A injeção de CO2 pode afetar a permeabilidade e porosidade de rochas carbonáticas
tanto positivamente devido ao efeito da dissolução da matriz carbonática, como negativamente por causa da precipitação de diferentes produtos, principalmente de carbonato de cálcio (CaCO3).
Izgec et al. (2005), realizaram um estudo experimental de deslocamento de água de formação por CO2, utilizando tomografia computadorizada (CT pelas siglas em inglês de
sudeste da Turquia, as rochas dessa formação são carbonatos heterogêneos com vugs e fraturas compostos principalmente de calcita entre 7 cm e 10,7 cm de comprimento e 3,81 cm e 4,72 cm de diâmetro, respectivamente. A porosidade inicial das amostras foi de entre 10,3 e 30%, e permeabilidade inicial de entre 2,9 e 451,9 mD. O estudo visou analisar as mudanças de porosidade e permeabilidade causadas pelos efeitos da orientação das amostras, salinidade da água de formação, temperatura e heterogeneidade das amostras. Os testes foram realizados variando a vazão de injeção entre 3 cm3/min e 60 cm3/min. O resultado do estudo demonstrou que a orientação das amostras teve um forte impacto na alteração da permeabilidade e porosidade, mostrando melhores resultados, ou seja, menor diminuição desses parâmetros, nos experimentos realizados com amostras orientadas verticalmente. Também, foi evidenciado que tanto a salinidade da água de formação como a vazão de injeção de CO2 não
tiveram um efeito drástico na mudança das propriedades da rocha, a salinidade foi incrementada de 0 (água destilada) até 50 000 ppm de brometo de sódio (NaBr). Em relação ao comportamento da permeabilidade com a temperatura, notou-se uma tendência geral de diminuição de permeabilidade no início dos testes (três testes com diferentes temperaturas 18°C, 35°C e 50°C) seguida por uma estabilização e finalmente uma nova diminuição de permeabilidade. Porém, os testes realizados para analisar os efeitos da temperatura não foram repetidos nas mesmas condições de vazão de injeção. Além disso, os autores analisaram o efeito da distribuição dos grãos da amostra, analisando uma rocha com distribuição heterogênea e outra com distribuição homogênea, obtendo melhores resultados na amostra homogênea, já que os minerais dissolvidos não conseguem se depositar de novo desde que a amostra foi dissolvida de forma contínua formando um wormhole. Enquanto na amostra heterogênea, as partículas dissolvidas podem se depositar novamente já que não existe uma distribuição uniforme do tamanho dos poros.
Yasuda et al. (2016) estudaram os efeitos da injeção de salmoura carbonatada em uma amostra de coquina de afloramento da formação Morro do Chaves na bacia Sergipe-Alagoas. Os efeitos foram avaliados através das mudanças da permeabilidade absoluta estimuladas pela ação ácida do fluido injetado (salmoura de 35 000 ppm de cloreto de sódio saturada com CO2). A amostra apresentou um comprimento de 35 cm e 3,72 cm de diâmetro. Também, uma
porosidade inicial de 13% e permeabilidade absoluta inicial de 85 mD. Os experimentos foram projetados para avaliar as mudanças de permeabilidade ao longo da amostra utilizando um coreholder com múltiplas tomadas de pressão. Os experimentos foram conduzidos a 2000 psi e 22°C e a vazões de 0,5, 1, e 2 cm3/min . Os resultados mostraram alterações
significativas da permeabilidade nos diferentes trechos da amostra, também, as alterações foram dependentes da vazão de injeção. O maior incremento na permeabilidade foi na parte da entrada da amostra mostrando um significativo efeito de dissolução nesta região.
Yasuda et al. (2017) investigaram as mudanças de porosidade e permeabilidade de uma amostra de coquina de afloramento da formação Morro do Chaves na bacia Sergipe- Alagoas, sob a injeção de salmoura de 38 000 ppm de iodeto de sódio saturada com CO2
projetada para não interagir com a rocha. Tomografia computadorizada foi usada para observar comportamento dos possíveis wormholes criados durante o teste. O experimento foi executado a 2000 psi e 18°C e a 4 vazões de escoamento (0,025, 0,075, 0,1 e 2 cm3/min). Os resultados mostraram que a porosidade teve um incremento constante durante o teste, com um acentuado aumento no final do experimento quando a vazão de escoamento foi maior. A permeabilidade global apresentou um incremento aproximadamente 20 vezes do valor inicial. As permeabilidades em seção da amostra apresentaram um comportamento similar com diminuição a vazões de escoamento baixas e aumento a vazões altas. Em algumas regiões da amostra apresentaram permeabilidades de até 4 Darcies o que indica a criação de um
wormhole que foi identificado através da tomografia computadorizada no início da amostra.
Nuñez (2017) e Nuñez et al. (2017) desenvolveram uma metodologia experimental para avaliar os efeitos de dissolução em rochas carbonáticas, tanto perto do poço como longe devido à injeção de água carbonatada em condições de reservatório. O estudo envolveu a injeção de água de mar carbonatada (21,5 % de CO2) em amostras de dolomito de
afloramento da formação Thornton (EUA) de aproximadamente 5 cm de comprimento e 3,8 cm de diâmetro localizadas em dois coreholders em série, o primeiro representando a região perto do poço enquanto o segundo a região mais afastada do reservatório, à pressão de 8500, 8250 e 7500 psi e temperatura de 70°C. A tomografia computadorizada foi usada para monitorar a evolução da porosidade nas amostras ao longo dos experimentos através de imagens. Os experimentos mostraram uma tendência de aumento da porosidade na amostra montada no primeiro coreholder que pode ser associado à dissolução da rocha. Foi realizada uma análise quantitativa por cromatografia iônica dos fluidos coletados na saída onde a quantidade de moles dissolvidos confirmou o comportamento em relação aos efeitos de dissolução. No estudo foi observado que os maiores efeitos de dissolução ocorreram em regiões de porosidade inicial alta, e efeitos menores nas regiões de porosidade inicial baixa. Isto pode ser explicado pela mudança das velocidades intersticiais no meio poroso que, em regiões de alta porosidade é menor provocando um maior tempo de contato entre a água
carbonatada e a rocha. Em contraste, nas regiões com menor porosidade inicial, apresentam maior velocidade intersticial o que significa menor tempo de contato entre a água carbonatada e a rocha. No caso das amostras colocadas no segundo coreholder, todas apresentaram uma diminuição da porosidade, esse comportamento está relacionado ao efeito de precipitação dos minerais dissolvidos na primeira amostra, os quais bloquearam o meio poroso. A permeabilidade apresentou um comportamento constante através dos experimentos, apesar de ter ocorrido mudanças na porosidade das amostras.
Os estudos de Vaz (2017) e Vaz et al. (2017) investigaram os efeitos de dissolução na porosidade e na permeabilidade em dolomitos de afloramento da formação Thornton dos Estados Unidos, sob a injeção de água carbonatada. Foram utilizadas amostras de comprimentos entre 4,9 e 6,2 cm, e 3,8 cm de diâmetro. No trabalho foram usadas três condições experimentais diferentes em duas regiões do reservatório, uma próxima e outra distante do poço injetor, a uma temperatura de 70°C variando pressão entre 7500 e 8500 psi. Nos dois primeiros experimentos, que representaram a injeção na zona próxima do poço, salmoura 100% saturada com CO2 foi injetada a alta vazão (2 cm3/min). Enquanto que no
terceiro experimento, que representou a injeção na zona distante do poço, salmoura simulada (projetada para 100 metros do poço injetor) foi injetada a uma vazão de 0,2 cm3/min. Tomografia computadorizada foi utilizada para monitorar a evolução da porosidade, as mudanças de permeabilidade foram calculadas indiretamente com os valores de queda de pressão fornecidos por um transdutor de pressão. Além disso, cromatografia iônica foi utilizada para analisar a concentração de íons dos efluentes coletados durante os experimentos. Os resultados das imagens de tomografia mostraram que a porosidade dos dolomitos aumentou significativamente nos primeiros centímetros da rocha a partir do ponto de injeção, onde o fenômeno de dissolução foi mais intenso. Depois da região inicial, os fenômenos de dissolução e precipitação passaram a coexistir. Em geral, a porosidade foi pouco alterada, o que indicou que a água carbonatada injetada dissolveu a região da rocha próxima ao ponto de injeção e se aproximou rapidamente ao equilíbrio químico com a amostra de dolomito, perdendo assim o potencial para causar mudanças significativas ao longo do comprimento restante das amostras. Também, foi ressaltada a importância da estrutura inicial do meio poroso, além disso, existiu maior tendência de dissolução nas zonas de maior porosidade inicial, e maior tendência de precipitação nas zonas de baixa porosidade inicial. Os valores de permeabilidade monitorados durante os experimentos mostraram que a
permeabilidade teve tendência a se manter constante ou diminuir nas regiões afastadas do ponto de injeção.
Hernandez (2018) e Hernandez et al. (2019) utilizaram o esquema metodológico de dois coreholders em série proposto por Nuñez (2017) e Vaz (2017) para avaliar os efeitos de dissolução e precipitação na região do poço e a região mais afastada do reservatório, sob a injeção de água carbonatada saturada com 25 % de CO2. Foram utilizadas rochas carbonáticas
de reservatório do pré-sal brasileiro com mineralogia composta basicamente por dolomita, calcita e argila, e injetando sob condições de reservatório de 8500, 7500 e 8250 psi a 70 °C. No primeiro dos três experimentos realizados, a amostra situada no primeiro coreholder mostrou aumento da porosidade, enquanto que a amostra do segundo coreholder mostrou diminuição. Não obstante, a permeabilidade das duas amostras apresentou um aumento significativo para ambas, que foi relacionado com a criação de um caminho preferencial criado pelo escoamento o qual afetou a permeabilidade. No segundo experimento, as amostras dos dois coreholders apresentaram aumento da porosidade, mas o aumento foi menor na amostra localizada no segundo coreholder. Nenhuma mudança significativa foi observada na permeabilidade. No terceiro experimento, houve um aumento de porosidade média na amostra do primeiro coreholder e uma considerável redução de permeabilidade na mesma.
Rocha et al. (2019) investigaram as mudanças na porosidade média de amostras de reservatório do pré-sal brasileiro através da injeção de salmoura 100% enriquecida com CO2
sob altas condições de pressão e temperatura (8500 psi e 70°C) e vazão de 2 cm3/min. As duas amostras utilizadas apresentaram comprimentos de 6,56 e 4,7 cm e 3,8 cm de diâmetro, porosidade inicial de 16% para as duas amostras e permeabilidade absoluta inicial de 222 e 199 mD respectivamente. A composição mineralógica média foi composta principalmente por calcita. O aparato experimental foi conformado por dois coreholders arranjados em série que foram varridos com tomografia computadorizada de raios X medindo os dados de porosidade média. Os resultados mostraram que existiu dissolução na amostra confinada no primeiro
coreholder uma vez que a porosidade incrementou, enquanto na amostra confinada no
segundo coreholder não existiram alterações significativas da porosidade. Essa observação pode ainda ser confirmada pela análise de mols dissolvidos que exibiu um comportamento similar ao da porosidade, indicando que alguns minerais foram dissolvidos pela injeção da salmoura carbonatada.
Vidal Vargas et al. (2020) estudaram um modelo geoquímico utilizando uma amostra de coquina e uma sequência de injeção que alternou salmoura carbonatada e salmoura
equilibrada para simular as interações químicas entre a rocha e o fluido de injeção. A amostra utilizada foi extraída da formação Morro do Chaves na pedreira CIMPOR localizada em São Miguel dos Campos, Alagoas. A importância desse afloramento é a semelhança com os reservatórios da Bacia de Campos. O trabalho testou diferentes vazões de injeção (entre 0,075 e 2 cm3/min a 2000 psi e 20°C). A permeabilidade e porosidade foram avaliadas utilizando medições de diferencial de pressão e tomografia computadorizada respectivamente. Os números de Péclet e Damköhler foram determinados para cada escoamento visando caracterizar o regime de dissolução da calcita causado pelas mudanças de vazão e a alternância de injeção das salmouras. As análises mostraram que baixas vazões de escoamento promovem maiores efeitos de dissolução na entrada da amostra enquanto que vazões maiores favorecem a dissolução ao longo da amostra. Também, concluíram que a heterogeneidade da amostra estimula a dissolução.
Ngheim (2004) calculou a alteração de porosidade considerando a redução do espaço poroso interconectado. A Equação 2.13 pode ser usada para estimar a alteração da porosidade.
(2.13) Onde, φ: Porosidade : Porosidade de referência c: Compressibilidade da rocha p*: Pressão
Por outro lado, a alteração da permeabilidade absoluta devido à dissolução e precipitação pode ser estimada pela Equação de Kozeny-Carman (Equação 2.14).
(2.14) Onde, k: Permeabilidade k0: Permeabilidade inicial φ: Porosidade φ0 : Porosidade inicial