UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
SARAH BERNARDES DE ALMEIDA
Estudo Experimental da Influência da Vazão de
Injeção na Recuperação de Óleo em Rochas
Carbonáticas Fraturadas
CAMPINAS
SARAH BERNARDES DE ALMEIDA
Estudo Experimental da Influência da Vazão de
Injeção na Recuperação de Óleo em Rochas
Carbonáticas Fraturadas
Orientadora: Dra. Érika Tomie Koroishi Blini
CAMPINAS 2019
Dissertação de Mestrado apresentada à Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para obtenção do título de Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo, na área de Reservatórios e Gestão.
Este exemplar corresponde à versão final da dissertação defendida pela aluna Sarah Bernardes de Almeida, e orientada pela Dra. Érika Tomie Koroishi Blini.
... ASSINATURA DO ORIENTADOR
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
Estudo Experimental da Influência da Vazão de
Injeção na Recuperação de Óleo em Rochas
Carbonáticas Fraturados
Autora: Sarah Bernardes de Almeida
Orientadora: Dra. Érika Tomie Koroishi Blini
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Dra. Érika Tomie Koroishi Blini DE / FEM / UNICAMP
Dr. Célio Maschio DE / FEM / UNICAMP
Prof. Dr. Igor Fernandes Gomes DECIV / UFPE
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
Dedico este trabalho aos meus pais, Áriston e Cleide e meu irmão Gabriel.
Agradecimentos
A Deus por ter me dado saúde e força para superar as dificuldades.
Aos meus pais, Áriston e Cleide e ao meu irmão Gabriel, por todo o suporte, amor, incentivo e confiança no decorrer dessa caminhada.
Ao professor Trevisan por ter me dado a oportunidade de ingressar no mestrado. Sem ele nada disso seria possível.
À minha orientadora Érika e às pesquisadoras Alessandra e Janeth por toda a orientação durante a pesquisa. O apoio de vocês foi imprescindível.
Ao Luís, que sempre esteve disposto a ajudar e buscar soluções para as dificuldades que surgiram durante o trabalho.
Às pessoas maravilhosas que estiveram comigo nessa empreitada. Julia, Cata, André, Henrique, Gabriel, Sharon, Roberto, Fernanda e Tati vocês tornaram essa caminhada leve e especial.
Aos técnicos do laboratório, Henrique, Washington, Caíque e Martinha, pela cumplicidade, apoio técnico e disponibilidade sempre que precisei.
À Repsol Sinopec Brasil e à ANP pelo apoio financeiro e à Universidade Estadual de Campinas e todos os professores que fizeram parte da minha formação.
Resumo
Os reservatórios naturalmente fraturados apresentam desafios devido a coexistência de dois meios distintos (matriz e fratura). Neste tipo de reservatório, não apenas as características intrínsecas das fraturas e das matrizes devem ser caracterizadas, mas também as interações entre esses dois meios devem ser modeladas com precisão. A presença de fraturas conectadas e permeáveis fornece um caminho preferencial de fluxo, dificultando a recuperação de óleo presente na matriz, resultando em baixos fatores de recuperação. No entanto, boas recuperações finais podem ser obtidas, desde que se otimize a vazão de injeção e se gerencie adequadamente a produção de água. Neste trabalho, uma nova metodologia experimental para a preparação do meio poroso com fratura induzida foi desenvolvida com o objetivo de estudar o efeito da vazão de injeção na recuperação de óleo em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Para isso, três rochas carbonáticas de um reservatório do pré-sal brasileiro foram utilizadas. As amostras foram cortadas com uma serra metálica, sendo cada metade referente às matrizes. Para a representação da fratura foi utilizado um espaçador POM (Lie, 2013). Esferas de vidro foram utilizadas para preencher as grades do espaçador, com o intuito de criar meios porosos artificiais. A porosidade e a permeabilidade das matrizes, da fratura e do modelo (matrizes e fratura) foram determinadas com porosímetro e permeabilímetro a gás. Para o estudo da influência da vazão de injeção foram feitos três ensaios de deslocamento. As amostras do primeiro e do terceiro ensaio foram preparadas de modo a apresentar uma saturação inicial de água. Esse processo foi feito por deslocamento forçado a vácuo no coreholder. No segundo ensaio, a amostra foi completamente saturada com óleo. As três amostras foram envelhecidas para simular as condições de reservatório. Nos ensaios, durante a injeção de água do mar sintética nas amostras envelhecidas, utilizaram-se duas vazões de injeção, uma alta (0,1 ml/min) e uma baixa (0,05 ml/min), para cada amostra. Na primeira amostra, a injeção foi iniciada a alta vazão e, após três semanas, diminuiu-se para a baixa. Na segunda e terceira amostra, a injeção foi iniciada a baixa vazão e posteriormente foi aumentada. Tomografia computadorizada de raios-X foi utilizada no primeiro e terceiro ensaio para observar a distribuição da porosidade e das saturações no meio poroso. Conseguiu-se estudar o efeito da vazão de injeção num meio poroso fraturado de forma muito mais próxima do presente no reservatório, com uma pressão de soterramento e de poros, de uma temperatura e uma molhabilidade tendendo a preferencial ao óleo. Os resultados mostraram que não foi possível associar um 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.
Palavras-chave: Reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. Vazão de injeção.
Abstract
Naturally fractured reservoirs present challenges due to the coexistence of two distinct media (matrix and fracture). In this type of reservoir, not only the intrinsic characteristics of fractures and matrices should be characterized, but also the interactions between these two media must be accurately modeled. The presence of connected fractures provides a preferential flow path, making it difficult to recover the oil present in the matrix, resulting in low recovery factors. However, good final recoveries can be obtained, if the injection flow rate is optimized, and the water production is properly managed. In this work, a new experimental methodology for porous media preparation with induced fracture was developed aiming to study the effect of the injection flow rate on oil recovery in naturally fractured carbonate reservoirs. For this, three carbonate rocks from a Brazilian pre-salt reservoir were used. The samples were cut with a metal saw, each half being the matrices. A POM spacer was used to represent the fracture (Lie, 2013). Glass beads were used to fill the spacer grids in order to create an artificial porous media. The porosity and permeability of the matrices, the fracture and the model (matrices and fracture) were determined with a gas porosimeter and permeabilimeter. For the study of the injection flow rate, three displacement tests were performed. The samples from the first and third test were prepared with an initial water saturation. In the second test, the sample was completely saturated with oil. The three samples were aged to simulate the reservoir conditions. In the tests, two injections flow rates, one high (0.1 ml/min) and one low (0.05 ml/min), were used for each sample during the synthetic sea water injection into the aged samples. In the first sample, the injection was started at high flow rate and, after three weeks, decreased to low. In the second and third samples, the injection was started at low flow rate and then increased. X-ray computed tomography was used in the first and third tests to evaluate the porosity and saturation distribution in the porous medium. It was possible to study the effect of the injection flow rate on a fractured porous media much closer to the present in the reservoir, with an overburden and pore pressure, a temperature and a wettability tending to preferential to the oil. The results showed that it was not possible to associate an increase on oil recovery with the low injection flow rate in the porous media with induced fracture representative of the Brazilian pre-salt carbonate reservoirs under study.
Keywords: Naturally carbonate fractured reservoir. Injection flow rate. Petrophysical
Lista de Ilustrações
Figura 2.1 – Formas típicas de cristal de calcita e dolomita encontradas em rochas reservatório
de carbonato: (a) forma escalenoédrica de calcita; (b) forma romboédrica composta; (c) prisma hexagonal com faces romboédricas; duas formas comuns de cristais de dolomita incluem (d) o romboedro comum, típico da maioria dos dolomitos de baixa temperatura, e (e) a forma distorcida e curvada chamada “dolomita em sela”, formada no ambiente diagenético de soterramento profundo. Fonte: Adaptado de Hurlbut e Klein (1977) apud Ahr (2008). ... 28
Figura 2.2 – Definição de alguns tipos de rochas carbonáticas. Fonte: Compare Rocks (2019).
... 29
Figura 2.3 – Representação esquemática de uma falha e de uma junta. Fonte: Adaptado de
Golf-Racht (1982). ... 30
Figura 2.4 – Classificação de reservatórios fraturados. Fonte: Adaptado de Nelson (2001). . 31 Figura 2.5 – Molhabilidade nos poros. Fonte: Adaptado de Abdallah et al. (2007). ... 35 Figura 2.6 – Principais mecanismos envolvidos na recuperação em reservatórios fraturados.
Fonte: Adaptado de Lemonnier e Borbiaux (2010). ... 37
Figura 2.7 – Esquematização da embebição contracorrente e co-corrente. Fonte: Adaptado de
Paiva (2012). ... 37
Figura 2.8 – Meio poroso composto com fratura transversal. Fonte: Adaptado de Fernø et al.
(2011). ... 39
Figura 2.9 – Meio poroso composto com fratura longitudinal. Fonte: Fernø et al. (2015). .... 40 Figura 2.10 – Fratura induzida por meio de compressão. Fonte: Sheng e Nasir (2013). ... 40 Figura 2.11 – Esquematização do aparato utilizado por Mattax e Kyte (1962) simulando
fraturas por um pequeno espaço entre o porta-testemunho e a amostra. Fonte: Adaptado de Mattax e Kyte (1962). ... 41
Figura 2.12 – Configuração do meio poroso sintético utilizado por Pires (2018). Fonte: Pires
(2018). ... 41
Figura 2.13 – Configuração das fraturas induzidas utilizadas nos ensaios de deslocamento
forçado de Babadagli (1994; 2000). Fonte: Adaptado de Babadagli (2000). ... 43
Figura 2.14 – Produção total vs. recuperação total (esquerda); quantidade de óleo produzido a
diferentes vazões de injeções em tempos diferentes (direita). Matriz: arenito Berea. Fonte: Adaptado de Babadagli (1994; 2000). ... 44
Figura 2.15 – Produção total vs. recuperação total (esquerda); quantidade de óleo produzido a
diferentes vazões de injeções em tempos diferentes (direita). Matriz: chalk Austin Fonte: Adaptado de Babadagli (1994; 2000). ... 44
Figura 2.16 – Produção total vs. recuperação total (esquerda); quantidade de óleo produzido a
diferentes vazões de injeções em tempos diferentes (direita). Matriz: arenito Colton. Fonte: Adaptado de Babadagli (1994; 2000). ... 45
Figura 2.17 – Imagens de tomografia da embebição de água na matriz para o regime de fratura
instantaneamente saturada em água. Injeção de água de 1 ml/min em fratura de 0,025 mm de abertura. Fonte: Rangel-German e Kovscek (2002; 2006). ... 46
Figura 2.18 – Imagens de tomografia da embebição de água na matriz para o regime de fratura
parcialmente saturada em água. Injeção de água de 1 ml/min em fratura de 0,1 mm de espessura. Fonte: Rangel-German e Kovscek (2002; 2006). ... 46
Figura 2.19 – Configuração das amostras utilizadas nos ensaios de Trivedi e Babadagli (2008).
Fonte: Trivedi e Babadagli (2008)... 46
Figura 2.20 – Injeção total de heptano (solvente) versus a recuperação de óleo (soluto), dados
em volumes porosos, referente aos ensaios de Trivedi e Babadagli (2008). Fonte: Trivedi e Babadagli (2008). ... 47
Figura 2.21 – Saturação média de água como função do tempo a diferentes vazões de injeção,
referente aos ensaios de Lee (2010). Fonte: Lee (2010). ... 48
Figura 2.22 – Mapas de saturação de água obtidos da tomografia computadorizada a vazão de
0,7 ml/min (esquerda) e 0,07ml/min a direita. Fonte: Lee (2010). ... 48
Figura 2.23 – Escala de cores (A) e de tonalidades de cinza (B). Fonte: Santos (2004). ... 50 Figura 2.24 – Imagem representativa da tomografia de raios-X de uma amostra de rocha. A
amostra desloca-se no sentido longitudinal e várias imagens bidimensionais (cortes) podem ser calculadas baseadas nos diferentes coeficientes de atenuação linear (CT). ... 50
Figura 3.1 – Fluxograma das etapas do experimento. ... 53 Figura 3.2 – Esquema do aparato experimental utilizado. No ensaio 1 e 2 utilizou-se uma
proveta invertida no sistema de coleta. No ensaio 3 foi utilizado um separador bifásico. A diferença entre esses dois meios de coleta é a possibilidade de aquecimento e pressurização do separador, diferentemente da proveta. ... 55
Figura 3.3 – Aparato experimental montado no laboratório (Ensaio 1 e 2). ... 56 Figura 3.4 – Aparato experimental montado no laboratório para o Ensaio 3. Neste caso, o
separador é aquecido e pressurizado nas condições de teste (63°C e 1000 psi). Acrescentou-se também um sistema para aquisição de imagens do separador bifásico, o qual consiste em uma
câmera e um software desenvolvido em LabVIEW que captam imagens da produção de óleo
num tempo estabelecido. ... 56
Figura 3.5 – Bomba Jasco modelo PU-2086i. ... 57
Figura 3.6 – Coreholder. ... 57
Figura 3.7 – Desenho esquemático dos detalhes do coreholder. Fonte: Adaptado de Nuñez (2017). ... 57
Figura 3.8 – Válvula de contrapressão (backpressure). ... 58
Figura 3.9 – Desenho esquemático da válvula de contrapressão (backpressure). Fonte: Nuñez (2017). ... 58
Figura 3.10 – Transdutor de pressão ABB, modelo 266MST. ... 59
Figura 3.11 – Controlar de temperatura Novus. ... 59
Figura 3.12 – Desenho esquemático do funcionamento da proveta invertida. ... 60
Figura 3.13 – Funcionamento da proveta invertida. ... 60
Figura 3.14 – Funcionamento do separador bifásico... 61
Figura 3.15 – Desenho esquemático do funcionamento do separador bifásico. ... 61
Figura 3.16 – Sequência de processamento de imagens de uma seção transversal em: (a) formato DICOM utilizando o Osiris; (b) formato FIGURE do MATLAB com delimitação dos extremos da região de interesse; e (c) formato FIGURE do MATLAB da região de interesse (matriz e fratura). As escalas de cores mostram a variação da atenuação dos raios-X (CT) dado em Hounsfield. ... 62
Figura 3.17 – Processo de preparação das salmouras: (a) pesagem dos sais, (b) homogeneização dos sais à água deionizada, (c) filtração da salmoura e (d) desaeramento da salmoura. ... 64
Figura 3.18 – Desenho esquemático do processo de filtragem do óleo. ... 65
Figura 3.19 – Processo de filtragem do óleo. ... 65
Figura 3.20 – Cilindro de alumínio colocado no interior do coreholder o qual é saturado pelos fluidos. ... 66
Figura 3.21 – Esquema com o funcionamento do extrator Soxhlet. Fonte: Rodrigues (2015). ... 67
Figura 3.22 – (a) Câmara de expansão do porosímetro; (b) Células tipo Hassler. ... 68
Figura 3.23 – Etapas para preparação e caracterização do modelo com fratura induzida. ... 69
Figura 3.24 – Serra utilizada para o corte das amostras e amostra cortada. ... 69 Figura 3.25 – Preparação dos cilindros para medida de porosidade e permeabilidade das
catalisador com a borracha silicone, (d) e (e) despejo do material homogeneizado nos moldes,
(f) cilindros secos fora do molde. ... 70
Figura 3.26 – Cilindros cortados e lixados. ... 70
Figura 3.27 – Difusor utilizado para medida de permeabilidade das matrizes. ... 70
Figura 3.28 – Modelo de Leitos Paralelos com Fluxo Linear. Fonte: Rosa et al. (2006). ... 71
Figura 3.29 – Espaçador POM utilizado para a representação da fratura. A fratura possui 1 mm de espessura, sendo dividido em três grades. No ensaio 1 e 2 a fratura possui dois caminhos preferenciais de fluxo de 0,5 mm de abertura. No ensaio 3 a fratura possui 5 caminhos preferenciais de fluxo de 0,3 mm de abertura. ‘L” representa o comprimento da amostra, ‘d” o seu diâmetro e “h” a espessura do espaçador de 1 mm. ... 72
Figura 3.30 – Configuração das fraturas utilizadas. No ensaio 1 e 2 a fratura possui a configuração apresentada em a, com dois caminhos preferenciais de fluxo de 0,5 mm de abertura. No ensaio 3 a fratura possui a configuração apresentada em b, com cinco caminhos preferenciais de fluxo de 0,3 mm de abertura. ... 73
Figura 3.31 – Peneiramento das esferas de vidro para colocá-las nas grades do espaçador e reduzir a porosidade e permeabilidade da fratura. ... 73
Figura 3.32 – Montagem do modelo: (a) o espaçador é colocado entre as duas metades da amostra de rocha e as esferas são colocadas nas grades do espaçador sem sobreposição, (b) e (c) a rocha é fechada com fita adesiva e resina epóxi é aplicada para garantir o confinamento do espaçador e das esferas. ... 74
Figura 3.33 – Procedimentos experimentais específicos dos três ensaios realizados. ... 76
Figura 3.34 – Membrana hidrofóbica na face de entrada da amostra. ... 77
Figura 3.35 – Etapas da montagem da amostra no coreholder no ensaio 1: (a) posicionamento da amostra entre os difusores; (b) proteção com fita teflon; (c) posicionamento do termoplástico; e (d) posicionamento da borracha Viton. ... 77
Figura 3.36 – Sequência de saturações de fluidos no ensaio 1. ... 78
Figura 3.37 – Problemas encontrados com o uso do teflon e termoplástico no primeiro ensaio. ... 79
Figura 3.38 – Sequência de saturações de fluidos no ensaio 3. ... 81
Figura 4.1 – Permeabilidade absoluta à água de formação nas condições de teste do modelo do ensaio 1. ... 87
Figura 4.2 – Perfis de porosidade da matriz, da fratura e do modelo do ensaio 1 obtidos com base nos valores de CT da amostra saturada com nitrogênio e água de formação. ... 88
Figura 4.3 – Mesmo corte de tomografia (corte 1), sendo a da esquerda (a) 100% saturada com
nitrogênio e a da direita (b) 100% saturada com água de formação. As escalas de cores mostram a variação da atenuação dos raios-X (CT) dado em Hounsfield. É possível observar pequenas diferenças com relação ao corte, principalmente na região da resina epóxi e na diferença de
densidade na parte superior entre as duas imagens. ... 89
Figura 4.4 – Imagem de tomografia da seção transversal 18 da amostra S1 100% saturada com nitrogênio. A escala de cores mostra a variação da atenuação dos raios-X (CT), dado em Hounsfield (HU). ... 90
Figura 4.5 – Gráfico de produção de água durante a injeção inicial de óleo no ensaio 1. ... 91
Figura 4.6 – Perfil de saturação do modelo, da matriz e da fratura no Swi. ... 92
Figura 4.7 – Gráfico da recuperação de óleo do ensaio 1. ... 94
Figura 4.8 – Evolução das saturações médias de óleo e água no modelo baseado no balanço de massa. ... 96
Figura 4.9 – Comportamento do CT médio do modelo no ensaio 1. Tomografias no Swi, 1 (Teste) e 2 (Teste). ... 98
Figura 4.10 – Comportamento do CT médio do modelo no ensaio 1. Tomografias no Swi, 1 (Teste), 2 (Teste) e 3 (Teste). ... 99
Figura 4.11 – Comportamento do CT médio do modelo no ensaio 1. Tomografias no Swi, 1 (Teste), 2 (Teste), 3 (Teste), 4 (Teste), 5 (Teste), 6 (Teste). ... 99
Figura 4.12 – Comportamento do CT médio do modelo no ensaio 1. Tomografias no Swi, 7 (Teste), 8 (Teste), 9 (Teste), 4 (Teste), 10 (Teste), 11 (Teste). ... 100
Figura 4.13 – Comportamento da saturação de óleo ao longo do modelo e no tempo para o ensaio 1. Tomografias no Swi, 1 (Teste), 2 (Teste) e 3 (Teste)... 101
Figura 4.14 – Evolução das saturações de óleo e água no modelo baseado nos valores de CT no ensaio 1. ... 101
Figura 4.15 – Evolução da saturação de óleo no modelo no ensaio 1. ... 102
Figura 4.16 – Evolução da saturação de óleo na matriz no ensaio 1. ... 103
Figura 4.17 – Evolução da saturação de óleo na fratura no ensaio 1. ... 104
Figura 4.18 – Permeabilidade absoluta ao óleo o nas condições de teste do modelo do ensaio 2. ... 105
Figura 4.19 – Gráfico da recuperação de óleo do ensaio 2. ... 106
Figura 4.20 – Perfis de porosidade da matriz, da fratura e do modelo do ensaio 3 obtidos com base nos valores de CT da amostra saturada com nitrogênio e água de formação. ... 108
Figura 4.21 – Imagem de tomografia da seção transversal 1 da amostra S3 100% saturada com
nitrogênio. A escala de cores mostra a variação da atenuação dos raios-X (CT), dado em
Hounsfield (HU). ... 109
Figura 4.22 – Conjunto de imagens da tomografia da amostra S3 100% saturada com nitrogênio. ... 109
Figura 4.23 – Imagem da amostra S3. É possível visualizar a fratura natural. ... 110
Figura 4.24 – Perfil de saturação de água do modelo no Swi (Ensaio 3). ... 111
Figura 4.25 – Saturação de óleo no modelo durante o ensaio 3. ... 113
Figura 4.26 – Saturação de óleo na matriz durante o ensaio 3. ... 114
Figura 4.27 – Saturação de óleo na fratura durante o ensaio 3... 114
Figura 4.28 – Média das saturações no Swi, durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min e 0,1 ml/min (Ensaio 3). ... 115
Figura D.1 – Conjunto de imagens da amostra utilizada no ensaio 1. ... 132
Figura D.2 – Conjunto de imagens da amostra utilizada no ensaio 2. ... 133
Figura D.3 – Conjunto de imagens da amostra utilizada no ensaio 3. ... 134
Figura E.1 – Tomografia da amostra 100% saturada com nitrogênio. ... 135
Figura E.2 – Tomografia da amostra 100% saturada com água de formação. ... 136
Figura E.3 – Tomografia da amostra saturada com óleo e água de formação no Swi. ... 136
Figura E.4 – Tomografia 1 (0,6 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 137
Figura E.5 – Tomografia 2 (1,5 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 137
Figura E 6 – Tomografia 3 (4,2 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 138
Figura E.7 – Tomografia 4 (18,8 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 138
Figura E.8 – Tomografia 5 (33,3 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 139
Figura E.9 – Tomografia 6 (62,4 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 139
Figura E.10 – Tomografia 7 (101,8 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 140
Figura E.11 – Tomografia 8 (306,5 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 140
Figura E.12 – Tomografia 9 (333,6 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha
está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 141
Figura E.13 – Tomografia 10 (355,8 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 141
Figura E.14 – Tomografia 11 (405,6 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar. Rocha está saturada com óleo, água de formação e água do mar. ... 142
Figura F.1 - Tomografia da amostra 100% saturada com nitrogênio... 143
Figura F.2 - Tomografia da amostra 100% saturada com água de mar (SW). ... 143
Figura F.3 - Tomografia da amostra no Swi antes do vácuo... 144
Figura F.4 - Tomografia da amostra no Swi depois do vácuo. ... 144
Figura F.5 – Tomografia 1 (0,5 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar... 144
Figura F.6 – Tomografia 2 (1,0 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar... 145
Figura F.7 – Tomografia 3 (1,5 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar... 145
Figura F.8 – Tomografia 4 (2,0 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar... 145
Figura F.9 – Tomografia 5 (4,0 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar... 146
Figura F.10 – Tomografia 6 (11,7 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 146
Figura F.11 – Tomografia 7 (27,6 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 146
Figura F.12 – Tomografia 8 (70,9 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,05 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 147
Figura F.13 – Tomografia 9 (143,5 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,1 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 147
Figura F.14 – Tomografia 10 (145,2 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,1 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 147
Figura F.15 – Tomografia 11 (167,3 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,1 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 148
Figura F.16 – Tomografia 12 (212,5 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão de 0,1 ml/min. Rocha está saturada com óleo e água do mar. ... 148
Figura F.17 – Tomografia 13 (283,4 PVI) da amostra durante a injeção de água do mar a vazão
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 – Porosidade e Permeabilidade das amostras de rocha utilizadas nos ensaios de
deslocamento forçado de Babadagli (1994; 2000). Fonte: Babadagli (2000). ... 43
Tabela 3.1 – Composição das salmouras. ... 63
Tabela 3.2 – Densidade e viscosidade das salmouras utilizadas nas condições de pressão e temperatura dos testes (63°C e 1000 psi). ... 64
Tabela 3.3 – CT dos fluidos utilizados nos testes a 1000 psi e 63 °C. ... 65
Tabela 3.4 – Propriedades petrofísicas iniciais das amostras de rochas. ... 66
Tabela 3.5 – Permeabilidade das matrizes medidas diretamente no permeabilímetro e ajustadas pelo método de leitos paralelos com fluxo linear apresentado por Rosa et al. (2006). ... 71
Tabela 3.6 – Volume poroso e porosidade das matrizes antes do corte e posteriormente ao corte. ... 72
Tabela 3.7 – Propriedades petrofísicas das matrizes. ... 72
Tabela 3.8 – Propriedades petrofísicas da fratura. ... 75
Tabela 3.9 – Propriedades petrofísicas do modelo. ... 75
Tabela 3.10 – Resumo dos ensaios realizados ... 83
Tabela 4.1 – Avaliação do erro da porosidade calculada por tomografia (Tomo) comparada com a medida no porosímetro (Poro) para a matriz e calculada analiticamente para a fratura e o modelo. ... 89
Tabela 4.2 – Saturações iniciais de água e de óleo para o modelo, matriz e fratura obtidos por tomografia e balanço de massa. ... 93
Tabela 4.3 – Resumo da recuperação de óleo obtida por balanço de massa no ensaio 1. ... 95
Tabela 4.4 – Comparação do trabalho de Babadagli (1994; 2000) e Pires (2018) com o apresentado neste estudo. ... 96
Tabela 4.5 – Resumo das tomografias realizadas durante a injeção de água do mar no ensaio 1. ... 97
Tabela 4.6 – Saturações média de óleo e de água por balanço de massa e tomografia em 0,6 e 33,3 PVI no ensaio 1. ... 102
Tabela 4.7 – Resumo da recuperação de óleo obtida por balanço de massa no ensaio 2 ... 107
Tabela 4.8 – Comparação da porosidade calculada por tomografia com a medida no porosímetro e calculada analiticamente para a matriz, fratura e modelo. ... 109
Tabela 4.9 – Saturações iniciais de água e de óleo para o modelo, matriz e fratura obtidos por
tomografia e balanço de massa no Ensaio 3. ... 111
Tabela 4.10 – Resumo das tomografias realizadas durante a injeção de água do mar. ... 113 Tabela 4.11 – Variações de saturação e volume de óleo na fratura e na matriz durante o ensaio
3. ... 115
Tabela 4.12 – Diferença entre os procedimentos experimentais dos três ensaios realizados.
Lista de Abreviaturas e Siglas
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis BAR Boletim Anual de Recursos e Reservas
DRX Difração de raios-X
OOIP “Original oil in place” (volume original de óleo no reservatório) FR Fator de recuperação
FW Água de formação
POM Polióxido de metileno
PVI “Pore volume injected” (volume poroso injetado)
SW Água do mar
3P Reservas possíveis – Quantidade de Petróleo ou Gás Natural que a análise de dados de geociências e de engenharia indica como menos provável de se recuperar do que as Reservas Prováveis. Quando são usados métodos probabilísticos, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja maior ou igual à soma das estimativas das Reservas Provada, Provável e Possível deverá ser de pelo menos 10%.
Lista de Símbolos
A Área transversal
CT Atenuação de raios-X de um determinado composto CTN2 CT do nitrogênio
CTSW CT da água do mar
CTFW CT da água de formação
CTO CT do óleo
CTR CT da amostra de rocha
CTR−N2 CT da amostra de rocha saturada com nitrogênio
CTR−FW CT da amostra de rocha saturada com água de formação CTR−FW,O CT da amostra de rocha saturada com água de formação e óleo
CTR−FW,O,SW CT da amostra de rocha saturada com água de formação, óleo e água do mar
d Diâmetro ΔP Diferencial de pressão h Espessura do espaçador k Permeabilidade L Comprimento m Massa
q Vazão volumétrica de injeção
Sw Saturação de água
So Saturação de óleo
Swi Saturação de água inicial e/ou irredutível SO1 Saturação de óleo móvel
SFW Saturação de água de formação
SSW Saturação de água do mar
Va Volume de água
VP Volume poroso
VS Volume de sólidos
VT Volume total da amostra
µ Viscosidade
ρ Densidade
𝜙1 Porosidade primária 𝜙2 Porosidade secundária 𝜙𝑚 Porosidade da matriz 𝜙𝑓 Porosidade da fratura
ψ Coeficiente de atenuação linear para raios-X do material analisado ψw Coeficiente de atenuação linear para raios-X da água
Sumário
1. INTRODUÇÃO ... 25 1.1. Motivação ... 26 1.2. Objetivo ... 27 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ... 28 2.1. Rochas carbonáticas ... 28 2.2. Reservatórios naturalmente fraturados ... 30 2.2.1. Classificação de reservatórios naturalmente fraturados ... 31 2.2.2. Caracterização de reservatórios naturalmente fraturados... 33 2.2.2.1. Porosidade de reservatórios naturalmente fraturados ... 33 2.2.2.2. Permeabilidade de reservatórios naturalmente fraturados ... 34 2.2.2.3. Molhabilidade de reservatórios naturalmente fraturados ... 35 2.2.3. Processos de recuperação em reservatórios naturalmente fraturados ... 36 2.3. Injeção de água em meios porosos fraturados em escala de laboratório ... 38 2.3.1. Configuração dos meios porosos fraturados ... 39 2.3.2. Condição de saturação inicial ... 41 2.3.3. Vazão de injeção ... 42 2.4. Tomografia computadorizada de raios-X ... 49 2.4.1. Cálculo de porosidade baseado nos valores de CT ... 51 2.4.2. Cálculo de saturações baseado nos valores CT ... 51 3. MATERIAIS E MÉTODOS ... 53 3.1. Planejamento da pesquisa ... 53 3.2. Aparato experimental ... 54 3.2.1. Bomba de deslocamento positivo ... 56 3.2.2. Porta-testemunho (Coreholder)... 57 3.2.3. Sistema de contrapressão (Backpressure) ... 58 3.2.4. Aquisição dos dados de pressão ... 58 3.2.5. Controlador de temperatura ... 59 3.2.6. Sistema de coleta ... 59 3.2.7. Tomógrafo ... 61 3.2.8. Avaliação e inspeção do aparato ... 62 3.3. Preparação e caracterização dos fluidos ... 63 3.3.1. Salmouras ... 63 3.3.2. Óleo ... 64 3.3.3. CT dos fluidos ... 65 3.4. Preparação e caracterização das amostras de rocha ... 663.4.1. Limpeza ... 67 3.4.2. Caracterização das propriedades petrofísicas básicas ... 67 3.5. Preparação e caracterização do modelo de fratura induzida ... 68 3.5.1. Corte das amostras ... 69 3.5.2. Caracterização das propriedades petrofísicas das matrizes ... 69 3.5.3. Montagem do modelo... 72 3.5.4. Caracterização das propriedades petrofísicas da fratura ... 74 3.5.5. Caracterização das propriedades petrofísicas do modelo ... 75 3.6. Procedimentos experimentais específicos... 75 3.6.1. Ensaio 1 ... 77 3.6.1.1. Montagem do modelo no coreholder ... 77 3.6.1.2. Saturação de fluidos ... 78 3.6.1.3. Envelhecimento ... 79 3.6.2. Ensaio 2 ... 79 3.6.2.1. Montagem do modelo no coreholder ... 79 3.6.2.2. Saturação de fluidos ... 80 3.6.2.3. Envelhecimento ... 80 3.6.3. Ensaio 3 ... 80 3.6.3.1. Envelhecimento ... 80 3.6.3.2. Montagem do modelo no coreholder ... 81 3.6.3.3. Saturação de fluidos ... 81 3.7. Ensaios ... 82 3.8. Procedimentos de cálculos ... 83 3.8.1. Balanço de massa ... 83 3.8.2. Tomografia ... 85 4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 86 4.1. Ensaio 1 ... 86 4.1.1. Avaliação da permeabilidade à água de formação ... 86 4.1.2. Avaliação da heterogeneidade da porosidade ... 87 4.1.3. Condição de saturação inicial ... 91 4.1.4. Recuperação de óleo durante a injeção de água do mar ... 93 4.1.4.1. Balanço de massa... 93 4.1.4.2. Tomografia computadorizada de raios-X ... 97 4.2. Ensaio 2 ... 104 4.2.1. Avaliação da permeabilidade ao óleo ... 105
4.2.2. Recuperação de óleo durante a injeção de água do mar ... 106 4.3. Ensaio 3 ... 107 4.3.1. Avaliação da heterogeneidade da porosidade ... 108 4.3.2. Condição de saturação inicial ... 110 4.3.3. Recuperação de óleo durante a injeção de água do mar ... 112 4.3.3.1. Balanço de massa... 112 4.3.3.2. Tomografia computadorizada de raios-X ... 112 4.4. Discussão geral ... 116 5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ... 118 5.1. Conclusões ... 118 5.2. Recomendações ... 119 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 121 APÊNDICE A – DENSIDADE DAS SALMOURAS ... 126 APÊNDICE B – VISCOSIDADE DAS SALMOURAS ... 128 APÊNDICE C – VISCOSIDADE DO ÓLEO ... 131 APÊNDICE D – IMAGENS DAS AMOSTRAS DE ROCHAS UTILIZADAS NOS TRÊS ENSAIOS ... 132 APÊNDICE E – IMAGENS DE TOMOGRAFIA REALIZADAS NO ENSAIO 1 ... 135 APÊNDICE F – IMAGENS DE TOMOGRAFIA REALIZADAS NO ENSAIO 3 ... 143
1. INTRODUÇÃO
Reservatórios naturalmente fraturados podem ser definidos como reservatórios em que fraturas naturais têm, ou se prevê que tenham um efeito significativo no fluxo de fluidos na forma de aumento da permeabilidade do reservatório e/ou porosidade ou aumento da anisotropia de permeabilidade (Nelson, 2001). Desta forma, eles podem ser classificados com base no efeito que o sistema de fratura proporciona à qualidade do reservatório. Os reservatórios de petróleo naturalmente fraturados representam mais de 20% das reservas mundiais de óleo e gás (Monteagudo e Firoozabadi, 2004) e estão entre as mais complexas classes de reservatórios para produzir eficientemente (Sarma, 2003).
Dentre todos os tipos de reservatórios naturalmente fraturados, podem ser citadas as formações carbonáticas. Segundo Strand et al. (2006a), a recuperação de óleo em carbonatos se encontra, devido à grande quantidade de fraturas e alta variação na permeabilidade associada a uma molhabilidade preferencial ao óleo, abaixo de 30%, o que significa baixos fatores de recuperação. No Brasil, os fatores de recuperação (FR) de campos, com histórico de produção e com reservas totais (3P – reservas possíveis) declaradas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR) referente ao ano de 2016, são estimados em 18% para carbonatos. Esse fator de recuperação é considerado baixo, o que motiva o esforço em promover ações visando o aumento dessa marca. No Reino Unido, por exemplo, o fator de recuperação chega a 46%; na Noruega, o percentual chega a 70% (ANP, 2017).
Os reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados apresentam desafios únicos e complexos, devido principalmente ao efeito combinado da coexistência de dois meios com características diferentes (matriz e fratura), do ponto de vista do fluxo de fluidos, e devido a interação complexa dos vários mecanismos que governam a transferência de massa. Nesse tipo de reservatório, não apenas as características intrínsecas das fraturas e da matriz devem ser caracterizadas, mas também as interações entre a matriz e as fraturas devem ser modeladas com precisão. As fraturas alteram sensivelmente o escoamento de fluidos, uma vez que possuem condutividade hidráulica e efeito capilar distintos da matriz, caracterizando descontinuidades do meio poroso (Paiva, 2012).
Além disso, a maioria dos principais reservatórios naturalmente fraturados tem aquíferos ativos associados a eles, ou eventualmente pode ser necessário recorrer a algum tipo de processo secundário de recuperação, como injeção de água (Rangel-German, 2002),
sugerindo que é essencial ter uma boa compreensão da física do fluxo multifásico para tais reservatórios. Em reservatórios fraturados, a alta condutividade das fraturas pode reduzir a eficiência de varrido, formando canais preferenciais de escoamento, característica que é intensificada pela descontinuidade do meio poroso e molhabilidade do sistema rocha-fluido ao óleo (Paiva, 2012). Portanto, o fluxo multifásico depende, entre outros fatores, dos efeitos combinados e não lineares da conectividade hidráulica e molhabilidade de fraturas e matriz, permeabilidade e porosidade da matriz rochosa, tamanho e forma do bloco da matriz, pressão capilar e tensão interfacial entre as diferentes fases (Rangel-German, 2002).
Segundo Pires (2018), um dos maiores desafios para o sucesso de projetos de reservatórios fraturados é estabelecer estratégias economicamente viáveis que visem a máxima recuperação de óleo, considerando as características intrínsecas destes tipos de reservatórios. De acordo com Allan e Sun (2003), boas recuperações finais podem ser obtidas, desde que se otimize a vazão de injeção e se gerencie adequadamente a produção de água. A água não produzirá caminhos preferenciais se a taxa de injeção for inferior à taxa de embebição da água das fraturas na matriz. No entanto, deve-se observar que a taxa de injeção não deve ser baixa a ponto de impossibilitar a manutenção da pressão no reservatório (Saalfeld, 2016). Assim, é de extrema importância ampliar o entendimento do efeito da vazão de injeção num modelo representativo de reservatório carbonático fraturado, principalmente a partir de ensaios laboratoriais que possam fazer uso de condições próximas às de reservatório.
1.1. Motivação
Descoberta em 2007 no Brasil, a camada pré-sal é uma fronteira exploratória localizada na Bacia de Santos, com grandes volumes de óleo em rochas carbonáticas, em que meios naturalmente fraturados e com molhabilidade intermediária e preferencialmente molhável ao óleo podem ser encontrados (Paiva, 2012).
A interação matriz – fratura em meios porosos fraturados, do ponto de vista do fluxo de fluidos, é complexa e influenciada por diversas variáveis, como a vazão de injeção de água numa recuperação secundária, a molhabilidade do sistema e a abertura da fratura. Uma alta vazão de injeção, por exemplo, pode fazer com que a água siga preferencialmente pela fratura, sem embeber na matriz, causando uma rápida irrupção de água (breakthrough) e dificultando a recuperação do óleo presente na matriz.
Apesar de haver numerosas pesquisas para buscar entender o efeito da interação matriz-fratura na previsão de recuperação de óleo em reservatórios matriz-fraturados, a sua grande maioria se
dá por meio de simulação numérica. Ainda, grande parte dos ensaios em laboratório foi realizada em rochas 100% saturadas com óleo, sem uma saturação inicial de água, dada a dificuldade de estabelecer esta condição neste tipo de meio poroso (Babadagli, 1994; Terez e Firoozabadi, 1999; Rangel-German e Kovscek, 2002; Trivedi e Babadagli, 2008; Lee, 2010), o que torna os estudos menos representativos das condições de reservatório.
Desta forma, surgiu a necessidade de estudar a recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadas em ensaios de laboratório mais representativos. Este trabalho, portanto, propõe desenvolver e validar uma nova metodologia experimental para a preparação de um meio poroso fraturado com o intuito de estudar o efeito da vazão de injeção num modelo representativo de reservatório carbonático fraturado em escala de laboratório, assim como obter informações da interação matriz-fratura.
1.2. Objetivo
O objetivo do presente trabalho consiste em avaliar o efeito da vazão de injeção de água na recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadas com molhabilidade intermediária a preferencial ao óleo. Buscou-se atingir esse objetivo geral por meio do desenvolvimento de uma nova metodologia experimental na preparação do meio poroso com fratura induzida.
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Este capítulo apresenta os conceitos fundamentais relacionados a rochas carbonáticas e reservatórios fraturados, como definição, classificação e caracterização. O capítulo traz também uma revisão sobre os processos e mecanismos de recuperação em reservatórios fraturados e sobre os vários métodos de injeção de água em meios porosos fraturados em escala de laboratório e uma comparação entre eles, além de revisão de literatura da aplicabilidade de tomografia computadorizada de raios-X aos ensaios laboratoriais na indústria do petróleo.
2.1. Rochas carbonáticas
Carbonatos são complexos aniônicos de (CO3)2- e cátions metálicos bivalentes como
Ca2+, Mg2+, Fe2+, Mn2+, Zn2+, Ba2+, Sr2+, e Cu2+, juntamente com alguns outros menos comuns (Ahr, 2008). Entre os principais tipos de carbonatos, tem-se: calcita (CaCO3), dolomita
[CaMg(CO3)2], siderita (FeCO3), magnesita (MgCO3) e ankerita [Ca(Mg, Fe)(CO3)2] (Galopim
de Carvalho, 2006).
Os minerais carbonáticos mais comuns, calcita e dolomita (Galopim de Carvalho, 2006; Ahr, 2008), possuem arranjo hexagonal. Segundo Ahr (2008), apesar do mesmo sistema de cristalização, o pequeno tamanho dos íons Mg+2 em comparação com os íons de Ca+2 provoca uma mudança na estrutura da dolomita, resultando em uma perda de simetria rotacional (Figura 2.1).
Figura 2.1 – Formas típicas de cristal de calcita e dolomita encontradas em rochas reservatório de carbonato: (a) forma
escalenoédrica de calcita; (b) forma romboédrica composta; (c) prisma hexagonal com faces romboédricas; duas formas comuns de cristais de dolomita incluem (d) o romboedro comum, típico da maioria dos dolomitos de baixa temperatura, e (e)
a forma distorcida e curvada chamada “dolomita em sela”, formada no ambiente diagenético de soterramento profundo. Fonte: Adaptado de Hurlbut e Klein (1977) apud Ahr (2008).
Outro mineral comum nos oceanos modernos é a aragonita, que possui a mesma composição da calcita (CaCO3), mas cristaliza no sistema ortorrômbico. Apesar de ser comum
atualmente, é rara nos registros de rochas antigas (Ahr, 2008). Segundo Galopim de Carvalho (2006), a calcita é muito mais comum que a aragonita, talvez porque, com o tempo, a aragonita se transforma em calcita, que é mais estável na natureza.
As rochas carbonáticas se formam por processos biológicos, químicos e detríticos. Eles são em grande parte constituídos por restos de esqueletos e outros constituintes biológicos. Constituintes químicos, incluindo grãos revestidos, como ooides e pisoides, cimentos e lama de cal, também são comuns. Grãos clásticos também existem, no entanto, estes grãos são principalmente clastos de sedimentos litificados (intraclastos) ou de rochas antigas retrabalhadas (litoclastos). Nos carbonatos, os grãos podem sofrer mudanças de tamanho e forma ao serem consumidos por organismos, e a estratificação de corpos rochosos carbonáticos pode ser extensivamente modificada por organismos escavadores (Ahr, 2008). Devido aos diversos processos de formação, há vários grupos de rochas carbonáticas, dentre eles podem ser citados os presentes na Figura 2.2.
Figura 2.2 – Definição de alguns tipos de rochas carbonáticas. Fonte: Compare Rocks (2019).
Os carbonatos são suscetíveis a rápidas e extensas mudanças diagenéticas, como por exemplo, dissolução, cimentação, recristalização e substituição. Estes efeitos implicam em heterogeneidades na rocha como fraturas alargadas, veios e carstes com impactos na petrofísica
Limestone (Calcário): rocha sedimentar composta principalmente por
calcita e aragonita, que são formas cristalinas diferentes de carbonato de cálcio.
Dolomito: rocha sedimentar que contém mais de 50% do mineral dolomita em peso.
Chalk: calcário poroso de coloração branca formado principalmente por
conchas fósseis de foraminíferos.
Coquina: rocha sedimentar composta total ou quase inteiramente por fragmentos transportados, desgastados e separados mecanicamente de conchas de moluscos, trilobites, braquiópodes ou outros invertebrados.
e geomecânica do maciço fraturado. Além disso, segundo Ahr (2008), os reservatórios fraturados são provavelmente mais comuns em rochas carbonáticas do que em siliciclásticas.
2.2. Reservatórios naturalmente fraturados
Segundo Golf-Racht (1982), do ponto de vista estritamente geomecânico, uma fratura é a superfície a qual sofreu uma perda de coesão. Como a ruptura se refere a um processo que resulta na perda de coesão de um dado material, uma fratura é então o resultado de uma ruptura. Em geral, uma fratura em que ocorreu o deslocamento relativo pode ser definida como uma falha, enquanto uma fratura em que nenhum deslocamento perceptível ocorreu pode ser definida como uma junta (Figura 2.3).
Figura 2.3 – Representação esquemática de uma falha e de uma junta. Fonte: Adaptado de Golf-Racht (1982).
Uma fratura também pode ser definida, de maneira mais geral, como a descontinuidade que quebra a rocha em blocos como rachaduras, fissuras ou juntas, e ao longo do qual não há deslocamento dos planos de descontinuidade. De acordo com Golf-Racht (1982), se uma fratura é considerada uma junta ou uma falha depende da escala de investigação, mas, em geral, o que é chamado de fratura corresponde a uma junta.
Os reservatórios fraturados mais prováveis devem ocorrer em rochas frágeis de baixa porosidade, onde eventos tectônicos favoráveis se desenvolveram. Neste caso, as fraturas resultantes são grandes e muito estendidas e, portanto, são chamadas macrofraturas. Se a rocha é menos frágil e tem uma alta porosidade intergranular, as fraturas são geralmente de extensão limitada e com dimensões relativamente pequenas e são, portanto, chamadas de microfraturas ou fissuras. Segundo Golf Racht (1982), fraturas que são geradas como resultado de estresse que reduz a coesão da rocha podem ser atribuídas a vários eventos geológicos, tais como:
• Erosão profunda do soterramento, o que causará um estresse diferenciado na rocha através dos planos da fraqueza,
• Encolhimento do volume da rocha devido à perda de água quando relacionada ao folhelho ou areias argilosas,
• Encolhimento de volume de rocha no caso de uma variação de temperatura em rochas ígneas.
2.2.1. Classificação de reservatórios naturalmente fraturados
Os reservatórios fraturados são, de acordo com Nelson (2001), “reservatórios em que fraturas naturais têm, ou se prevê que tenham um efeito significativo no fluxo de fluidos na forma de aumento da permeabilidade do reservatório e/ou porosidade ou aumento da anisotropia de permeabilidade”. Desta forma, eles podem ser classificados com base no efeito que o sistema de fratura proporciona à sua qualidade. Nelson (2001), em uma expansão da proposta por Hubbert e Willis (1955), dividiu os reservatórios fraturados em quatro tipos (Figura 2.4):
• Tipo I: A fratura fornece a principal porosidade e permeabilidade. • Tipo II: A fratura fornece a principal permeabilidade.
• Tipo III: A fratura contribui com a permeabilidade num reservatório já produtível. • Tipo IV: A fratura não fornece adicional de porosidade ou permeabilidade, ao invés
disso cria uma significante anisotropia (barreiras).
Essa classificação delineia os parâmetros do sistema de fratura, que são extremamente importantes na quantificação de um determinado reservatório e previsão dos tipos de problemas de produção suscetíveis de ocorrer (Nelson, 2001).
Segundo Nelson (2001), no primeiro tipo, onde as fraturas fornecem a principal porosidade e permeabilidade do reservatório, um cálculo inicial da porosidade da fratura é de suma importância. Um conhecimento preciso deste volume deve ser obtido o mais cedo possível para avaliar e prever se inicialmente as altas taxas de fluxo serão constantes ou diminuirão rapidamente com o tempo. Nestas estimativas, os valores de largura e espaçamento da fratura são críticos (Nelson, 2001).
Cálculos precisos de porosidade da fratura em reservatórios dos tipos II e III são muito menos importantes porque o sistema de fratura fornece apenas permeabilidade – a fratura não fornece porosidade significativa. Nesses dois tipos de reservatório, a porosidade da matriz (geralmente várias ordens de grandeza maior do que a porosidade da fratura) torna o volume da fratura irrisório. No entanto, nesses reservatórios, um conhecimento inicial da interação matriz/fratura é extremamente importante para determinar se a matriz pode ser drenada pelo sistema de fratura (Nelson, 2001).
Ainda, na Figura 2.4, Nelson (2001), apresenta o Tipo (M) de reservatório, onde as fraturas podem aumentar permeabilidade do meio já de alta porosidade e permeabilidade, contudo, normalmente funcionam como barreiras ao fluxo.
Além da classificação sugerida por Nelson (2001), Golf-Racht (1982) propõe dois tipos de classificação: baseado em critérios descritivos e em critérios geológicos. Na classificação baseada em critérios descritivos, ele faz as seguintes divisões:
• Fratura natural vs. fratura induzida: uma fratura natural é qualquer quebra ou rachadura ocorrendo na rocha. Por outro lado, fraturas induzidas são todas as rachaduras que resultam da testemunhagem (tais como quebras ao longo do plano de acamamento) ou de manuseio incorreto de testemunho.
• Fraturas mensuráveis e não mensuráveis: fraturas mensuráveis são fraturas visíveis que podem ser definidas pela largura, comprimento e orientação, enquanto fraturas não mensuráveis são apenas traços no testemunho que terminam dentro do próprio testemunho.
• Macrofraturas e microfraturas: a diferença entre essas duas categorias diz respeito principalmente às dimensões das fraturas. Em geral, macrofratura corresponde a uma fratura com grande largura (mais de 0,1 mm) e comprimento considerável, enquanto a microfratura se aplica a uma fratura de comprimento e largura limitados. Macrofraturas
podem se referir a aberturas grandes ou cavernosas resultantes da erosão por dissolução (cárstico), enquanto microfraturas com dimensões abaixo de 0,1 mm se desenvolverão em resposta a eventos estruturais e tectônicos (Golf-Racht, 1982).
• Fraturas abertas e fechadas: essa classificação depende principalmente da circulação de água e precipitação, que é capaz de tampar as fraturas com anidrita, minerais, etc. Por outro lado, as fraturas que são fechadas em condições de superfície podem ser abertas ou parcialmente abertas em condições de reservatório onde a pressão de poros atua nas paredes da fratura.
A classificação baseada em critérios geológicos proposta por Golf-Racht (1982) sugere três divisões: fraturas associadas ao dobramento, fraturas associadas ao estado de tensão e fraturas associadas à estratigrafia. As fraturas associadas ao dobramento podem ser fraturas longitudinais (ao longo do eixo de dobra), fraturas transversais (perpendiculares ao eixo de dobra) ou fraturas diagonais (em relação ao eixo de dobra). As fraturas associadas ao estado de tensão são divididas em dois grupos: a) fraturas conjugadas e b) fraturas não conjugadas (ortogonais), onde as fraturas conjugadas são aquelas que foram desenvolvidas a partir de um estado único de tensão. Por fim, as fraturas associadas à estratigrafia são divididas em fraturas de primeira ordem e fraturas de segunda ordem. As fraturas de primeira ordem são aquelas que cortam várias camadas, enquanto as fraturas de segunda ordem são limitadas a uma única camada de rocha.
2.2.2. Caracterização de reservatórios naturalmente fraturados
Reservatórios naturalmente fraturados possuem dois meios diferentes (matriz e fratura). Nos itens a seguir será descrito algumas das propriedades com impacto no escoamente de fluidos em reservatórios fraturados, dentre elas, porosidade, permeabilidade e molhabilidade da matriz e da fratura e as propriedades intrínsecas da fratura, como espaçamento, abertura, frequência e tamanho.
2.2.2.1. Porosidade de reservatórios naturalmente fraturados
Segundo Golf-Racht (1982), em reservatórios fraturados, a porosidade total (∅t) é resultante da adição da porosidade primária (∅1) e secundária (∅2):
∅t = ∅1+ ∅2 (2.1)
Onde ∅1 e ∅2 são expressas em relação ao volume total da rocha (matriz + fratura):
∅1 = volume total de vazios da matriz
volume total da rocha (2.2)
∅2 =volume total de vazios da fratura
volume total da rocha (2.3)
Essas duas porosidades não se correlacionam diretamente à porosidade da matriz (∅m) e da fratura (∅f). A porosidade da matriz, de acordo com Golf-Racht (1982), refere-se somente ao volume total da matriz, enquanto a porosidade da fratura é aproximadamente equivalente a porosidade secundária.
∅m =volume total de vazios da matriz
volume total da matriz (2.4)
∅f ≈ ∅2 (2.5)
2.2.2.2. Permeabilidade de reservatórios naturalmente fraturados
Para um reservatório ser considerado produtivo, não basta possuir altos valores de porosidade, é necessário também apresentar uma permeabilidade razoável. Em reservatórios fraturados, em que existe dois meios distintos, é preciso avaliar a permeabilidade de cada um separadamente, bem como a magnitude do contraste entre esses dois valores.
Uma alta permeabilidade da matriz melhora a varredura no reservatório, de forma que permite um melhor escoamento do fluido nos blocos da matriz e promove uma maior transferência de fluidos na interface matriz-fratura. Fraturas com grande permeabilidade podem também contribuir na capacidade de escoamento do reservatório. No entanto, dependendo do contraste de permeabilidade entre esses dois meios, a fratura pode promover um rápido fluxo da água injetada em direção ao poço produtor, o que diminui a eficiência de varrido na matriz e afeta na recuperação final de óleo. Assim, o aumento no contraste de permeabilidade entre esses dois meios atua contrariamente à boa produtividade do reservatório (Lima, 2013).
2.2.2.3. Molhabilidade de reservatórios naturalmente fraturados
A molhabilidade é definida como a tendência de um fluido em aderir à superfície da rocha na presença de outro fluido imiscível. Diferentes estados relativos à essa característica (Figura 2.5) podem ser definidos para os reservatórios de petróleo, dependendo da distribuição dos fluidos com relação à rocha (Abdallah et al., 2007).
Quando a água molha preferencialmente a rocha, a superfície da rocha é coberta por água, enquanto óleo e/ou gás ocupam a posição central dos poros. Quando o óleo molha preferencialmente a rocha a posição do óleo e da água é invertida, agora, o óleo cobre a rocha enquanto a água reside no centro dos poros. Pode-se definir como intermediária (ou neutra) quando os reservatórios não possuem uma forte molhabilidade preferencial (Abdallah et al., 2007).
-Figura 2.5 – Molhabilidade nos poros. Fonte: Adaptado de Abdallah et al. (2007).
Em um reservatório de petróleo, as rochas carbonáticas compõem um sistema em equilíbrio com os fluidos e em geral apresentam molhabilidade neutra ou preferencial ao óleo (Strand et al., 2006b). Segundo Legens et al. (1998), essa característica em um reservatório carbonático depende da adsorção de componentes polares do óleo na superfície dessa rocha originalmente molhável à água. Portanto, o histórico de saturação influencia na molhabilidade da superfície. Superfícies que foram contatadas por óleo podem se tornar molháveis ao óleo, mas aquelas que nunca foram serão molháveis à água (Lima, 2016). Desta forma, pode-se ter um reservatório com molhabilidade mista, ou seja, uma superfície que tem uma variedade de preferências, possivelmente incluindo também molhabilidade neutra.
Apesar do histórico de saturação influenciar na molhabilidade da superfície, a molhabilidade não descreve o estado de saturação, ela descreve somente o fluido preferencial. Uma superfície molhável à água pode estar em contato com óleo ou gás. No entanto, as forças capilares presentes em reservatórios de molhabilidade intermediária ou preferencial ao óleo se opõem à embebição da água na matriz, dificultando no caso de reservatórios fraturados, a penetração da água nos blocos de matriz e, consequentemente, o deslocamento do óleo na direção das fraturas (Goudarzi, 2015).
2.2.3. Processos de recuperação em reservatórios naturalmente fraturados
Antes do início da produção, a rocha reservatório está normalmente pressurizada acima da pressão hidrostática devido a compactação das rochas. Essa compactação reduz o espaço poroso e aumenta a pressão no reservatório. Quando o reservatório é perfurado, os fluidos pressurizados fluem e a pressão do reservatório vai reduzindo (Al-Mutairi e Kokal, 2011). Segundo Lemonnier e Borbiaux (2010), altos valores de compressibilidade permitem uma depleção econômica de reservatórios fraturados sem porosidade na matriz, sendo a duração dessa fase inicial dependente da magnitude da diferença de pressão entre a pressão inicial do reservatório e a pressão do ponto de bolha. A presença de um aquífero natural ativo, de uma capa de gás acima do reservatório e/ou de gás em solução contribui para a duração dessa produção natural (Al-Mutairi e Kokal, 2011). Ao se atingir a pressão de bolha, o gás começa a sair da solução e se expandir promovendo o deslocamento de mais óleo da matriz para as fraturas. No entanto, assim que o gás forma uma fase contínua, ele começa a ser produzido junto com o óleo, fazendo com que a energia responsável pelo deslocamento do óleo vá se esgotando (Lemonnier e Borbiaux, 2010). De forma a evitar este cenário, é necessário suplementar a energia natural do reservatório. Para isso, é comum adotar um método de recuperação secundário, como injeção de água ou injeção de gás. Na Figura 2.6 é apresentada uma esquematização dos principais mecanismos de deslocamento de fluidos em meios porosos fraturados.
A injeção de água representa a maioria dos projetos de recuperação secundária comparada com a injeção de gás (Lemonnier e Borbiaux, 2010). De acordo Lemonnier e Borbiaux (2010), como a água injetada flui preferencialmente pela fratura, o deslocamento de óleo pela água na matriz é devido a três mecanismos:
• Embebição espontânea se a matriz é molhável a água;
• E efeitos da gravidade ligados a diferença de densidade água-óleo.
Figura 2.6 – Principais mecanismos envolvidos na recuperação em reservatórios fraturados. Fonte: Adaptado de Lemonnier
e Borbiaux (2010).
Em reservatórios molháveis a água, devido às forças capilares, a água espontaneamente invade a matriz produzindo óleo por fluxo contracorrente e co-corrente (Figura 2.7). Essas duas classificações dependem do sentido do deslocamento dos fluidos. Na embebição co-corrente o fluido deslocante penetra na matriz e desloca o fluido presente neste meio no mesmo sentido, enquanto na embebição contracorrente os fluidos deslocam-se no sentido oposto (Paiva, 2012). De acordo com Dexin Liu et al. (2015), a embebição co-corrente é caracterizada por uma recuperação maior (mais efetiva) e mais rápida, auxiliada pela segregação gravitacional do óleo e da água nas fraturas, contudo na maioria dos casos o escoamento contracorrente, que está associado ao processo de embebição espontânea, é o mecanismo dominante (Paiva, 2012).
Figura 2.7 – Esquematização da embebição contracorrente e co-corrente. Fonte: Adaptado de Paiva (2012).
No entanto, em reservatórios com molhabilidade intermediária e molháveis ao óleo, a eficiência da injeção de água dependerá de outros mecanismos de recuperação, incluindo forças gravitacionais e deslocamento viscoso devido ao fluxo na fratura (Lemonnier e Borbiaux, 2010).
Além da molhabilidade, a vazão de injeção de água também possui um papel fundamental neste tipo de recuperação. Allan e Sun (2003) observaram em seus estudos que, embora reservatórios fraturados possuam fatores de recuperação geralmente inferiores aos de reservatórios convencionais, boas recuperações finais podem ser obtidas, desde que se otimizem as vazões de produção e se gerencie adequadamente a produção de água. Segundo Saalfeld (2016), a água não produzirá caminhos preferenciais se a taxa de injeção for inferior à taxa de embebição da água das fraturas na matriz. No entanto, deve-se observar que a taxa de injeção não deve ser baixa a ponto de impossibilitar a manutenção da pressão no reservatório. Para quantificar a recuperação de óleo da rocha reservatório, são definidas eficiências de recuperação. A eficiência de recuperação global, ou fator de recuperação (FR), de um campo ou de um reservatório de petróleo refere-se a quanto de óleo da formação se é capaz de produzir, dadas determinadas condições econômicas e tecnológicas. Essa eficiência varia conforme as características naturais do reservatório e os métodos de recuperação aplicados na explotação. Segundo Dexin Liu et al. (2015), em reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados, em particular de permeabilidade média a alta, a recuperação de óleo é geralmente menor do que 15% do “original oil in place” (OOIP), o que representa um baixo fator de recuperação, se comparado a reservatórios sem fraturas.
2.3. Injeção de água em meios porosos fraturados em escala de laboratório
Existem diversos ensaios e aparatos experimentais propostos para estudar a injeção de água em meios porosos fraturados com o objetivo de entender os principais fenômenos responsáveis pelo deslocamento de fluidos nestes meios. Os resultados são geralmente avaliados com base na recuperação de óleo em função do volume poroso injetado, na razão óleo-água e no diferencial de pressão ao longo do teste. No entanto, alguns autores utilizam técnicas de imageamento como a tomografia computadorizada de raios-X (Rangel-German e Kovscek, 2006; Lee, 2010) e a ressonância magnética (Fernø et al., 2011), que permite avaliar a saturação de fluidos ao longo da amostra durante o ensaio.
A seguir são apresentados aspectos teóricos referentes a configurações propostas na literatura para fratura induzida, condições experimentais para os testes de injeção de água em meios porosos fraturados em escala de laboratório e técnicas para serem aplicadas nos estudos.
2.3.1. Configuração dos meios porosos fraturados
Meios porosos fraturados possuem dois meios distintos (matriz e fratura). A representação desses meios em escala de laboratório é um grande desafio devido à dificuldade em simular reservatórios reais. Geralmente a matriz é representada por uma amostra ou parte de uma amostra de rocha, enquanto a fratura apresenta uma configuração bem variada.
Fernø et al. (2011) apresentaram uma configuração com amostras cilíndricas em série. As amostras foram cortadas transversalmente e as duas metades foram colocadas horizontalmente e separadas com 1 mm de abertura para simular a fratura (Figura 2.8). A superfície da fratura foi suavizada e utilizou-se espaçadores com molhabilidade oposta à molhabilidade das amostras para garantir que o espaçador não contribuísse para a continuidade capilar.
Figura 2.8 – Meio poroso composto com fratura transversal. Fonte: Adaptado de Fernø et al. (2011).
As fraturas podem apresentar diferentes direções: longitudinais, transversais ou oblíquas. Fernø et al. (2015) cortaram as amostras longitudinalmente com uma serra metálica. Eles dividiram suas amostras em dois grupos, algumas foram remontadas com um espaçador polióxido de metileno (POM) de 1 mm de largura (Figura 2.9), e outras sem o espaçador para obter uma fratura menos permeável. Apesar de ser possível estimar analiticamente a porosidade
e a permeabilidade da fratura nas configurações sem espaçadores, o controle dessas duas propriedades é difícil, principalmente para efeitos de repetitividade.
Figura 2.9 – Meio poroso composto com fratura longitudinal. Fonte: Fernø et al. (2015).
Essas configurações compostas (Fernø et al., 2011; Fernø et al., 2015) tornam difícil a obtenção de uma condição de saturação de água inicial, devido ao caminho preferencial oferecido pela fratura. Por isso, alguns autores optam por utilizar amostras 100% saturadas com óleo em seus ensaios.
As fraturas podem ser obtidas também por ensaios de compressão diametral ou cunha (Figura 2.10). Este modelo pode ser considerado como um dos mais representativos das condições de reservatório, no entanto não é possível replicar a configuração das fraturas (Sheng e Nasir, 2013).
Figura 2.10 – Fratura induzida por meio de compressão. Fonte: Sheng e Nasir (2013).
As fraturas também podem ser simuladas por um pequeno espaço entre o porta-testemunho e a amostra. Um dos primeiros trabalhos experimentais da área (Mattax e Kyte, 1962) utilizou esse tipo de configuração (Figura 2.11). De forma semelhante aos ensaios de embebição, nesse aparato os fluidos de injeção rodeiam a amostra. Apesar da facilidade de se obter uma condição de saturação inicial de água, essa configuração não permite que seja utilizada uma pressão de confinamento no meio poroso.
