Utilizando os métodos de rock typing e os dados de µ-CT, foi possível a caracterização das rochas carbonáticas presentes nos três poços analisados. Com os dados de porosidade e permeabilidade medidos em ensaios de laboratório e as descrições de litofácies dos testemunhos, foi possível reconhecer 7 UH pelo método FZI e como estão situadas em relação às classes de Lucia e ao tamanho de poros dominantes (Winland R35). Então, foram selecionadas amostras para a aquisição de imagens por µ-CT e para a construção do modelo de rocha digital, que foram realizados pelo laboratório.
Foram obtidas imagens de µ-CT para cada amostra, em diversas resoluções, sendo escolhidas de acordo com a complexidade de seu sistema poroso. A observação de lâminas petrográficas auxiliou na identificação dos elementos presentes nas imagens e foi possível reconhecer os tipos de grãos, as principais feições primárias e diagenéticas e os tipos de poros. Quase todas as amostras apresentaram feições de bioturbação, caracterizada por causar uma certa desorganização no arcabouço da rocha, e de dissolução, resultando na micritização de grãos, geração de porosidade intragranular e micro-vugs. Em todas as amostras foram reconhecidos porosidade intergranular, vugs-isolados e microporosidade, ocorrendo porosidade intercristalina e vugs-conectados. Foi possível estabelecer uma relação entre as rock types e o que foi observado na petrografia e nas imagens de µ-CT.
A comparação entre a porosidade total e a permeabilidade obtidos por rocha digital com os resultados de laboratório demonstrou a eficiência da técnica de µ-CT na obtenção desses parâmetros petrofísicos. A correlação entre esses dados pareceu respeitar o agrupamento das UH. Foi observado que a heterogeneidade da rocha e o elevado teor de microporosidade podem gerar desvios nessas medidas e que a escolha da resolução tem um grande impacto, podendo excluir frações porosas para o cálculo da porosidade e impossibilitar a estimativa da permeabilidade. As curvas de DTP permitiram a visualização da variação do tamanho e do teor de tipos de poros nas diversas resoluções, caracterizando principalmente a porosidade intergranular.
Os dados de µ-CT auxiliaram no conhecimento da rocha reservatório e o uso dos métodos de rock typing foram também importantes para a escolha das amostras, pois assegurou que as diferentes características permo-porosas fossem analisadas e que todo o reservatório presente nos testemunhos fosse representado. Para continuidade desse trabalho, recomenda-se a construção de um modelo de rocha digital multiescalar, integrando as resoluções adquiridas,
71
a aquisição de mais parâmetros, como o fator de formação, pressão capilar, curva de distribuição de tamanho de garganta de poros e número de coordenação, e a simulação do ensaio de permeabilidade relativa. As rock types identificadas podem ser utilizadas para a distribuição dos parâmetros petrofísicos nos modelos tridimensionais de reservatório, podendo ser aplicadas técnicas estatísticas de correlação rocha-perfil para a propagação em poços ou intervalos não testemunhados.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ABBASZADEH, M.; FUJII, H.; FUJIMOTO, F. Permeability prediction by hydraulic flow units - Theory and applications. SPE Formation Evaluation, v. 11, n. 4, p. 263–271, dez. 1996. AKAI, T.; ALHAMMADI, A. M.; BLUNT, M. J.; BIJELJIC, B. Modeling oil recovery in mexed-wet rocks: Pore-scale comparison between experiment and simulation. Transport in Porous Media, nov. 2018.
AL-AJMI, H. Z.; MUKHERJEE, R.; CHETRI, H. B. Integration of dynamic data of pilot watertlood with rock fabric - Implications for the full field waterflood startup in Mauddud reservoir, North Kuwait. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Anais... Dallas: Society of Petroleum Engineers, out. 2000.
AL-TOOQI, S.; AL-HABSI, N.; AL-SHUKAILI, M.; EHRENBERG, N. Reservoir rock typing of Upper Shu’aiba limestones, Northwestern Oman. In: International Petroleum Technology Conference, 2014, Doha. Anais... Doha: International Petroleum Technology Conference, 2014.
ALAVI, M. F. Determination of reservoir permeability based on irreducible water saturation and porosity from log data and FZI (Flow Zone Indicator) from core data. In: International Petroleum Technology Conference, 2014, Doha. Anais... Doha: International Petroleum Technology Conference, 2014.
ALHAMMADI, A. M.; ALRATROUT, A.; BIJELJIC, B. BLUNT, M. J. Pore-scale imaging ans characterization of hydrocarbon reservoir rock wettability at subsurface conditions using X-ray microtomography. Journal of Visualized Experiments, v. 140, out. 2018.
AMAEFULE, J. O.; ALTUNBAY, M.; TIAB, D.; KERSEY, D. G.; KEELAN, D. K. Enhanced reservoir description: Using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells. In: Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, 68, 1993, Houston. Anais... Houston: Society of Petroleum Engineers, 1993. p. 205-220.
ANDRÄ, H.; COMBARET, N.; DVORKIN, J.; GLATT, E.; HAN, J.; KABEL, M.; KEEHM, Y., KRZIKALLA, F.; LEE, M.; MADONNA, C.; MARSH, M.; MUKERJI, T.; SAENGER, E. H.; SAIN, R.; SAXENA, N.; RICKER, S.; WIEGMANN, A.; ZHAN, X. Digital rock physics benchmarks - Part I: Imaging and segmentation. Computers e Geosciences, v. 50, p. 25–32, set. 2013.
ANDRÄ, H.; COMBARET, N.; DVORKIN, J.; GLATT, E.; HAN, J.; KABEL, M.; KEEHM, Y., KRZIKALLA, F.; LEE, M.; MADONNA, C.; MARSH, M.; MUKERJI, T.; SAENGER, E. H.; SAIN, R.; SAXENA, N.; RICKER, S.; WIEGMANN, A.; ZHAN, X. Digital rock physics benchmarks - Part II: Computing effective properties. Computers e Geosciences, v. 50, p. 33– 43, out. 2013.
73
APPOLONI, C. R.; FERNANDES, C. P.; RODRIGUES, C. R. O. X-ray microtomography study of a sandstone reservoir rock. Nuclear Instruments and Methods in Physics Research A, v. 580, p. 629–632, mai. 2007.
ARNS, C. H.; BAUGET, F.; LIMAYE, A.; SAKELLARIOU, A.; SENDEN, T. J.; SHEPPARD, A. P.; SOK, R. M.; PINCZEWSKI, W. V.; BAKKE, S.; BERGE, L. I.; ØREN, P. –E.; KNACKSTEDT, M. A. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray microtomography. SPE Journal, v. 10, p. 475–484, dez. 2005.
BLUNT, M. J.; BIJELJIC, B.; DONG, H.; GHARBI, O.; IGLAUER, S.; MOSTAGHIMI, P.; PALUSZNY, A.; PENTLAND, C. Pore-scale imaging and modelling. Advances in water resources, v. 51, p. 197–216, abr. 2013.
BLUNT, M. J. Multiphase flow in permeable media – A pore-scale perspective. 1 ed. Cambridge: Cambridge University Press, 2017.
BUST, V. K.; OLETU, J. U.; WORTHINGTON, P. F. The challenges for carbonate petrophysics in petroleum resource estimation. SPE Reservoir Evaluation e Engineering, v. 14, n. 1, p. 25–34, fev, 2011.
CHOQUETTE, P. W.; PRAY, L. C. Geologic Nomenclature and Classification of Porosity in Sedimentary Carbonates. The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 54, n. 2, p. 207-250, fev, 1970.
CORBETT, P. W. M.; POTTER, D. K. 2004. Petrotyping: A basemap and atlas for navigating through permeability and porosity data for reservoir comparison and permeability prediction. In: International Symposium of the Society of Core Analysts, 2004, Abu Dhabi. Anais... Abu Dhabi: Society of Core Analysts, 2004.
CORBETT, P. W. M.; ESTRELLA, R.; RODRIGUEZ, A. M.; SHOEIR, A.; BORGHI, L.; TAVARES, A. C. Integration of Cretaceous Morro do Chaves rock properties (NE Brazil) with the Holocene Hamelin coquina architecture (Shark Bay, Western Australia) to model effective permeability. Petroleum Geoscience, v. 22, p. 105–122, jan. 2016.
CNUDDE, V.; MASSCHAELE, B.; DIERICK, M.; VLASSENBROECK, J.; HOOREBEKE, L. V.; JACOBS, P. Recent progress in X-ray CT as a geosciences tool. Applied Geochemistry, v. 21, n. 5, p. 826–832, mai. 2006.
CNUDDE, V.; BOONE, M. N. High-resolution X-ray computed tomography in geosciences: A review of the current technology and applications. Earth-science reviews, v. 123. p. 1–17, ago. 2013.
DUNHAM, R. J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. Memoir 1: Classification of Carbonate Rocks – A Symposium, v. 38, p. 108–121, AAPG, 1962. GUNTER, G. W.; VIRO, E. J.; THOMAS, J. B.; POTTER, G.; WILLIAMS, J. 2014. Winland
complex. In: SPWLA Annual Logging Symposium, 55, 2014, Abu Dhabi. Anais... Abu Dhabi: Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, 2014.
JENNINGS, J. W.; LUCIA, F. J. Predicting permeability from well logs in carbonates with a link to geology for interwell permeability mapping. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2001, New Orleans. Anais... New Orleans: Society of Petroleum Engineers, 2001. KETCHAM, R. A.; CARLSON, W. D. Acquisition, optimization and interpretation of X-ray computed tomographic imagery: applications to the geosciences. Computers e Geosciences, v. 27, n. 4, p. 381–400, mai. 2001.
KHARRAT, R.; MAHDAVI, R.; BAHERPOUR, M. H.; HEJRI, S. Rock type and permeability prediction of a heterogeneous carbonate reservoir using artificial neural networks based on flow zone index approach. In: SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 2009, Manama. Anais... Manama: Society of Petroleum Engineers, 2009.
KOLODZIE, Stanley. Analysis of pore throat size and use of the Waxman-Smits equation to determine Ooip in Spindle Field, Colorado. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1980, Dallas. Anais… Dallas: Society of Petroleum Engineers, 1980.
LAFAGE, S. 2008. An alternative to the Winland R35 method determining carbonate reservoir quality. 2008. 87 f. Dissertação de Mestrado - Texas AeM University, 2008.
LANDIS, E. N.; KEANE, D. T. X-ray microtomography. Materials Characterization, v. 61, p. 1305-1316, 2010.
LUCIA, F. J. Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: A field classification of carbonate pore space. Journal of Petroleum Technology, v. 35, n. 3, p. 629-637, mar. 1983.
LUCIA, F. J. Rock-Fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bulletin, v. 79, n. 9, p. 1275–1300, 1995.
LUCIA, F. J. Characterization of petrophysical flow units in carbonate reservoirs: Discussion. AAPG Bulletin, v. 83, n. 7, p. 1161–1163, 1999.
LUCIA, F. J. Carbonate reservoir characterization. 2 ed. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg, 2007.
LUCIA, F. J.; JENNINGS, J. W.; RUPPEL, S. C. South Wasson Clear Fork reservoir model: Outcrop to subsurface via rock-fabric method. In: SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, 2001, Midland. Anais... Midland: Society of Petroleum Engineers, abr. 2001. MANTOVANI, I. F. Microtomografia e nanotomografia de raios X aplicada à caracterização multiescalar de sistemas porosos carbonáticos. 2013. 168 f. Tese de Doutorado - Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2013.
75
MARTIN, A. J.; SOLOMON, S. T.; HARTMANN, D. J. Characterization of petrophysical flow units in carbonate reservoirs: Reply. AAPG Bulletin, v. 83, n. 7, p. 1164–1173, 1999.
NETO, J.M.D.R.; FIORI, A. P.; LOPES, A. P.; MARCHESE, C.; PINTO-COELHO, C. V.; VASCONCELLOS, E. M. G.; SILVA, G. F.; SECCHI, R. A microtomografia computadorizada de raios-X integrada à petrografia no estudo tridimensional de porosidade em rochas. Revista Brasileira de Geociências, v. 41 p. 498–508, 2011.
NUNES, J. P. P.; BLUNT, M. J.; BIJELJIC, B. Pore-scale simulation of carbonate dissolution in micro-CT images. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, v. 121, p. 558–576, 2016.
OLIVEIRA, M.F.S.; LIMA, I.; BORGHI, L.; LOPES, R. T. X-ray microtomography application in pore space reservoir rock. Applied Radiation and Isotopes, v. 70, p. 1376–1378, 2012.
PENG, S.; HASSAN, A.; LOUCKS, R. G. Permeability estimation based on thin-section image analysis and 2D flow modeling in grain-dominated carbonates. Marine and Petroleum Geology, v. 77, p. 763-775, 2016.
PITTMAN, E. D. Relationship of porosity and permeability to various parameters derived from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone. AAPG bulletin, v. 76, n. 2, p. 191– 198, 1992.
REBELLE, M.; LALANNE, B. Rock-typing in carbonates: A critical review of clustering methods. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 2014, Abu Dhabi. Anais... Abu Dhabi: Society of Petroleum Engineers, 2014.
ROMERO, P.; GÓMEZ, N. Method for characterization of rock quality based on Winland- Pittman and Timur-Coates equations applied to NMR laboratory data. In: SPWLA Annual Logging Symposium, 45, 2004, Noordwijk. Anais... Noordwijk: Society of Petrophysicists and Well-log Analysts, 2004.
SKALINSKI, M.; KENTER, J. A. M. Carbonate petrophysical rock typing - Integrating geological attributes and petrophysical properties while linking with dynamic behaviour. In: SPWLA Annual Logging Symposium, 54, 2013, New Orleans. Anais… New Orleans: Society of Petrophysicists and Well-log Analysts, 2013.
SVIRSKY, D.; RYAZANOV, A.; PANKOV, M.; CORBETT, P. W. M.; POSYSOEV, A. Hydraulic flow units resolve reservoir description challenges in a Siberian oil field. In: SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modelling for Asset Management, 2004, Kuala Lumpur. Anais... Kuala Lumpur: Society of Petroleum Engineers, mar. 2004.
UGURU, C. I.; ONYEAGORO, U. O.; LIN, J.; OKKERMAN, J.; SIKIRU, I. O. Permeability prediction using genetic unit averages of flow zone indicators (FZIs) and neural networks. In: Annual SPE International Technical Conference and Exhibition, 29, 2005, Abuja. Anais... Abuja: Society of Petroleum Engineers, 2005.
VICTOR, R. A. Pore scale modeling of rock transport properties. 2014. 71 f. Dissertação de Mestrado - The University of Texas at Austin, Austin, 2014.
VICTOR, R. A. Multiscale, image-based interpretation of well logs acquired in a complex, deepwater carbonate reservoir. 2017. 218 f. Tese de Doutorado - The University of Texas at Austin, Austin, 2017.
WINTER, R. W.; JAHNERT, R. J.; FRANÇA, A. B. Bacia de Campos. Boletim de Geociências da Petrobras, v. 15, n. 2, p. 511–529, 2007.
ZIELINSKI, J. P. T. Avaliação petrofísica de coquinas por meio da microtomografia de raios-X: Um exemplo da Fm. Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas. 2017. 72 f. Dissertação (Mestrado em Geociências) - Universidade Estadual de Campinas, Campinas, 2017.