UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
ELISA NUNES SANTOS DA SILVA
CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA POROSO DE
RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS ATRAVÉS
DE MICROTOMOGRAFIA DE RAIOS-X
CAMPINAS
2019
CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA POROSO DE
RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS ATRAVÉS
DE MICROTOMOGRAFIA DE RAIOS-X
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.
Orientador: Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal
Este exemplar corresponde à versão final da Dissertação defendida pela aluna Elisa Nunes Santos da Silva e orientada pelo Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal.
________________________________ Assinatura do Orientador
CAMPINAS
2019
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO ACADÊMICO
CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA POROSO DE
RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS ATRAVÉS
DE MICROTOMOGRAFIA DE RAIOS-X
Autora: Elisa Nunes Santos da Silva
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 Dra. Mônica Marques da Fonseca
PETROBRAS
Dr. Manuel Gomes Correia UNISIM/CEPETRO/UNICAMP
A Ata da defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.
Ao meu esposo Ramon, ao nosso amado filho Luiz Vicente e à Tobias, nosso pequeno companheiro.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a todos que colaboraram de alguma forma para a realização desse trabalho, seja fornecendo dados, apoio técnico, pensamento positivo... ou por ouvir todas as minhas lamentações e alegrias. “A caminhada é feita passo a passo” e é muito importante quando percebemos que não estamos sozinhos nessa jornada.
À PETROBRAS, pela oportunidade.
Aos gerentes Pedro Brito, Vladimir Bellenzani, Decnop, Ana Paula Martins e André Henrique e às geólogas Sandra Carneiro e Mônica Fonseca, pelo apoio.
Ao meu orientador, Prof. Dr. Alexandre Vidal, por toda orientação acadêmica, pelas boas dicas e conversas.
Ao engenheiro Rodrigo Surmas e equipe do laboratório de Microtomografia de Raios-X, pelo fornecimento e auxílio na interpretação dos dados.
À geóloga Cláudia Moré, pelas descrições petrográficas e por acreditar nesse trabalho. Com certeza, fez toda a diferença!
À Marina Lima, pela prontidão e disponibilidade em auxiliar todos em sua volta. Ao meu marido Ramon, por estar sempre ao meu lado, me incentivando. À Tobias, pela companhia ao longo dos dias. À Luiz Vicente, que nasceu durante esse processo, trazendo Amor e mais motivos para sermos a cada dia pessoas melhores.
Aos meus pais, pelo esforço e dedicação à nossa educação. Aos meus irmãos e família, por serem presentes em minha vida.
Ao Mestre Superior, que nos traz conforto e esperança de dias melhores.
“Trinta raios cercam o eixo; a utilidade do carro consiste em seu nada. Escava-se a argila para modelar vasos; a utilidade dos vasos está no seu nada. Abrem-se portas e janelas para que haja um quarto; a utilidade do quarto está no seu nada. Por isso, o que existe serve para ser possuído, e o que não existe, para ser útil.”
RESUMO
SILVA, Elisa Nunes Santos da, Caracterização do Sistema Poroso de Reservatórios
Carbonáticos através de Microtomografia de Raios-X, Campinas, Faculdade de
Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, 2019. 74 p. Dissertação (Mestrado)
Os reservatórios carbonáticos apresentam grande complexidade na avaliação petrofísica devido à sua heterogeneidade, relacionada aos seus diferentes tipos de porosidade e à maior influência dos processos diagenéticos. Para a caracterização destes reservatórios, frequentemente são aplicados os métodos de rock typing, os quais utilizam dados de porosidade e permeabilidade medidos em ensaios de laboratório, a partir de plugues de testemunho ou amostras laterais. A técnica de microtomografia de raios-X (µ-CT) pode ser aplicada para aprimorar a compreensão do sistema poroso dos reservatórios, pois permite a visualização desse sistema e a sua modelagem tridimensional, conhecida como rocha digital, com o benefício de ser um ensaio não-destrutivo.
No presente trabalho, inicialmente, foram avaliados dois métodos de rock typing: o primeiro com base no indicador de zona de fluxo (FZI) e o segundo, nas classes de Lucia, com o apoio do método de Winland R35; utilizando os plugues dos testemunhos de três poços submarinos, pertencentes aos reservatórios carbonáticos do Albiano da Bacia de Campos. Após a identificação das rock types, foram escolhidas 16 amostras representativas para a aquisição de imagens por µ-CT, a fim de caracterizar geométrica e topologicamente os poros e determinar as propriedades petrofísicas através de simulação numérica no modelo de rocha digital.
Utilizando os dados de µ-CT, em conjunto com a observação de lâminas petrográficas, foram descritas as características geológicas das amostras, tais como as feições primárias, os principais eventos diagenéticos e os tipos de poros. As características petrofísicas foram analisadas através da comparação entre os resultados de porosidade e permeabilidade de rocha digital e de laboratório. Quanto às medições de porosidade total, a maior parte das amostras apresentaram resultados satisfatórios, ocorrendo desvios apenas nas amostras com maior teor de poros mais finos. As medições de permeabilidade também apresentaram resultados satisfatórios, havendo desvios possivelmente em decorrência da heterogeneidade da rocha.
Foram também confeccionados os gráficos de distribuição de tamanho de poros (DTP), demonstrando a variação da caracterização dos poros nas diversas resoluções adquiridas.
As imagens de µ-CT e os dados oriundos das simulações numéricas auxiliaram no conhecimento da rocha reservatório, incrementando as descrições petrográficas e apresentando resultados satisfatórios quando comparados com os dados de laboratório. O uso dos métodos de rock typing foram importantes para a escolha das amostras para a µ-CT, pois assegurou que amostras com diferentes características permo-porosas fossem analisadas e todo o reservatório presente nos testemunhos fosse representado.
Palavras-Chave: Reservatórios Carbonáticos, Métodos de Rock Typing, Microtomografia de Raios-X, Avaliação Petrofísica.
ABSTRACT
The petrophysical evaluation of carbonate reservoir rocks is highly complex because these types of rocks are usually strongly heterogeneous, which is related to the different types of porosity present and to the large influence of diagenetic processes. To characterize these reservoirs, methods of rock typing are often applied, which use porosity and permeability data measured in the laboratory from core plugs or sidewall cores. In this context, the X-ray microtomography (µ-CT) technique can be applied to improve the understanding of the reservoir pore system. With µ-CT imaging, the structures of the pores can be captured and a three-dimensional model of the system (digital rock model) can be built. This has the benefit of preserving the rock, as µ-CT is a non-destructive technique.
In the present work, firstly two different methods of rock typing were evaluated: one based on the flow zone indicator (FZI) and one on Lucia classes, with the support of the Winland R35 method. The methods used the core plugs of Albian carbonate reservoirs, taken from three subsea wells in the Campos Basin. Following the identification of the rock types, 16 representative samples were selected to undergo µ-CT imaging. This data was used to characterize the pore geometry and topology, and to acquire the digital rock model of each sample, which eventually allowed the petrophysical properties to be determined via numerical simulation.
Using the µ-CT data, along with the observation of petrographic thin-sections, the geological characteristics of the rock samples were described. This included the primary features, the main diagenetic events, and the pore types. The petrophysical characteristics were analyzed by comparing the porosity and permeability results obtained from the digital rock model with ones measured during the laboratory core analysis. The measurements of total porosity were satisfactory for most of the samples, with some deviations occurring only in the samples with the highest micropore content. The permeability measurements were also reasonable, with observed some deviations possibly due to the heterogeneity of the rock sample. Additionally, pore size distribution graphs were computed after each technique, and results demonstrated that pore characterization varies depending on the resolution of the technique used.
The µ-CT images and the data from the numerical simulations yielded a better understanding of the reservoir rock, improving the petrographic descriptions and presenting satisfactory results when compared with the laboratory data. The use of methods of rock typing
was important for the selection of rock samples to undergo µ-CT imaging, since it ensured that samples with different permo-porous characteristics were analyzed, and that the entire reservoir, from which the rock samples were taken, could be well represented.
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Litofácies descritas no poço A, com a localização das amostras com imagens de µ-CT e dos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório. ... 24 Figura 2.2 – Litofácies descritas no poço B, com a localização das amostras com imagens de µ-CT e dos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório. ... 25 Figura 2.3 – Litofácies descritas no poço C, com a localização das amostras com imagens de µ-CT e dos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório. ... 26 Figura 3.1 – Identificação das unidades hidráulicas de fluxo (UH) utilizando a metodologia proposta por Amafuele et al. (1993). a) Utilizando o histograma do log (FZI) foram
distiguidas 7 UH, identificando distribuições normais de maneira interpretativa. b) As amostras agrupadas por UH no gráfico semi-log de permeabilidade versus porosidade apresentaram uma boa correlação demonstrada pela regressão linear. c) No gráfico de RQI versus øz é possivel verificar os limites das UH e se obter os valores médios de FZI. ... 35
Figura 3.2 – Unidades hidráulicas de fluxo (UH) interpretadas a partir dos valores de FZI, de acordo com a metodologia de Amafuele et al. (1993). No gráfico a) estão apresentadas as UH das amostras em conjunto, com as linhas de iso-unidade hidráulica de fluxo. As amostras das litofácies de grainstone estão classificadas principalmente entre as UH1 e UH5 (gráfico b). As amostras das litofácies de packstone estão situadas entre as UH2 e UH7 (gráfico c) e as amostras de wakestone, principalmente na UH7 (gráfico d). ... 36 Figura 3.3 – Foram reconhecidas 5 rock types baseadas na classificação de Lucia (RTL), identificadas por sua litologia e sua relação com as classes de Lucia. Nota-se que esse agrupamenta tem uma boa relação com as linhas de iso-gargantas de poros, sendo a RTL1 com tendência aos maiores tamanhos, decrescendo até a RTL5, onde é predominantemente dominada pelas micro-gargantas de poros. Também é possivel observar que cada RTL
apresenta uma variação de classificação dentro das UH, demonstrando a diferença entre essas metodologias. ... 38 Figura 3.4 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra B_GST5, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Pode ser observado a variação da granulometria, de areia média a grossa, siliciclástos
(seta laranja), porosidade intergranular, as regiões cimentadas (seta roxa), vugs-isolados (setas azuis) e clorita (setas verdes). ... 44 Figura 3.5 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra B_GST4, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se porosidade intergranular, vugs-isolados (setas azuis), grãos quebrados (seta amarela) e contato entre os grãos do tipo côncavo-convexo (setas vermelhas). ... 45 Figura 3.6 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra B_GST1, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se grão tamanho areia muito grossa (seta verde) entre os grãos tamanho areia média, porosidade intergranular, vugs-isolados (setas azuis), grão quebrado (seta amarela) e contatos côncavo-converxos (seta vermelha). ... 45 Figura 3.7 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra B_GST3, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se a porosidade intergranular, vugs-isolados (seta azul), microfratura
parcialmente preenchida (setas laranjas) e grãos quebrados (setas amarelas). ... 46 Figura 3.8 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra B_GST2, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se grãos areia média, com porosidade intergranular e intragranular (setas azuis), cimentação por calcita blocosa e cimento sintaxial (seta roxa). ... 46 Figura 3.9 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra A_GST3, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se porosidade intergranular, vugs-isolados (setas azuis), grãos quebrados (setas amarelas) e contatos suturados (setas vermelhas). A imagem de 1,360 µm apresenta em escala de detalhe microfraturas (grãos quebrados) e contatos suturados. ... 47 Figura 3.10 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra A_GST4, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se porosidade intergranular, vugs-isolados (setas azuis), grãos quebrados (setas amarelas) e contatos suturados (setas vermelhas). ... 48 Figura 3.11 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra A_GST1, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se a porosidade intergranular, vugs-isolados (setas azuis-claras) e franjas de
calcita, localmente quebradas (seta verde). As regiões de tonalidade cinza escura indicam porosidade abaixo da resolução. ... 49 Figura 3.12 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra A_GST2, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se a porosidade intergranular, cimento calcítico e vugs-isolados (setas azuis-claras)... 50 Figura 3.13 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra C_GST1, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se oncolitos com núcleo bioclástico ou intraclástico, tamanho areia grossa a muito grossa, e oolitos, tamanho areia média. Ocorre porosidade intergranular, intragranular e cimentação por calcita. ... 51 Figura 3.14 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra A_GST/PCK1, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se a presença de microfraturas (setas amarelas) e contatos
suturados (setas vermelhas). ... 52 Figura 3.15 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra C_PCK3, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Observa-se a presença de microfratura (seta amarela) e região com grãos alinhados. . 53 Figura 3.16 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra C_PCK2, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Nota-se presença de micro-vugs (seta verde). ... 54 Figura 3.17 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra C_PCK1, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Rocha constituída por grãos finos, com presença de micro-vugs (seta verde). ... 54 Figura 3.18 – Imagens de microtomografia de raios-X da amostra A_GST/PCK2, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as direções X, Y e Z. Rocha constituída de grãos finos, com porosidade intergranular, vugs-isolados e porosidade abaixo da resolução. ... 55 Figura 3.19 – Imagens de µ-CT e de lâmina petrográfica da amostra A_PCK/GST1, em conjunto com os gráficos da direção de poros e dos perfis de porosidade resolvida para as
direções X, Y e Z. Rocha de granulometria fina a muito fina, dolomitizada (setas roxas) e porosidade abaixo da resolução. ... 56 Figura 3.20 – Classificação em rock types das amostras selecionadas. As linhas vermelhas tracejadas corresponde às iso-linhas de unidade hidráulicas de fluxo, do método FZI, às linhas azuis, as linhas de classificação de Lucia e as linhas verdes, às isso-linhas de tamanho de gargantas de poros, método de Winland (R35). O gráfico a) apresenta as amostras de
grainstone e o gráfico b) as amostras de grainstones mais finos e os packstones ... 58
Figura 3.21 – Comparação entre os dados de porosidade total medidos em ensaio de
petrofísica básica (PB) e rocha digital (RD). A linha tracejada representa a tolerância de 2% entre a correlação. ... 62 Figura 3.22 – Comparação entre os dados de permeabilidade medidos em ensaio de
petrofísica básica (PB) e rocha digital (RD). A linha tracejada cinza representa a tolerância de duas vezes o valor da permeabilidade para ser considerado uma boa correlação. A linha tracejada preta representa a tolerância de cinco vezes do valor da permeabilidade, para uma correlação aceitável. As amostras com diferença entre os valores maior que cinco vezes, foram consideradas com baixa correlação. ... 63 Figura 3.23 – Gráficos da distribuição do tamanho de poros nas diferentes resoluções (parte 1). ... 68 Figura 3.24 – Gráficos da distribuição do tamanho de poros nas diferentes resoluções (parte 2). ... 69
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 – Escala de resolução das amostras microtomografadas. ... 31 Tabela 2.2 – Exemplos de tipos de poros segundo a classificação de Lucia (1983, 2007). ... 32 Tabela 3.1 – Valores limites de FZI e valores médios das propriedades petrofísicas de cada unidade hidráulica de fluxo. ... 35 Tabela 3.2 – Rock types baseadas na classificação de Lucia (RTL) e valores médios das propriedades petrofísicas. ... 39 Tabela 3.3 – Unidades hidráulicas e a relação com as classes de Lucia e o tamanho de
gargantas de poros. ... 40 Tabela 3.4 – Descrição dos tipos de poros e principais características petrográficas e
diagenéticas das amostras microtomografadas. As amostras foram organizadas por sua litofácies e por ordem de qualidade de FZI, sendo apresentada a sua classificação de unidade hidráulica de fluxo. ... 41 Tabela 3.5 – Classificação em rock types das amostras selecionadas, baseada nos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório. ... 57 Tabela 3.6 – Relação entre as rock types e as características petrográficas das amostras
selecionadas. ... 59 Tabela 3.7 – Dados de porosidade e permeabilidade medidos no ensaio de petrofísica básica e por rocha digital. ... 61
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SIMBOLOS
2D Bidimensional
3D Tridimensional
CL Classe de Lucia
DTP Distribuição de Tamanho de Poros
Fm. Formação
FZI Indicador de zona de fluxo (Flow Zone Indicator)
Gr. Grupo
GST Grainstone
k Permeabilidade
µ-CT Microtomografia de raios-X (micro-computed tomography)
µm micrômetros
mD miliDarcy
n-CT Nanotomografia de raios-X (nano-computed tomography)
ø Porosidade
øe Porosidade efetiva
øip Porosidade interpartícula
øz Razão volume de poro por volume de grão
PB Petrofísica Básica PCK Packstone
R35 Raio de garganta de poro em 35% de saturação de mercúrio do ensaio de pressão capilar
RD Rocha Digital
rfn número de rock fabric (rock fabric number)
RQI Índice de qualidade de reservatório (Reservoir Quality Index) RTL Rock types baseadas na classificação de Lucia
UH Unidade hidráulica de fluxo WCK Wackestone
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 20
1.1 Objetivos ... 22
2 MATERIAIS E MÉTODOS ... 23
2.1 Base de Dados ... 23
2.1.1 Litofácies dos testemunhos ... 23
2.2 Rock typing ... 27
2.2.1 Método FZI ... 27
2.2.2 Classes petrofísicas de Lucia ... 28
2.2.3 Método de Winland (R35) ... 29
2.3 µ-CT e Rocha Digital ... 29
2.3.1 Classificação dos tipos de poros ... 32
2.3.2 Petrofísica Digital ... 33
3 RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 34
3.1 Classificação em Rock Types ... 34
3.1.1 Método FZI ... 34
3.1.2 Classes de Lucia e método de Winland R35 ... 37
3.2 Microtomografia de Raios-X ... 41
3.2.1 Tipos de poros e perfis de porosidade ... 41
3.2.2 Porosidade, permeabilidade e Rock Types ... 57
3.2.3 Distribuição de Tamanho de Poro (DTP) ... 65
4 CONCLUSÕES ... 70
1
INTRODUÇÃO
Os reservatórios carbonáticos apresentam maior complexidade na avaliação petrofísica devido à sua heterogeneidade, relacionada aos seus diferentes tipos de porosidade e à maior influência dos processos diagenéticos. Os carbonatos são, na maioria das vezes, formados in
situ, através do crescimento de organismos ou da precipitação de calcita, com sua evolução
governada pela compactação, cimentação, dissolução, dolomitização, dentre outros efeitos diagenéticos (BUST; OLETU; WORTHINGTON, 2011). A qualidade desses reservatórios é governada por sua característica porosa, sendo frequentemente aplicado métodos de rock typing para a sua caracterização.
O termo rock typing pode ser definido como métodos de classificação de rochas com propriedades geológicas e petrofísicas homogêneas, em escala de testemunho e de perfis geofísicos de poço (REBELLE; LALANNE, 2014). Esta classificação permite a distribuição dos parâmetros petrofísicos nos modelos tridimensionais de reservatório (SKALINSKI; KENTER, 2013). Os métodos de rock typing utilizam a relação entre a porosidade e a permeabilidade medidos em ensaios de laboratório, a partir de plugues de testemunho ou amostras laterais, a fim de se estabelecer rock types. As rock types podem apresentar características distintas, a depender do método utilizado (BUST; OLETU; WORTHINGTON, 2011; REBELLE; LALANNE, 2014; SKALINSKI; KENTER, 2013).
Os métodos de rock typing mais difundidos são os de Winland (KOLODZIE, 1980; PITTMAN, 1992), por Flow Zone Indicator (indicador de zona de fluxo – FZI) (AMAEFULE
et al., 1993) e as classes petrofísicas de Lucia (1983, 1995, 2007). O método de Winland é
baseado no ensaio de pressão capilar por injeção de mercúrio e se propõe em identificar o tamanho de gargantas de poros que dominam o fluxo. O método FZI é baseado na relação entre a porosidade e a permeabilidade, para a identificação das unidades hidráulicas de fluxo (UH). Já as classes petrofísicas de Lucia são baseadas nas características geológicas, tais como os tipos de porosidade, textura da rocha e granulometria. Segundo Bust, Oletu e Worthington (2011), não existe uma correlação direta entre estas metodologias, devendo ser escolhidas de acordo com o que mais se adeque à finalidade do trabalho e com o que melhor se ajuste aos dados disponíveis.
Como exemplo, Martin, Solomon e Hartmann (1999), Romero e Gómez (2004), Lafage (2008) e Gunter et al. (2014) utilizaram o método de Winland, ou se basearam no método, para a interpretação da qualidade de reservatório. O método FZI foi utilizado para a caracterização
21
de reservatórios nos trabalhos de Abbaszadeh, Fujii e Fujimoto (1996), Svirsky et al. (2004), Corbett e Potter (2004), Uguru et al. (2005), Kharrat et al. (2009), Alavi (2014) e Corbett et al. (2016). As classes de Lucia foram utilizadas na construção de modelos geológicos com o objetivo de correlacionar as características petrofísicas às unidades geológicas (AL-AJMI; MUKHERJEE; CHETRI, 2000; LUCIA; JENNINGS; RUPPEL, 2001; AL-TOOQI et al., 2014) e para a comparação com outros métodos (JENNINGS; LUCIA, 2003).
Dada a complexidade do sistema poroso das fácies carbonáticas, se justifica a utilização de técnicas avançadas para a sua caracterização, podendo auxiliar na validação das rock types identificadas. A técnica de microtomografia de raios-X, também conhecida como µ-CT
(micro-computed tomography), vem sendo aplicada para o aprimoramento da compreensão do sistema
poroso dos reservatórios (ARNS et al., 2005; NETO et al., 2011; ZIELINSKI, 2017). Com o avanço dessa técnica nos estudos de geociências (KETCHAM; CARLSON, 2001; CNUDDE
et al., 2006; CNUDDE; BOONE, 2013), já são possíveis a caracterização tridimensional do
sistema poroso e a simulação numérica de propriedades petrofísicas.
A µ-CT é uma técnica não-destrutiva, onde as amostras são submetidas a um feixe de raios-X, obtendo imagens radiográficas de diversos posicionamentos angulares. Através de um processo de reconstrução, é gerada uma representação tridimensional da amostra, denominada rocha digital (LANDIS; KEANE, 2010; ANDRÄ et al., 2013). Suas grandes vantagens estão na possibilidade de visualização dos poros e gargantas de poros em altas resoluções, permitindo a realização de medidas nestas escalas, e na possibilidade da utilização de um mesmo modelo de rocha digital para a realização de inúmeras simulações numéricas de ensaios petrofísicos. Sua limitação está na escala de resolução e nos possíveis artefatos, que podem afetar a acurácia das análises (CNUDDE; BOONE, 2013).
Dados de tomografia médica e de µ-CT vem sendo utilizado amplamente na caracterização de porosidade e na quantificação de propriedades petrofísicas (ARNS et al., 2005; APPOLONI; FERNANDES; RODRIGUES, 2007; NETO et al., 2011; OLIVEIRA et al., 2012; ANDRÄ et al., 2013b; MANTOVANI, 2013; VICTOR, 2014, 2017). Zielinski (2017) utilizou dados de µ-CT para a avaliação do sistema poroso e caracterização multiescalar de coquinas da Fm. Morro do Chaves (Bacia de Sergipe-Alagoas, Brasil).
Os dados de µ-CT também vêm sendo utilizados para a simulação de fluxo em escala de poros e estudos de molhabilidade (BLUNT et. al., 2013; BLUNT, 2017; ALHAMMADI et.
al., 2018; AKAI et al., 2018). Nunes, Blunt e Bijeljic (2016) apresentaram um método de
adquiridas imagens microtomográficas durante a injeção de salmoura suturada por CO2,
observando o comportamento do fluxo de maneira experimental e através de simulação. Neste trabalho foram aplicados os métodos de Winland (R35), FZI e as classes de Lucia ao conjunto de dados de três poços submarinos, em reservatórios carbonáticos da Fm. Quissamã, Gr. Macaé, Bacia de Campos (WINTER; JAHNER; FRANÇA, 2007). Após a caracterização das rock types, foram escolhidas 16 amostras representativas para a aquisição de imagens por µ-CT e construção do modelo de rocha digital. Com isso, será buscada uma melhor definição das rock types, comparando os diferentes métodos e incorporando novas informações provenientes dos dados de µ-CT, tais como suas características geológicas e porosas.
1.1 Objetivos
Este trabalho tem como objetivo a caracterização do sistema poroso de reservatórios carbonáticos de três poços de petróleo através da aplicação de métodos de rock typing e da análise dos dados adquiridos pela técnica de microtomografia computadorizada de raios-X.
Com essa finalidade, serão utilizados ensaios de laboratório de porosidade e permeabilidade para a identificação das rock types através dos métodos FZI e das classes petrofísicas de Lucia, com apoio do método de Winland (R35). A partir das rock types, serão escolhidas amostras representativas para a aquisição de imagens por microtomografia de raios-X e a construção do modelo numérico tridimensional (rocha digital).
As imagens de µ-CT serão analisadas em conjunto com a interpretação das lâminas petrográficas, para a caracterização geológica e dos tipos de poros. Este trabalho utilizará os dados adquiridos a partir do modelo de rocha digital, tais como, gráficos de orientação de poros, perfis de porosidade, distribuição de tamanho de poro, porosidade calculada para cada resolução, porosidade total e permeabilidade. Com os resultados obtidos serão possíveis a comparação com os dados experimentais e a caracterização do sistema poroso.
23
2
MATERIAIS E MÉTODOS
2.1 Base de Dados
A base de dados é referente às informações dos poços A, B e C, que serão estudados nos intervalos testemunhados. O poço A é um poço vertical perfurado com fluido base água, enquanto os poços B e C são direcionais, perfurados com fluido base óleo. O poço A apresenta a maior espessura testemunhada, em quatro testemunhos, com espessura total de 71,2 m. No poço B foram coletados três testemunhos, com espessura total de 51,6 m. Já o poço C apresenta três testemunhos, totalizando uma espessura de 43,7 m.
As análises de laboratório utilizadas nesse trabalho foram realizadas pelo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello (CENPES), PETROBRAS. Os testemunhos e seus plugues foram descritos pelo laboratório de petrografia utilizando a classificação de Dunham (1962). A porosidade e permeabilidade foram medidas em laboratório através do ensaio de petrofísica básica, onde é realizada a injeção de gás nas amostras previamente limpas (extração de óleo e sal) e secas em estufa a 60ºC, sob pressão de confinamento. Foram submetidos à esta análise 193 plugues do poço A, 148 plugues do poço B e 124 plugues do poço C. Para a realização de imagens por µ-CT, foram selecionados 7 plugues do poço A, 5 plugues do poço B e 4 plugues do poço C. O ensaio de µ-CT foi a única análise realizada por demanda desse trabalho, sendo as demais análises realizadas anteriormente.
2.1.1 Litofácies dos testemunhos
Os testemunhos dos poços A, B e C são compostos principalmente por grainstones,
packstones e wackestones, da Fm. Quissamã, Gr. Macaé, Bacia de Campos, depositados em um
contexto de plataforma marinha rasa. Mais detalhes sobre a Fm. Quissamã e outras formações da Bacia de Campos podem ser consultados em Winter, Jahner e França (2007). Os testemunhos foram escolhidos de maneira a contemplar a variação da qualidade da rocha-reservatório, sendo o poço B a região de melhor qualidade, o poço A, de qualidade intermediária, e o poço C, de pior qualidade, não sendo correlacionáveis.
Com base nas descrições dos testemunhos e nos perfis geofísicos dos poços, foram agrupadas as litofácies, a fim de facilitar a interpretação da relação entre a porosidade, a permeabilidade e o arcabouço da rocha. As litofácies foram numeradas do topo para a base do testemunho, seguindo a convenção de leitura de perfis, e estão apresentadas nas figuras 2.1, 2.2
e 2.3. Estão também apresentados nas figuras os dados de porosidade e permeabilidade de laboratório, a localização das amostras com imagens de µ-CT e as descrições das litofácies, onde buscou-se destacar suas características principais.
Figura 2.1 – Litofácies descritas no poço A, com a localização das amostras com imagens de µ-CT e dos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório.
Na porção superior do poço A (Figura 2.1) são descritos wackestones e packstones (WCK/PCK1 e WCK/PCK2), peloidais e bioclásticos, com baixa porosidade e permeabilidade. A litofácies WCK/PCK1 é caracterizada pela presença de níveis argilosos, enquanto na WCK/PCK2 foram observados oncolitos. Ambas apresentam grãos micritizados, matriz recristalizada e dolomitização.
Na porção intermediária foram descritos packstones e grainstones. A PCK/GST1 e a PCK/GST2 se apresentam peloidais, oncolíticas, com bioclastos, onde a segunda também é composta por oolitos. Foram observados grãos micritizados, dissolução de grãos e da matriz, microporos e porosidade intragranular. Após estas litofácies ocorre a PCK/WCK1 (packstones e wackestones), composta por peloides, oncolitos e bioclastos. Foram observados grãos micritizados e feições de dolomitização e desdolomitização. Apresenta microporosidade e presença de caulinita nos poros.
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Próximo à base da porção testemunhada do poço A, ocorrem três litofácies de
grainstone (GST1, GST2 e GST3). A GST1 é composta, principalmente, por oolitos, oncolitos
e peloides, sendo mais oncolítica na porção superior. Apresenta porosidade intragranular e vugular, com os maiores valores de porosidade e permeabilidade dos testemunhos deste poço. A GST2 apresenta oolitos, oncolitos e rodolitos, com porosidade intragranular, sendo observadas fraturas. Já a GST3, tem característica oolítica, com oncolitos e bioclastos, apresentando-se mais compactada, com presença de estilólitos. Nessas três litofácies foi observada micritização dos grãos.
Figura 2.2 – Litofácies descritas no poço B, com a localização das amostras com imagens de µ-CT e dos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório.
No poço B, ocorre na porção superior do intervalo testemunhado (Figura 2.2) a litofácies de PCK/GST1, de característica oncolítica, com oolitos principalmente na base, onde foram observadas porosidade intergranular, intragranular e microporosidade. As litofácies GST1 (grainstone oolítico, com oncolitos e bioclastos) e GST3 (grainstone oolítico, com oncolitos e peloides) apresentam maiores valores de porosidade e permeabilidade, enquanto a GST2 (grainstone oolítico e oncolítico) possui menores valores destas propriedades, podendo ser devido à presença de manchas de packstones provenientes de bioturbação. As litofácies de
grainstone apresentam, principalmente, porosidade intergranular, ocorrendo porosidade
intragranular e microporosidade (micritização de grãos). As litofácies PCK1 (packstone rodolítico, oncolítico e peloidal) e PCK2 (packstone rodolítico, oncolítico, peloidal, com bioclastos) apresentam microporos na matriz e nos grãos e a litofácies PCK/WCK1 se apresenta peloidal, com dolomitização da matriz e na borda dos grãos, principalmente no topo da camada.
Figura 2.3 – Litofácies descritas no poço C, com a localização das amostras com imagens de µ-CT e dos dados de porosidade e permeabilidade de laboratório.
O poço C é composto principalmente por packstones (PCK1, PCK2 PCK3 e PCK4), ocorrendo apenas duas camadas de grainstone, sendo a primeira (GST1) é encontrada no topo do testemunho e a segunda (GST2), próximo à base (Figura 2.3). As litofácies de grainstone são compostas, principalmente, por oncolitos, oolitos e bioclastos. Estão localmente cimentadas por calcita espática, podendo ser observadas porosidade do tipo intergranular, intragranular e
vugs. Os packstones PCK1, PCK3 e PCK4 foram descritos como oncolíticos, com rodolitos,
enquanto o PCK2, como peloidal e oncolítico, com bioclastos. Encontram-se alguns intervalos compactados, com filmes de dissolução e estilólitos, parcialmente cimentados e dolomitizados, com presença de caulinita nos poros. Foram observadas porosidade intergranular, intragranular e microporosidade, sendo constatados vugs em intervalos do PCK2.
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2.2 Rock typing 2.2.1 Método FZI
Os plugues de testemunho foram, primeiramente, classificados utilizando a metodologia descrita por Amaefule et al. (1993). O método se baseia na correlação entre a porosidade e a permeabilidade, medidos no ensaio de petrofísica básica, para a distinção de unidades hidráulicas de fluxo (UH) utilizando o indicador de zona de fluxo (FZI). O FZI é obtido através do índice de qualidade de reservatório (Reservoir Quality Index - RQI) e da razão volume de poro por volume de grão (øz), como pode ser observado nas equações 1, 2 e 3.
= Equação 1
= 0,0314 Equação 2
= Equação 3
onde: k (permeabilidade em mD) e øe (porosidade efetiva em fração). Estas equações são
apresentadas por Amaefule et al. (1993), baseando-se no conceito de raio hidráulico e na equação de Kozeny-Carmen.
De acordo com Amafuele et al. (1993), o histograma do log de FZI deve ser utilizado na identificação das UH, pois as distintas famílias das unidades hidráulicas tendem a ter uma distribuição normal. No gráfico log-log de RQI versus øz todas as amostras com valores
similares de FZI tendem a se alinhar com determinada inclinação e as amostras com valores diferentes de FZI irão formar outras linhas paralelas. O valor constante de FZI pode ser obtido através da intercepção da linha inclinada com øz = 1. Amostras que estão no mesmo alinhamento
tem atributos de garganta de poros similares, constituindo uma UH.
Com base nos valores médios de FZI para cada UH, foram definidas as linhas de iso-unidade hidráulica utilizando a equação 4 de permeabilidade de Amaefule et al. (1993). Estas linhas foram inseridas aos gráficos semi-log da permeabilidade versus porosidade.
2.2.2 Classes petrofísicas de Lucia
Para a classificação petrofísica de Lucia, foi utilizado o gráfico log-log da permeabilidade versus porosidade com as linhas das classes de Lucia (1983, 1995, 2007), com a inclusão de linhas de iso-unidade hidráulica (FZI) e das linhas de iso-tamanho de garganta de poros (Winland R35), como aplicado por Bust, Oletu e Worthington (2011).
As classes de rock fabric foram definidas por Lucia (1983) com base na porosidade interpartícula das rochas carbonáticas. Foi observado pelo autor que, quando a rocha carbonática não apresenta porosidade vugular, a distribuição de tamanho de poros pode ser descrita em termos de tamanho de partícula, seleção e porosidade interpartícula. Em seu estudo, observou-se que relação permo-porosa varia conforme sua rock fabric, sendo agrupadas em três classes:
a) Classe 1: composta por grainstones, dolograinstones, e dolomitos com cristais grandes;
b) Classe 2: composto por packstones dominados por grãos, dolopackstones com cristais finos e médios, e dolomitos dominados por micrita com cristais médios; c) Classe 3: inclui carbonatos e dolomitos dominados por micrita.
Cada classe de Lucia apresenta sua equação de permeabilidade (equações 5, 6 e 7), as quais podem ser melhor representadas no gráfico log-log da permeabilidade versus porosidade como linhas de classificação deste método.
Classe 1: = 45,35 × 10% &' %,()* Equação 5 Classe 2: = 2,040 × 10, &',,)% Equação 6 Classe 3: = 2,884 × 10) &'., *( Equação 7
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A equação de permeabilidade também apresenta um modelo genérico para carbonatos (equação 8), que foi apresentado por Jennings e Lucia (2003), utilizada também para estabelecer os limites entre as classes no gráfico.
log = 2 − 4 log 567 + 9 − : log 567 log &' Equação 8
onde: A = 9,7982, B = 12,0838, C = 8,6711, D = 8,2965 e rfn é o número de rock fabric (rock
fabric number), que pode variar entre 0,5 e 4.
2.2.3 Método de Winland (R35)
As linhas de iso-tamanho de garganta de poros foram utilizadas em conjunto com as classes de Lucia e com as linhas de iso-unidade hidráulica (FZI), como estimativa desta propriedade nos dados de rocha, auxiliando na compreensão da qualidade da rocha nos outros modelos. Lucia (1999, 2007) e Martin, Solomon e Hartmann (1999) utilizaram a equação Winland R35 (equação 9) (KOLODZIE, 1980; PITTMAN, 1992), para a comparação entre este método e as classes de Lucia.
log 35 = 0,255 + 0,565 log − 0,523 log Equação 9
onde: k é a permeabilidade (mD), ø é a porosidade (%) e R35 (µm) é o raio de garganta de poro em 35% de saturação de mercúrio do ensaio de pressão capilar. No experimento de Winland foi constatado que a saturação de 35% de mercúrio pode indicar o sistema poroso que domina o fluxo da fase não-molhante através da rocha (PITTMAN, 1992). As linhas de iso-gargantas de poros correspondem à intervalos de classificação de tamanho de garganta de poros referentes à 35% de saturação de mercúrio (Winland R35) em amostras de rocha onde: a micro-garganta de poros corresponde à valores menores que 0,5 µm; a meso-garganta de poros, entre 0,5 e 2 µm; a macro-garganta de poros, maiores que 2 µm e menores que 10 µm; e a mega-garganta de poros, aos valores maiores que 10 µm.
2.3 µ-CT e Rocha Digital
As imagens de µ-CT foram adquiridas utilizando o microtomógrafo GE VTomex L300, pelo Laboratório de Microtomografia de Raios-X, CENPES/PETROBRAS, e o ZEISS XRadia
Versa XRM-500, do Laboratório de Meios Porosos e Propriedades Termofísicas (LMPT), da Universidade Federal de Santa Catarina. As 16 amostras foram escolhidas visando a caracterização dos métodos de rock typing e estão apresentadas na tabela 2.1. A localização dessas amostras em relação ao testemunho pode ser observada nas figuras 2.1, 2.2 e 2.3.
O método da aquisição de imagem por µ-CT consiste na submissão das amostras a um feixe de raios-X, onde são obtidas imagens radiográficas em diversos posicionamentos angulares. Através de um processo de reconstrução, é gerada uma representação tridimensional da amostra. Para a construção do modelo de rocha digital, primeiramente, são realizados processamentos para melhorar a qualidade das imagens. Depois é realizada a segmentação, diferenciando a fase poros e a fase mineral (grãos, cristais, matriz e cimento). A partir desse modelo, as análises podem ser realizadas em 2D, onde são analisados os poros presentes em cada corte dos planos XY, XZ e YZ, e em 3D, onde são analisadas também a conectividade entre os poros. Deste modo, são obtidos os valores de porosidade resolvida, porosidade total, permeabilidade, distribuição de tamanho de poros (DTP), morfologia dos poros, dentre outras propriedades. Entende-se como porosidade resolvida a porosidade que pode ser calculada nas imagens de µ-CT em determinada resolução. Já a porosidade total é calculada utilizando algoritmos que, pela variação da amplitude da imagem, consegue estimar a porosidade abaixo da resolução. Como as amostras são posicionadas verticalmente, o eixo-Z corresponde a direção ortogonal e os eixos X e Y são paralelos ao plano basal. Todas as amostras foram representadas em cortes XY, XZ e YZ.
Com relação ao tamanho da amostra e à resolução da imagem, quanto maior o tamanho da amostra, menor é a resolução possível para a obtenção de imagens. Para os plugues de testemunho (38,1 mm de diâmetro), resolução máxima atingida nas amostras deste trabalho foi 21,977 µm. Para resoluções mais altas que 20 µm, são necessárias retiradas de sub-amostras dos plugues, cujo tamanho vai depender da resolução da imagem. Por exemplo, as imagens de resolução 4 µm da amostra B_GST1 foram adquiridas a partir de uma sub-amostra de 8 mm de diâmetro, já as imagens de 1,050 µm da A_GST1 foram adquiridas de uma sub-amostra de 1 mm.
As imagens são representadas na escala de cinza, que variam de acordo com o coeficiente de atenuação dos raios X dos diferentes materiais. As regiões mais escuras nas imagens estão relacionadas aos poros, regiões com microporosidade ou minerais de baixa densidade ou número atômico. As regiões mais claras estão relacionadas às fases com minerais de alta densidade ou alto número atômico.
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Tabela 2.1 – Escala de resolução das amostras microtomografadas.
POÇO AMOSTRA RESOLUÇÃO ESPACIAL DA IMAGEM DE µ-CT (µm) A A_GST/PCK1 22,319 9,440 3,710 1,600 A_PCK/GST1 21,977 4,686 1,968 A_GST/PCK2 23,645 9,211 4,685 3,165 1,600 A_GST1 24,014 11,850 10,700 5,425 1,050 A_GST2 22,054 10,339 4,521 3,710 1,285 A_GST3 25,260 17,000 14,982 8,585 7,270 3,798 3,111 1,360 A_GST4 25,260 14,997 9,647 6,890 4,105 4,000 3,781 B B_GST1 34,600 4,000 B_GST2 34,600 4,000 B_GST3 39,900 4,000 B_GST4 34,600 4,000 B_GST5 40,335 4,000 C C_PCK1 36,235 0,880 C_PCK2 4,000 0,990 C_PCK3 36,235 0,870 C_GST1 4,000
2.3.1 Classificação dos tipos de poros
As imagens de µ-CT foram descritas com suporte da descrição petrográfica de lâminas delgadas e das descrições de litofácies dos testemunhos. Verificou-se as relações entre os poros e o arcabouço na rocha, observando suas feições diagenéticas. Foram utilizados, também como suporte, os perfis de porosidade resolvida e os gráficos de direção dos poros, obtidos através do processamento das imagens de µ-CT.
Os tipos de poros foram caracterizados utilizando a classificação proposta por Lucia (1983, 2007). O autor se baseou na classificação apresentada por Choquette e Pray (1970), porém, ao invés de considerar características genéticas, priorizou o agrupamento de tipos de poros com características petrofísicas similares. Outra grande diferença entre essas classificações está na classificação dos vugs, onde Choquette e Pray (1970) consideram como espaço poroso com tendências equidimensionais, visível macroscopicamente (diâmetro maior que 1/16 mm) e que não necessariamente se adapta a posição, forma ou limites do arcabouço ou textura da rocha. Lucia (1983) considera os vugs como espaço poroso encontrado no interior de grãos ou cristais ou que seja significantemente maior que os grãos ou cristais, podendo ser consultados seus exemplos na tabela 2.2.
Tabela 2.2 – Exemplos de tipos de poros segundo a classificação de Lucia (1983, 2007).
TIPOS DE POROS
INTERPARTÍCULA VUGULAR
Vugs-isolados Vugs-conectados
Intergranular Intercristalina Móldica Intrapartícula Microporosidade intragranular Shelter Fraturas Fraturas alargadas Cavernas Brechas Fenestral
Lucia (1983, 2007) definiu dois grupos principais de porosidade (Tabela 2.2): a porosidade interpartícula e a porosidade vugular. A porosidade interpartícula compreende a porosidade intergranular e a intercristalina. A ocorrência da porosidade vugular altera a característica petrofísica, modificando a maneira na qual o espaço poroso é conectado. Os vugs podem ser classificados em vugs-isolados, quando sua conexão é dada pelo espaço interpartícula, e vugs-conectados, quando formam um sistema poroso interconectado, independente do espaço interpartícula.
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2.3.2 Petrofísica Digital
Os dados de petrofísica digital foram obtidos pelo laboratório de Microtomografia do CENPES, através dos dados de µ-CT. Foram calculados os perfis de porosidade resolvida para cada plano XY, XZ e YZ, a porosidade resolvida média, a porosidade total, as curvas de distribuição de tamanho de poros (DTP) e a permeabilidade.
Os dados de porosidade total e permeabilidade obtidos por análise em rocha digital foram comparados aos dados experimentais, para se avaliar a correlação entre os diferentes métodos. As curvas de DTP para as diversas resoluções foram apresentadas em um mesmo gráfico para cada amostra, onde buscou-se compreender o efeito da resolução na caracterização dos tamanhos de poros. Ademais, buscou-se correlacionar as classificações de rock types com o que foi observado em rocha digital.
3
RESULTADOS E DISCUSSÃO
3.1 Classificação em Rock Types 3.1.1 Método FZI
Analisando os valores de FZI para as amostras de rocha dos poços em conjunto e com auxílio do histograma do log de FZI da regressão linear no gráfico semi-log da permeabilidade
versus porosidade e do gráfico log-log de RQI versus øz (Figura 3.1), foram distinguidas sete
unidades hidráulicas de fluxo (UH): UH1, UH2, UH3, UH4, UH5, UH6 e UH7. As distribuições normais foram identificadas no histograma do log de FZI de maneira interpretativa, estabelecendo os limites de FZI para cada UH (Figura 3.1a). As amostras foram agrupadas de acordo com os limites de FZI e adicionadas ao gráfico semi-log da permeabilidade versus porosidade, onde o resultado da regressão linear para cada UH indicaram uma boa correlação (Figura 3.1b). Apenas a UH7 apresenta coeficiente de correlação abaixo de 0,9, pois agrupa unidades hidráulicas com valores mais baixos de FZI. Os limites das UH também foram verificados no gráfico log-log de RQI versus øz, identificando os valores médios de FZI para
cada UH(Figura 3.1c).
Segundo Amaefule et al. (1993), valores mais baixos de FZI estão geralmente relacionados a rochas com porosidade preenchida por lama ou formadas por grãos finos, enquanto valores maiores de FZI estão relacionados a rochas mais limpas, bem selecionadas e de granulometria mais grossa. Então, a UH7 se refere às rochas com menor qualidade na relação porosidade-permeabilidade, tais como rochas de granulometria mais fina, com maior teor de matriz e porosidade pouco conectada. Ocorre melhora da qualidade até a UH1, podendo se tratar de rochas com grãos maiores, melhor selecionadas, com maior espaço poroso e melhor conexão entre os poros.
Na tabela 3.1 podem ser observadas as características petrofísicas de cada UH, assim como seus limites de valores de FZI e seus valores médios de FZI. As UH identificadas para os poços não apresentam grande variação dos valores de porosidade, com a maior média apresentada na UH2 (12,5%) e o menor, pela UH7 (6,02%). Porém, com relação à permeabilidade ocorre grande variação, com o maior valor na UH1 (82,63 mD) e o menor, na UH7 (0,009 mD). Este fato pode sugerir diminuição da granulometria, aumento da porosidade pouco conectada (vugs-isolados) ou maior teor de microporos, para os valores mais baixos de FZI, o que é coerente com observado por Amafuele et al. (1993).
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Figura 3.1 – Identificação das unidades hidráulicas de fluxo (UH) utilizando a metodologia proposta por Amafuele et al. (1993). a) Utilizando o histograma do log (FZI) foram distiguidas 7 UH, identificando distribuições normais de maneira interpretativa. b) As amostras agrupadas por UH no gráfico semi-log de
permeabilidade versus porosidade apresentaram uma boa correlação demonstrada pela regressão linear. c) No gráfico de RQI versus øz é possivel verificar os limites das UH e se obter os valores médios de FZI.
Tabela 3.1 – Valores limites de FZI e valores médios das propriedades petrofísicas de cada unidade hidráulica de fluxo.
UH Limites Média FZI ø (%) k (mD)
1 FZI > 3,5 5,47 12,01 82,630 2 2,2 < FZI < 3,5 2,72 12,50 24,172 3 1,26 < FZI < 2,2 1,64 11,07 6,148 4 0,7 < FZI < 1,26 0,96 10,01 1,615 5 0,43 < FZI < 0,7 0,56 9,28 0,466 6 0,22 < FZI < 0,43 0,31 9,83 0,211 7 FZI < 0,22 0,13 6,02 0,009
Para verificar a variação das UH quanto às litofácies presentes nos poços, foram confeccionados gráficos semi-log de permeabilidade versus porosidade, separados pela litologia (Figura 3.2). Com base nos valores médios de FZI para cada UH (tabela 3.1), foram
definidas 7 linhas de iso-unidade hidráulica, utilizando a equação de permeabilidade de Amaefule et al. (1993) (equação 4), as quais foram adicionadas aos gráficos.
Os maiores valores de FZI correspondem às amostras de grainstone, que se encontram distribuídas da UH1 à UH5 (Figura 3.2b). As amostras de melhor qualidade de fluxo correspondem a litofácies GST3 do poço B, seguida pela GST1, também do mesmo poço, e pela GST2, do poço C. Já as amostras de melhor qualidade no poço A se situam na litofácies GST1, classificadas na UH2. Apesar de apresentarem um maior valor de porosidade, estas amostras apresentam permeabilidade menor do que as classificadas na UH1, o que demonstra menor eficiência das gargantas de poros, podendo ser atribuída à presença de vugs-isolados.
Figura 3.2 – Unidades hidráulicas de fluxo (UH) interpretadas a partir dos valores de FZI, de acordo com a metodologia de Amafuele et al. (1993). No gráfico a) estão apresentadas as UH das amostras em conjunto, com as linhas de iso-unidade hidráulica de fluxo. As amostras das litofácies de grainstone estão classificadas principalmente entre as UH1 e UH5 (gráfico b). As amostras das litofácies de packstone estão
situadas entre as UH2 e UH7 (gráfico c) e as amostras de wakestone, principalmente na UH7 (gráfico d). As amostras de packstone estão distribuídas entre as UH2 e UH7 (Figura 3.2c). Algumas amostras, principalmente das UH2, UH3 e UH4, apresentam permeabilidade maior que 1 mD, contudo, a maior parte se apresenta com permeabilidade menor que 1 mD, demonstrando que apenas as porções mais limpas, bem selecionadas ou de maior granulometria, apresentam características de reservatório. As litofácies PCK/GST1 do poço A e a litofácies PCK2 do poço C possuem algumas amostras com indicativo de maior volume de microporos, o que é
37
demonstrado pelo elevado valor de porosidade (acima de 13%) e pela baixa permeabilidade (menor que 2 mD), sendo encontradas principalmente na UH6. Já os wackestones (WCK) se encontram nas UH6 e UH7, com algumas amostras na UH4 (Figura 3.2d). Estas rochas apresentam permeabilidade abaixo de 1 mD, demonstrando sua característica não-reservatório nesses poços.
Analisando os gráficos da figura 3.2, é possível observar que, de maneira geral, as UH possuem certa relação com a litologia, visto que os grainstones se apresentam nas UH de melhor qualidade, seguida pelos packstones, e, depois, pelos wackestones, que se encontram nas UH inferiores. Entretanto, as UH não correspondem diretamente às litofácies descritas nos poços, podendo as amostras de uma mesma litofácies se apresentarem em distintas unidades hidráulicas.
De acordo com Amafuele et al. (1993), o parâmetro FZI incorpora os atributos geológicos de textura e mineralogia na discriminação das distintas fácies de geometria porosa (unidades hidráulicas de fluxo), que não necessariamente correspondem aos limites das litofácies. Em relação às rochas carbonáticas, ainda segundo esses autores, os diferentes ambientes deposicionais e os processos diagenéticos controlam a geometria porosa e o FZI. Desse modo, o que foi observado nos dados analisados corresponde ao que foi verificado pelos autores. As diferentes UH, em uma mesma litofácies, podem ser devido à variação da intensidade da cimentação, do teor de micrita e dos demais efeitos diagenéticos próprios de cada litofácies, controlando a sua geometria porosa e a conectividade entre os poros.
3.1.2 Classes de Lucia e método de Winland R35
Foram confeccionados os gráficos log-log da permeabilidade versus porosidade para a classificação das amostras de acordo com as classes petrofísicas de Lucia (1983, 1995, 2007) (Figura 3.3). Nestes gráficos também estão apresentadas as linhas de iso-tamanho de garganta de poros de Winland (R35) e as linhas de iso-unidade hidráulica de fluxo (FZI), como em Bust, Oletu e Worthington (2011). O método de Winland (R35) foi utilizado como suporte à interpretação dessa classificação.
Os gráficos da figura 3.3 ilustram as rock types baseadas na classificação de Lucia (RTL) e suas propriedades petrofísicas médias estão apresentadas na tabela 3.2. Foram reconhecidas cinco RTL: RTL1, “GST na classe 1”; RTL2, “GST na classe 2”; RTL3, “PCK dominados por grãos”; RTL4, “PCK dominados por micrita”; e RTL5, “WCK dominados por micrita”. A RTL1 apresenta a melhor qualidade permo-porosa, decrescendo em direção a
Figura 3.3 – Foram reconhecidas 5 rock types baseadas na classificação de Lucia (RTL), identificadas por sua litologia e sua relação com as classes de Lucia. Nota-se que esse agrupamenta tem uma boa relação com as linhas de iso-gargantas de poros, sendo a RTL1 com tendência aos maiores tamanhos, decrescendo
até a RTL5, onde é predominantemente dominada pelas micro-gargantas de poros. Também é possivel observar que cada RTL apresenta uma variação de classificação dentro das UH, demonstrando a
diferença entre essas metodologias.
Segundo Lucia (2007), a classe 1 representa a rock-fabric dos grainstones, onde o tamanho de grão controla o tamanho de poros (dominado por grãos), representando os
grainstones “típicos”. No presente trabalho, as amostras das litofácies de grainstone (GST)
foram separadas em duas RTL, pois parte das amostras apresentaram tendência para a classe 1 (RTL1) (Figura 3.3a), e parte, para a classe 2 (RTL2) (Figura 3.3b).
Foram classificadas como RTL1 (Figura 3.3a), as amostras de GST do poço B (GST1, GST2 e GST3), e as da litofácies GST2, do poço C. De acordo com as linhas de iso-tamanho de gargantas de poros, as amostras se encontram preferencialmente entre a região superior do intervalo das macro-gargantas de poros (próximo à linha de 10 µm) e a inferior das
meso-39
gargantas de poros (próximo à linha de 0,5 µm), com algumas amostras na região de micro. A redução do tamanho de garganta de poros, assim como da permeabilidade, deve ser resultado da cimentação e compactação.
Tabela 3.2 – Rock types baseadas na classificação de Lucia (RTL) e valores médios das propriedades petrofísicas.
RTL Classificação ø (%) k (mD) k/ø
1 GST na classe 1 10,40 36,21 3,48
2 GST na classe 2 13,23 17,76 1,34
3 PCK dominados por grão 8,67 1,51 0,17
4 PCK dominados por micrita 10,11 0,75 0,074 5 WCK dominados por micrita 5,70 0,02 0,0035 Os grainstones do poço A (GST1, GST2 e GST3) e a amostra GST1 do poço C foram classificados na RTL2 (Figura 3.3b). A classe 2 representa os packstones dominados por grãos e o deslocamento dos grainstones para esta classe pode ser efeito do elevado teor de vugs-isolados (porosidade intragranular), gerados por dissolução, e da micritização dos grãos, como relatado na descrição dos testemunhos. As amostras se encontram da região intermediária de macro-gargantas de poros (próximo à linha de 5 µm) até a região de micro, também demonstrando o efeito da cimentação e da compactação.
De acordo com Lucia (2007), os packstones correspondem a uma importante fronteira petrofísica, pois apresentam porosidade intergranular preenchida por quantidade variável de lama. Portanto, podem ser considerados “dominados por grãos” (classe 2), quando possuem baixo teor de micrita, ou “dominados pela matriz” (classe 3), quando a micrita controla a conectividade dos poros.
Os “PCK dominados por grãos” (RTL3) (Figura 3.3c) neste trabalho estão representados pelas amostras das litofácies PCK/GST1, PCK1 e PCK2 do poço B, e PCK3 e PCK4, do poço C. No gráfico, essas amostras se encontram da porção superior da região de meso-gargantas de poros (2 µm) até a região de micro. Algumas amostras estão deslocadas para a classe 1, podendo ser efeito da bioturbação, que promoveu a entrada de GST. Também ocorrem amostras deslocadas para a classe 3, na região de micro-gargantas de poros, devendo ser relativo ao maior teor de micrita e de microporosidade.
Foram classificadas como “PCK dominados por micrita” (RTL4) (Figura 3.3d) as amostras das litofácies PCK/GST1 e PCK/GST21 do poço A, e PCK1 e PCK2, do poço C. Se encontram da porção intermediária da região de meso-gargantas de poros (próximo à linha de
1 µm) à região de micro, com algumas amostras na região superior de meso-garganta de poros. As amostras estão localizadas principalmente na classe 3 e, em menor número, na classe 2, podendo ser interpretado como regiões mais ricas em micrita e regiões com menor teor, respectivamente.
Os “wackestones (WCK) dominados por micrita” (RTL5) (Figura 3.3e) estão representados pelas litofácies PCK/WCK1, WCK/PCK1 e WCK/PCK2 do poço A, e PCK/WCK1 do poço B. Estão situadas na região da micro-garganta de poros, com maior parte das amostras fora das linhas de classificação de Lucia. Esta classe representa as rochas não-reservatório, essencialmente microporosas.
As classes de Lucia apresentaram boa correlação com as litofácies presentes nos poços, onde as amostras agrupadas em litofácies tenderam a acompanhar suas linhas de classificação. Observando as iso-linhas de tamanho de gargantas de poros, nota-se que em uma mesma classe pode ocorrer variação do tamanho de garganta de poros dominantes, que deve estar relacionada a variação da intensidade da cimentação e da compactação. Esse método demonstra-se eficiente quando se tem o objetivo de identificação de rock types que associem os parâmetros petrofísicos com as litofácies.
Entretanto, optou-se por utilizar as UH como referência, por ser um método que busca agrupar rochas com características de geometria de poros e conectividade similares. As classes de Lucia e os tamanhos de gargantas de poros dominantes serão utilizados para se ter uma melhor compreensão do significado geológico e de qualidade de fluxo dessas unidades. Com essa finalidade, comparando a classificação dos dados nos gráficos da figura 3.3, onde estão presentes as linhas de classificação das três metodologias, foi confeccionada a tabela 3.3. Podem ser observadas as características geológicas de cada UH, representadas pela litologia e pelas classes de Lucia, e a qualidade de fluxo, representada pelo tamanho de gargantas de poros dominantes.
Tabela 3.3 – Unidades hidráulicas e a relação com as classes de Lucia e o tamanho de gargantas de poros.
Unidade Hidráulica de Fluxo Litologia e classes de Lucia Tamanho de gargantas de poros dominantes
UH1 GST na classe 1
Macro UH2 GST entre as classes 1 e 2
UH3 GST/PCK na classe 2 Meso UH4 PCK/GST na classe 2 UH5 PCK na classe 2 Micro UH6 PCK na classe 3
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3.2 Microtomografia de Raios-X
3.2.1 Tipos de poros e perfis de porosidade
Os tipos de poros apresentados na tabela 3.4 foram caracterizados através das imagens de µ-CT utilizando a classificação proposta por Lucia (1983, 2007). Foi possível, com suporte de observações das lâminas petrográficas das amostras escolhidas para a aquisição de imagens por µ-CT e das descrições das litofácies, o reconhecimento do arcabouço, de suas feições diagenéticas e dos tipos de poros presentes na rocha.
Tabela 3.4 – Descrição dos tipos de poros e principais características petrográficas e diagenéticas das amostras microtomografadas. As amostras foram organizadas por sua litofácies e por ordem de qualidade
de FZI, sendo apresentada a sua classificação de unidade hidráulica de fluxo.
AMOSTRA CARACTERÍSTICAS PETROGRÁFICAS PRINCIPAIS EVENTOS DIAGENÉTICOS TIPOS DE POROS UH
B_GST5
Grainstone oolítico com
oncolitos e peloides. Oolitos e oncolitos de granulometria variando de
areia média a grossa; Peloides em tamanho areia
média. Presença de siliciclastos e fragmentos de rochas vulcânicas. Bioturbado. Grãos micritizados; Dissolução parcial de grãos;
Cimentação por calcita blocosa e mosaico grosso; Cimento radial formado por
clorita.
Intergranular,
vugs-isolados e
microporosidade. UH1
B_GST4
Grainstone oolitico, com
oncolitos e bioclastos. Oolitos com granulação areia
média;
Oncolitos com granulação areia grossa a grânulos; Presença de siliciclastos;
Bioturbado.
Grãos micritizados; Dissolução parcial de
grãos;
Cimentação por calcita blocosa, mosaico grosso e
sintaxial (associado aos equinoides); Contatos côncavo-convexo e suturados. Na B_GST3 ocorrem microfraturas e estilólitos. Intergranular, vugs-isolados e microporosidade. Na B_GST3 ocorrem vugs-conectados (microfraturas). UH1 B_GST1 B_GST3 B_GST2
A_GST3 Grainstone oolítico, com raros oncolitos e bioclastos. Oolitos tamanho areia média
a grossa; Oncolitos tamanho areia
grossa, com grânulos; Bioturbado.
Grãos micritizados; Dissolução parcial de
grãos;
Cimentação por calcita blocosa, mosaico grosso e
sintaxial; Grande ocorrência de contatos suturados (compactação química); Grãos quebrados. Intergranular, vugs-isolados e microporosidade. UH2 A_GST4
Tabela 3.4 – Descrição dos tipos de poros e principais características petrográficas e diagenéticas das amostras microtomografadas. As amostras foram organizadas por sua litofácies e por ordem de qualidade
de FZI, sendo apresentada a sua classificação de unidade hidráulica de fluxo (continuação).
AMOSTRA CARACTERÍSTICAS PETROGRÁFICAS PRINCIPAIS EVENTOS DIAGENÉTICOS TIPOS DE POROS UH
A_GST1
Grainstone oolítico, com
oncolitos.
Oolitos com granulometria de areia média a grossa, com regiões areia fina a média; Oncolitos de granulometria areia grossa, com grânulos;
Bioturbado.
Cimentação por calcita blocosa e mosaico grosso;
Franjas de calcita prismática; Micritização de grãos; Dissolução parcial de grãos; Ocorrem contatos suturados Intergranular, vugs-isolados e microporosidade. UH2 A_GST2
Grainstone oncolítico, oolítico
com peloides e bioclastos. Granulometria fina a média,
com regiões de grãos areia grossa a muito grossa;
Bioturbado.
Grãos micritizados; Dissolução parcial de
grãos;
Cimentação por calcita blocosa, mosaico grosso e
sintaxial; Franjas de calcita prismática; Grãos quebrados; Ocorrem contatos suturados. Intergranular, vugs-isolados e microporosidade. UH2 C_GST1 Grainstone oncolítico, oolítico.
Oolitos tamanho areia média; Oncolitos tamanho areia
grossa a muito grossa; Os bioclastos e intraclastos
ocorrem como núcleo dos oncolitos.
Dissolução parcial de grãos;
Cimentação por calcita blocosa e mosaico grosso;
Grãos quebrados. Intergranular, vugs-isolados e microporosidade. UH3 A_GST/PCK1 Grainstone oolítico,
oncolítico, bioclástico, com peloides.
Oncolitos e oolitos com granulação areia fina a muito
grossa;
Peloides de granulação areia fina; Mal-selecionado; Bioturbado. Micritização de grãos; Dissolução parcial de grãos; Cimentada por calcita blocosa e mosaico grosso;
Cimento sintaxial, associado aos equinoides;
Microfraturas; Ocorrem contatos suturados. Intergranular, vugs-isolados, vugs-conectados (micro-fraturas) e microporosidade. UH4 C_PCK3
Packstone peloidal com
bioclastos e oncolitos. Peloides tamanho areia fina;
Oncolitos tamanho areia grossa a grânulos;
Matriz micrítica; Bioturbação, com entrada de
GST.
Dissolução parcial da matriz e de grãos; Grãos micritizados; Cimentação por calcita
blocosa fina; Presença de contatos suturados (compactação química). Na C_PCK3 e C_PCK2 ocorrem cristais de dolomita. Na C_PCK2 e C_PCK1 ocorrem micro-vugs. Intergranular, intercristalina (C_PCK3), vugs-isolados e microporosidade. UH4 C_PCK2 UH4 C_PCK1 UH6
