dias 17 dias 14 dias Método de

envelhecimento Envelhecido com 43% de óleo Envelhecido com 100% de óleo Envelhecido com 100% de óleo (Seyyed et al., 2015)

Fluidos FW, SW e óleo SW e óleo SW e óleo

Essas diferenças provavelmente influenciaram os resultados e as análises. Foi possível visualizar o efeito da vazão de injeção somente no primeiro ensaio. Nos ensaios 2 e 3, apesar das tentativas de melhorias experimentais, foi inconclusivo o efeito da vazão de injeção. Desta forma, a maior contribuição deste trabalho foi o desenvolvimento da metodologia de preparação e caracterização do meio poroso fraturado. Apesar de já existirem vários trabalhos com modelos de fraturas para estudar o efeito da vazão de injeção, este trabalho forneceu uma nova

metodologia para caracterização da matriz e da fratura separadamente, bem como o cálculo da saturação nesses dois meios baseado no CT médio de cada corte na tomografia. Finalmente, a realização deste tipo de estudo em rochas carbonáticas do pré-sal brasileiro foi pioneiro. Assim, como todo trabalho pioneiro, há diversas melhorias a serem implementadas que serão abordadas no item 5.2. Quanto à vazão de injeção, fica evidente a necessidade de se realizar mais ensaios experimentais com a nova metodologia desenvolvida para se chegar a resultados mais conclusivos.

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Neste capítulo são apresentadas as conclusões do presente trabalho e as recomendações para trabalhos futuros.

5.1. Conclusões

Este trabalho visou avaliar o efeito da vazão de injeção de água na recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadas do pré-sal brasileiro com molhabilidade intermediária a preferencial ao óleo. Para isso, foi desenvolvida uma nova metodologia experimental na preparação do meio poroso com fratura induzida.

Ótimos resultados foram obtidos com a nova metodologia desenvolvida, tanto na representação do meio poroso, quanto na caracterização petrofísica da fratura, da matriz e do modelo. Foi possível realizar a caracterização petrofísica das matrizes utilizando o porosímetro e permeabilímetro a gás. Ainda, com as dimensões do espaçador POM e das esferas de vidro utilizadas conseguiu-se determinar a porosidade das fraturas. Por fim, com o permeabilímetro a gás foi possível medir a permeabilidade do modelo e, assim, determinar pelo método de leitos paralelos (Rosa et al., 2006) a permeabilidade da fratura.

Além disso, conseguiu-se estudar o efeito da vazão de injeção nesse meio poroso fraturado de forma muito mais próxima do presente no reservatório, por meio da implementação de uma condição inicial de saturação de água e óleo, de uma pressão de soterramento e poros, de uma temperatura e de uma restauração da molhabilidade do reservatório com a técnica de envelhecimento, tendendo a uma molhabilidade intermediária/preferencial ao óleo.

Neste trabalho, diferentemente do apresentado na literatura, não foi possível associar um aumento da recuperação de óleo com a baixa vazão. No entanto, é importante salientar que as condições experimentais na qual os ensaios foram realizados neste trabalho se aproximam muito mais de um reservatório carbonático real. Trivedi e Babadagli (2008) já haviam reportado que o efeito da vazão de injeção é muito menos significativo em rochas carbonáticas do que em areníticas. Ainda, há uma maior dificuldade da embebição ocorrer em rochas com molhabilidade intermediária e preferencial ao óleo devido as forças capilares negativas (Lemonnier e Borbiaux, 2010), o que está de acordo com o observado neste estudo.

Com relação ao uso da tomografia computadorizada de raios-X no primeiro ensaio, foi possível observar a distribuição de porosidade e de fluidos na condição de saturação inicial, na primeira tomografia do teste, logo após a irrupção de água (breakthrough), e na quinta tomografia do teste. No entanto, foi encontrada certa dificuldade, não esperada a princípio, para calcular as saturações baseada nos valores de CT. Considerou-se nos cálculos das saturações (item 2.4.2) que haveria somente dois fluidos móveis, água do mar (salmoura injetada) e óleo. No entanto, acredita-se que, como a saturação de água inicial foi alta, houve uma interação da salmoura injetada (água do mar) com a salmoura que já estava presente na rocha (água de formação), formando um quarto fluido, com um CT intermediário.

O resultado obtido com o segundo ensaio evidencia que ocorreu somente o mecanismo de embebição na recuperação do óleo presente na matriz. Acredita-se que, caso outros mecanismos estivessem atuando, provavelmente seria possível observar recuperação do óleo da matriz nos ensaios 2 e 3.

Por fim, o terceiro ensaio encerra o trabalho com diversas melhorias implementadas no aparato experimental. A utilização de um separador bifásico e de um sistema de aquisição de imagens composto de uma câmera e um software desenvolvido em labVIEW forneceu uma maior precisão para a contabilização dos fluidos nas condições do teste (63°C e 1000 psi). Ainda, foi possível solucionar as dificuldades encontradas no primeiro ensaio para o cálculo das saturações baseado nos valores de CT. Apesar das melhorias implementadas, não foi possível observar recuperação de óleo neste ensaio, provavelmente devido ao diferente método de envelhecimento utilizado, que possibilitou o mecanismo de embebição do óleo ao invés da água.

Assim, com base nos três ensaios realizados, não foi possível associar um significativo aumento da recuperação de óleo com a baixa vazão injeção nos meios porosos com fratura induzida representativos dos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro em estudo, evidenciando a necessidade de se realizar mais ensaios experimentais com a nova metodologia desenvolvida para se chegar a resultados mais conclusivos.

5.2. Recomendações

• Recomenda-se utilizar no sistema de coleta um separador bifásico ao invés de uma proveta invertida. Assim, os cálculos por balanço de massa poderão ser feitos nas condições do teste.

• Condição de saturação inicial: Sugere-se levar a amostra numa condição de saturação inicial de água, no entanto, são feitas diferentes sugestões de técnicas dependendo do uso da tomografia computadorizada de raios-X ou não.

o Caso não seja utilizada tomografia computadorizada de raios-X, sugere-se, para trabalhos futuros, levar cada metade da rocha (matriz) ao Swi por deslocamento forçado usual com água de formação (FW). Somente depois montar o modelo com fratura induzida e fluir óleo. Desta forma, se teria duas matrizes com uma condição de saturação de água inicial e a fratura 100% saturada com óleo. o Caso seja utilizada tomografia computadorizada de raios-X, sugere-se levar a

amostra na condição de saturação de água inicial da mesma forma utilizada neste trabalho, salientando o uso de água de mar (SW) para evitar a possível formação de um quarto fluido no meio poroso durante o ensaio.

• Recomenda-se utilizar a técnica de envelhecimento convencional adotada no ensaio 1. Envelhecer a amostra com água e óleo é mais representativo de reservatórios reais do que envelhecer a amostra completamente saturada com óleo.

• Recomenda-se fazer mais testes com diferentes vazões de injeção de forma a entender melhor a influência da vazão de injeção neste tipo de reservatórios e encontrar uma vazão de injeção ótima.

• Com relação ao preenchimento da fratura também são feitas diferentes sugestões dependendo do uso da tomografia computadorizada de raios-X ou não.

o Caso não seja utilizada tomografia computadorizada de raios-X, sugere-se utilizar, ao invés de esferas de vidro, um material molhável a óleo, para que o meio poroso da fratura possa ser melhor representado.

o Caso seja utilizada tomografia computadorizada de raios-X, sugere-se não preencher o meio poroso da fratura. Assim, evitaria a possibilidade de movimentação do material de preenchimento e alteração nos valores de CT na fratura.

• Recomenda-se fazer testes com rochas de afloramento para efeitos de repetitividade. A tentativa de se realizar os ensaios diretamente com rochas reservatórios levou a resultados inconclusivos devido à grande heterogeneidade e variação da composição das rochas.