Efeito da injeção de água de baixa salinidade no fator de recuperação de óleo em rochas carbonáticas fraturadas

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

CATALINA CAMARGO ANGARITA

Efeito da Injeção de Água de Baixa

Salinidade no Fator de Recuperação de Óleo

em Rochas Carbonáticas Fraturadas

CAMPINAS

CATALINA CAMARGO ANGARITA

Efeito da Injeção de Água de Baixa

Salinidade no Fator de Recuperação de Óleo

em Rochas Carbonáticas Fraturadas

Orientadora: Dra. Erika 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 Catalina Camargo Angarita, e orientada pelo Dra. Erika Tomie Koroishi Blini.

... ASSINATURA DO ORIENTADOR

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO

Efeito da Injeção de Água de Baixa

Salinidade no Fator de Recuperação de Óleo

em Rochas Carbonáticas Fraturadas

Orientadora: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini

A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação: Dra. Erika Tomie Koroishi Blini, Presidente

CEPETRO/UNICAMP

Dra. Ana Teresa Ferreira da Silva Gaspar CEPETRO/UNICAMP

Prof. Dr. Leonardo José do Nascimento Guimarães LMCG/Universidade Federal de Pernambuco

A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.

Dedicatória

Agradecimentos

Agradeço, primeiramente a Deus, por ter me abençoado todos os dias, por iluminar meu caminho e me dar forças para seguir sempre em frente.

A minha mãe, Luz Marina e aos meus avôs, Marina e José, por seu amor infinito e suporte diário. São meus grandes amores.

Ao meu pai, Juan Pablo, e minha irmã Mariana, por estar sempre torcendo pelas minhas conquistas.

Ao professor Trevisan (in memoriam) por acreditar em mim e ter me dado à oportunidade de estar aqui hoje conquistando meus sonhos.

À minha orientadora Erika e minha co-rientadora Janeth, assim como aos pesquisadores Alessandra, Nilo e Eddy por seu suporte e incentivo durante a pesquisa.

Ao grande amor e amizade incondicional de Tati e Jorge, que fizeram está caminhada mais leve com seu apoio e sorriso.

Às pessoas incondicionais que se tornaram meus amigos, Jhonny, Walter, Gabriel, Fabián, Edgar, e especialmente ao André, Sarah, Henrique e Sharon por além de tudo ser minha equipe de trabalho. O empenho e dedicação sempre irão nos levar mais longe!

À Andrea, Iván e Tania por sua amizade eterna e incentivo diário, mesmo na distância. Ao Henrique, Washington, Caíque e Martinha, pela paciência 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 carbonáticos naturalmente fraturados apresentam alta complexidade e heterogeneidade devido principalmente à coexistência de dois meios com características diferentes (matriz e fratura). A presença de fraturas altera sensivelmente o escoamento de fluidos no meio poroso, criando caminhos preferenciais de fluxo e impactando a caracterização dos reservatórios e o desempenho da produção e recuperação total. No presente trabalho, é proposto o aprimoramento de uma nova metodologia para a preparação de um modelo de fratura induzida a fim de avaliar a recuperação de óleo a partir de injeção de água com baixa salinidade. Amostras representativas do pré-sal brasileiro foram utilizadas. A fratura induzida consistiu no corte longitudinal da amostra, representada utilizando-se um espaçador de polioximetileno (POM). Esta configuração de fratura foi baseada nos estudos realizados por Lie (2013) e aprimorada preenchendo-se os espaços vazios com esferas de vidro de granulometria controlada para simular um meio poroso. Durante a montagem do modelo, foi realizada a determinação das propriedades petrofísicas do modelo de fratura induzida e seus componentes: matrizes e fratura. Três ensaios de deslocamento forçado foram realizados para avaliar o efeito da injeção de água de baixa salinidade a condições experimentais de 1000 psi, 63ºC e vazão de 0,1 ml/min. No primeiro e terceiro ensaios, um procedimento de vácuo foi usado para estabelecer a saturação de água irredutível (Swi), enquanto no segundo ensaio, a amostra foi saturada 100% de óleo. As amostras foram submetidas ao processo de envelhecimento com o objetivo de restaurar a molhabilidade inicial do reservatório. As salmouras de injeção utilizadas foram água do mar (SW) e água do mar dez vezes diluída (SW10x). Durante o primeiro e terceiro ensaios, iniciou-se injetando SW que foi alternada para SW10x. No iniciou-segundo ensaio, a iniciou-sequência de injeção foi invertida. A produção de óleo foi determinada por balanço de massa. A técnica de tomografia computadorizada de raios-X (TC) foi utilizada durante o primeiro e o terceiro ensaio com o intuito de avaliar a heterogeneidade a partir da distribuição da porosidade e as saturações em diferentes tempos de injeção. A metodologia aprimorada e implementada permitiu o cálculo de parâmetros relevantes, tais como as propriedades petrofísicas da fratura, da matriz e do modelo de fratura induzida. Os resultados mostraram que durante a injeção de água do mar dez vezes diluída obteve-se uma recuperação incremental significativa do óleo.

Palavras-chave: injeção de água de baixa salinidade; fratura induzida; reservatórios carbonáticos; caracterização petrofísica de rochas fraturadas; tomografia computadorizada de raios-x.

Abstract

Naturally fractured carbonate reservoirs present high complexity and heterogeneity due mainly to the coexistence of two media with different characteristics (matrix and fracture). The presence of fractures alters the flow of fluids, provides a preferential flow path making it difficult the characterization of this type of reservoirs and resulting in low recovery factors. In this work, a new experimental methodology for porous media preparation with induced fracture was developed in order to study the effect of low salinity water injection on oil recovery factor in naturally fractured carbonate reservoirs. For this, a representative samples of the Brazilian pre-salt were used. The core samples were cut longitudinally with a metal saw, each half being the matrices, while the fracture was represent using a POM spacer. This fracture configuration was based on the studies performed by Lie (2013) and improved by filling the void spaces with spheres with controlled grain size to represent a porous medium and increase the permeability and porosity of the fracture. During the assembly of the model, the determination of the petrophysical properties of the induced fracture model and its components: matrices and fracture were carried out. Three forced displacement tests were performed to evaluate the effect of injection of low salinity water at experimental conditions of 1000 psi, 63ºC and flow rate of 0.1 ml/min. In the first and third test, a vacuum procedure was used to establish the irreducible water saturation (Swi), while in the second test, the sample was 100% oil-saturated. The samples were subjected to an aging process in order to restore the initial wettability of the reservoir. The injection brines used were seawater (SW) and ten times diluted seawater (SW10x). During the first and third test, SW injections were initiated and it was switched to SW10x. In the second test, the injection sequence was inverted. Oil production was determined by mass balance. The X-ray computed tomography (CT) technique was used during the first and third test in order to evaluate the heterogeneity from the porosity distribution, and the saturations at different times of injection. The improved and implemented methodology allowed the calculation of relevant parameters of fracture, matrix and induced fractured model. The results showed that during the injection of ten times diluted seawater a significant incremental recovery of the oil was obtained.

Keywords: low salinity water injection; induced fracture; carbonate reservoirs; petrophysical characterization of fractured rocks; X-ray computed tomography

LISTA DE FIGURAS

Figura 2-1: Classificação de Reservatórios Fraturados por Nelson (2001). Fonte: Adaptado de Nelson (2001) ...25 Figura 2-2: Leitos paralelos e horizontais com fluxo linear. Fonte: Rosa et al. (2006) ... 28 Figura 2-3: Molhabilidade nos poros. Fonte: Adaptado de Abdallah et al. (2007). ... 32 Figura 2-4: Mecanismo alteração da molhabilidade em carbonatos pela injeção de água de baixa salinidade a)Rocha carbonática inicialmente molhável ao óleo b)Rocha em presença de uma salmoura de baixa salinidade c) Equilíbrio no sistema óleo/salmoura/rocha Fonte: Adaptado de Ding e Rahman (2017) ... 34 Figura 2-5: Esquematização de escoamento de fluidos. Fonte: Adaptado de Paiva, 2012 .. 35 Figura 2-6: Configuração de fratura induzida utilizada por Ferno et al. (2015) Fonte: Adaptado de Ferno et al. (2015) ... 36 Figura 2-7: Configuração de fratura induzida utilizado por Lian et al. (2012). Fonte: Adaptado de Lian et al. (2012) ... 37 Figura 2-8: Montagem do modelo de fratura induzida proposto por Lie (2013) ... 37 Figura 2-9: Fator de recuperação por testes de deslocamento forçado. Fonte: Lie (2013) .. 38 Figura 2-10: Saturações de óleo calculadas a partir de dados de CT. Fonte: Lie (2013) .... 39 Figura 2-11: Configuração de fratura utilizando espaçador POM correspondente ao item b . Fonte: Steinsbo et al., 2015 ... 40 Figura 2-12: Configuração de um arranjo amostras multi-fraturadas correspondente ao item c. Fonte: Adaptado de Steinsbo et al., 2015 ... 40 Figura 2-13: Fator de recuperação em função do VPI. Fonte: Adaptado de Steinsbo et al., 2015...41 Figura 2-14: Configurações experimentais de modelo de fratura. Fonte: Awolayo et al. (2014)... ... 42 Figura 2-15: Eficiência de deslocamento durante testes de deslocamento forçado com LSWI. Fonte: Awolayo et al. (2014) ... 43 Figura 2-16: Configuração de modelo de fratura longitudinal. Fonte: Pires (2018) ... 44 Figura 2-17: Recuperação de óleo em função do tempo. Fonte: Pires (2018) ... 44

Figura 2-18: Configuração de modelo de fratura longitudinal. Fonte: Pires (2018) ... 45

Figura 2-19: Recuperação de óleo em função do tempo. Fonte: Pires (2018) ... 45

Figura 2-20: Recuperação de óleo em função do tempo. Fonte: Adaptado de Strand et al. (2008)...46

Figura 3-1:Fluxograma das principais etapas da metodologia ... 50

Figura 3-2: Set-up experimental da bancada para testes de deslocamento forçado. Destaca-se a alteração do sistema de produção. Durante os ensaios 1 e 2 utilizou-se uma proveta invertida. No ensaio 3 foi utilizado um separador bifásico ... 51

Figura 3-3: Aparato experimental utilizado no ensaio 1 e 2... 52

Figura 3-4: Aparato experimental utilizado 3. Destaca-se a alteração no sistema de produção o qual consiste num separador bifásico e uma câmara para a aquisição de imagens. ... 52

Figura 3-5: Preparação de salmoura a)Pesagem; b)Homogeneização; c)Filtragem; d)Deaeração... ... 54

Figura 3-6:Esquema do sistema para filtragem de óleo ... 55

Figura 3-7:Bancada experimental para a filtragem de óleo ... 55

Figura 3-8: a) Cilindro usado na caracterização de fluidos b)Vista lateral da TC ... 57

Figura 3-9: Fluxograma das etapas realizadas durante a preparação de caracterização das amostras... ... 57

Figura 3-10: Fluxograma das etapas realizadas para a escolha das amostras ... 58

Figura 3-11: Amostras de carbonato utilizadas nos experimentos ... 59

Figura 3-12: Bancada de limpeza usando o extrator Soxhlet Fonte: Nunez, 2017 ... 60

Figura 3-13: Instrumentos de medição de dimensões e massa a) Paquímetro digital b) Balança analítica...61

Figura 3-14: Amostras padrão para calibração do porosímetro ... 61

Figura 3-15: Fluxograma da preparação e caracterização do modelo de fratura. ... 62

Figura 3-16: a) Corte das amostras b) Limpeza das amostras ... 63

Figura 3-17: Modelo do espaçador utilizado nesta pesquisa. ‘L” corresponde ao comprimento da amostra, ‘d” ao diâmetro e “h” à espessura do espaçador. ... 64

Figura 3-18:Configuração das fraturas utilizadas ... 64

Figura 3-20: Etapas da montagem do modelo de fratura induzida a) Espaçador fixo na matriz

da amostra b) Preenchimento com as esferas de vidro c) Modelo final ... 65

Figura 3-21. a) Cilindro de silicone usado na caracterização das matrizes de rocha b) Cilindro cortado junto as matrizes de rocha. ... 66

Figura 3-22: Difusor de teflon utilizado na medida da permeabilidade das matrizes ... 67

Figura 3-23. Representação do molde de borracha e matriz como leitos paralelos ... 67

Figura 3-24. Tarugo de teflon usado para caracterizar da fratura ... 68

Figura 3-25: Representação do modelo de fratura proposto como leitos paralelos... 68

Figura 3-26: Esquema do espaçador. O volume de vazios é representado pela cor azul que é preenchido pelas esferas de vidro ... 69

Figura 3-27: Fluxograma dos procedimentos experimentais realizados durante o desenvolvimento do trabalho. ... 69

Figura 3-28: Procedimentos experimentais específicos para cada ensaio ... 70

Figura 3-29: Membrana hidrofóbica utilizada durante o início do ensaio1 ... 71

Figura 3-30. Etapas da montagem da amostra no coreholder a) Amostra entre o difusor da entrada e da saída; b) Borracha envolvendo a amostra e os difusores. ... 71

Figura 3-31: Fluxograma das etapas de saturações realizadas durante o Ensaio 1 ... 72

Figura 3-32: Membrana hidrofóbica depois de desmontar o coreholder ... 73

Figura 3-33: Fluxograma dos procedimentos experimentais do ensaio 2 ... 75

Figura 3-34: Volumes mortos do aparato experimental ... 78

Figura 3-35: Imagens de tomografia no software Osiris ... 80

Figura 3-36: Seção transversal #29 da amostra A1 no Osiris (esquerda) e no MATLAB (direita)... ... 81

Figura 4-1:Permeabilidade a Água no Ensaio 1 ... 86

Figura 4-2: Perfil de Porosidade ao longo da amostra A1 no Ensaio 1 ... 88

Figura 4-3: Seção transversal da amostra na tomografia #49 (a) e na tomografia #4 (b) .... 89

Figura 4-4: Volume de água produzido em função dos volumes porosos injetados de óleo durante o processo de Swi ... 92

Figura 4-5: Evolução da saturação de água ao longo da amostra durante o processo de Swi93 Figura 4-6: Evolução da saturação de água das matrizes ao longo da amostra durante o processo de Swi...93

Figura 4-7: Evolução da saturação de água da fratura ao longo da amostra durante o processo de Swi... ... 94 Figura 4-8: Seção transversal da amostra A1 saturada com N2 (montagem utilizando a membrana) e saturada com FW (após retirar a membrana) ... 94 Figura 4-9: Saturação do modelo em função do volume poroso injetado durante a saturação de água inicial por tomografia e balanço de massa. ... 96 Figura 4-10: Recuperação de óleo durante o Ensaio 1 de deslocamento forçado ... 99 Figura 4-11: Evolução das saturações de óleo e água no modelo baseado no balanço de massa. ...100 Figura 4-12: Evolução dos coeficientes de atenuação correspondentes à tomografia inicial no Swi e a primeira e segunda tomografia do ensaio ... 103 Figura 4-13: Evolução dos coeficientes de atenuação correspondentes à tomografia inicial no Swi e a primeira, segunda e terceira tomografia do ensaio ... 103 Figura 4-14: Evolução dos coeficientes de atenuação correspondentes à tomografia inicial no Swi e a primeira, segunda, terceira e quarta tomografia do ensaio ... 104 Figura 4-15: Permeabilidade absoluta ao óleo durante o ensaio 2 ... 107 Figura 4-16: Fator de recuperação de óleo durante o deslocamento forçado por injeção de SW10x e SW... ... 108 Figura 4-17: Perfil de saturação de água e óleo durante o deslocamento forçado de SW10x e SW respectivamente ... 109 Figura 4-18: Perfil de porosidade da fratura, matrizes e modelo do ensaio 3 ... 111 Figura 4-19: Saturações de água e óleo calculadas por balanço de massa (BM) e tomografia computadorizada (TC) durante o processo de Swi ... 113 Figura 4-20: Saturação média de óleo durante o teste de deslocamento forçado com SW e SW10x... ... 115 Figura 4-21: Perfil de saturação de óleo presente na matriz na condição de Swi e a saturação final (após o deslocamento forçado) ... 116 Figura 4-22: Perfil de saturação de óleo presente na fratura na condição de Swi e a saturação final (após o deslocamento forçado) ... 117

LISTA DE TABELAS

Tabela 3-1: Características dos ensaios experimentais... 49

Tabela 3-2: Concentração de sais na água de formação ... 53

Tabela 3-3: Concentração de sais nas salmouras de injeção (SW e SW10x) ... 54

Tabela 3-4: Densidade e viscosidade do óleo e das salmouras nas condições experimentais de pressão e temperatura (63°C e 1000 psi). ... 56

Tabela 3-5: CTs dos fluidos caracterizados por tomografia computadorizada nas condições de P e T experimentais... 57

Tabela 4-1. Propriedades petrofísicas iniciais da amostra A1 ... 84

Tabela 4-2: Dados de permeabilidade (k) em mD ... 85

Tabela 4-3: Permeabilidade a água e ao gás da amostra A1 ... 86

Tabela 4-4: Dados do volume poroso das matrizes ... 87

Tabela 4-5: Dados de porosidade inicial, das matrizes, da fratura e do modelo ... 87

Tabela 4-6: Dados de porosidade medidos no porosímetro e os obtidos por tomografia computadorizada para a matriz, fratura e modelo e avaliação do erro relativo. (*método analítico)... ... 90

Tabela 4-7: Volume de água produzido e saturação de água em relação ao tempo e VPI durante o Swi... ... 91

Tabela 4-8: Informações da TC durante a Swi ... 92

Tabela 4-9: Saturações (água e óleo) calculadas da TC ... 95

Tabela 4-10:Variação da saturação de água obtida pelo balanço de massa e por tomografia computadorizada... ... 96

Tabela 4-11: Saturação de água inicial do modelo obtida pelo balanço de massa e por tomografia... ... 97

Tabela 4-12:Volume de óleo produzido e fator de recuperação calculado a partir do balanço de massa... ... 98

Tabela 4-13: Tomografias realizadas durante o ensaio de deslocamento forçado 1 ... 102

Tabela 4-14: Resumo da saturação de água e óleo calculadas por balanço de massa e tomografia computadorizada correspondentes à tomografia 1 e 2 do ensaio 1 ... 104

Tabela 4-15: Propriedades petrofisicas da amostra antes do corte ... 105

Tabela 4-17: Volume poroso e porosidade inicial e das matrizes ... 106 Tabela 4-18: Propriedades petrofísicas da fratura ... 106 Tabela 4-19: Propriedades petrofísicas do modelo de fratura induzida ... 106 Tabela 4-20: Dados obtidos de fator de recuperação e saturações de água e óleo durante o deslocamento forçado ... 107 Tabela 4-21: Propriedades petrofísicas iniciais da amostra A3 ... 110 Tabela 4-22: Dados de volume poroso e porosidade referentes as matrizes, fratura e modelo final da amostra A3... 110 Tabela 4-23: Comparação dos dados de porosidade obtidos no porosímetro e calculados por tomografia computadorizada. ... 111 Tabela 4-24: Permeabilidade das matrizes, fratura e modelo correspondente ao ensaio 3 112 Tabela 4-25: Saturações de água e óleo do modelo calculadas por balanço de massa e tomografia computadorizada durante o processo de saturação de água inicial ... 112 Tabela 4-26: Saturações de água e óleo da fratura, matrizes e modelo calculadas por analise de tomografia computadorizada ... 113 Tabela 4-27: Tomografias realizadas durante o teste de deslocamento forçado do ensaio 3 ...114 Tabela 4-28: Saturação e variação do volume de óleo produzido pela fratura, matriz e modelo durante o ensaio 3 ... 116

Lista de Abreviaturas e Siglas

EOR Enhanced oil recovery (Recuperação de óleo avançada)

FR Fator de recuperação

FW Água de formação

POM Polióxido de metileno

LSWI Low Salinity Water Injection (Injeção de água de baixa salinidade)

ppm Partes por milhão

SW Sea water (Àgua do mar)

SW10x Água do mar dez vezes diluída

Lista de Símbolos

w Abertura da fratura

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

CTRFW CT da amostra de rocha saturada com água de formação CTRFW,O CT da amostra de rocha saturada com água de formação e óleo CTRFW,O,SW CT da amostra de rocha saturada com água de formação, óleo e

água do mar d Diâmetro ρ Densidade ΔP Diferencial de pressão h Espessura do espaçador L Comprimento m Massa Sw Saturação de água

Swi Saturação de água inicial ou saturação de água irredutível

SFW Saturação de água de formação

SSW Saturação de água do mar

So Saturação de óleo

Soi Saturação de óleo móvel

RNF Rochas naturalmente fraturadas ou reservatórios naturalmente fraturados

k Permeabilidade

kf Permeabilidade da fratura km Permeabilidade da matriz φ Porosidade φf Porosidade da fratura φm Porosidade da matriz TC Tomografia Computadorizada

q Vazão de injeção (volumétrica)

µ Viscosidade

Va Volume de água

VP Volume poroso

Sumário

2.1. Reservatórios carbonáticos fraturados ... 24

2.1.1. Classificação de reservatórios fraturados ... 25

2.2. Parâmetros que Influenciam o Comportamento dos Reservatórios Fraturados ... 26

2.2.1. Variações da permeabilidade da matriz e da fratura ... 27

2.2.2. Interação matriz-fratura ... 29

2.2.3. Condição de saturação de água inicial ... 30

2.2.4. Tempo de injeção ... 31

2.2.5. Porosidade da matriz e da fratura ... 31

2.3. Molhabilidade em Reservatórios Naturalmente Fraturados ... 32

2.4. Mecanismo de troca iônica ... 33

2.5. Mecanismos de Recuperação por injeção de água em rochas fraturadas 34 2.6. Configurações de Modelos de Fratura Induzida em Escala de Laboratório... ... 35

2.6.1. Estudos experimentais em rochas fraturadas utilizando-se modelos de fratura induzida com outros métodos de recuperação EOR ... 37

2.7. Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Carbonáticas Fraturadas... ... 41

2.7.1. Estudos Experimentais de Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Carbonáticas Fraturadas Utilizando-se um Modelo de Fratura Induzida ... 42

2.8. Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Naturalmente Fraturadas... ... 46

3.1. Planejamento da pesquisa... 48

3.2. Aparato experimental ... 50

3.3. Preparação dos Fluidos... 53

3.3.1. Salmouras ... 53

3.3.2. Óleo ... 55

3.3.3. Nitrogênio ... 56

3.3.4. Caracterização das propriedades dos fluidos ... 56

3.3.5. Caracterização dos fluidos por Tomografia Computadorizada ... 56

3.4. Preparação e Caracterização das Amostra de Rocha ... 57

3.4.1. Limpeza ... 59

3.4.2. Petrofísica básica ... 60

3.5. Preparação e caracterização do modelo de fratura ... 62

3.5.1. Corte e limpeza ... 63 3.5.2. Montagem ... 63 3.5.3. Petrofísica básica ... 66 3.6. Procedimentos experimentais ... 69 3.6.1. Ensaio 1 ... 70 3.6.2. Ensaio 2 ... 74 3.6.3. Ensaio 3 ... 75

3.7. Ensaios de deslocamento forçado ... 76

3.7.1. Procedimentos experimentais específicos ... 77

3.8. Avaliação do aparato experimental ... 78

3.9. Tomografia Computadorizada de Raios-X (TC) ... 78

3.9.1. Tratamento dos dados ... 79

3.10. Procedimentos de cálculo ... 81

3.10.1. Cálculo por balanço de massa ... 81

3.10.2. Cálculo por análise de tomografia computadorizada ... 82

4.RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 84

4.1. Ensaio 1 ... 84

4.1.1. Propriedades petrofísicas iniciais ... 84

4.1.2. Avaliação da permeabilidade ... 84

4.1.3. Avaliação da porosidade ... 86

4.1.4. Saturação de água inicial (Swi) ... 90

4.2. Ensaio 2 ... 105

4.2.1. Propriedades petrofísicas ... 105

4.2.2. Recuperação de óleo durante o deslocamento forçado ... 107

4.3. Ensaio 3 ... 110

4.3.1. Propriedades petrofísicas ... 110

4.3.2. Saturação de água inicial ... 112

4.3.3. Recuperação de óleo durante o deslocamento forçado ... 113

5.CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ... 119

5.1. Conclusões ... 119

5.2. Recomendações ... 120

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ... 121

APÊNDICE A: DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS ... 127

APÊNDICE B: DENSIDADE E VISCOSIDADE DOS FLUIDOS ... 132

1. INTRODUÇÃO

Os reservatórios naturalmente fraturados (RNF) podem ser definidos como reservatórios em que existem fraturas naturais e estas afetam, ou possivelmente irão afetar o escoamento de fluidos no meio poroso. Essas fraturas são resultantes dos estados de tensões a que a formação foi submetida e estão relacionadas a fatores como ambiente geológico, histórico deposicional e sua litologia. O comportamento do escoamento em reservatórios naturalmente fraturados é diferente daquele de sistemas convencionais, pois apresenta complexidades inerentes à coexistência e interação de dois meios com propriedades distintas como são a matriz e as fraturas.

Os reservatórios fraturados ocorrem em diferentes tipos de litologias, porém são muito mais frequentes em reservatórios carbonáticos. Os carbonatos são caracterizados, em geral, como um meio de alta heterogeneidade e molhabilidade intermediária ou preferencial ao óleo, fatores que tornam o entendimento do comportamento ainda mais complexo. Sendo que a caracterização deste tipo de reservatório, o desempenho da produção e, a recuperação do óleo presente na matriz porosa são afetados pela presença de fraturas, a descontinuidade do meio poroso e molhabilidade do sistema rocha-fluido (Lima, 2013; Paiva, 2012).

Os reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados fornecem mais de 20% das reservas de óleo mundiais (Firoozabadi, 2000), e possuem um fator de recuperação médio de 20% (Allan e Sun, 2003). O fator de recuperação é influenciado por diversos parâmetros tais como a heterogeneidade do reservatório e afetado pelas propriedades da rocha e do fluido, especialmente, a molhabilidade. Em reservatórios fraturados molháveis à água, o fator de recuperação (FR) encontra-se ao redor da faixa de 25% a 45%. No entanto, nos reservatórios molháveis ao óleo, as forças capilares opõem-se à embebição capilar da água nos blocos de matriz na interface matriz-fratura, e, portanto, a recuperação dos hidrocarbonetos presentes na matriz é mais complexa, levando a baixos fatores de recuperação entre 10 e 25% (Camiza, 2015).

Segundo Chillingar e Yen (1983), a maioria dos reservatórios carbonáticos se caracterizam por apresentar uma tendência de molhabilidade preferencial ao óleo. De forma a alterar a condição de molhabilidade da rocha, é possível adotar algumas técnicas que promovem a recuperação adicional de óleo presente na matriz. Uma das técnicas aplicadas

para este objetivo é a injeção de água de baixa salinidade (Low Salinity Water Injection, LSWI). Esta técnica consiste em promover um estado de desequilíbrio iônico entre a rocha e os fluidos associados à manipulação da composição iônica da salmoura de injeção, a partir da qual ocorre dessorção do óleo presente na superfície porosa que resulta em melhorar a recuperação de óleo (Austad, 2012). O método promissor é também considerado relativamente barato e de fácil aplicação, mesmo em reservatórios de alta pressão/alta temperatura ou profundos (Gachuz et al., 2014).

Diante deste cenário, este trabalho de pesquisa se concentra na investigação deste tipo de reservatórios e a integração com o efeito da injeção de água de baixa salinidade na recuperação de óleo. Sendo que, devido à complexidade da coexistência e interação de dois meios com características diferentes (matriz e fratura), será utilizado um modelo de fratura representativo de reservatórios carbonáticos fraturados em escala de laboratório.

1.1. Motivação

Com um fator de recuperação estimado de 18% para carbonatos, as reservas de petróleo no Brasil representam um panorama que motiva o estabelecimento de estratégias viáveis que visem a máxima recuperação de óleo. Assim mesmo, no final de 2007 com a descoberta de ocorrências de hidrocarbonetos em águas ultra profundas da Bacia de Santos, no denominado pré-sal, são estimados grandes volumes de óleo leve a serem recuperados.

Estes campos do pré-sal são localizados em rochas carbonáticas naturalmente fraturadas e caracterizados por possuir um sistema rocha-fluido com molhabilidade intermediária a preferencialmente molhável ao óleo. Além disso, este tipo de reservatório apresenta uma alta heterogeneidade e complexidade devido a presença de fraturas e ao efeito da interação matriz-fratura. Numerosas pesquisas conduziram seus estudos na compreensão e previsão de recuperação de óleo em reservatórios fraturados por meio de simulação numérica, uma vez que a caracterização deste tipo de reservatórios na escala de laboratório apresenta grandes desafios. Desta forma surgiu a necessidade do estudo de uma configuração de fratura induzida que permita a representação de um meio poroso fraturado representativo de reservatórios naturalmente fraturados.

A partir destas constatações, o trabalho proposto buscou o desenvolvimento de uma metodologia experimental para a montagem e caracterização de um modelo de fratura induzida. Ainda, a pesquisa investigou avaliar a recuperação de óleo ao implementar injeção

de água de baixa salinidade como método de recuperação avançada neste tipo de meio poroso.

1.2. Objetivos

O presente trabalho visa avaliar o efeito da injeção de água de baixa salinidade na recuperação de óleo a partir do desenvolvimento de um modelo de fratura induzida na escala laboratório que representa rochas carbonáticas fraturadas.

Para atingir o objetivo proposto, buscou-se:

- Aprimorar uma metodologia experimental que permitisse a caracterização das propriedades petrofísicas e a aplicação de tomografia computadorizada de modo a compreender melhor a interação entre o sistema matriz-fratura.

- Analisar a variação da saturação durante o escoamento dos fluidos em rochas com fratura induzida mediante balanço de massa e tomografia computadorizada.

1.3. Estrutura do trabalho

O presente trabalho é constituído de cinco capítulos: O Capítulo 1 apresenta a introdução geral, motivação para o estudo do tema proposto e os objetivos a serem atingidos. O Capítulo 2 proporciona a fundamentação teórica onde são apresentados conceitos fundamentais sobre os reservatórios naturalmente fraturados, definições, classificação e uma abordagem sobre os principais processos de recuperação utilizados neste tipo de reservatório especificamente tratando o método de injeção de água de baixa salinidade. Também é abordado um breve resumo sobre as configurações de fratura induzida utilizadas na literatura.

A metodologia aplicada neste trabalho é descrita no Capítulo 3, detalhando as atividades para a montagem e avaliação do modelo de fratura induzida e os procedimentos específicos realizados durante o desenvolvimento experimental.

No Capítulo 4 são apresentados os resultados obtidos e as discussões geradas a partir dos ensaios realizados. Finalmente, no Capítulo 5 são expostas as conclusões obtidas e apresentadas recomendações para pesquisas futuras.

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

Neste capítulo são apresentados conceitos teóricos fundamentais para o desenvolvimento deste trabalho de pesquisa. Inicialmente, são abordados os reservatórios carbonáticos fraturados incluindo informações sobre a classificação, assim como os principais fatores que afetam o comportamento na recuperação de óleo. Por fim, é apresentada uma revisão de literatura sobre a aplicabilidade de configurações de modelos de fratura induzida em ensaios laboratoriais.

2.1. Reservatórios carbonáticos fraturados

Reservatórios carbonáticos ocorrem naturalmente como sedimentos compostos por minerais carbonáticos como calcita (CaCO3) e dolomita (CaMg(CO3)2), que originam rochas

limestones (calcários, também conhecidos como coquinas) e dolomitos, respectivamente

(Lima, 2016). Também são encontrados minerais secundários, tais como: anidrita (CaSO4), sulfato de cálcio dihidratado (CaSO4x2H2O), siderita (FeCO3), quartzo (SiO2) e argilominerais. Segundo Ahr (2008), estes minerais carbonáticos são suscetíveis a rápidas e extensas mudanças diagenéticas, como por exemplo, processos de dissolução, cimentação, recristalização e substituição.

Segundo Nelson (2001), grande parte dos reservatórios carbonáticos contém algum tipo de fraturamento. Desta forma, o meio poroso dos reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados é constituído por um sistema rocha-matriz e um sistema de fraturas ou fissuras naturais. A coexistência destes sistemas de características diferentes atribui uma alta heterogeneidade ao meio poroso e influenciam em propriedades como a porosidade e permeabilidade uma vez que estas propriedades dependem de uma ampla gama de propriedades da rocha.

As fraturas são definidas como a descontinuidade que quebra a rocha em blocos como rachaduras, fissuras ou juntas. Estas podem ter um efeito positivo ou negativo no fluxo de fluido no interior da rocha devido à descontinuidade do fluxo, que afeta o deslocamento de fluidos e impacta o desempenho da recuperação primária, secundária e terciária (Camiza, 2015). No geral, os reservatórios carbonáticos fraturados têm um fator de recuperação final baixo, uma vez que tendem a apresentar altas taxas de fluxo e declínios de produção rápida,

portanto, podem ser otimizados com um gerenciamento adequado dos métodos de recuperação aplicados (Strand et al.,2006a).

2.1.1. Classificação de reservatórios fraturados

A importância de classificar os reservatórios naturalmente fraturados é definir os parâmetros do sistema de fratura representativos, permitindo a previsão dos tipos de problemas de produção suscetíveis de ocorrer. O critério determinante para classificar um reservatório como fraturado trata do efeito causado pelas fraturas no fluxo, considerando a contribuição da matriz para a porosidade e permeabilidade geral do reservatório (Nelson, 2001).

A classificação desenvolvida por Nelson (2001) para reservatórios naturalmente fraturados estabelece quatro principais tipos de reservatórios fraturados. Estes tipos são representados na Figura 2-1.

Tipo I: As fraturas fornecem a porosidade e permeabilidade essencial do reservatório. Tipo II: As fraturas fornecem a permeabilidade essencial do reservatório.

Tipo III: As fraturas auxiliam na permeabilidade em um reservatório já produzido. Tipo IV: Fraturas não fornecem porosidade ou permeabilidade adicional, mas criam anisotropia significativa do reservatório (barreiras).

Fratura

Matriz

Os reservatórios tipo I e tipo II se caracterizam porque as fraturas fornecem a porosidade e permeabilidade do reservatório. Enquanto a matriz é considerada como impermeável (porosidade e permeabilidade muito baixas). Geralmente, se caracterizam por uma irrupção de água precoce (breakthrough), devido às fraturas criarem caminhos que controlam o escoamento.

Os reservatórios tipo III são considerados microporosos enquanto os reservatórios tipo IV são considerados macroporosos. Os reservatórios tipo III se caracterizam por possuir uma matriz de porosidade dominante, mas de baixa permeabilidade e fraturas que favorecem a produtividade do meio. Estes tipos de reservatórios são geralmente contínuos e possuem taxas de produção favoráveis. Segundo estudos feitos por Allan e Sun (2003), nos reservatórios do tipo III, o fator de recuperação é bastante afetado pelas propriedades da rocha e do fluido, principalmente, a permeabilidade da matriz, viscosidade do óleo, a razão de mobilidade dos fluidos e a molhabilidade.

Já os reservatórios tipo IV se caracterizam por possuir uma matriz de alta permeabilidade e alta porosidade que é a responsável pelo armazenamento e escoamento de fluidos. Já as fraturas não exercem impacto no fluxo e não fornecem porosidade adicional, por outro lado, criam anisotropia (barreiras).

Ainda, na Figura 2-1, Nelson (2001) apresenta o Tipo (M), onde as fraturas podem aumentar a permeabilidade do meio já de alta porosidade e permeabilidade, no entanto, normalmente funcionam como barreiras ao fluxo.

Contudo, reservatórios extensos podem apresentar regiões com diferentes padrões de fraturamento. Assim, um reservatório pode ser classificado como continuamente fraturado numa região e discretamente fraturado em outra (Quintana, 2016) e, portanto, constituir diferentes tipos e características.

2.2. Parâmetros que Influenciam o Comportamento dos Reservatórios Fraturados

Comparar os reservatórios fraturados com os reservatórios convencionais é necessário para entender o comportamento característico desses reservatórios e porque se diferem entre si. As principais diferenças resultam como consequência da complexa interação entre dois meios (matriz porosa e as fraturas) que conformam um sistema de dupla porosidade- dual porosity system- e dupla permeabilidade – dual permeability system-. Estes

sistemas implicam uma maior complexidade que está ausente em reservatórios convencionais (Allan e Sun, 2003).

Portanto, fatores associados aos parâmetros do reservatório (propriedades petrofísicas da matriz e das fraturas) e parâmetros de produção podem afetar o comportamento dos reservatórios fraturados. Segundo Lima (2013), dois dos parâmetros fundamentais que controlam a recuperação nos reservatórios fraturados são a permeabilidade (tanto da matriz como da fratura) e a interação matriz-fratura. Outros autores (Terez e Firoozabadi (1999, 2001); Babadagli (1994, 2010)) definem outros parâmetros relevantes para o escoamento de fluidos em meios porosos fraturados, como a condição de saturação de água inicial e o tempo de injeção.

2.2.1. Variações da permeabilidade da matriz e da fratura

A permeabilidade de um meio poroso é definida como uma medida de sua capacidade de se deixar atravessar por fluidos, sendo um dos parâmetros petrofísicos fundamentais para avaliar um reservatório. Para um reservatório ser considerado produtivo, não basta possuir altos valores de porosidade, é necessário também apresentar uma permeabilidade razoável (Rosa et al., 2006). Em reservatórios fraturados, onde interagem dois meios matriz-fratura, é fundamental avaliar separadamente a permeabilidade de cada um bem como discutir a diferença entre estes como dois sistemas independentes. A magnitude do contraste entre esses dois valores, permite conhecer o deslocamento de fluidos pelo interior do reservatório fraturado (Paiva, 2010).

Lima (2016) estabelece que a permeabilidade da matriz represente um fator de grande importância no processo de transferência de fluidos entre a matriz e a fratura. Enquanto, a permeabilidade da fratura relaciona a capacidade de escoamento com a produção do sistema, representando o principal caminho para o fluxo. As permeabilidades da matriz e fratura atuam de forma inversa. Uma alta permeabilidade da matriz atua melhorando a varredura na matriz e promove uma maior transferência de fluidos na interface matriz-fratura, enquanto uma alta permeabilidade da fratura atua gerando um caminho rápido de fluxo. Por sua vez, um aumento na diferença entre esses dois parâmetros atua contrariamente à boa produtividade do reservatório, ou seja, ao fator de recuperação (Lima, 2016).

Paiva (2010) relata que na simulação de reservatórios fraturados as permeabilidades da matriz e fratura são parâmetros particularmente sensíveis na avaliação do comportamento

de recuperação ao utilizar-se diferentes fenômenos físicos. Por exemplo, o fenômeno que prevalece no aumento da recuperação por deslocamento viscoso é a embebição co-corrente, o qual depende da permeabilidade da fratura e da dimensão do bloco da matriz.

Na escala de laboratório, estas propriedades podem ser calculadas utilizando-se correlações ou diversas teorias, a depender da situação específica. Rosa et al. (2006) mostram que a permeabilidade pode ser medida seguindo a teoria dos leitos paralelos. Esta teoria considera o sistema poroso como se fossem formados de leitos de permeabilidades distintas sujeitos ao fluxo linear de um fluido incompressível, conforme mostrado na Figura 2-2. Neste sistema a permeabilidade média (𝑘̅) é calculada baseada na lei de Darcy. Assumindo que k1, k2, e k3 são as permeabilidades dos leitos 1, 2 e 3, respectivamente, obtém-se a Equação 2-1.

k =k1A1+k2A2+k3A3

AT (Equação 2-1)

∴ 𝑘= permeabilidade média de cada leito [mD] ∴A= área [cm3_]

∴AT= área total [cm3_]

Figura 2-2: Leitos paralelos e horizontais com fluxo linear. Fonte: Rosa et al. (2006)

A teoria de leitos paralelos apresentada por Rosa et al. (2006) foi utilizada no presente trabalho a fim de calcular a permeabilidade das matrizes e da fratura do modelo de fratura induzida proposto.

Muralidharan et al. (2004) consideraram que a permeabilidade da fratura (kf) é função da abertura da fratura (w), e determinaram dois métodos de cálculo. O primeiro método consiste na utilização da correlação representada na Equação 2-2, sendo 8,45x109 _{um fator} de cálculo.

k_f= 8,45x109_w2 _{(Equação 2-2)} O segundo método, utilizado por Muralidharan et al. (2004), é baseado no conceito de fluxo paralelo, considerando que a vazão de injeção total é dada pela contribuição tanto da matriz como da fratura. A Equação 2-3 representa este conceito, sendo kf a permeabilidade da fratura em função da permeabilidade da matriz (km) e da permeabilidade média do sistema (kavg). Esta equação é baseada na mesma teoria mencionada anteriormente na Equação 2-1.

k

=

A interação matriz-fratura é dependente tanto da abertura da fratura quanto da permeabilidade da matriz. A abertura da fratura é definida como a distância entre os blocos da matriz e depende da profundidade, da pressão de poros e do tipo de rocha. A variação da abertura da fratura pode ter um efeito significativo no comportamento do reservatório naturalmente fraturado. Este parâmetro influencia na permeabilidade da fratura assim como na transmissibilidade da matriz para a fratura e, portanto, na taxa de produção.

Segundo Muñoz (2005), quanto mais próximas estiverem as fraturas, maior será a interação com a matriz. Esta interação aumenta a transferência de fluxo da matriz para a fratura o qual promove uma melhor produção de óleo. Por exemplo, em um reservatório fraturado do tipo III, segundo a classificação de Nelson (2001), cuja produtividade é principalmente garantida pela permeabilidade da matriz, a presença de um sistema de fraturas bem distribuído e de abertura menor, permite uma melhor interação com a matriz e portanto um aumento na produção de óleo.

Desta forma, Muñoz (2005) afirma também que, no caso de um espaçamento de fraturas pequeno e/ou uma permeabilidade de matriz alta, a eficiência de varrido pelo método

de injeção de água é alta seja pelo mecanismo de embebição ou drenagem gravitacional. O contrário acontece se as condições forem inversas, pois o fluido deslocante tende a fluir preferencialmente pelas fraturas, não varrendo satisfatoriamente a matriz. Em resumo, é mais fácil e rápido varrer com eficiência um bloco de matriz com dimensões menores e mais permeáveis.

Segundo as conclusões obtidas por Lima (2013), um maior espaçamento entre as fraturas proporciona um aumento na produção final de água e uma redução no tempo de irrupção de água (breakthrough). No entanto, o efeito da permeabilidade da matriz no

breakthrough é inverso ao efeito do espaçamento das fraturas, o qual é também evidenciado

por Quintana (2016) que afirma que o efeito de baixos valores de permeabilidade é equivalente ao de altos espaçamentos de fratura e vice versa.

2.2.3. Condição de saturação de água inicial

A condição de saturação de água inicial é uma condição representativa de reservatório. A determinação deste parâmetro é um dos cálculos mais relevantes uma vez que é usada para quantificar a saturação de óleo, equivalente ao volume original de óleo in place (OOIP). Portanto, em escala de laboratório, é comum a obtenção da saturação de água inicial (Swi), no entanto, em meios porosos fraturados, devido à existência de um caminho preferencial alguns autores optaram por realizar os ensaios com as amostras totalmente saturadas com óleo (Terez e Firoozabadi, 1999; Puntervold et al., 2007).

Terez e Firoozabadi (1999) não estabeleceram uma condição de saturação de água inicial durante seus ensaios. Os autores afirmam que a variação da saturação inicial da água não tem um efeito significativo quanto na taxa de recuperação quanto na recuperação final em arenitos Berea fortemente molháveis a água.

Por sua vez, Tang e Firoozabadi (2001) testaram dois procedimentos para o estabelecimento da saturação de água inicial, neste caso em amostras de carbonato tipo chalk. No primeiro procedimento, a injeção de óleo ocorreu na entrada da amostra totalmente saturada com água, até que fosse cessada a produção de água. No segundo procedimento, foi realizado um processo de vácuo, no qual a amostra é submetida a vácuo até atingir uma pressão entre 20 e 50 mbar por ambas as extremidades da amostra, em seguida, injetado o óleo. Desta forma, Tang e Firoozabadi (2001), atingiram um Swi entre 0 e 20% em amostras fraturadas, observando que, em relação à molhabilidade, para uma condição de

molhabilidade preferencial à água, a recuperação de óleo diminuiu com o aumento da saturação de água inicial. Enquanto que em amostras com molhabilidade intermediária a taxa de recuperação aumentou com o aumento da saturação de água inicial, embora a recuperação final não apresentou uma influência significativa.

Karimaie e Torsaeter (2005) avaliaram o efeito da taxa de injeção de água e saturação de água inicial na recuperação de óleo para melhorar a injeção de água em rochas carbonáticas fraturadas. Os autores concluíram que a taxa de produção de óleo aumentou com o incremento da saturação de água inicial, no entanto, esta alteração evidenciou um efeito significativo na recuperação final do óleo.

Ferno et al. (2015) concluíram que nas amostras fraturadas, a presença da água inicial afeta a eficiência de recuperação de óleo reduzindo tanto a recuperação final como a taxa de recuperação.

2.2.4. Tempo de injeção

Steinsbo et al. (2015) afirmam que as rochas fraturadas se caracterizam pela chegada precoce do fluido de injeção (breakthrough) e baixos fatores de recuperação. No entanto, os autores concluíram que quando o tempo de injeção aumentou, representado por uma elevada quantidade de volumes porosos injetados (VPI), houve uma maior interação na fratura e nos blocos da matriz e, portanto, recuperações mais altas.

Zareidarmiyan et al. (2018) afirmam que uma maior permeabilidade da fratura implica um maior tempo de injeção para garantir a interação dos fluidos no sistema fratura-matriz. Por sua vez, Pires (2018) relata que o tempo de injeção deve ser suficiente para se estabelecer um regime permanente no meio poroso.

2.2.5. Porosidade da matriz e da fratura

A porosidade é uma das mais importantes propriedades das rochas já que ela mede a capacidade de armazenamento de fluidos (Rosa et al., 2006). Qualquer reservatório no qual as fraturas desempenham um papel significativo na produção e armazenamento deve ser tratado como um sistema de dupla porosidade - a porosidade da matriz e a porosidade das fraturas (Nelson, 2001). Desta forma, Golf-Racht (1982) afirma que em reservatórios fraturados, a porosidade total é resultante da adição das porosidades primária e secundária.

Segundo Nelson (2001), a porosidade da fratura, assim como a porosidade da matriz, é a porcentagem de um volume vazio específico em uma massa rochosa comparado ao seu próprio volume total, seguindo a Equação 2-2.

𝜑 = (𝑉𝑝

𝑉𝑇) (Equação 2-4)

Vp=volume poroso [cm3_] VT=volume total [cm3_]

Em escala de campo, a porosidade da fratura é um parâmetro difícil de ser calculado, portanto, pode ser comumente estimado mediante caracterização de amostras, correlações entre permeabilidade e porosidade da fratura assim como mediante estudos de poços. Em geral, Nelson (2001) afirma que a porosidade da fratura é sempre menor do que 2%, sendo que a maioria de reservatórios fraturados possui uma porosidade da fratura menor que 1%. 2.3. Molhabilidade em Reservatórios Naturalmente Fraturados

A molhabilidade é definida como a tendência de um fluido em se espalhar ou aderir a uma superfície sólida na presença de outros fluidos imiscíveis. Em um sistema rocha/fluido, a molhabilidade é um fator importante que controla a localização, a direção do fluxo, e distribuição de fluidos no reservatório (Strand et al., 2006). A Figura 2-3 representa uma classificação dos três sistemas de molhabilidade definidos como: molhabilidade a água, molhabilidade ao óleo e molhabilidade neutra ou intermediária (Anderson, 1986).

Em reservatórios de molhabilidade preferencial ao óleo, o óleo molha preferencialmente a rocha e a água ocupa o centro dos poros. Desta forma, se o reservatório possui fraturas, a água fluirá preferencialmente através das fraturas, resultando em

Molhabilidade à Água Molhabilidade intermediária Molhabilidade ao Óleo

Rocha Água Óleo

recuperações de óleo muito baixas. Esta condição é representativa dos reservatórios carbonáticos, os quais são principalmente molháveis ao óleo e naturalmente fraturados. No entanto, é possível aplicar técnicas que permitam a alteração da molhabilidade para não preferencial ao óleo. Desta forma, a água molha preferencialmente a rocha, enquanto óleo ocupa a posição central dos poros, e por ação das forças capilares, a água é embebida na matriz de baixa permeabilidade e o óleo é expulso da amostra a partir de poros conectados que contenham alta saturação de óleo incrementando a recuperação.

Para este tipo de reservatório, a produção primária é derivada principalmente do sistema de fraturas de alta permeabilidade, o que significa que a maior parte do óleo permanece não recuperada nos blocos de matriz de baixa permeabilidade. Acredita-se que a alteração na molhabilidade seja o principal mecanismo por trás da recuperação adicional de óleo baseado na teoria de troca iônica, que tem permitido compreender as interações químicas entre os sistemas de óleo/salmoura/rocha (Austad, 2008).

2.4. Mecanismo de troca iônica

O mecanismo de troca iônica é defendido como sendo o promotor da alteração da molhabilidade de preferencial ao óleo para preferencial à água, pela interação com água de baixa salinidade em carbonatos (Austad et al.,2008; Fathi et al., 2012; Strand et al., 2005; Zhang e Austad,2006). A teoria de troca iônica baseia-se na atuação de três íons potenciais, os quais seriam essenciais para a eficácia da técnica nesses tipos de reservatórios: os cátions cálcio (Ca2+) e magnésio (Mg2+) e o ânion sulfato (SO42-).

Minerais de carbonato são quimicamente ativos à dissolução/precipitação, a adsorção e substituição que ocorrem em um sistema de óleo/salmoura/carbonato. De acordo com Uetani et al. (2017), em condições de reservatório, os componentes carboxílicos carregados negativamente presentes no óleo são ligados à superfície mineral da rocha atribuindo uma molhabilidade preferencial ao óleo (Figura 2-4a). Na presença de água com baixa salinidade, a interação dos íons causa um desequilíbrio. A força de adesão entre a rocha e o óleo torna-se menor, criando uma repulsão que pode aumentar a dessorção dos compostos polares do óleo, fazendo com que o óleo seja repelido da superfície da rocha (Austad, 2012). A interação entre a rede de fratura e a matriz de rocha fornece mais área de superfície para processos de adsorção e dessorção. Então forças capilares positivas são geradas à medida que a molhabilidade da água aumenta. Isso permite que a água seja absorvida espontaneamente na

matriz rochosa, deslocando o óleo do reservatório para um processo de embebição (Awolayo, 2013). A Figura 2-4 representa este mecanismo no qual a rocha torna-se mais molhável a água.

2.5. Mecanismos de Recuperação por injeção de água em rochas fraturadas Em reservatórios fraturados com grande diferença na permeabilidade entre os blocos da matriz e as fraturas, a água injetada deve ser capaz de se absorver nos blocos da matriz, a fim de favorecer a varredura do óleo. O deslocamento de óleo na matriz é devido a três mecanismos (Lemonnier e Bourbiaux, 2010):

 Embebição capilar espontânea se a matriz é preferencialmente molhável a água;  Deslocamento viscoso (gradiente de pressão);

 Efeitos da gravidade relacionados à diferença de densidade água-óleo.

Firoozabadi (2000) apresenta uma revisão sobre os mecanismos envolvidos no processo de deslocamento por esses métodos de recuperação secundária em meios porosos fraturados. Segundo o autor, a injeção de água tem sido muito eficiente em alguns reservatórios carbonáticos fraturados especificamente em condições de molhabilidade preferencial à água. Nestas condições, devido às forças capilares, a água invade espontaneamente os blocos da matriz (Fernø et al., 2015) produzindo assim óleo por fluxo contracorrente e co-corrente.

Os fluxos contracorrente e co-corrente dependem do sentido do deslocamento dos fluidos. No caso da embebição contracorrente, o sentido do deslocamento é inverso enquanto na embebição co-corrente o fluido deslocante penetra na matriz e desloca o fluido deslocado

Figura 2-4: Mecanismo alteração da molhabilidade em carbonatos pela injeção de água de baixa salinidade a)Rocha carbonática inicialmente molhável ao óleo b)Rocha em presença de uma salmoura de baixa salinidade c)

no mesmo sentido (Pires, 2019). A esquematização dos dois tipos de escoamentos de fluidos é apresentada na Figura 2-5.

De acordo com 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).

No entanto, carbonatos fraturados que mostram um comportamento neutro ou molhável ao óleo são frequentemente encontrados na prática (Allan e Sun, 2013). Nesses campos, a embebição espontânea não ocorre a menos que a água injetada seja capaz de alterar as propriedades de molhabilidade. Por tanto, a eficiência do fluxo de água dependerá do possível papel desempenhado por outros mecanismos de recuperação, incluindo forças de gravidade e viscosas devido ao fluxo de fratura (Lemonnier e Borbiaux, 2010).

2.6. Configurações de Modelos de Fratura Induzida em Escala de Laboratório O estudo das características do escoamento de fluidos e caracterização das propriedades em meios porosos fraturados é um dos maiores desafios em escala de laboratório em especial o fato de replicar a configuração da fratura (geometria, abertura, orientação, entre outras). Para isso têm sido propostos na literatura diferentes configurações de fratura induzida que são geralmente conformados por uma matriz representada pela rocha enquanto a configuração da fratura varia principalmente dependendo dos objetivos de estudo (Pires, 2018).

Embebição contracorrente _{Embebição co-corrente}

Ferno et al. (2011) utilizaram uma configuração de fratura que consiste no corte da amostra utilizando-se uma serra metálica, esse corte pode ser realizado em diferentes direções: longitudinal, transversal ou oblíquo. Este conjunto de amostras pode ser disposto em série juntando as metades para obter uma fratura menos permeável, ou utilizando-se um espaçador. No caso do espaçador, este permite o controle de propriedades como a porosidade e permeabilidade sendo possível replicabilidade nos ensaios (Pires, 2018). Essas configurações compostas, propostas por Ferno et al. (2011), tornam difícil a saturação de água inicial, que pode ser obtida por técnicas como centrifugação ou deslocamento forçado ou alguns autores optam por utilizar amostras 100% saturadas com óleo em seus ensaios.

Ferno et al. (2015) estudaram os mecanismos de escoamento através desta configuração de fratura em função da molhabilidade da superfície. Os autores utilizaram amostras de limestone, que foram cortadas longitudinalmente com uma serra metálica. As metades foram montadas novamente, utilizando-se um espaçador de 1 mm entre elas para representar a fratura. Esta configuração é apresentada na Figura 2-6.

As fraturas podem ser induzidas também através de ensaios de compressão ou cunha. Este processo consiste em expor a amostra a uma pressão que permite fissurá-la. Esta configuração pode ser considerada como uma das mais representativas das condições de reservatório, no que se refere à geometria da fratura. No entanto, não é possível replicar a configuração das fraturas. Lian et al. (2012) utilizaram amostras de reservatório carbonático que foram expostas a uma força externa aplicada nas faces laterais dos núcleos, fazendo uma divisão ao longo da direção axial e formando uma fratura penetrante como observado na Figura 2-7.

Figura 2-6: Configuração de fratura induzida utilizada por Ferno et al. (2015) Fonte: Adaptado de Ferno et al. (2015)

2.6.1. Estudos experimentais em rochas fraturadas utilizando-se modelos de fratura induzida com outros métodos de recuperação EOR

Lie (2013), do grupo de pesquisa em Física de reservatórios da Universidade de Bergen, Noruega, estudou o mecanismo de recuperação de óleo por injeção de CO2 e espumas em amostras de chalk da formação Rørdal (Mar do Norte) com fratura induzida. O modelo de fratura induzida proposto consiste em um corte longitudinal da amostra usando uma serra e na montagem é utilizado um espaçador de polioximetileno (POM) entre as metades da amostra para manter as fraturas com uma abertura constante de 1 mm e permitir reprodutibilidade das propriedades da fratura nos experimentos. O modelo de fratura induzida utilizada pelo autor é representado na Figura 2-8.

Nos experimentos realizados por Lie (2013) por difusão de CO2 foram utilizadas amostras 100% saturadas de óleo (Swi=0%) em condições experimentais de temperatura de 35ºC e pressão de 90 bar (1300 psi). Na Figura 2-9, o autor apresenta o fator de recuperação

Figura 2-7: Configuração de fratura induzida utilizado por Lian et al. (2012). Fonte: Adaptado de Lian et al. (2012)

em %OOIP em função da raiz quadrada do tempo [hr1/2_{] concluindo que primeiramente óleo} inicial presente na fratura é deslocado dominado por forças viscosas, que corresponde a aproximadamente 10% OOIP.

Do mesmo modo, o autor afirma que depois do deslocamento do óleo presente na fratura, o CO2 continua fluindo preferencialmente pela fratura e a embebição na matriz é lenta e controlada por difusão. Estes efeitos foram identificados utilizando tomografia computadorizada por raios-x (TC) utilizando-se outras amostras saturadas 100% de óleo (Swi=0%) em condições experimentais de temperatura de 42ºC e pressão de 100 bar (1450 psi).

A Figura 2-10 representa o corte perpendicular ao plano da fratura da amostra durante a injeção de CO2, sendo que as cores quentes indicam altas saturações de óleo enquanto as cores frias indicam baixas saturações de óleo. Segundo Lie (2013), pode-se observar que o óleo presente na fratura foi deslocado primeiro, sendo que a alta condutividade da fratura direciona o fluxo de CO2 através desta e o óleo presente na matriz vai sendo deslocado pela difusão molecular como mecanismo de recuperação dominante.

F at o r d e R ec u p er aç ão [ %OO IP ] [hr1/2_]

.

Em outros estudos feitos pelo grupo de pesquisa da Universidade de Bergen, Steinsbø et al. (2015) utilizaram amostras de limestone e chalk fraturadas induzidamente seguindo o modelo anteriormente proposto com o uso de espaçadores POM. Neste estudo, os autores avaliaram a recuperação de óleo durante testes de injeções de CO2 por deslocamento forçado comparando este modelo de fratura induzida com amostras convencionais em condições experimentais de temperatura entre 23-35ºC e pressão entre 83-94 bar (1200-1400 psi).

Os autores utilizaram três configurações das amostras: a. Amostras não fraturadas;

b. Amostras fraturadas seguindo o modelo proposto representado na Figura 2-11; c. Amostras multifraturadas que são uma combinação da configuração a e b

mencionadas nos itens acima, representado na Figura 2-12.

Os ensaios realizados por Steinsbø et al. (2015), utilizando tanto amostras não fraturadas como fraturadas, concluiu-se que as amostras fraturadas têm, por comparação, recuperações menores devido ao breakthrough rápido de CO2. No entanto, as recuperações de óleo ainda eram altas quando injetava-se um elevado número de volumes de porosos injetados (Steinsbø et al. 2015). Isso é evidenciado na Figura 2-13, onde a recuperação de óleo em amostras fraturadas foi em torno de 58-68% OOIP quando foram fornecidos vários volumes porosos injetados (10 VPI) em comparação com 90% OOIP para amostras não fraturadas dentro de poucos volumes porosos injetados (2 VPI).

Do mesmo modo, os autores realizaram outro ensaio utilizando duas amostras multifraturadas submetidas a injeção de água como método de recuperação secundário, seguido de injeção de CO2 e injeção de espuma como método de recuperação terciário. Na amostra de chalk multifraturada obteve-se uma recuperação de óleo de 37%OOIP enquanto na amostra multifraturada de limestone a recuperação foi de 52%OOIP. Steinsbø et al. (2015) observaram que durante a injeção de água a taxa de produção de óleo foi alta e constante, mas a diferença entre as amostras limestone e chalk foi devido a um maior grau de heterogeneidade.

Figura 2-11: Configuração de fratura utilizando espaçador POM correspondente ao item b . Fonte: Steinsbo et al., 2015

Injeção

Figura 2-12: Configuração de um arranjo amostras multi-fraturadas correspondente ao item c. Fonte: Adaptado de Steinsbo et al., 2015

Fernø et al. (2015) realizaram testes experimentais de injeção de CO2 em amostras de

chalk a condições experimentais de temperatura de 20ºC e pressão de 90 bar (1300 psi) com

objetivo de avaliar a saturação de água inicial. Os autores utilizaram amostras não fraturadas e fraturadas seguindo o modelo de fratura induzida proposto por Lie (2013) conforme foi mostrado na Figura 2-8. Observou-se que, apesar de utilizar uma mesma taxa de injeção a recuperação de óleo foi mais eficiente na amostra com menor saturação inicial de óleo.

Os autores concluíram que nas amostras fraturadas, a presença da água inicial afeta a eficiência do deslocamento reduzindo a taxa de recuperação e a recuperação final de óleo, uma vez que a presença de água reduz a eficiência do mecanismo de difusão e a área de contato entre o óleo e o CO2.

2.7. Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Carbonáticas Fraturadas Processos de recuperação avançada de óleo são aplicados em todo o mundo na maioria dos reservatórios para recuperar quantidades adicionais de óleo que não podem ser recuperados durante a recuperação primária nem secundária por injeção de água ou gás. Injeção de água com composição diferente dentro da formação inicial pode provocar um distúrbio no equilíbrio químico do reservatório estabelecido, resultando em uma melhor recuperação do óleo. Esse processo é conhecido como injeção de água com baixa salinidade ou injeção de água inteligente.

Fa to r d e re cu p er a çã o [ OO IP] VPI Chalk fraturado Limestone fraturado Chalk Limestone

Na escala de laboratório, existem diversos aparatos experimentais propostos para o estudo de meios porosos fraturados usando técnicas como tomografia computadorizada de raios-x ou ressonância magnética para análise de mapeamento, com a proposta de entender o comportamento neste tipo de meio poroso (Rangel-German e Kovescek, 2002; Lee, 2010, Lie, 2013). Diversos estudos experimentais referentes a injeção de água com salinidade reduzida, têm sido propostos na literatura, utilizando tanto rochas com fraturas naturais como rochas com configurações para fratura induzida. A seguir são descritos alguns estudos experimentais realizados relacionados à redução da salinidade da água, que envolvem condições experimentais em meios porosos fraturados em escala de laboratório.

2.7.1. Estudos Experimentais de Injeção de Água de Baixa Salinidade em Rochas Carbonáticas Fraturadas Utilizando-se um Modelo de Fratura Induzida

Awolayo et al. (2014) realizaram ensaios experimentais em rochas carbonáticas fraturadas utilizando três configurações de amostras sendo: não fraturada, amostra fraturada longitudinalmente e amostra fraturada longitudinalmente com selamento nas faces conforme é ilustrado na Figura 2-14. Os autores realizaram testes de embebição espontânea e embebição forçada por centrífuga com água do mar com diferentes concentrações de sulfato (2 e 4 vezes a concentração original).

A amostra com fratura induzida não selada nas faces foi inicialmente submetida à embebição espontânea, sem produção de óleo, demonstrando forte molhabilidade ao óleo. Em seguida, a embebição forçada com água de formação foi realizada resultando em uma recuperação inicial de cerca de 48,9%OOIC (sigla do inglês, Original Oil in Core). A mudança para a água com 2 vezes mais sulfato seguida da 4 vezes mais sulfato promoveu uma recuperação adicional de 5,8%OOIC e 3,3% OOIC respetivamente (Figura 2-15).

Fratura

Matriz

Amostra não fraturada Amostra fraturada não selada

Amostra fraturada selada nas faces