contribuir para o aumento da conectividade dos poros,enquanto nos folhelhos, rochas ígneas e metamórficas as mesmas respondem por quase toda porosidade.

Permeabilidade

Somente a existência de petróleo, seja ele líquido ou gasoso, no interior da rocha, apesar de ser uma condição fundamental, não é suficiente para que se tenha uma produção desse fluido a partir dessa rocha. Devem existir condições para que os fluidos possam se movimentar através dos poros e chegar aos poços por meio dos quais poderão alcançar a superfície.

Existe uma propriedade da rocha que controla a movimentação de fluidos no seu interior, denominada permeabilidade.

A movimentação no reservatório acontece com os fluidos passando sucessivamente por diversos poros até chegar aos poços produtores. Os fluidos percorrem o que se poderia chamar de “canais porosos”. Quanto mais cheios de estrangulamentos, estreitos e tortuosos forem esses canais porosos, maior será o grau de dificuldade para os fluidos se moverem no seu interior. Já os poros maiores e mais bem conectados uns com os outros, oferecem menor dificuldade para o fluxo dos fluidos. A maior ou menor dificuldade de deslocamento dos fluidos dentro da rocha é quantificada pelo valor da permeabilidade.

A permeabilidade é a medida da capacidade de circulação de um fluido através de uma rocha, sem alterar a sua estrutura interna. Todas as rochas permeáveis podem ser porosas, mas nem todas as rochas porosas são permeáveis, em virtude de os poros não comunicarem entre si ou de serem de tamanho tão pequeno que não permitam a passagem do fluido. Por exemplo, o calcário deixa de ser impermeável à água à medida que são maiores e mais numerosos os seus poros.

Em prospecção de águas subterrâneas ou de petróleo, o ideal será uma rocha que tenha grande permeabilidade, pois, assim, o líquido que a impregna pode chegar mais facilmente ao poço ou tubo de sondagem através dos quais se procura explorar.

A maioria dos estudos feitos em reservatórios de petróleo envolve a permeabilidade, que é fundamental para se estudar o modo como os fluidos deslocam-se dentro do reservatório. Com isso, é possível estimar vazões de produção em várias épocas da vida do reservatório, o comportamento das pressões etc.

A permeabilidade absoluta (Ka), é definida quando esta é medida na presença de só um fluido. Já na permeabilidade efetiva (Ke) esta avaliação é feita na presença de mais de um fluido. A unidade de medida que representa a permeabilidade é o D (Darcy), que equivale a 1000mD (miliDarcys).

.A permeabilidade, representada geralmente pela letra K, é a capacidade da rochade transmitir fluido, sendo expressa em Darcys (D) ou milidarcys (mD). Controlada principalmente pela quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros, a permeabilidade de uma rocha é medida diretamente, emamostras de testemunho, e pode se classificada como baixa (<1md), regular (1-10md),boa (10-100md), muito boa (100-1000md) e excelente (>1000md). A maior parte dos reservatórios possui permeabilidades de 5 a 500md. A permeabilidade raramente é a mesma em todas as direções numa rocha sedimentar, sendo geralmente maior na horizontal do que na vertical. Uma vez que é inversamenteproporcional à viscosidade do fluido, a permeabilidade de um reservatório para o gásé muito maior do que para o óleo. Assim, enquanto um reservatório pode produzir gás com apenas alguns milidarcys, para a produção de óleo são necessários pelo menosdezenas de milidarcys. Quando mais de um fluido divide o espaço poroso, como é o caso dos reservatórios com água, óleo e/ou gás, cada fluido apresenta uma permeabilidaderelativa, que varia em função da sua saturação. Ou seja, a permeabilidade é máxima (Ka) quando um fluido ocupa 100% dos poros, e decresce(Kr) à medida que este fluido divide o espaço poroso com outro fluido. Ë necessária uma saturação mínima para que um fluido consiga fluir. No caso do óleo, uma saturação mínima em torno de 20% é necessária para que o mesmo possa fluir (Kr>0).

Existem fenômenos geológicos que ocorrem após a deposição dos sedimentos, que tendem a destruir a porosidade e a permeabilidade das rochas (compactação, cimentação) e outros que podem aumentá-la (fraturamento, dissolução e recristalização).

Na deposição dos sedimentos a porosidade e a permeabilidade são inicialmente controladas pelos aspectos relacionados à textura da rocha, ou seja, seleção, tamanho, forma e arranjo dos grãos. Assim, quanto melhor a seleção dos grãos, maior a porosidade e a permeabilidade, como por exemplo, os reservatórios originados de dunas de areia formadas pelo vento apresentam ótimas características de reservatório. As variações no empacotamento do arranjo das partículas acarretam variações na porosidade. Com o soterramento progressivo, os aspectos acima perdem sua importância na quantificação da porosidade e permeabilidade que passam a ser mais controladas pela diagênese e argilosidade.

Saturação

A saturação é outra propriedade de uma rocha reservatório. Na terra, em subsuperfície, a partir de certa profundidade, todo poro encontra-se preenchido por água. Esta profundidade é denominada nível freático. Em raríssimas situações da natureza, devido à conjugação de diversos fatores, estes poros estão preenchidos por hidrocarbonetos, que através da migração deslocaram parte da água original da rocha reservatório.

O percentual do volume poroso ocupado por certo fluido é chamado de saturação.

Por exemplo: se 70% do espaço poroso de uma rocha está ocupado por óleo, diz-se que a saturação de óleo dessa rocha é igual a 70%, no entanto os 30% do volume poroso restante não está vazio. Existe, obrigatoriamente, um ou mais fluidos completando esse percentual do espaço poroso restante, o qual poderia estar ocupado totalmente por água, correspondendo a uma saturação de água de 30%. Mas, estes mesmos 30% poderiam estar parcialmente ocupados por água e gás natural, nesse caso, além da saturação de água existiria também uma saturação de gás, algo do tipo 20% de água e 10% de gás.

Portanto, saturação de um fluido é o nome dado ao percentual do volume poroso que está ocupado por aquele fluido.

Saturação de fluidos:

A saturação de óleo, água ou gás é o percentual do volume poroso (Vp) ocupado por cada uma destas fases, ou seja:

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