E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
PEDRO CARLOS XAVIER DE MORAES
DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES
PETROFÍSICAS E GEOLÓGICAS UTILIZANDO
UMA TÉCNICA DE ANÁLISE DIGITAL DE
ROCHAS
CAMPINAS
[2018]
DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES
PETROFÍSICAS E GEOLÓGICAS UTILIZANDO
UMA TÉCNICA DE ANÁLISE DIGITAL DE
ROCHAS
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 Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo, na área de Reservatórios e Gestão.
Orientador: Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal
Este exemplar corresponde à versão final da Dissertação defendida pelo aluno Pedro Carlos Xavier de Moraes e orientada pelo Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal.
________________________________ Assinatura do Orientador
CAMPINAS
[2018]
Ficha catalográfica
Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura
Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Moraes, Pedro Carlos Xavier de,
M791a MorDeterminação de propriedades petrofísicas e geológicas utilizando a técnica de análise digital de rochas / Pedro Carlos Xavier de Moraes. – Campinas, SP : [s.n.], 2018.
MorOrientador: Alexandre Campane Vidal.
MorDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica.
Mor1. Carbonatos. 2. Equações de navier-stokes tridimensionais. 3. Petrofísica. 4. Segmentação de imagens. I. Vidal, Alexandre Campane, 1969-. II.
Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III. Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Determination of petrophysical and geological properties using
digital rock physics
Palavras-chave em inglês:
Carbonates
Three-dimensional navier-stokes equations Petrophysics
Image segmentation
Área de concentração: Reservatórios e Gestão
Titulação: Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Banca examinadora:
Alexrande Campane Vidal Guilherme Daniel Avansi Cleyton de Carvalho Carneiro
Data de defesa: 26-02-2018
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
DETERMINAÇÃO DE PROPRIEDADES
PETROFÍSICAS E GEOLÓGICAS UTILIZANDO
UMA TÉCNICA DE ANÁLISE DIGITAL DE
ROCHAS
Autor: Pedro Carlos Xavier de Moraes
Orientador: Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal, Presidente
Departamento de Geologia e Recursos Naturais / Instituto de Geociências / UNICAMP
Prof. Dr. Guilherme Daniel Avansi
Departamento de Energia / Faculdade de Engenharia Mecânica / UNICAMP
Prof. Dr. Cleyton de Carvalho Carneiro
Departamento de Engenharia de Minas e de Petróleo / Escola Politécnica / USP
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
DEDICATÓRIA
Dedico esse trabalho a Maria de Lourdes, minha mãe, que me forneceu todo o carinho e apoio necessário para a conclusão deste trabalho.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a minha mãe por todo carinho e amor.
Agradeço ao meu orientador, Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal, pela oportunidade e apoio durante todas as etapas deste mestrado.
Agradeço aos meus amigos do Laboratório de Modelagem Geológica por todas as discussões e ajuda fornecida para a conclusão deste trabalho: Bruno, Michelle, Guilherme, Ulisses, Leandro, Matheus e Aline.
Agradeço ao Dr. Samuel Ferreira de Mello e Dr. Guilherme Daniel Avansi pela amizade e contribuições essenciais para o trabalho. Agradeço ao Prof. Dr. Cleyton de Carvalho Carneiro por aceitar participar da avaliação e correção deste trabalho.
Agradeço a Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pelo apoio financeiro.
Agradeço aos funcionários da FEM por toda ajuda e paciência.
Agradeço a todos meus amigos da diretoria do Capítulo Estudantil da SPE UNICAMP 2017 por fazerem parte da experiência mais enriquecedora que tive na vida até o momento. E um agradecimento especial ao sponsor do Capítulo Estudantil, Prof. Dr. Paulo Roberto Ribeiro, por toda ajuda e paciência.
E agradeço a todos meus familiares e amigos que estão presentes nos momentos bons e ruins da minha vida.
RESUMO
As rochas carbonáticas vêm assumindo papel de destaque na indústria de petróleo, pois são mais da metade das reservas de petróleo no mundo. Dentre os desafios propostos para a exploração e produção de petróleo em reservatórios carbonáticos, a caracterização petrofísica é um tema de intensa pesquisa, pois existe uma elevada heterogeneidade nos carbonatos em uma multiplicidade de escalas. Para o estudo de propriedades em micro escalas é necessário a utilização de plugues das rochas de interesse, sendo que estes plugues são muito valorizados devido ao alto custo para obtê-los durante a etapa de perfuração. Portanto, técnicas de estudo de propriedades petrofísicas que utilizem uma abordagem não destrutiva e que permitam a determinação destas propriedades em micro escalas são extremamente interessantes. Para o estudo dos sistemas porosos e texturas de poros em micro escalas vem sendo desenvolvida uma técnica de análise petrofísica que utiliza imagens de microtomografia computadorizada de raios-x chamada Digital Rock Physics (DRP). O objetivo desta técnica é complementar às técnicas convencionais de laboratório visando caracterizar microestruturas de rocha de forma não destrutiva através de imagens de alta resolução. Este trabalho de dissertação tem como objetivo a elaboração de uma sequência metodológica para a determinação de propriedades petrofísicas e geológicas de amostras de rochas da Formação Morro do Chaves, consideradas análogas às rochas encontradas nas regiões do pré-sal brasileiro, utilizando as técnicas de DRP com imagens de microtomografia computadorizada. Para alcançar o objetivo proposto, a sequência metodológica foi dividida em duas etapas: (i) processamento e análise digital de imagens com o objetivo de determinar a porosidade utilizando a segmentação Watershed e a permeabilidade utilizando as Equações de Navier-Stokes; (ii) e a análise dos resultados do ponto de vista geológico relacionando a tafonomia das amostras com classificações de porosidade e de texturas de rochas carbonáticas. A técnica de segmentação Watershed atingiu o objetivo de separar os voxels da imagem em dois grupos, poros e não poros, determinando assim a porosidade das amostras de maneira a se comparar com os resultados encontrados em laboratório. As Equações de Navier-Stokes demonstraram eficácia na determinação da permeabilidade de amostras utilizando imagens segmentadas e a possibilidade de se determinar a anisotropia desta propriedade para uma mesma amostra, sendo este um diferencial em relação as técnicas tradicionais de laboratório. É possível concluir através dos resultados alcançados que a sequência metodológica proposta foi eficaz em determinar a porosidade, a permeabilidade e a anisotropia da permeabilidade, quando comparados estes resultados com as técnicas laboratoriais tradicionais, com o diferencial de não ser necessário a
destruição das amostras e a facilidade de se analisar as amostras do ponto de vista geológico através das imagens de alta resolução geradas pela microtomografia de raios-x.
Palavras-chave: Carbonatos; Digital Rock Physics; Equações de Navier-Stokes;
ABSTRACT
Carbonates have been playing an important role in the oil industry, as they account for more than half of the world's oil reserves. Among the challenges proposed for the exploration and production of petroleum in carbonate reservoirs, the petrophysical characterization is a subject of intense research, since there is a high heterogeneity in the carbonates in a multiplicity of scales. For the study of properties in micro scales it is necessary to use plugs of the rocks of interest, and these plugs are highly valued due to the high cost to obtain them during the drilling stage. Therefore, techniques of study of petrophysical properties that use a non-destructive approach and that allow the determination of these properties in micro scales are extremely interesting. For the study of porous systems and pore textures in micro scales, a petrophysical analysis technique has been developed that uses computerized microtomography images called Digital Rock Physics (DRP). The objective of this technique is to complement conventional laboratory techniques aiming to characterize rock microstructures through high resolution images. Therefore, this work aims at the elaboration of a methodological sequence for the determination of petrophysical and geological properties of rocks samples of the Morro do Chaves Formation considered analogous to the rocks found in the Brazilian pre-salt regions, using the techniques of DRP with computerized microtomography images. In order to reach the proposed objective, the methodological sequence was divided into two stages: (i) digital image processing and analysis with the objective of determining the porosity using the Watershed segmentation and the permeability using the Navier-Stokes Equations; (ii) and the analysis of the results from the geological point of view, relating the taffonomy of the samples with classifications of porosity and textures of carbonate rocks. The Watershed segmentation technique reached the objective of separating the voxels from the image into two groups, pores and non-pores, thus determining the porosity of the samples in order to compare with the results found in the laboratory. The Navier-Stokes Equations demonstrated efficacy in the determination of the permeability of samples using segmented images and the possibility of determining the anisotropy of this property for the same sample, which is a differential in relation to traditional laboratory techniques. It is possible to conclude from the results obtained that the proposed methodological sequence was effective in determining the porosity, permeability and anisotropy of the permeability, when comparing these results with the traditional laboratory techniques, with the differential of not being necessary the destruction of the samples and the
ease of analyzing the samples from the geological point of view through the high resolution images generated by the x-ray microtomography.
Keywords: Carbonates; Digital Rock Physics; Navier-Stokes equations; Watershed
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1: Mapa geológico do município de São Miguel dos Campos –AL. CPRM (2005, apud
Chinelatto, 2015). ... 20
Figura 2: Fluxograma para medições de TC (Adaptado de Cantatone & Müller, 2011). ... 28
Figura 3: Atenuação do raio-x (Adaptado de De Cezaro & De Cezaro, 2010). ... 30
Figura 4: Sequência padrão de processamento e análise de imagens (Oliveira, 2004). ... 32
Figura 5: Processo de inundação no método Watershed. a) ―Furos‖ efetuados nos mínimos regionais (setas) do perfil da superfície topográfica. b) A água começa a penetrar nos mínimos regionais e os diques começam a ser construídos (setas) para manter as águas separadas. c) Diques (setas) dividindo e contornando as bacias hidrográficas, cada um contendo apenas um mínimo regional (Audigier, 2004). ... 34
Figura 6: Classificação de rochas carbonáticas de Dunham (1962) (Adaptado de Schalle & Ulmer-Scholle, 2003). ... 36
Figura 7: Classificação em relação ao tipo de empacotamento: denso, frouxo ou disperso (Adaptado de Kidwell & Holland, 1991). ... 37
Figura 8: Classificação em relação a seleção dos bioclastos: bem selecionado, bimodal e pobremente selecionado (Adaptado de Kidwell & Holland, 1991)... 38
Figura 9: Orientação das conchas em relação ao acamamento (Kidwell et al., 1986). ... 39
Figura 10: Tipos de espaço poroso de textura seletiva segundo a classificação de Choquette & Pray (1970) (Adaptado de Schelle & Ulmer-Schelle, 2003). ... 42
Figura 11: Tipos de espaço poroso de textura não seletiva e textura seletiva ou não segundo a classificação de Choquette & Pray (1970) (Adaptado de Schelle & Ulmer-Schelle, 2003). .. 44
Figura 12: Classificação de Lucia do espaço poroso vugular em carbonatos baseado na interconecção dos vugs proposta por Lucia (1983) (Adaptado de Lucia, 1999). ... 45
Figura 13: Classificação de Lucia do espaço poroso interparticula em carbonatos baseado na seleção e tamanho dos grãos e cristais proposta por Lucia (1983) (Adaptado de Lucia, 1999). ... 45
Figura 14: Esquema do porosímetro que utiliza a Lei de Boyle para a determinação da porosidade. ... 46
Figura 15: Procedimento para obtenção de porosidade por análise de imagens. a) A imagem original gerada pelo tomógrafo passa pela etapa de segmentação que resulta em b) uma imagem binarizada, facilitando assim a contagem dos pixels que tem o valor conferido aos poros por meio de um C) histograma. ... 48
Figura 16: Diagrama esquemático de (a) regime permanente e (b) aparelho de regime
transiente (Modificado de: Jones, 1972). ... 50
Figura 17: Um pedaço de uma interface espaço poroso e sólido em duas dimensões. As linhas escuras são limites de pixels e as linhas tracejadas são a malha sobreposta para a computação de escoamento de fluido (Bentz e Martys, 2007). ... 52
Figura 18: Exemplo 2D de configurações experimentais criadas. A configuração experimental (esquerda e direita do sistema) permite que o fluxo se espalhe através da amostra (Avizo Reference Guide, 2016). ... 53
Figura 19: Permeabilidade efetiva para casos ideais onde as camadas são arranjadas em paralelo e em série, com respeito à direção de escoamento (Adaptado de Kelkar e Perez, 2002). ... 55
Figura 20: Metodologia para determinação de propriedades petrofísicas através de análise digital de imagens. ... 59
Figura 21: Divisão da amostra em 28 sub-volumes de 1,9 cm x 1,9 cm x 0,68 cm (250 x 250 x 200 voxels). ... 60
Figura 22: Metodologia utilizada para a transferência de escala dos valores de permeabilidade. ... 61
Figura 23: Imagens em tons de cinza da amostra COQ 2. ... 64
Figura 24: Imagens em tons de cinza da amostra COQ 3. ... 65
Figura 25: Imagens em tons de cinza da amostra COQ 7. ... 66
Figura 26: Imagens em tons de cinza da amostra COQ 8. ... 67
Figura 27: Imagens em tons de cinza da amostra COQ 9. ... 68
Figura 28: Imagens em tons de cinza da amostra COQ 10. ... 69
Figura 29: Resultado da segmentação Watershed da amostra COQ 2 a) vista ortogonal b) plano xy c) plano xz d) plano yz. ... 72
Figura 30: a) Amostra COQ 2 com presença pirita e b) resultado da segmentação evidenciando os problemas devido à presença de pirita. ... 73
Figura 31: Resultado da segmentação Watershed da amostra COQ 3 a) vista ortogonal b) plano xy c) plano xz d) plano yz. ... 74
Figura 32: Resultado da segmentação Watershed da amostra COQ 7 a) vista ortogonal b) plano xy c) plano xz d) plano yz. ... 75 Figura 33: a) imagem da amostra COQ 7 em tons de cinza com regiões onde apresentam dificuldades para se determinar o limiar entre grão, cimento e poro evidenciadas e b) a imagem com o resultado da segmentação evidenciando os pontos de dificuldade de análise. 76
Figura 34: Resultado da segmentação Watershed da amostra COQ 8 a) vista ortogonal b) plano xy c) plano xz d) plano yz. ... 77 Figura 35: Resultado da segmentação Watershed da amostra COQ 9 a) vista ortogonal b) plano xy c) plano xz d) plano yz. ... 78 Figura 36: Resultado da segmentação Watershed da amostra COQ 10 a) vista ortogonal b) plano xy c) plano xz d) plano yz. ... 79 Figura 37: Comparação entre os resultados encontrados pela técnica Digital Rock Physics e os resultados experimentais tradicionais. ... 80 Figura 38: Comparação entre os resultados encontrados pela técnica Digital Rock Physics e os resultados experimentais tradicionais. ... 83 Figura 39: Imperfeições na amostra que podem ter sido geradas por problemas na obtenção ou manuseio da amostra COQ 9. ... 84 Figura 40: Porosidade e permeabilidade ao longo da amostra COQ 2. ... 87 Figura 41: Imagens correspondentes a região de maior porosidade, a região 2 (a), e de menor porosidade, a região 6 (b), da amostra COQ 2. ... 88 Figura 42: Porosidade e permeabilidade ao longo da amostra COQ 3. ... 89 Figura 43: Detalhes da porosidade da amostra COQ 3, apresentando a região 1 (a), região 4 (b) e região 7 (c). ... 90 Figura 44: Porosidade e permeabilidade ao longo da amostra COQ 7. ... 91 Figura 45: Imagens correspondentes a região de maior porosidade, a região 3 (a), e de menor porosidade, a região 5 (b), da amostra COQ 7. ... 92 Figura 46: Porosidade e permeabilidade ao longo da amostra COQ 8. ... 93 Figura 47: Imagens correspondentes a região de menor porosidade, a região 4 (a), e de maior porosidade, a região 6 (b), da amostra COQ 8. ... 93 Figura 48: Porosidade e permeabilidade ao longo da amostra COQ 9. ... 95 Figura 49: Detalhes da porosidade da amostra COQ 9, apresentando a região 1 (a), região 4 (b) e região 7 (c). ... 95 Figura 50: Porosidade e permeabilidade ao longo da amostra COQ 10. ... 96 Figura 51: Imagens correspondentes a região de maior porosidade, a região 1 (a), e de menor porosidade, a região 7 (b), da amostra COQ 10. ... 97
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Resultados de porosidade e permeabilidade dos experimentos laboratoriais ... 63
Tabela 2: Classificação da qualidade da segmentação baseado nos erros absolutos dos resultados de porosidade e permeabilidade ... 71
Tabela 3: Porosidade calculada a partir da segmentação Watershed ... 80
Tabela 4: Valores de permeabilidades calculadas para cada sub-volume de cada amostra ... 81
Tabela 5: Resultados da transferência de escala dos valores de permeabilidade ... 82
Tabela 6: Anisotropia da permeabilidade absoluta para todas as amostras ... 85
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
DCA Digital Core Analisys DRP Digital Rock Physics
TC Tomografia computadorizada de raios-x SCAL Special Core Analysis Laboratory PDI Processamento digital de imagem ADI Análise digital de imagem
CFD Computational Fluid Dynamics
LMMR Laboratório de Métodos Miscíveis de Recuperação CEPETRO Centro de Estudos de Petróleo da UNICAMP
LMPT Laboratório de Meios porosos e Propriedades Termofísicas MICP Mercury Injection Capillary Pressure
I(η) Intensidade
μ Coeficiente de absorção ∆η Distância do objeto (m)
p(L) Projeções
Ø Porosidade (%)
Vp Volume de espaço poroso (m³) Vt Volume total de rocha (m³) ϕT Porosidade total (%)
ϕE Porosidade efetiva (%)
𝑞 Vazão dos fluidos (m³/s)
𝑘 Permeabilidade absoluta (Darcy)
A Área de seção transversal do cilindro (m²) Δ𝑃 Diferença de pressão na entrada e saída (Pa) 𝜇 Viscosidade do fluido (Pa.s)
𝐿 Comprimento da amostra (m)
⃗⃗ Operador de divergência ⃗⃗ Operador de gradiente Velocidade do fluido (m/s2)
Operador Laplaciano
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 17
1.1. OBJETIVOS ... 18
2. ÁREA DE ESTUDO E CARACTERIZAÇÃO GEOLÓGICA ... 19
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 21
4. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ... 27
4.1. TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS-X ... 27
4.1.1. DESCRIÇÃO MATEMÁTICA DA TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA 30 4.2. PROCESSAMENTO E ANÁLISE DE IMAGENS ... 31
4.2.1. SEGMENTAÇÃO DE IMAGENS ... 32
4.3. CLASSIFICAÇÃO PARA ROCHAS CARBONÁTICAS ... 35
4.4. TAFONOMIA ... 36 4.5. PROPRIEDADES PETROFÍSICAS ... 39 4.5.1. POROSIDADE ... 40 4.5.2. PERMEABILIDADE ... 48 4.6. TRANSFERÊNCIA DE ESCALA ... 53 4.6.1. PROPRIEDADES ESTÁTICAS ... 53
4.6.2. PROPRIEDADES DINÂMICAS – ESCOAMENTO MONOFÁSICO ... 54
5. MATERIAIS E MÉTODOS ... 58
5.1. ETAPA 1 – PROCESSAMENTO E ANÁLISE DIGITAL DE IMAGENS ... 59
5.2. ETAPA 2 – COMPARAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS ... 62
6. RESULTADOS E DISCUSSÕES ... 63
6.1. ETAPA 1 ... 70
6.1.1. RESULTADOS DO MÉTODO WATERSHED E DETERMINAÇÃO DA POROSIDADE DAS AMOSTRAS ... 70
6.1.2. DETERMINAÇÃO DAS PERMEABILIDADES ... 81
6.1.3. ANISOTROPIA DA PERMEABILIDADE ... 84
6.2. ETAPA 2 ... 86
7. CONCLUSÕES ... 98
1. INTRODUÇÃO
As rochas carbonáticas vêm assumindo um papel de importância crescente na indústria do petróleo, visto que 60% das reservas de óleo e 40% das reservas de gás são encontradas em reservatórios formados por este tipo de rocha (Sadeq e Yusoff, 2015). Segundo Formigli (2008), existem inúmeros desafios a serem superados para potencializar a produção destes reservatórios. Na área de engenharia de reservatórios os desafios que se destacam são a definição de definição de variação dos caracteres litológicos ou paleontológicos (fácies) a partir de dados sísmicos, a viabilidade técnica de mecanismos de recuperação secundária, os aspectos geomecânicos das rochas e a caracterização reservatório, com foco nas heterogeneidades.
As heterogeneidades dos carbonatos se apresentam em uma multiplicidade de escalas. Para a caracterização das propriedades petrofísicas deste tipo de rocha em microescalas é necessário a utilização de amostras das rochas de interesse que são obtidas através de amostragem lateral de poços de petróleo, ou através de plugues, retirados de testemunhos. Ambas as operações para a obtenção de amostras da rocha reservatório são custosas e tornam estas amostras muito valorizadas. Sendo assim, o desenvolvimento de metodologias para análise de propriedades petrofísicas de maneiras não destrutivas são adequadas e vem sendo cada vez mais objeto de pesquisa do meio acadêmico.
Para a elaboração de tais metodologias, é comum a utilização de rochas análogas as rochas de interesse (Skalinski e Kenter, 2013). Segundo Abrahão & Warme (1990), a Formação Morro do Chaves na Bacia de Sergipe-Alagoas, é considerada análoga às coquinas observadas nos reservatórios do pré-sal.
Para o estudo dos sistemas porosos e texturas de poros, uma das ferramentas que vem avançando para este fim é a tecnologia para imageamento de materiais em alta resolução. Os recentes avanços da tomografia computadorizada fomentaram o desenvolvimento de uma técnica de análise petrofísica chamada Digital Rock Physics (DRP). O objetivo desta técnica é complementar as técnicas convencionais de laboratório visando caracterizar microestruturas de rocha através de imagens de alta resolução (Rahimov et al., 2016). A tomografia computadorizada de raios-x (TC), concebida originalmente para a análise de tecidos de organismos vivos, é largamente utilizada para a determinação de algumas propriedades
petrofísicas. Entretanto, como discutido por Coles et al. (1995), a resolução alcançada por este tipo de aparelho não é capaz de capturar a microporosidade presente nos carbonatos, e isso influencia diretamente na determinação da permeabilidade absoluta e porosidade, estas de extrema importância, pois estão ligadas com a capacidade de escoamento e de armazenamento de petróleo da rocha, respectivamente.
Através de esforços na direção de melhorar as resoluções alcançadas pelos tomógrafos foram desenvolvidos os microtomógrafos e nanotomógrafos, que alcançam altas resoluções espaciais. Com isso, diversas propriedades petrofísicas, como a porosidade e a permeabilidade, podem ser determinadas.
Portanto, este trabalho pretende aplicar uma sequência metodológica da técnica DRP, utilizando imagens de microtomografia computadorizada de raios-x de amostras de rochas da Formação Morro do Chaves, para a determinação de propriedades petrofísicas e geológicas.
1.1. OBJETIVOS
Este trabalho tem como objetivo organizar em uma sequência metodológica alguns métodos de DRP para a determinação de propriedades petrofísicas e geológicas de amostras de carbonatos da Formação Morro do Chaves.
Esta sequência metodológica é composta por quatro principais etapas que serão discutidas em detalhe ao longo do texto: a segmentação de imagens, etapa necessária para a binarização das imagens em tons de cinza obtidas na microtomografia e consequente determinação das porosidades das amostras, a utilização das Equações de Stokes para se determinar os valores de permeabilidade, fazer uso de técnicas clássicas de transferência de escala para a determinação de valores equivalentes para as propriedades estudadas neste trabalho e analisar do ponto de vista geológico os resultados de petrofísica encontrados, relacionando-os com as imagens das coquinhas.
2. ÁREA DE ESTUDO E CARACTERIZAÇÃO GEOLÓGICA
Nas últimas décadas diversos estudos estão sendo realizados em coquinas devido a sua importância como rocha reservatório. Segundo Abrahão & Warme (1990) as coquinas da Formação Morro do Chaves na Bacia de Sergipe-Alagoas são rochas consideradas análogas às coquinas observadas nos reservatórios da Bacia de Campos.
O termo coquina refere-se a uma rocha sedimentar composta por concentrações de bioclastos, fragmentados ou preservados, de organismos invertebrados secretores de carbonato, como moluscos, corais e artrópodes (Schaffer, 1972; Kidwell & Holland, 1991).
Para Kinoshita (2010) as acumulações de coquinas são resultado de ambientes de alta energia sujeitos a períodos de tempestades. Essas intempéries atuaram como responsáveis pela mortandade dos microrganismos, gerando a movimentação dos bioclastos e sua acumulação em ambientes lacustres rasos durante períodos de calmaria.
Segundo Azambuja Filho et al. (1998), a formação em estudo foi sedimentada em um ambiente lacustre que durante a fase rifte sofreu um forte controle tectônico e climático. Estes depósitos foram submetidos a altas oscilações climáticas.
A área de estudo está localizada na cidade de São Miguel dos Campos, Estado de Alagoas, na pedreira ―CIMPOR‖. Nesta pedreira existem afloramentos de rochas carbonáticas da Formação Morro do Chaves, na Bacia de Sergipe-Alagoas. A Figura 1 apresenta o mapa geológico do município de São Miguel dos Campos.
Figura 1: Mapa geológico do município de São Miguel dos Campos –AL. CPRM (2005, apud Chinelatto, 2015).
Segundo Campos Neto et al. (2007) a Formação Morro do Chaves apresenta idades entre Barremiano-Aptiano e compreende rochas carbonáticas do tipo coquina, intercaladas com folhelhos, arenitos e conglomerados que foram depositadas em diferentes pulsos tectônicos durante a fase rifte. A fauna da Formação Morro do Chaves consiste principalmente de bivalves e de pequenos gastrópodes nas coquinas (Souza-Lima et al., 2002).
Figueiredo (1981) interpretou os depósitos da Formação Morro do Chaves como sendo extensos bancos carbonáticos desenvolvidos em regiões topográficas elevadas. Segundo Chinelatto (2015) as coquinas acima de ondas de tempo bom apresentam bioclastos fragmentados, desarticulados e ausência de matriz argilosa, são compostas principalmente por rudstones, enquanto coquinas depositadas abaixo desse nível apresentam uma menor quantidade de fragmentação dos grãos e há o aumento considerável de matriz argilosa que representam os packstones e wackestones. O autor também afirma que é possível observar que a Formação Morro do Chaves apresenta uma oscilação entre os diferentes grupos, diversos pacotes de coquinas apresentam diferentes características tafonômicas diretamente ligadas ao ambiente deposicional e essa oscilação pode ocorrer em escala milimétrica a métrica no afloramento.
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Este capítulo tem como objetivo apresentar os casos práticos da bibliografia relativos à utilização da tomografia computadorizada de raios-x para determinar características petrofísicas de rochas reservatórios de petróleo e a evolução desta técnica ao longo do tempo.
Cromwell et al. (1984) fizeram uma das primeiras verificações sobre a capacidade de utilizar a tomografia computadorizada para analisar o fluxo de fluidos no meio poroso. Esta análise, até então mais qualitativa do que quantitativa, foi realizada nas amostras de calcário Danian e no arenito Berea, sendo possível quantificar a porosidade, saturação de fluidos e eficiência de varrido. Como conclusão foi verificada a necessidade de diminuir as distâncias de cada fatia de imagem produzida pelo tomógrafo, que naquela época eram de 0,5 mm, isso dificultava a análise de poros com diâmetros menores que a resolução do aparelho.
No trabalho de Dehghani et al. (1989) uma série de experimentos, utilizando a tomografia computadorizada em conjunto com o método de centrífuga, foram conduzidos em amostras do arenito Berea para investigar a distribuição de saturação trifásica em processos de drenagem. Os resultados experimentais mostram que os perfis de saturação de altura gerados nas experiências de duas fases concordam com os dados de pressão capilar calculados pelo método Hassler e Brunner. Estes resultados também mostram que, com a mesma saturação de gás, a pressão capilar gás-líquido em um sistema trifásico é diferente da obtida em sistema de duas fases.
Jasti et al. (1993) apresentaram um método para gerar imagens de microestruturas 3D do meio poroso. O método é baseado em imagens de alta resolução de tomógrafos computadorizados e, segundo os autores, apresenta vantagens em relação a outros métodos utilizados para caracterizar o meio poroso, como o porosímetro de mercúrio, ainda que este seja útil para prever certas propriedades. Os resultados demonstram a eficácia do sistema de alta resolução para fazer o imageamento da distribuição de duas fases fluidas no espaço poroso. Os autores já vislumbravam a capacidade da tomografia de superar as limitações dos métodos tradicionais e seu enorme potencial para quantificar a microestrutura porosa.
Coles et al. (1995) discutiram a importância de utilizar tomógrafos com maior resolução do que aqueles tomógrafos médicos, apesar de sua larga disponibilidade e facilidade de uso. Então neste trabalho os autores utilizaram uma técnica análoga aos tomógrafos médicos, em que é utilizada a radiação de Luz Síncrotron para obter imagens 2D e 3D de alta
resolução de amostras de arenito. Eles concluíram que a microtomografia computacional fornece uma caracterização detalhada da geometria da amostra, da porosidade e da distribuição mineralógica. A conectividade de poros pode ser visualizada e caracterizada, fornecendo dados valiosos para a compreensão e modelagem do transporte de fluidos e processos mecânicos que ocorrem em sistemas de meios porosos reais.
Withjack et al. (2003) fizeram uma revisão bibliográfica das diferentes utilizações para a tomografia computadorizada na indústria do petróleo e as classificaram de acordo com suas aplicações para a engenharia de reservatórios. Concluíram com esse trabalho que os custos para caracterização de rochas utilizando tomografia computadorizada são baixos, possibilitando melhorar a probabilidade de atingir um valor final maior de Valor Presente Líquido (VPL). Além disso, a microtomografia é uma tecnologia viável para melhorar a modelagem de poros e o entendimento dos mecanismos de produção neste nível de resolução.
No trabalho de Arns et al. (2005) foi proposta uma metodologia para determinar a morfologia de carbonatos em escala de poro e também propriedades petrofísicas utilizando imagens de microtomografia, a partir de comparações com medidas de laboratório. Eles puderam concluir que a porosidade nestas amostras aumenta com o aumento da resolução espacial das imagens, a permeabilidade medida computacionalmente apresenta concordância de resultados com aqueles apresentados pelas medidas de laboratório é possível combinar análise de imagens com cálculos numéricos para predizer propriedades e derivar correlações em carbonatos.
A pesquisa desenvolvida por Jin et al. (2007) tem como objetivo apresentar uma metodologia para calcular, através de imagens de tomografia computadorizada, propriedades macroscópicas estáticas e dinâmicas de arenitos, incluindo permeabilidade absoluta, fator de formação, permeabilidade relativa, pressão capilar e índice de resistividade. Os resultados foram comparados com resultados de medidas de laboratórios. Para as amostras de arenitos limpas, as permeabilidades mostraram boa concordância com os resultados de laboratório, porém os resultados para arenitos argilosos não apresentaram concordância. O fator de formação apresentou resultados consistentes para ambos os casos. Devido ao tamanho de amostra utilizada, com dimensões de 300 x 300 x 300 voxels, eles concluíram que cálculos em amostras de rocha muito pequenas podem não ser sempre representativas da heterogeneidade das rochas de formação.
Segundo Youssef et al. (2008) as propriedades petrofísicas são drasticamente afetadas pela presença de heterogeneidades que vão desde microposidades até vugs e principalmente para as propriedades elétricas (fator de formação e índice de resistividade). Portanto, este artigo apresenta a combinação de uma abordagem de dupla rede de poros com informações de microtomografia para simular o comportamento elétrico de arenitos e carbonatos. Esta metodologia combina as propriedades de transporte da microporosidade (pressão capilar e índice de resistividade) com a modelagem determinística da rede de poros da macroporosidade.
A influência da elevada heterogeneidade dos carbonatos para a determinação de propriedades de escoamento em rochas carbonáticas é tema de discussão no trabalho de Grader et al. (2009). Neste estudo foi apresentada uma metodologia que inclui a preparação das amostras, o imageamento em múltiplas escalas, o processamento da amostra, a determinação das propriedades de transporte de forma computacional e a integração dos resultados para toda amostra. Para a execução desta metodologia faz-se necessário a aquisição de imagens com três níveis de resolução. Nos cálculos de porosidade, as imagens de baixa resolução são utilizadas para particionar o volume inteiro em partes menores e as imagens de alta resolução são utilizadas para popular a porosidade de forma detalhada. A partir deste ponto são calculadas as permeabilidades absolutas e as permeabilidades relativas para a amostra. Os resultados dos estudos de DRP demonstraram boa concordância com os valores medidos em laboratório. Eles ressaltaram o potencial que a técnica de DRP tem para determinar propriedades petrofísicas de forma não destrutiva e em curto espaço de tempo.
Kalam (2012) apresenta um estudo comparativo entre a técnica de DRP e medidas de SCAL (Special Core Analysis Laboratory) de amostras complexas de um reservatório carbonático gigante no Oriente Médio. O principal objetivo do trabalho é providenciar resultados de propriedades petrofísicas e de fluxo multifásico calculado a partir de imagens digitais 3D de microtomografia, onde as simulações são realizadas em micro plugues e então passam por processo de transferência de escala para popular toda a amostra com estes valores e compara-los com os resultados de laboratório. Seguindo a metodologia proposta, o autor atingiu diversos resultados como a obtenção da permeabilidade absoluta, porosidade, fator de formação, propriedades elásticas, pressões capilares e permeabilidades relativas. No entanto, para a segmentação das imagens da microtomografia, foi utilizada a técnica mais simples de segmentação, que é por determinação de limites (thresholds) no histograma de tons de cinza das imagens.
Idowu et al. (2013) analisaram em detalhe a segmentação e esqueletização. Os autores afirmam que os primeiros passos a serem dados para a extração da rede de poros de imagens de microtomografia são a filtragem das imagens, segmentação e esqueletização. Para avaliar estes pontos, os autores utilizaram amostras de arenitos do campo de petróleo Statfjord, um campo de petróleo e gás no Mar do Norte. Eles utilizaram três diferentes algoritmos de segmentação e examinaram os impactos na porosidade estimada e também avaliaram três diferentes algoritmos de esqueletização para a geração das redes de poros e simularam propriedades bi-fásicas e tri-fásicas. Os resultados mostram que as técnicas de segmentação influenciam na determinação das propriedades estáticas e monofásicas, porém as propriedades de fluxo multifásico apresentaram um bom acordo entre as diferentes redes de poros construídas. Portanto, eles concluíram que a extração das redes de poros pode ser feita de diversas maneiras e faz-se necessário a avaliação destas técnicas para determinar as propriedades petrofísicas utilizando as técnicas de DRP.
O enfoque do estudo de Sheppard et al. (2014) foi divido em três principais partes: a apresentação de um novo instrumento que utiliza reconstrução de imagem teoricamente exata com base em trajetórias de varredura helicoidal, permitindo maiores ângulos de cone e, portanto, melhor utilização do fluxo de raios-X disponível. Eles também apresentaram algoritmos para a realização de tomografia dinâmica que permitem que as mudanças entre um momento e o próximo sejam reconstruídas a partir de um conjunto disperso de projeções, permitindo uma imagem de maior velocidade de amostras que variem no tempo. Os autores discutiram a questão crucial da segmentação de imagens e avaliaram algumas técnicas recentemente propostas para segmentação automatizada. Todas estas etapas foram propostas com o objetivo de melhorar as análises quantitativas com imagens de microtomografia computadorizada. Dentre as conclusões do trabalho, destaca-se a importância que os autores dão para as técnicas de segmentação automatizada. Os autores afirmam que os métodos recentemente propostos são promissores, mas sem um único método capaz de funcionar bem para a grande variedade de materiais.
Jouini et al. (2015) afirmam que existe uma dificuldade de encontrar uma única resolução de imagem que seja capaz de capturar todas as heterogeneidades de amostras de carbonatos e, portanto, extrair a rede de poros. Então, os autores propuseram um método para estimar a porosidade, permeabilidade e as propriedades elásticas a partir de imagens de microtomografia com múltiplas resoluções. Eles segmentaram as imagens em três fases, separando grão, poros e fase porosa desconhecida usando imagens de 19 µm de resolução.
Então, utilizaram imagens de alta resolução (entre 0,3 e 2 µm) de microplugues extraídos da amostra original. Esses subvolumes foram utilizados para representar as fases desconhecidas do primeiro imageamento. A porosidade e a permeabilidade das amostras apresentaram bom acordo com os resultados experimentais, porém as propriedades elásticas apresentaram erros com valores que excediam 150%. Os autores concluíram que este erro é devido ao fato de que estas propriedades não dependem somente dos poros, mas também da distribuição de grãos, o que faz esta estimativa ser mais complexa. Para superar este problema os autores sugerem que sejam utilizadas imagens de maior resolução, como as geradas por microscópios eletrônicos de varredura, para melhor caracterizar a geometria dos poros e melhorar a predição das propriedades elásticas.
Rahimov et al. (2016) caracterizaram amostras de carbonatos do Oriente Médio por uma abordagem multi-escala. A porosidade foi estimada usando imagens segmentadas dos micro-plugues que então foram integradas com os valores encontrados na amostra inteira. Para calcular a permeabilidade utilizaram o método Lattice Boltzmann para simular o escoamento do fluido no meio poroso. A estimativa da permeabilidade foi feita de duas maneiras: para a amostra inteira, o que demanda muito esforço computacional, e dividindo a amostra em sub-volumes.
Silveira et al. (2017) estudaram amostras que apresentam propriedades análogas aquelas encontradas no Pré-Sal brasileiro, ou seja, rochas formadas em ambientes lacustres com elevada heterogeneidade. Por conta desta característica ainda é um desafio compreender os parâmetros petrofísicos destas rochas, a caracterização dos reservatórios e compreender a dinâmica do escoamento de fluidos. Neste trabalho, os autores utilizaram a DRP para modelar o meio poroso e estimar a porosidade total, porosidade efetiva e a área de superfície específica. Os resultados apresentaram bom acordo com os resultados de experimentos laboratoriais. Através dos resultados Silveira et al. (2017) concluíram que os processos de segmentação e o custo computacional ainda são limitantes da técnica de DRP e sugerem o uso de imagens de alta resolução e técnicas automáticas de segmentação.
Rahimov et al. (2017) propuseram uma nova metodologia para determinar porosidade e permeabilidade quando a conectividade dos poros não está bem definida. Em um primeiro momento é identificada uma série de classes de texturas nas imagens 3D. Para cada uma destas classes são extraídos sub-volumes que representam a conectividade local dos poros. Então, calcula-se a permeabilidade utilizando o método Lattice Boltzmann e a equação
de Darcy. Depois de determinada a permeabilidade para cada classe textural, cada sub-volume é classificado em uma específica classe utilizando o algorítimo Local Binary Pattern (LBM). Os resultados apontaram para o potencial da metodologia em analisar propriedades petrofísicas de rochas e os autores afirmam que a metodologia pode ser adotada para a transferência de escala das propriedades determinadas do micro-plugue, para o plugue e para a amostra inteira.
4. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Este capítulo tem como objetivo descrever conceitos imprescindíveis para o entendimento do trabalho e está dividido em quatro seções: (i) os conceitos teóricos para a aquisição de imagens por meio das ferramentas de tomografia computadorizada de raios-x; (ii) procedimentos de análise de imagens, abordando técnicas de segmentação de imagens que foram utilizadas neste trabalho; (iii) as propriedades petrofísicas tratadas na dissertação; (iv) os conceitos teóricos da transferência de escala.
4.1. TOMOGRAFIA COMPUTADORIZADA DE RAIOS-X
Em 1895, os raios-x foram descobertos pelo físico alemão, Wilhelm Conrad Röntgen, que por conta desta descoberta, recebeu o Prêmio Nobel de Física em 1901. Entretanto, sua primeira implementação só foi realizada em 1971 por Godfrey Newbold Hounsfield, que também recebeu Prêmio Nobel em 1979 para Fisiologia e Medicina. Hounsfield construiu o protótipo do primeiro scanner de tomógrafo computadorizado (TC) médico e é considerado o TC. A TC foi introduzida na prática clínica em 1971 com uma varredura de um tumor de lobo frontal cístico em um paciente no Atkinson Morley Hospital em Wimbledon (Reino Unido) e em 1975 foi construído o primeiro TC para análise do corpo inteiro. Depois disso, o TC foi imediatamente recebido pela comunidade médica e muitas vezes refere-se a ele como a invenção mais importante no diagnóstico radiológico, desde a descoberta de raios-X (Kalender, 2006).
No cenário industrial as primeiras aplicações datam de meados dos anos 80 no campo dos testes não destrutivos, onde um pequeno número de fatias do objeto era inspecionado visualmente. As análises quantitativas de TC em 3D apareceram na década de 1990, com análise de volume e distância simples (Reinhart, 2004).
Atualmente, devido aos avanços em hardware e software, a tomografia tornou-se um método significativo e amplamente utilizado entre as técnicas não destrutivas, capazes de inspecionar estruturas externas e internas (sem destruí-las) em muitas aplicações industriais. As fontes de raios-x cada vez mais estáveis e melhores detectores levaram ao desenvolvimento de sistemas de TC mais robustos, chegando a fornecer informações geométricas com precisão nanométrica. A utilização desta ferramenta é ampla, desde a caracterização geométrica de objetos, determinação de composição do material, inspeção de variação de densidade, entre outras (Cantatone & Müller, 2011).
Um sistema de TC compreende uma fonte de raios-X, uma mesa rotativa, um detector de raios-X e uma unidade de processamento de dados para computação, visualização e análise de dados dos resultados da medição.
O TC cria imagens de seção transversal, projetando um feixe de fótons emitidos através de um plano de um objeto a partir de posições angulares definidas realizando uma rotação. À medida que os raios-X (fótons emitidos) passam pelo objeto, ocorre a absorção, espalhamento e transmissão. O processo de redução da intensidade, envolvendo apenas os raios-X que são dispersos ou absorvidos, é chamado de atenuação. Os raios-X são atenuados devido às interações com o objeto que não alcançam o detector. Os fótons transmitidos através do objeto em cada ângulo são coletados no detector e visualizados pelo computador, criando uma reconstrução completa do objeto digitalizado. A estrutura de dados de valores de cinza 3D obtida dessa maneira representa a distribuição de densidade de elétrons no objeto medido (Bartscher et al., 2007).
Cantatone & Müller (2011) apresentaram um fluxograma do processo de análise de tomografia (Figura 2).
1. A primeira etapa é a aquisição (digitalização) do objeto. Vários parâmetros devem ser configurados antes da aquisição, por exemplo ampliação, orientação do objeto, energia da fonte de raios-X, tempo de integração do detector, etc.;
2. Depois de digitalizar e obter um conjunto de projeções 2D, o volume é reconstruído. O volume é modelado como uma matriz 3D de voxels (neologismo com origem na mistura das palavras "Volume" e "Pixel", e pixel é uma combinação, na língua inglesa, das palavras "Picture" e "Element", ou seja, elemento da imagem.), onde cada valor de voxel representa o coeficiente de atenuação local correspondente ao objeto digitalizado. Em outras palavras, a cada voxel é atribuído um valor de cinza representando uma densidade local de absorção de raios-X. Nesta etapa, algumas técnicas de correção podem ser aplicadas nas projeções 2D para minimizar o efeito da radiação dispersa e dos artefatos de endurecimento do feixe, que são explosões de estrelas ou listras que ocorrem quando os feixes de raios-x são bloqueados por materiais de alta densidade;
3. Em seguida, o valor de limiar, que serve para substituir cada pixel em uma imagem com um pixel preto se a intensidade da imagem for menor do que este valor de limiar ou um pixel branco se a intensidade da imagem for maior que este valor, deve ser cuidadosamente determinado, pois é um parâmetro crítico para segmentação precisa da imagem e determinação de dados de superfície, portanto, tem uma grande influência na geometria final;
4. Depois que um valor limiar é determinado, os dados de superfície ou de volume são gerados. Os dados de superfície são gerados no formato STL, caracterizados por uma malha poligonal em forma de triângulos, na superfície;
5. Então, a medição dimensional direta (por exemplo, montagem de primitivas geométricas, análise de espessura de parede, comparação nominal / real) pode ser realizada em qualquer um dos conjuntos de dados mencionados anteriormente (volume / superfície);
6. Finalmente, obtém-se um resultado de medição.
Cada geração de tomógrafos é determinada pela configuração do tubo de raios-X e de seus detectores. A primeira geração era constituída de uma fonte de raios-X e um detector. Uma nova detecção era realizada após o detector ser rotacionado em um grau. A segunda geração utiliza vários detectores e o feixe de emissão em forma de leque, atravessando maior
extensão do objeto. A terceira geração possui um maior número de detectores, além de não mais ser necessário transladar o tubo e os detectores, pois eram rotacionados dentro do pórtico. A quarta geração possui uma bateria de detectores fixos em torno de todo o pórtico, sendo necessário apenas o giro do tubo em torno do objeto. Os sistemas de TC de quinta geração são diferentes dos sistemas anteriores, pois não há movimento mecânico envolvido. O scanner usa uma matriz circular de fontes de raios-X, que são ativadas e desativadas eletronicamente. As fontes procuram em uma tela fluorescente curva, de modo que quando uma fonte de raios-X é ligada, um grande volume da peça é visualizado simultaneamente, fornecendo dados de projeção para um raio que diverge da fonte. Aqui, uma série de projeções bidimensionais de um objeto tridimensional é coletada.
4.1.1. DESCRIÇÃO MATEMÁTICA DA TOMOGRAFIA
COMPUTADORIZADA
Segundo De Cezaro & De Cezaro (2010), todo raio que passa por um objeto é atenuado e esta atenuação da intensidade do raio é medida pelo detector que está na face oposta do objeto, que pode ser modelada por um coeficiente de absorção μ. A Figura 3 mostra a atenuação do raio de intensidade I(η) quando atravessa uma distância ∆η do objeto com um coeficiente de absorção μ, resultando em uma intensidade I(η+∆η).
Figura 3: Atenuação do raio-x (Adaptado de De Cezaro & De Cezaro, 2010). Com este modelo, a atenuação de um feixo de raios-x pode ser calculada pela Equação (1):
( ) ( ) 𝜇( ) ( ) (1) Reordenando a Equação (1), obtemos:
( ) ( )
𝜇( ) ( ) (2)
Supondo que ∆η seja infinitesimal, fazendo-o tender a zero na Equação (2), obtemos a Equação (3):
= −μ(η)I(η) (3)
Ao integrarmos a Equação (3) ao longo de uma reta L atingimos a Equação (4) que é conhecida como Lei de Beer (Buzog, 2008):
( ∫ 𝜇( ) ) (4)
Para calcular as projeções p(L), ou seja, a atenuação do raio-x durante o processo, é feita a inversa da operação integral da Equação (4), apresentada na Equação (5):
(𝐿) ( ) ∫ 𝜇( ) (5) As projeções p(L) podem ser obtidas de duas maneiras, através de escaneamento paralelo ou escaneamento em forma de cone de raios-x (cone-beam geometry). Nestes dois métodos são obtidas imagens 2D que, se agrupadas corretamente, pode resultar em uma imagem 3D. Em máquinas modernas o escaneamento é feito em forma de espiral em todo o objeto a ser estudado, resultando em uma imagem 3D (Buzog, 2008).
4.2. PROCESSAMENTO E ANÁLISE DE IMAGENS
Segundo Oliveira (2004) o processamento digital de imagens é uma ferramenta capaz de transformar a imagem digital através de operações matemáticas, que alteram os valores dos pixels e, portanto, facilita e melhora a visualização da imagem pelo observador. Os softwares chamados de analisadores de imagem são divididos em três blocos básicos como mostrados na Figura 4, a saber: (i) aquisição de imagem digital; (ii) processamento digital de imagem (PDI); e (iii) análise digital de imagem (ADI).
Figura 4: Sequência padrão de processamento e análise de imagens (Oliveira, 2004). O conjunto de aquisição de imagens refere-se a duas etapas: a formação da imagem e a sua digitalização. O conjunto de PDI descreve as etapas de pré-processamento, segmentação e pós-processamento. O pré-processamento visa melhorar a imagem, corrigindo defeitos e realçando detalhes de interesse. A segmentação é a etapa mais importante do bloco, onde a saída é uma imagem binarizada formada por objetos de interesse. O pós-processamento corrige defeitos ocorridos na etapa de segmentação, extraindo-se objetos que não são de interesse, e até mesmo juntando ou separando-os, porém, não é uma etapa obrigatória. O conjunto de ADI é dividido em extração de atributos, ou seja, mensurar os objetos separados na segmentação, e o reconhecimento de padrões e classificação.
4.2.1. SEGMENTAÇÃO DE IMAGENS
A segmentação de imagem consiste em subdividir a imagem em regiões ou objetos que a compõem. Existem objetos de interesse em uma imagem e podemos isolar aqueles pixels que não fazem parte desses objetos. Os algoritmos de segmentação são geralmente baseados na busca pelas descontinuidades ou pelas similaridades dos níveis de cinza.
Neste trabalho é abordada uma técnica que necessita de interação do usuário para manter o controle da qualidade da segmentação, a técnica Watershed.
4.2.1.1. WATERSHED
Segundo Audigier (2004) o método de watershed, simula uma inundação em um relevo e baseia-se na escolha de marcadores rotulados na imagem, a partir dos quais são definidas as regiões que pertencem aos objetos de interesse e ao fundo da imagem. Pela escolha de rótulos distintos, vários objetos podem ser obtidos ao mesmo tempo. O método de watershed pertence ao campo da Morfologia Matemática, ou seja, estudo de estruturas geométricas presentes numa imagem através de ferramentas matemáticas (FACON, 2011). Ainda segundo Audigier (2004), em Morfologia Matemática, faz-se uma analogia entre o valor de cada pixel de uma imagem (tons de cinza) e altitude. Valores elevados de pixels formam picos, valores baixos são associados a vales e valores constantes são chamados de planícies. Portanto, uma imagem 2D descreve uma superfície topográfica 3D.
Beucher e Meyer (1993) afirmam que o método Watershed é inspirado no conceito físico de inundações de vales, onde são definidos os mínimos regionais da imagem como sendo as regiões topográficas que apresentam intensidade constante e menor do que a intensidade dos pontos vizinhos. Nesses mínimos regionais, que podem ser considerados bacias hidrográficas, começa a penetrar e acumular água regularmente até ser necessário a construção de diques para que estas diferentes zonas não se unam. Conforme o volume de água continua crescendo, os diques também crescem, até que a superfície seja totalmente inundada e apenas os diques emergem na superfície inundada. Estes diques são linhas divisoras que contornam as bacias hidrográficas, cada um contendo apenas um mínimo regional, como apresentado na Figura 5. A aplicação clássica deste método pode causar uma supersegmentação devido ao fato de que todos os mínimos regionais são levados em consideração para a criação destas linhas divisoras.
Figura 5: Processo de inundação no método Watershed. a) ―Furos‖ efetuados nos mínimos regionais (setas) do perfil da superfície topográfica. b) A água começa a penetrar nos mínimos
regionais e os diques começam a ser construídos (setas) para manter as águas separadas. c) Diques (setas) dividindo e contornando as bacias hidrográficas, cada um contendo apenas um
mínimo regional (Audigier, 2004).
Audigier (2004) explica que para superar este problema foi desenvolvida a realização do watershed a partir de marcador que fornecem informação adicional sobre as estruturas que serão segmentadas. Ao contrário da abordagem clássica, neste caso somente as regiões marcadas é que são fontes de fluxo de água, inundando, portanto, as demais áreas. Ao final do processo emergem as Linhas Divisoras de Águas, forma como também é conhecido o método watershed, para separar apenas fluxos provenientes de bacias selecionadas por marcadores. Esse procedimento de determinação de marcadores pode ser automático ou por intervenção humana. A determinação automática passa por uma intensa filtragem da imagem original e limiarização. No segundo caso, perde-se a automaticidade do método, porém permite a interação do usuário para realizar correções necessárias.
Este trabalho não tem a intenção de avaliar todas as implementações já feitas para os métodos de segmentação. Portanto será apresentado o primeiro algoritmo Watershed rápido
conhecido na literatura, que foi proposto por Vicente e Soille (1991) e parte da definição de imersão apresentada anteriormente. Para maiores detalhes sobre a evolução da implementação desta técnica de segmentação recomenda-se fortemente a leitura do trabalho de Körbes (2010), em que o autor apresenta 14 diferente algoritmos da transformada Watershed de maneira uniformizada, apresentando a motivação para a criação da abordagem, qual definição é utilizada e detalhes específicos de implementação.
O algoritmo de imersão, proposto por Vincent e Soille (1991), é a primeira transformada Watershed rápida conhecida na literatura, tendo seus princípios estabelecidos pelo paradigma de busca em largura com resultados determinados pela definição de imersão. Sua implementação é baseada em um algoritmo de quatro passos.
1. Ordenação dos pixels pelo nível de cinza. Este passo é fundamental para determinar a velocidade de execução do algoritmo, pois permite o acesso direto aos pixels no mesmo nível, no entanto pode-se utilizar implementações relativamente simples que garantem esta mesma propriedade, como o uso de bibliotecas.
2. Iteração pelos pixels nos níveis de cinza na imagem, mascarando-os e inserindo em uma estrutura de dados aqueles com vizinhos rotulados.
3. Análise dos pixels na estrutura, onde os rótulos são determinados e propagados nas zonas planas.
4. Os pixels que não foram rotulados constituem novos mínimos regionais, e assim seus componentes conexos recebem novos rótulos.
4.3. CLASSIFICAÇÃO PARA ROCHAS CARBONÁTICAS
Existem diversas classificações para rochas carbonáticas. Grabau (1904) elaborou o primeiro esquema de classificação para os carbonatos, porém apesar de ser bem abrangente, esta classificação nunca se tornou popular.
Outras classificações foram propostas desde então, incluindo a classificação de Dunham (1962). Esta classificação, cujos critérios consistem essencialmente na textura deposicional da rocha carbonáticas, baseando-se na concentração de lama carbonática, evidência de trapeamento de sedimento e ausência de estruturas sedimentares por diagênese. A Figura 6 resume a classificação de Dunham (1962). Esta classificação é extremamente prática e fornece indicações sobre a energia do ambiente onde se formaram as rochas carbonáticas.
Figura 6: Classificação de rochas carbonáticas de Dunham (1962) (Adaptado de Schalle & Ulmer-Scholle, 2003).
4.4. TAFONOMIA
Segundo Kidwell & Holland (1991), conchas e ossos podem ocorrer em qualquer tipo de rocha sedimentar, mas apenas para o carbonato ocorrem de forma abundante e a descrição da disposição das peças esqueléticas rígidas é um procedimento rotineiro. Os sedimentos formados por bioclastos com matriz não-carbonática são geralmente descritos por vários termos não padronizados, como coquina, ―bone bed‖ e ―shell gravel‖. Como os depósitos de bioclastos grosseiros são bastante comuns no registro sedimentar, e têm aplicações importantes para a análise estratigráfica, além de fontes de informações paleontológicas, é desejável alguma padronização na terminologia descritiva. Ainda segundo Kidwell & Holland (1991), idealmente, uma classificação macroscópica para rochas bioclásticas deve: 1) transmitir uma imagem visual imediata do tecido da rocha; 2) permite a descrição de depósitos tanto litificados como não-litificados com matriz de qualquer tamanho de grão ou composição mineralógica; 3) acomodar depósitos em que os fósseis são preservados como moldes (vazios); 4) ser razoavelmente objetivo e quantificável; e 5) seja fácil de usar no campo por não especialistas. Por estes motivos os autores desenvolveram uma descrição semi-quantitativa de tipos de tecido bioclástico, através de visões transversais de camadas bioclastais e com um número limitado de categorias de tecido, com base em um número mínimo de recursos de afloramento.
Por depósito bioclástico, Kidwell & Holland (1991), querem dizer qualquer depósito sedimentar contendo tais bioclastos grosseiros, que podem ser muito escassos ou constituir
praticamente todo o depósito. Para descrever estes depósitos foram utilizadas duas abordagens: empacotamento e seleção.
Empacotamento
Três graus semi-quantitativos de empacotamento são reconhecidos, como apresentado na Figura 7.
Figura 7: Classificação em relação ao tipo de empacotamento: denso, frouxo ou disperso (Adaptado de Kidwell & Holland, 1991).
O empacotamento denso descreve os depósitos que são suportados por bioclásticos; isto é, os bioclastos grossos fornecem claramente suporte mecânico para o acamamento, com partículas mais finas ou cimento que enchem os interstícios. Os contatos bioclásticos são comuns, mas alguns bioclastos podem parecer "flutuar" na matriz por causa das formas irregulares. As rochas mais comuns que apresentam essa estrutura são packstones, grainstones e rudstones.
O empacotamento frouxo (loosely packed) descrevem depósitos matriz suportado, os bioclastos geralmente não apresentam contato entre eles, e quando existem é baixo. Wackestones e floatstone são rochas comuns nessa classificação.
Por último, o empacotamento disperso, são depósitos matriz suportado com os bioclastos muito dispersos, seus contatos ocorrem de maneira rara. Wackestones, floatstones e mudstones bioclasticos são exemplos comuns desse tipo de empacotamento.
Seleção
São reconhecidos três graus semi-quantitativos de seleção dos bioclastos grosseiros, como apresentado na Figura 8.
Figura 8: Classificação em relação a seleção dos bioclastos: bem selecionado, bimodal e pobremente selecionado (Adaptado de Kidwell & Holland, 1991).
Bem selecionado descreve os depósitos que exibem uma variação muito pequena nos tamanhos de bioclastos maiores que 2 mm. Em termos qualitativos, a fábrica dá uma forte impressão visual de ter um modo único e bem definido. Este modo pode ser relativamente fino ou grosseiro. Quantitativamente, os 80% dos bioclastos estão contidos em duas classes adjacentes na escala granulométrica phi.
Bimodal descreve os depósitos que estão bem classificados em relação ao modo primário, mas também possui um segundo modo distinto. Qualitativamente, a fábrica dá uma forte impressão visual de ter dois modos discretos. Os tecidos bimodais mais óbvios têm alguns grandes bioclastos vagamente empacotados ou dispersos entre uma grande quantidade de bioclastos significativamente finos.
Pobremente selecionados descreve os depósitos com grande variação no tamanho bioclástico. Qualitativamente, eles podem parecer misturados em tamanhos ou simplesmente não possuem um modo primário óbvio e forte.
No trabalho de Kidwell et al. (1986), os autores afirmam que para a descrição da orientação das conchas é utilizada normalmente um diagrama de rosa como apresentado na Figura 9.
Figura 9: Orientação das conchas em relação ao acamamento (Kidwell et al., 1986). Segundo Chinelatto (2015) os autores sugerem o termo concordante para descrever o alinhamento paralelo em relação ao acamamento; oblíquos para elementos que exibem posições intermediárias e perpendiculares para descrever elementos dispostos em grande parte em ângulos retos. Termos especiais são reservados para tecidos que são caracteristicamente ordenados em seção transversal; estes incluem imbricados, em vida, empilhamento e aninhamento.
4.5. PROPRIEDADES PETROFÍSICAS
A determinação das propriedades petrofísicas das rochas é um processo extremamente importante para a indústria do petróleo e é objeto de constante pesquisa e aperfeiçoamento, principalmente para os carbonatos que apresentam heterogeneidade destas propriedades em diversas escalas: nanoscópica, microscópica, mesoscópica, macroscópica, megascópica e gigascópica. Neste trabalho é abordado o estudo em escala microscópica, ou também escala de poro, que exerce influencia principalmente nos carbonatos devido à alta suscetibilidade a ações diagenéticas. Esta seção aborda a descrição das principais
propriedades petrofísicas que estão relacionadas com o tema proposto: porosidade e permeabilidade.
4.5.1. POROSIDADE
Segundo Cannon (2015) a porosidade (ϕ) é definida como a proporção do volume de espaço de poro (vazio) (Vp) para o volume total de rocha (Vt), como expresso na Equação (6).
(6)
Mesmo tal propriedade aparentemente simples pode ser difícil de quantificar quando se toma em consideração a mineralogia da rocha e também sua história diagenética. A porosidade pode ser descrita como primária ou secundária, dependendo se a dissolução mineral ocorreu durante a litificação. A porosidade secundária é geralmente de maior importância nos reservatórios carbonáticos devido à maior suscetibilidade a dissolução dos minerais calcários. Um reservatório "fraturado" também pode mostrar aumento da porosidade ou as fraturas podem ser a única fonte de volume de armazenamento de fluido; a porosidade da fratura pode ser difícil de identificar e quantificar sem informações adicionais de plugues, registros de imagens ou dados sísmicos.
Durante a sedimentação e litificação, alguns poros podem ficam isolados de outros poros por vários processos diagenéticos, como cimentação e compactação. Assim, muitos poros mantém suas conectividades, porém outros acabam ficando isolados. Então em segundo lugar, a porosidade pode ser relatada como total (ϕT), ou seja, todo o espaço poroso presente
na rocha, seja ele conectado ou não, ou efetiva (ϕE), que representa somente o espaço poroso
conectado, dependendo da medição.
4.5.1.1. CLASSIFICAÇÕES DE POROSIDADE
A porosidade é uma das propriedades mais importantes dos reservatórios de petróleo, mas devido a complexidade dessa propriedade nos reservatórios carbonáticos, o conhecimento desse sistema poroso é crítico. A complexidade deste sistema é devido à interação dos processos deposicionais e diagenéticos, como a dissolução, cimentação e fraturamento. Segundo Correia (2014) existem duas razões fundamentais que precisam estar presentes nos sistemas de classificação: descrever as propriedades fundamentais da rocha de forma sistemática, ser reprodutível e facilitar a transferência de conhecimento.
