Rocha selante

Atendidas as condições de geração, migração e reservatório, para que se dê a acumulação do petróleo, alguma barreira deve interpor o seu caminho migratório. A retenção do hidrocarboneto ocorrerá, quando este encontrar uma rocha com permeabilidade muito baixa, denominada de rocha selante. A Figura 2.1 esquematiza todas as camadas que compõem um reservatório. Assim, as rochas selantes recobrem o reservatório, localizadas acima das rochas reservatório, constituindo a barreira contra o fluxo de hidrocarbonetos para as camadas superiores.

Pressão capilar de percolação e permeabilidade são propriedades utilizadas para a avaliação da eficiência de selagem dessas rochas. Mesmo rochas capeadoras sendo consideradas como barreira à migração de hidrocarbonetos, é errôneo considerá-las como uma camada completamente impermeável [Li et al. 2005]. A rocha selante é submetida a grandes esforços de deformações, por isso, estas devem ser dotadas de características plásticas.

Os evaporitos (depósitos salinos) são os capeadores mais eficientes, embora os folhelhos (rochas argilosas laminadas) sejam os mais comuns nas acumulações de petróleo. Os folhelhos podem, nos casos em que a pressão capilar não é suficientemente alta, atuar como capeadores seletivos, impedindo a passagem do óleo e permitindo a perda de gás.

Cabe ressaltar que, a capacidade selante de uma rocha, é dinâmica. Com o aumento da compactação, um folhelho pode fraturar. Portanto, além de sua espessura, uma rocha selante eficiente deve ser extensa.

Figura 2.1. Corte idealizado de um modelo clássico de reservatório de hidrocarbonetos [http://petrogasnews.wordpress.com/2011/03/14/geologia-do-petroleo/,

acessado em 04/08/2013 ás 16h30min].

2.2. Origem das Rochas Reservatório Carbonáticas

As rochas reservatório mais comuns são compostas por rochas sedimentares. Estas, por sua vez, podem ser divididas em siliciclásticas ou carbonáticas, de acordo com a origem dos sedimentos geradores. As rochas siliciclásticas são geradas pela deposição de fragmentos de rochas pré-existentes na superfície (partículas clásticas), sujeitas ao intemperismo. As rochas carbonáticas são formados pela sobreposição de sedimentos químicos e bioquímicos (partículas sedimentares precipitadas biologicamente, como as conchas) [Rios, 1990].

Após a deposição, os sedimentos passam por processos que conduzem à litificação, ou seja, converte os sedimentos em rocha consolidada. A compactação, e alguns processos diagenéticos2, como cimentação, dissolução e dolomitização, são fatores importantes na formação das rochas carbonáticas.

A compactação é uma das ações que mais afeta o arranjo dos sedimentos acumulados. Ao longo do tempo, o peso do material

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Diagénese é o conjunto de modificações, químicas e físicas, sofridas pelos sedimentos, desde a deposição até à consolidação, transformando-os em rochas.

sobrejacente comprime os sedimentos das camadas mais profundas. Os grãos são pressionados, conectando uns aos outros, reduzindo, significantemente, os espaços entre eles.

A cimentação é o preenchimento do espaço entre as partículas por minerais, que podem ocorrer por precipitação de substâncias (sílica, carbonato, óxidos de ferro, entre outros), transportados por água, ou ainda pela ação bacteriana gerando carbonato de cálcio. Quando ocorre em pequenas quantidades, o cimento previne a produção de grãos de areia no óleo, mas em elevada proporção, pode obstruir completamente a porosidade original, reduzindo consideravelmente a permeabilidade da rocha.

A dissolução é resultado da passagem de fluidos pelos poros não saturados em relação à fase carbonática presente. Grãos individuais podem ser dissolvidos se compostos por minerais não estáveis (como a aragonita). Ocorre preferencialmente depois da deposição ou muito depois.

Na dolomitização, em condições de soterramento, ocorre à transformação da composição química de minerais, originalmente calcíticos ou aragoníticos, em dolomita. Os minerais de dolomita são bastante complexos, o que torna seu estudo mais complicado. Fatores como tipo de sedimento ou variantes ambientais, vento e movimento das marés, também podem influenciar a formação rochosa [Moore, 2001].

As rochas carbonáticas somam apenas 20% das rochas sedimentares registradas até hoje, no entanto correspondem a mais de 50% dos recursos de hidrocarbonetos comprovados no mundo [Arns et al., 2005]. Contudo, os arenitos são os melhores candidatos à rocha reservatório, pois apresentam melhores valores de porosidade aberta e de permeabilidade.

Ao contrário dos arenitos, muitos carbonatos apresentam distribuição de tamanho de poros bi ou tri modal, e organismos importantes na concepção de um reservatório [Knackstedt et al., 2006]. A complexidade do sistema poroso carbonático pode ser elucidada pelos processos de sedimentação e diagênese que atuam sobre ele durante anos [Lucia, 1999]. Tais processos são decisivos na morfologia da microestrutura da rocha. Podem produzir desde aglomerados de grãos com intersticiais microscópicos, agindo como cimento, a grãos microporosos. Resultando em forma e tamanho de poros, heterogêneo, compreendendo, desde nanômetros, a alguns centímetros [Clark e Kleinberg, 2002].

Neste ponto, é importante introduzir alguns conceitos relacionados ao sistema poroso e suas propriedades de porosidade e permeabilidade. Tais parâmetros são fundamentais, no momento de definir o fator de recuperação de um poço.

2.3. O Sistema Poroso Carbonático

Os materiais porosos, naturais ou não, apresentam um grau de porosidade, resultante da presença de cavidades, canais ou interstícios. Este espaço disponível dos materiais pode ser detectável ou não, o que irá depender da técnica pela qual se pretende observa-lo. Os poros e suas características morfológicas e topológicas exercem influência sobre as propriedades físicas de um material, tais como densidade, condutividade térmica e resistência mecânica.

Diversos são os tipos de poros que podem ser encontrados em rochas carbonáticas. Os mais frequentes, estão ilustrados na Figura 2.2.Os poros podem ser classificados como aberto ou fechado, segundo o acesso de um fluido externo. Os poros do tipo (b, g, h), são abertos, e podem ser percolantes. O restante dos poros (a, c, d, e, f), tanto podem ser abertos quanto fechados, dependerá do processo que o gerou. Os poros fechados são ociosos ao escoamento de fluidos, mas exercem influência sobre as propriedades mecânicas, a densidade e a condutividade térmica do material.

Figura 2.2. Diferentes tipos de poro (em azul) que podem ser observados em rochas carbonáticas [Choquette e Pray, 1970].

Nas rochas todos estes tipos de poros estão combinados entre si, compondo um sistema poroso altamente complexo. Classificar o tamanho

dos poros de um material é uma maneira de melhor representar e estudar sua morfologia. Na literatura é possível encontrar várias classificações [IUPAC, 1972; Kodikara et al., 1999; Dubinin, 1979]. Cada autor define ou segue a classificação que melhor se ajusta a sua técnica ou ao resultado buscado. Assim como em Knackstedt et al. (2006), neste trabalho os microporos são definidos como todo o poro com diâmetro igual ou menor que 2µm.

A técnica de microtomografia de raios X, a principal ferramenta de imageamento do trabalho proposto, possui limite de resolução, o que afeta a identificação e quantificação dos microporos na análise de imagens. O emprego da nanotomografia permitirá um alcance muito maior, onde a resolução espacial atinge 0,064 µm, contemplando um intervalo maior de tamanho de poros das rochas carbonática.