A porosidade é uma propriedade petrofísica das rochas, que pode ser classificada de duas formas: porosidade total ou absoluta e porosidade efetiva. Por outro lado, a ocorrência da porosidade se dá em função de duas classes de fatores: primárias, que estão relacionados com as características deposicionais e originam a porosidade primária e as secundárias, chamadas diagenéticas (Rabelo, 2004) e (Chicourel, 1959).
A porosidade primária é a que se desenvolveu durante a deposição do material detrítico ou orgânico. Os fatores que produzem efeito na sua formação são o diâmetro dos grãos, o empacotamento, a seleção, forma, esfericidade, arredondamento e seleção. A porosidade intergranular de um arenito e a porosidade oolítica de alguns calcários são exemplos de porosidade primária (Bonet, 1991). A porosidade secundária é a que se desenvolveu como consequência da ação de agentes geológicos logo após o processo de formação da rocha, que podem contribuir para o aumento ou diminuição da porosidade primária. Pela sua natureza solúvel (composição química), os carbonatos podem oferecer excelentes exemplos de porosidade secundária ou induzida com a dissolução e recristalização de minerais como a calcita e dolomita (Welex, 1984).
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A porosidade pode ser interconectada, estagnada e isolada. A primeira, interconectada, ocorre quando os poros constituem uma fase contínua no meio poroso, a segunda quando apresentam apenas uma ligação de conexão e a última quando não ocorre ligação com os poros vizinhos. Na Figura 5.1 pode ser observado o arranjo dos grãos da rocha com os poros interconectados (Rabelo, 2004); (Serra, 1984).
Figura 5.1 – Representação da forma de arranjos dos grãos com os poros interconectados. (Serra, 1984).
A unidade de medida da porosidade é expressa em percentagem (%) ou na forma decimal (p. ex. 0,25) e tem sua magnitude de percentagem de acordo as formas de ocorrência (Serra, 1984).
5.1.1 – Porosidade Total
Simbolizada por , a porosidade total ou absoluta é definida e calculada como sendo a relação entre o volume de vazios de uma rocha (poros, canais, fissuras, vugs), sejam eles interconectados ou não, e o volume total da mesma. A forma de cálculo é dada pela equação (eq. 5-1):
(5 - 1)
onde porosidade total ou absoluta, o volume de vazios, o volume total. A magnitude da porosidade total tem efeito direto no cálculo do volume de reservas de fluidos (Bonet, 1991; Suguio, 1973).
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5.1.2 – Porosidade Efetiva
A porosidade efetiva representa o espaço ocupado por fluidos que pode ser deslocado através do meio poroso. É calculada pela relação entre o volume dos espaços vazios interconectados de uma rocha e o seu volume total. A porosidade efetiva é calculada pela fórmula (eq. 5-2):
(5 - 2)
onde porosidade efetiva, volume de poros interconectados, volume total (Bonet, 1991). As rochas com material granular e pobre a moderadamente cimentados, apresentam valores aproximadamente iguais de e Já as rochas altamente cimentadas como, por exemplo, os carbonatos, geralmente apresentam grandes diferenças entre os valores de porosidade total e efetiva (Bonet, 1991).
O valor da porosidade total em arenitos, que formam a maioria dos reservatórios de hidrocarbonetos, varia entre 5,0% e 48% (Lima, 2006; Welex, 1984). Todavia, outros tipos de rocha não granulares (denominadas de cristalinas) podem apresentar valores consideráveis de porosidade, a ponto de serem consideradas importantes como reservatório. Geralmente, nesses casos a porosidade está relacionada à presença de fraturas.
Métodos de Determinação da Porosidade
Para calcular a porosidade podem-se utilizar os métodos de medição em perfis geofísicos ou em laboratório. Para a determinação da porosidade em rochas consolidadas, são utilizadas pequenas amostras, sendo que o valor da porosidade para grandes volumes de rochas é extrapolado estatisticamente. Os três parâmetros básicos de medida de porosidade em laboratório são volume total, volume de sólidos e volume de poros. Para medir a porosidade feita em laboratório é necessária a determinação de dois desses três parâmetros básicos, segundo Bonet (1991). Para esse autor, existem quatro métodos de medição, o Direto, o da Bomba de Mercúrio, do Picnômetro e o de Embebição. No Método Direto o cálculo do volume total é utilizado quando um testemunho tem forma geométrica definida. Nesse método mede-se o volume total da amostra e o volume de sólidos, seu o volume poroso é obtido pela diferença entre as medidas. O Método da Bomba de Mercúrio mede o volume total e o volume de vazios de testemunhos consolidados. O volume total da amostra é imerso em mercúrio e não deverá invadir o espaço poroso espontaneamente, depois é medido o volume
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deslocado. Posteriormente, é aplicada pressão para que o mercúrio invada o espaço poroso. A porosidade é obtida a partir da determinação do volume de mercúrio que invadiu a amostra. Esse método fornece também informações quanto ao tamanho das gargantas. O Método do Picnômetro mede o volume total de um corpo sólido. Consiste em medir o volume deslocado de mercúrio ao se mergulhar uma amostra no mesmo. No Método de Embebição a amostra é imersa num fluido molhante sob vácuo por longo tempo. O fluido invade espontaneamente a amostra preenchendo todo espaço poroso. A amostra é pesada antes e depois da embebição, e, como a densidade do fluido é conhecida, pode-se calcular o volume poroso.
Neste trabalho o método direto e de embebição foram utilizados para o cálculo da porosidade. O procedimento está descrito no capítulo oito.
Capítulo 6
6. O método GPR e o Sistema Reflew
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6. O método GPR e o Sistema Reflexw
Neste capítulo, está descrito o Método GPR, a sua estrutura e os procedimentos para utilizar o sistema computacional que compõem o método e sua aplicação em campo. Também será apresentada a descrição do processamento computacional dos dados e informações obtidas na aplicação do GPR, através do software Reflexw.