As rochas reservatório são corpos porosos que podem apresentar água, óleo e gás simultaneamente, ou, pelo menos, dois destes fluidos. O conhecimento das propriedades das rochas auxilia na compreensão tanto sobre a formação da jazida, como sobre o armazenamento e mecanismos envolvidos na produção dos fluidos (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003).
2.2.1 Propriedades básicas das rochas
A seguir, serão comentadas as propriedades: porosidade, compressibilidade, saturação, permeabilidade e molhabilidade.
2.2.1.1 Porosidade
Os fluidos presentes na rocha reservatório (óleo, gás e água) ocupam seu volume poroso. A determinação do volume de poros (Vp) em relação ao volume total da rocha (VT) é conhecida como porosidade absoluta (), e expressa pela Equação 2. A porosidade também pode ser classificada como (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003):
Efetiva - volume total de poros interconectados em relação ao volume total de rocha; Primária - originada durante a deposição dos sedimentos e consolidação da rocha; Secundária - provocada por ação geológica e/ou lixiviação, posteriores à consolidação
da rocha. Ex: fraturas e cavernas.
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2.2.1.2 Compressibilidade
A compressibilidade é a medida da capacidade de mudança de volume quando um corpo ou substância são submetidos a uma força de compressão. É definida fisicamente como a variação fracional do volume com a variação de pressão. Embora a compressibilidade efetiva da formação, representada pela Equação 3, seja a mais significativa, essa propriedade pode ser classificada em três categorias (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al. 2006):
Da rocha matriz - variação fracional do volume sólido da rocha à variação de pressão; Total da rocha - variação fracional do volume total da rocha à variação de pressão; Dos poros - variação fracional do volume poroso da rocha à variação de pressão,
também conhecida como “compressibilidade efetiva da formação”.
⁄
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Onde: - compressibilidade efetiva da formação; Vp - variação do volume poroso; Vp - volume poroso inicial;
Vp/Vp - variação fracional do volume; P - variação da pressão.
Essa propriedade influencia na porosidade das rochas, especialmente sob duas formas: O arranjo dos grãos e valores de porosidade dependem do grau de compactação a que
essa rocha foi submetida. Rochas mais antigas (profundas), geralmente, são mais compactadas;
Durante a produção, a descompressão provoca alterações imediatas nos volumes porosos e fluidos presentes (compressibilidade efetiva); podendo incorrer em alterações nos grãos e volume total da rocha.
2.2.1.3 Saturação
É a razão entre o volume de um determinado fluido que ocupa os poros e o volume poroso. Na rocha reservatório, o somatório das saturações de água, óleo e gás é igual a 1 (EQUAÇÕES 4 a 7). Um reservatório de petróleo em condições de pressão e temperatura originais, dependendo da composição dos hidrocarbonetos, apresenta em seus poros os fluidos óleo e água, gás e água, ou os três simultaneamente. Essa água é remanescente do meio aquoso, onde a matéria orgânica e os sedimentos foram depositados durante a formação do reservatório, e que migrou juntamente com o petróleo. É conhecida como água inicial, água conata ou inata (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003).
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Onde: Sa, So e Sg correspondem às saturações a água, óleo e gás, respectivamente.
2.2.1.4 Permeabilidade
É a propriedade da rocha que permite o trânsito de fluidos através de si, especialmente devido à presença de poros. Fisicamente, trata-se da medida da resistência à passagem dos fluidos, isso porque os poros podem estar interconectados ou não. É simbolizada pela letra k e expressa em Darcy. Quanto maior a porosidade e a conexão entre os poros, mais facilmente os fluidos permeiam o reservatório. Contudo, em virtude das condições de formação dos reservatórios, a permeabilidade no sentido horizontal é, geralmente, maior que no sentido vertical – sentido de deposição e compactação das camadas. Por isso, em reservatórios de petróleo, a permeabilidade não deve ser considerada como em regime unidimensional, laminar, com valor uniforme em toda a área; mas como sendo formado por regiões de permeabilidade distintas: leitos, blocos ou anéis concêntricos. A permeabilidade pode ser classificada como (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003):
b) Efetiva - quando mais de um fluido satura a rocha (ko, kg e ka, para o óleo, gás e água, respectivamente);
c) Relativa - é o valor de permeabilidade normalizado para cada fluido, em função de um valor de permeabilidade de referência (ex.: permeabilidade absoluta). É simbolizada por kro (= ko/k), krg (= kg/k), e kra (= ka/k) para o óleo, gás e água, respectivamente.
Como os fluidos que saturam o reservatório apresentam diferentes permeabilidades relativas para cada valor de saturação, ao ser injetado determinado fluido, este começará a fluir a partir do momento em que o nível de saturação no meio seja suficiente para a formação de uma fase contínua (saturação crítica do fluido injetado). Continuando a injeção, ambos os fluidos passam a fluir, até que o fluido que saturava inicialmente a rocha deixe de fluir (saturação irredutível, para a água, e saturação de óleo residual, para o óleo). A partir de então, apenas o fluido injetado passa a fluir. Esse processo é influenciado, especialmente, pela viscosidade dos fluidos presentes, afetando a mobilidade no interior da rocha, e pela afinidade dos fluidos com a rocha, conhecida como molhabilidade (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003).
2.2.1.5 Molhabilidade
A molhabilidade diz respeito à afinidade da rocha pelos fluidos no reservatório, sendo definida, experimentalmente, em função do ângulo de contato entre os fluidos e uma superfície sólida, como efeito das tensões interfaciais entre eles. É influenciada principalmente pelo tipo de rocha, condições de formação do reservatório, estágio de produção e métodos de recuperação a que o reservatório foi ou está sendo submetido (KHAN e ISLAM, 2007; ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003).
Geralmente, é conferido o caráter catiônico às rochas carbonáticas, sendo, portanto, consideradas molháveis a óleo, devido à interação de cargas positivas presentes na rocha com grupos carboxílicos presentes no petróleo. No calcário, uma rocha carbonática, as cargas positivas são oriundas do cálcio, em sua forma iônica (Ca2+), o qual integra a matriz básica dessa rocha, composta por carbonato de cálcio (CaCO3) em sua maioria. Contudo, como os
reservatórios de hidrocarbonetos, geralmente, têm sua origem de formação associada a ambientes aquosos e salinos, a salmoura presente em reservatórios carbonáticos é ligeiramente básica, com elevada concentração de , e muito baixa concentração de ,
formação se apresenta carregada positivamente e com afinidade pelo petróleo. A dissociação parcial dos grupos ácidos torna a superfície água-óleo negativa, fragilizando o filme de água entre a rocha e o óleo, permitindo o contato direto do óleo com a rocha, conferindo uma molhabilidade mista (ZHANG e AUSTAD, 2006).
2.2.2 Principais rochas reservatório
Os principais reservatórios de petróleo são constituídos por rochas areníticas e calcareníticas (FIGURA 2). Isso se deve às suas características minerais e estruturais, bem como ao ambiente e condições de formação. As rochas são, geralmente, formadas por grãos, unidos por um tipo de “cimento”, uma matriz e espaços vazios (poros). Contudo, acumulações de hidrocarbonetos podem ser encontradas em outros tipos de rocha, porém, com menos frequência, geralmente associadas a fraturamentos (geológicos). Exemplos disso são os conglomerados, brechas, siltes, arcósios, rochas ígneas e metamórficas e qualquer outro tipo de rocha que apresente fraturas, sejam elas ocasionadas por ação química ou física (ROSA et al., 2006; JAHN et al., 2003; MILANI et al., 2000, SELLEY, 1998).
Figura 2 - Exemplos de rochas reservatório
Arenito (Formação Botucatu – PR, Brasil)
Calcário (Formação Velha Chica – RN, Brasil)
No Quadro 1 são apresentadas algumas características das rochas areníticas e carbonáticas.
Quadro 1 - Características de rochas areníticas e carbonáticas
Características Rochas areníticas Rochas carbonáticas
Porosidade
Tipo: Intergranular,
especialmente horizontal; ou por fratura.
Depende da granulometria, cimentação e lixiviação das rochas.
Varia de 10 a 45%.
Tipo: Horizontal e vertical; por fratura; intergranular e/ou intragranular.
Pode ser: Primária - deposição original da rocha;
Secundária - solubilização, dolomitização e fraturamento. Varia de 15 a 30%.
Principal fonte
dos grãos Granito, gnaisse, arenito.
Calcários mais velhos, recifes, e detritos marítimos.
Composição Quartzo, argila, outros minerais decompostos.
Origem química ou biológica como conchas, diversos organismos, minerais carbonáticos, fosfáticos, óxidos e sulfetos.
Dimensão Podem atingir centenas de metros e continuidade lateral; dependendo das condições de sedimentação.
Afetam a porosidade e permeabilidade
Argilas, siltes placas de mica.
Deposição de calcitas e dolomitas solubilizadas, recristalização, fraturamento.
Poros Pequenos a intermediários e regulares; ou fraturas.
Irregulares em forma e tamanho, podendo apresentar dimensões semelhantes aos grãos de arenitos, a bem maiores, ou mesmo
cavernas, ou fraturas.
Fonte: Adaptado de Rosa et al. (2006).