DE LA ROSA, ANA JACQUELINE

ii

DE LA ROSA, ANA JACQUELINE

Estudo de Propriedades e Comportamento Geomecânico de Rochas- Reservatório

[Rio de Janeiro] 2005

XV, 130 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia Civil, 2005)

Tese – Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE

1. Rochas de Reservatório 2. Comportamento Mecânico 3. Resistência e Deformabilidade

iii

À minha família, em especial à minha mãe, pela eterna confiança que tem em mim.

iv

Agradecimentos

À minha família, porque sempre me apoiou, demonstrando carinho, amor e confiança, durante todo o tempo que estive longe, em especial a meu tio Carlos e Nilea por terem me incentivado a vir estudar no Brasil e pela ajuda que nunca faltou.

À minha orientadora, Anna Laura, pela valiosa ajuda no desenvolvimento do trabalho e pela interação sempre agradável, pela amizade e socorro nos momentos difíceis, pelos conselhos e sabedoria transmitida, durante o tempo compartilhado.

Expresso um reconhecimento de gratidão às pessoas do CENPES, os técnicos Marcos, Rodrigo, Marcus e em especial ao Engenheiro Mauro Bloch, co-orientador, pela ajuda na realização dos ensaios no Laboratório de Mecânica de Rochas.

A entidade financiadora CNPq, pela bolsa de estudos que ajudou no sustentou no Rio de Janeiro.

Finalmente, aos meus colegas de mestrado, Antonio, Beatriz, Ricardo, Marcelinho, Mary, Leo, Rodrigo, Rosane e Marcos, deixo um abraço pelo companheirismo durante este tempo.

v

Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)

ESTUDO DE PROPRIEDADES E COMPORTAMENTO GEOMECÂNICO DE

ROCHAS-RESERVATÓRIO

Ana De La Rosa Bucheli

Julho/2005

Orientador: Anna Laura Nunes da Silva

Co-orientador: Mauro Bloch

Programa: Engenharia Civil

O estudo do comportamento geomecânico de rochas-reservatório tem grande importância para a otimização dos processos de exploração, produção e recuperação de poços de petróleo. Esta pesquisa trata da análise do comportamento de 3 rochas-reservatório obtidas de ensaios de laboratório, que, associadas às informações da formação rochosa, petrográfia e propriedades índice, permitem a melhor caracterização do material. As rochas provêm tanto de exploração of shore quanto continental, sendo o arenito A do Campo do Espírito Santo, o arenito B do Campo da Fazenda Pocinho e o calcissiltito do Campo de Cherne. As rochas-reservatório diferem das outras não só pelas características de gênese e diagênese, como também pela presença de diversos fluidos nos poros. As propriedades mecânicas foram determinadas através de ensaios de compressão uniaxial, compressão triaxial drenada e não drenada, compressão hidrostatica, fluência e ensaio brasileiro. Os resultados obtidos mostram a influência do fluido de poro e dos diferentes ensaios mecânicos e alertam sobre a inadequação das teorias de meios saturados quando o fluido é viscoso e compressível, como o óleo usado nesta pesquisa.

vi

Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of requirments

for the degree of Mater of Science (M.Sc.)

STUDY ON THE GEOMECHANICAL PROPERTIES AND BEHAVIOR OF RESERVEVOIR ROCKS

Ana De La Rosa Bucheli

July/2005

Advisor: Anna Laura Nunes da Silva Co-advisor: Mauro Bloch

Department: Civil Engineering

This study of the geomechanical behavior of reservoir rocks has great importance for exploration, production and recovery processes of oil wells. A comprehensive investigation on the mechanical behavior of 3 reservoir rocks has been carried out using geological data, mineralogical and textural properties, index and mechanical properties. The research was developed considering samples of 3 different oil wells: continental sandstone from Fazenda Pocinho field, off shore sandstone from Espírito Santo field and off shore carbonatic rock from Cherne field. These reservoir rocks differ of the other rocks not only for the genesis and digenesis characteristics, as well as for the presence of different pore fluids. Mechanical properties are determined using uniaxial compression, drained and undrained triaxial compression, brazilian test, hydrostatical compression and creep test. The obtained results show the influence of the pore fluid and different mechanical tests and they alert about the inadequacy of the saturated medium theories when the fluid is viscous compressible, as the oil used in this research.

vii Sumário

1. Introdução...

1 1.1. Relevância do Estudo ... 1 1.2. Objetivos ... 2 1.3. Escopo da Dissertação ... 3

2. Revisão Bibliográfica...

5

2.1. Geologia das Rochas-Reservatório ... 5

2.2. Propriedades Petrográficas ... 6

2.3. Propriedades Físicas das Rochas ... 7

2.3.1. Porosidade ... 9

2.3.2. Permeabilidade ... 12

2.3.3. Teor de Umidade e Saturação dos Corpos Prova ... 13

2.4. Propriedades Mecânicas ... 15

2.4.1. Ensaio de Compressão Uniaxial e Triaxial ... 15

2.4.2. Ensaio de Compressão Hidrostática ... 18

2.4.3. Ensaio Brasileiro... 21

2.4.4. Ensaio de Fluência... 21

2.4.5. Efeito da Taxa de Deformação no Comportamento Mecânico das Rochas ... 25

2.5. Correlações entre Propriedades... 31

2.5.1. Correlações entre a Porosidade e outras Propriedades ... 31

2.5.2. Correlação entre a Resistência à Compressão Uniaxial e Outras Propriedades ... 32

2.5.3. Correlações entre a Resistência à Tração e Outras Propriedades... 38

3. Caracterização Geológica, Petrográfica e Física...

39

3.1. Aspectos da Geologia de Formação ... 39

3.1.1. Geologia de Formação do Arenito A ... 40

3.1.2. Geologia de Formação do Arenito B ... 42

viii

3.2. Propriedades Petrográficas ... 47

3.2.1. Lâminas Petrográficas ... 47

3.2.2. Análises das Lâminas Petrográficas ... 49

3.3. Propriedades Índice ... 53

3.3.1. Determinação do Volume de Grãos e de sua Densidade ... 53

3.3.2. Medições de Permeabilidade ao Ar e da Porosidade .. 53

3.3.3. Análise e Resultados das Propriedades Físicas ... 54

3.4. Considerações Finais ... 56

4. Metodologia Experimental para Caracterização Mecânica...

58

4.1. Distribuição das Amostras de Estudo ... 58

4.2. Preparação dos Corpos de Prova ... 58

4.2.1. Conservação dos Testemunhos ... 59

4.2.2. Preparação dos Corpos de Prova ... 60

4.2.3. Limpeza dos Corpos de Prova ... 60

4.2.4. Saturação dos Corpos de Prova ... 62

4.3. Metodologias de Ensaios ... 65

4.3.1. Ensaio de Compressão Uniaxial ... 67

4.3.2. Ensaio de Compressão Triaxial ... 68

4.3.3. Cálculo das Deformações... 73

4.3.4. Ensaio Brasileiro... 74

4.3.5. Ensaio de Fluência... 75

4.4. Critérios de Ruptura ... 75

4.4.1. Critério de Mohr Coulomb ... 76

4.4.2. Critério do Hoek – Brown ... 77

5. Resultados e Análises...

78

5.1. Ensaio de Compressão Uniaxial ... 78

5.2. Compressão Hidrostática ... 85

5.2.1. Ensaio de Compressão Hidrostática sem Membrana 85

5.2.2. Compressão Hidrostática Drenada ... 86

5.2.3. Compressão Hidrostática não Drenada ... 93

ix

5.4 Compressão Triaxial não Drenada ... 100

5.5. Ensaios Brasileiro... 101 5.6. Ensaio de Fluência... 104 5.7. Envoltórias de Ruptura ... 106 5.8. Correlações ... 109

6. Conclusões e Sugestões...

111 6.1. Conclusões ... 111 6.2. Sugestões ... 114

Referências Bibliográficas...

115

Apêndice 1 ...

121

x

Lista De Figuras

Capítulo 2

Figura 2.1. Preenchimento dos poros na diagênese de rocha carbonática: a) espaços porosos escuros; b) poros preenchidos por material cimentante (EBERLI et al., 2003)... 11 Figura 2.2. Rochas carbonáticas com porosidade: a) Móldica e b)

Intercristalina (EBERLI et al., 2003)... 12 Figura 2.3. Evolução da permeabilidade com o carregamento (FERFERA et

al.,1997). ... 13

Figura 2.4. Resultados de ensaios triaxiais do arenito Tennesse saturado com água, etanol e seco (CUSS et al., 2003)... 15 Figura 2.5. Comportamento tensão-deformação axial, lateral e volumétrica sob

compressão triaxial (adaptada de GOODMAN, 1989)... 17 Figura 2.6. Comportamento de rochas brandas sob tensão uniaxial (NUNES,

1989)... 18 Figura 2.7. Comportamento tensao deformação volumétrica em compressão

hidrostática (GOODMAN, 1989)... 19 Figura 2.8. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante de ensaio

de compressão hidrostática no arenito Penrith (CUSS et al, 2003).. 20 Figura 2.9. Curva teórica tempo vs deformação com tensão constante (LAMA

& VUTUKURI, 1978) ... 22 Figura 2.10. Modelo de Kelvin generalizado: (a) representação esquemática;

(b) curva teórica tempo vs deformação (VUTUKURI, 1978)... 25 Figura 2.11. Curvas tensão vs deformação de ensaios uniaxiais sob diferentes

taxas de deformação (LI e XIA, 2000)... 26 Figura 2.12. Correlação entre taxa de deformação e resistência de pico em

ensaios de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000)... 27 Figura 2.13. Correlação entre taxa de deformação e deformação de pico para

ensaios de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000)... 27 Figura 2.14. Correlação entre resistência à compressão uniaxial e: (a)

resistência à compressão pontual; (b) Densidade de empacotamento... 33

xi

Figura 2.15. Influência do tamanho dos grãos sobre a resistência à compressão uniaxial (PALCHIK, 1999)... 33

Capítulo 3

Figura 3.1. Fluxograma dos procedimentos de confecção de lâminas petrográficas (CESERO e DE ROS, 1989)... 48 Figura 3.2. Aspecto das amostras do arenito B... 50 Figura 3.3. Aspecto do testemunho do calcissiltito e ampliação da lâmina

petrográfica... 52

Capítulo 4

Figura 4.1. Equipamento para ensaios geomecânicos utilizados ... 66

Figura 4.2. Corpo de prova montado para o ensaio de compressão triaxial... 69

Capítulo 5

Figura 5.1. Curva tensão versus deformação axial do ensaio de compressão

uniaxial nos CPs 10 e 12, do arenito A... 79 Figura 5.2. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica dos

ensaios de compressão uniaxial dos CPs com o fluido da formação e óleo OB-9 do arenito A... 80 Figura 5.3. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica dos

ensaios de compressão uniaxial dos CPs saturados com água e óleoOB-9 do arenito A... 80 Figura 5.4. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica do

ensaio de compressão uniaxial com o fluido da formação e óleo diesel do CP 15 do arenito B... 81 Figura 5.5. Curvas tensão vs. deformações axial, radial e volumétrica do

ensaio de compressão uniaxial do CP24 saturado com óleo OB-9 do calcissiltito... 81 Figura 5.6. Ensaios de compressão uniaxial sob diferentes condições de

xii

Figura 5.7. Curvas pressão confinante σ3 vs deformação volumétrica dos

ensaios de compressão hidrostática sem membrana... 86 Figura 5.8. Variação do coeficiente de adensamento em função da pressão

confinante: (a) CP05 saturado com água e (b) CP06 saturado com óleo OB-9... 88 Figura 5.9. Variação do coeficiente de adensamento em função da pressão

confinante dos CP14, CP17 e CP20 do arenito B, conservados em óleo diesel... 90 Figura 5.10. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante do CP11

sob condições drenadas... 92 Figura 5.11. Curva pressão confinante vs deformação volumétrica do ensaio de

compressão hidrostática do óleo OB-9... 95 Figura 5.12. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes

pressões confinantes dos CPs do arenito A saturados com água. 98 Figura 5.13. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes

pressões confinantes dos CPs do arenito A saturados com óleo OB-9... 98 Figura 5.14. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes

pressões confinantes dos CPs do arenito A com o fluido da formação e óleo OB-9... 99 Figura 5.15. Curvas tensão desviadora vs deformação axial sob diferentes

pressões confinantes dos CPs do arenito B saturado com o fluido da formação e óleo diesel... 99 Figura 5.16. Corpo de prova ensaiado sob compressão triaxial do arenito

B... 100 Figura 5.17. Curvas tensão vs deslocamento dos discos do arenito A... 103 Figura 5.18. Curvas deformação vs tempo a) CP 01 saturado com água e b)

CP02 saturado com óleo... 105 Figura 5.19. Envoltórias de ruptura Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito A

saturado com água... 106 Figura 5.20. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito

xiii

Figura 5.21. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do arenito A com fluido da formação e óleo OB-9...

107 Figura 5.22. Envoltórias de ruptura de Mohr-Coulomb e Hoek - Brown do

xiv

Lista de Tabelas

Capítulo 2

Tabela 2.1. Propriedades físicas das rochas (NUNES, 1989)... 7 Tabela 2.2. Características da água e óleo OB-9... 14 Tabela 2.3. Modelos reológicos usados para diferentes tipos de rochas (modificado de LAMA e VUTUKURI, 1978)... 24 Tabela 2.4. Parâmetros de resistência e deformabilidade em função de taxas de deformação para arenito vermelho (LI e XIA, 2000)... 26 Tabela 2.5. Taxa de deformação ou carregamento dos corpos de prova em ensaios de compressão uniaxial... 28 Tabela 2.6. Taxas de deformação ou deslocamento em ensaios de compressão hidrostática e triaxial de rochas... 30 Tabela 2.7. Correlações entre a resistência à compressão uniaxial e outras propriedades... 34 Tabela 2.8. Correlações entre resistência à compressão uniaxial qu e resistência

à compressão pontualIs50... 35

Tabela 2.9. Correlações entre à resistência a compressão uniaxial qu e a energia

do golpe do martelo Schmidt Rn... 36

Tabela 2.10. Correlações entre resistência à compressão uniaxial (qu) e

velocidade de onda (V_p2)... ₃₇ Tabela 2.11. Correlações entre a resistência à compressão uniaxial (qu) e

resistência ao impacto obtida do ensaio de Protodyakonov (ISI)... 37

Capítulo 3

Tabela 3.1. Lâminas petrográficas disponíveis das rochas estudadas... 49 Tabela 3.2. Propriedades texturais das lâminas petrográficas dos arenitos A e B.. 50 Tabela 3.3. Propriedades mineralógicas das lâminas petrográficas dos poços A e B... 51 Tabela 3.4. Densidade específica dos grãos obtida de lâmina delgada... 52 Tabela 3.5. Propriedades índice calculadas dos corpos de prova das rochas estudadas... 54 Tabela 3.6. Propriedades físicas medidas nas amostras das rochas estudadas.... 55

xv Capítulo 4

Tabela 4.1. Distribuição dos CPs para a realização dos ensaios mecânicos... 59

Tabela 4.2. Preparação dos corpos de prova... 61

Tabela 4.3. Características dos CPs cilíndricos das rochas estudadas... 63

Tabela 4.4. Características dos discos das rochas estudadas... 65

Capítulo 5 Tabela 5.1. Resultados dos Ensaios de Resistência à Compressão Uniaxial ... 82

Tabela 5.2. Parâmetros elásticos médios sob compressão uniaxial das rochas estudadas... 85

Tabela 5.3. Compressibilidade dos grãos em ensaios de compressão hidrostática das rochas estudadas... 86

Tabela 5.4. Determinação da taxa de deformação lateral crítica em função da tensão confinante... 89

Tabela 5.5. Módulos de compressibilidade em compressão hidrostática drenada... 92

Tabela 5.6. Cálculo do parâmetro B do CP04 saturado com óleo OB-9 do arenito A... 93

Tabela 5.7. Resultados dos ensaios triaxiais drenados... 96

Tabela 5.8. Resultados dos ensaios triaxiais não drenados... 101

Tabela 5.9. Resultados dos ensaios brasileiros das rochas estudadas... 102

Tabela 5.10. Resultados dos ensaios de fluência... 104

Tabela 5.11. Correlações entre as propriedades físicas e mecânicas das rochas estudadas... 109

1

CAPÍTULO I INTRODUÇÃO

1.1. Relevância do Estudo

O estudo do comportamento geomecânico de rochas-reservatório tem grande importância para a otimização dos processos de exploração e produção de petróleo. O contínuo desenvolvimento da indústria do petróleo incita a realização de pesquisas, as quais envolvem áreas multidisciplinares. Esta pesquisa se centra na análise das propriedades petrográficas, físicas e mecânicas das rochas por meio de resultados de ensaios de laboratório, que associados às informações de geologia da formação rochosa, permitem a melhor compreensão do comportamento do material.

A pesquisa foi desenvolvida considerando amostras de três poços diferentes de exploração de óleo, dos quais dois são arenitos e o terceiro é um carbonato. É importante lembrar que a frequência de ocorrência dos tipos litológicos de reservatórios de petróleo é de cerca de 59% de arenitos, 40% de calcários e dolomitas e 1% de outras rochas fraturadas. As rochas carbonáticas diferem dos arenitos, não só pelo soterramento, como também pelo ambiente deposicional que, em alguns casos, é composto por fósseis que contribuem para o alto teor de calcita da rocha.

A maioria destas rochas são brandas e porosas. Os procedimentos de ensaios para determinação de propriedades e comportamento sugeridos pela ISRM (1981) contemplam as rochas duras. A literatura apresenta informações limitadas quanto aos métodos de ensaios e comportamentos típicos de rochas brandas.

Outra característica marcante das rochas-reservatório, em relação a outras rochas, corresponde ao fluido de poros. Além de água, usualmente salina, pode conter óleo e/ou gases. Este aspecto pode influenciar o comportamento geomecânico das rochas de exploração de petróleo.

Várias dificuldades são originadas pela saturação de amostras de rocha-reservatório com água, tais como o colapso por expansão freqüente em folhelhos ou danos por corrosão nos equipamentos de teste. Estes problemas levaram à contínua realização

2

de ensaios com amostras saturadas com óleo no Laboratório de Mecânica de Rochas do CENPES-PETROBRÁS.

A influência do tipo de fluido intraporo nas propriedades e no comportamento mecânico das rochas é pouco conhecida e as poucas informações disponíveis são contraditórias. Desta forma, esta pesquisa procurou avaliar esta influência através da realização de ensaios mecânicos diversos, considerando os fluidos intraporos mais freqüentemente utilizados nos testemunhos de poços de exploração da Petrobrás.

1.2. Objetivos

Esta pesquisa tem como objetivo geral analisar o comportamento geomecânico de rochas-reservatório, através da realização de ensaios físicos e mecânicos de laboratório com diferentes tipos de solicitação e fluidos intraporos. O comportamento tensão-deformação e parâmetros de resistência e deformabilidade das rochas associados às propriedades de mineralogia, porosidade e permeabilidade são subsídios importantes para as análises relativas às operações de perfuração, produção e recuperação de poços de petróleo.

O material estudado corresponde a amostras provenientes de três poços de exploração. O arenito A, uma rocha oriunda do Campo de Espírito Santo de exploração of shore. O arenito B de exploração continental do Campo Fazenda Pocinho e, finalmente, a rocha carbonática classificada como calcissiltito do Campo Cherne de exploração of shore.

A análise do comportamento geomecânico das rochas dos poços é realizada através da determinação das suas propriedades petrográficas (constituição mineralógica, porosidade de lâmina, arranjo, forma e contacto de grãos, granulometria), físicas (pesos específicos seco e saturado, densidade específica dos grãos, porosidade, permeabilidade, teor de umidade e grau de saturação in situ) e mecânicas (resistência à compressão uniaxial e à tração, resistência à compressão triaxial, módulo de elasticidade, coeficiente de Poisson, viscosidade, compressibilidade, coesão e ângulo de atrito), além dos aspectos da geologia das formações.

3 1.3. Escopo da Dissertação

Esta dissertação é composta por 6 capítulos, sendo o primeiro uma introdução à pesquisa desenvolvida. Nesta introdução procurou-se salientar a importância do estudo e os principais objetivos.

O Capítulo 2 apresenta uma revisão bibliográfica dirigida à coleta de informações sobre propriedades mineralógicas, físicas e mecânicas de rochas brandas e porosas. Maior destaque foi conferido às propriedades físicas que influenciam o comportamento mecânico, tais como a porosidade, permeabilidade, teor de saturação e fluido intraporos. Os comportamentos mecânicos típicos de rochas brandas e duras e procedimentos de ensaios são apresentados e discutidos. Reporta-se também um conjunto de correlações encontradas em diferentes estudos correspondentes às propriedades mais relevantes como composição mineralógica, porosidade e resistência à compressão uniaxial de rochas brandas típicas de reservatórios.

No Capítulo 3 as rochas de estudo são descritas através das características geológicas típicas das formações de onde foram extraídas. Apresentam-se os processos diagenéticos mais importantes das rochas e que contribuíram para alguns aspectos das amostras estudadas. São também descritos os procedimentos para confecção de lâminas petrográficas e ensaios de determinação de propriedades físicas. As análises de propriedades mineralógicas e texturais e propriedades-índice são reportadas.

O Capítulo 4 apresenta o procedimento experimental adotado para a pesquisa das propriedades mecânicas das rochas estudadas. Apresenta também os procedimentos de corte, preparação e saturação dos corpos de prova com água, óleo mineral e fluido de formação com óleo mineral. Descrevem-se as técnicas de ensaios de compressão uniaxial, triaxial drenada e não drenada, compressão hidrostática, ensaio brasileiro e de fluência. Os métodos de interpretação e de determinação dos parâmetros de cada ensaio são também apresentados.

O Capítulo 5 apresenta as análises e resultados dos ensaios mecânicos (uniaxiais, triaxiais, brasileiro e fluência) através de tabelas e curvas típicas mais importantes, ressaltando-se as diferenças de comportamentos em função do tipo de solicitação e das condições de saturação, representadas pelo tipo de fluido intraporo. Finalmente,

4

analisam-se as correlações mais importantes encontradas entre as diferentes propriedades estudadas.

No Capítulo 6 são apresentadas as principais conclusões obtidas neste estudo e algumas sugestões para pesquisas futuras.

A dissertação também conta com um apêndice, onde são apresentados todos os resultados dos ensaios mecânicos realizados.

5

CAPÍTULO II

REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

Este capítulo apresenta uma breve descrição da geologia das rochas-reservatório, na qual se explica a origem e as conseqüências dos processos diagenéticos sobre as características físicas e o comportamento mecânico da rocha.

A revisão da literatura enfoca as propriedades mineralógicas, texturais e físicas da rocha, que podem influenciar o comportamento mecânico, dentro das quais destaca-se a constituição mineralógica, textura, porosidade e permeabilidade, teor e tipo de saturação. Ressaltam-se também as principais características de comportamento mecânico de rochas brandas e duras sob solicitações tais como as resultantes de compressão uniaxial, hidrostática, triaxial e de tração.

Finalmente, o capítulo reporta as principais correlações entre propriedades mineralógicas, físicas e mecânicas, obtidas de diferentes estudos da literatura, com o objetivo de estabelecer o grau de relevância em relação ao comportamento mecânico das rochas brandas.

2.1. Geologia das Rochas-Reservatório

As rochas-reservatório provêm de bacias sedimentares, originadas pela deposição de detritos de outras rochas (magmáticas e metamórficas), geralmente transportados por agentes, tais como, água e ar. Elas são classificadas, em geral, como rochas brandas e porosas.

O conjunto de sedimentos litificados que forma a bacia pode sofrer processos de transformação, conhecidos como diagênese. Na diagênese podem ocorrer dissoluções e precipitações que transformam o depósito sedimentar (material friável e inconsolidado) em uma rocha maciça. Os processos diagenéticos mais comuns de litificação de sedimentos são: compactação, dissolução, cimentação e recristalização diagenética.

Em geral os reservatórios de petróleo estão localizados abaixo de uma camada impermeável, formada pela rocha geradora de onde os hidrocarbonetos migram rumo

6

às rochas porosas, tal como os arenitos, calcários e dolomitas, que constituem rochas armazenadoras potenciais de óleo cru. Portanto, a caracterização do comportamento deste tipo de rocha é de grande interesse para a indústria do petróleo (SUGUIO, 1980).

Uma vez que elevadas concentrações de hidrocarbonetos encontram-se nos depósitos sedimentares, os estudos sedimentológicos são de grande relevância. A geologia do petróleo tem tanta importância acadêmica quanto econômica, pois o êxito da exploração está fortemente ligado a um amplo conhecimento da sedimentologia da formação.

2.2. Propriedades Petrográficas

Algumas propriedades relevantes nas rochas de reservatório são as mineralógicas e texturais, além da porosidade. O conhecimento destes parâmetros permite uma melhor caracterização do comportamento do material.

Existem diferentes métodos para determinação dos minerais constituintes da rocha, dentre os quais a lâmina petrográfica se destaca por proporcionar um grande conjunto de informações. Apesar do desenvolvimento de alta tecnologia como a microscopia eletrônica, difratometria de raios X e outras técnicas mais sofisticadas, a petrografia óptica contribui para um estudo petrológico mais refinado.

As descrições petrográficas realizadas na lâmina delgada permitem uma avaliação da constituição mineralógica, densidade dos grãos, presença e o tipo de cimentação, porosidade, textura, eventos diagenéticos e tipo de rocha.

Conhecer as relações entre os minerais que compõem as rochas-reservatório e os sistemas porosos auxilia no entendimento da diagênese da formação e do comportamento mecânico.

Os principais minerais constituintes da rocha são os silicatos, seguidos pelos carbonatos, óxidos, hidróxidos e sulfatos. Destes grupos destacam-se os seguintes: quartzo, feldspato, calcita, nefelina, dolomita, magnetita, pirita, galena, olivina, clorita e piroxênios.

7

O grupo dos silicatos, minerais mais comuns denominados de essenciais, tem influência importante no comportamento das rochas nas quais estão presentes. Assim, rochas ricas em quartzo e feldspato são duras, com comportamento frágil. Rochas ricas em anfibólios e piroxênios alteram-se mais facilmente, originando a perda de resistência. Rochas ricas em micas apresentam laminação.

As rochas ricas em argilominerais têm seu comportamento influenciado pelo tipo de argilomineral presente. Por exemplo, as esmectitas têm comportamento expansivo, baixas resistência ao cisalhamento e permeabilidade. Os carbonatos formam os calcários, minerais de baixa resistência e solúveis, com comportamento frágil à baixas pressões.

2.3. Propriedades Físicas das Rochas

As propriedades físicas têm um papel importante na caracterização de rochas, pois fornecem uma estimativa do comportamento potencialgeotécnico da massa de rocha.

A rocha, similarmente ao solo, é composta por minerais e diferentes fluidos. Para a determinação das proporções de cada um e das propriedades índice do material é necessário realizar ensaios tais como: densidade, porosidade, teor de umidade, velocidade de propagação de onda, permeabilidade, durabilidade e resistência (Tabela 2.1).

De maneira simplificada pode-se dizer que a rocha-reservatório pode ser vista como um material sólido, poroso e geralmente preenchido com algum tipo de fluido como água, óleo ou gás.

Tabela 2.1. Propriedades físicas das rochas (NUNES, 1989).

Propriedade Expressão Unidade Equação

Densidade absoluta V M M V M _s + _w = = ρ (g/cm3_{) (2.1)} Densidade relativa w

G

ρ

ρ

=

(-) (2.2)

8

Propriedade Expressão Unidade Equação

Peso específico total

V

Ww

Ws

V

W

₌

+

=

γ

(g/cm3_{) (2.3)} Peso específico saturado V W_sat sat = γ para S=100% (g/m3_{) (2.4)}

Peso específico seco

V

Ws

d

=

γ

(g/cm3_{) (2.5)}

Peso específico dos

sólidos (grãos)

Vs

Ws

s

=

γ

(g/cm3) (2.6)

Densidade relativa dos

grãos w s s G γ γ = (-) (2.7) Porosidade

*

100

V

Vv

n

=

(%) (2.8) Índice de vazios

n

1

n

e

−

=

(-) (2.9) Grau de saturação *100 V V S v w = (%) (2.10) Teor de umidade de saturação

Ws

*

100

Ww

sat

=

ω

(%) (2.11) Permeabilidade hidráulica

(

dh

/

dx

)

)

A

/

q

(

*

K

x

γ

μ

=

cm2 (≈ 108 darcy) (2.12) Permeabilidade

μ

γ

= *

K

k

cm/s (≈10-3 darcy) (2.13)

9 Observações:

Constituintes sólidos: massa

M

_s, peso

W

_s e volume

V

_s; Água nos poros: massa M_w, peso W_w e volume V_w; Ar nos poros: massa e peso nulos, volume

V

_a;

Poros: volume

V

_v

=

V

_a

+

V

_w; Massa da amostra:

M

=

M

_s

+

M

_w; Peso da amostra:

W

=

W

_s

+

W

_w; Volume da amostra:

V

=

V

_s

+

V

_v; Peso específico da água: γ_w; Viscosidade dinâmica do fluido:

μ

; Razão de fluxo na direção (x): q_x; Gradiente hidráulico: dh/dx;

Área perpendicular à direção do fluxo (x): A.

Os parâmetros de deformabilidade e resistência das rochas podem ser influenciados pelas propriedades, tais como, porosidade, permeabilidade e teor de umidade. A literatura reporta freqüentemente correlações entre estas propriedades. Mas, raramente são encontradas informações sobre o efeito do fluido intraporos nas propriedades de resistência e deformabilidade.

2.3.1. Porosidade

A porosidade pode ser vista como uma medida do volume dos espaços vazios da rocha, composta principalmente por microfissuras, poros e fraturas, abertas provavelmente pela variação de tensões (PALCHIK e HATZOR, 2002).

A porosidade absoluta expressa o volume total dos poros, sejam interconectados ou não, e a porosidade efetiva expressa somente o volume de poros interconectados da rocha.

A porosidade efetiva pode ser determinada através de diferentes métodos:

(i) Volume de poros medidos por injeção de hélio, utilizando-se o método da lei de Boyle;

(ii) Porosidade em corpos de prova medida através das técnicas de saturação

das amostras e avaliação de pesos seco e saturado;

(iii) Porosidade obtida de lâminas delgadas através da contagem de poros no

microscópio;

10

A porosidade das rochas é bastante variável. No caso das rochas sedimentares, formadas pelo acúmulo de grãos, fragmentos de rochas ou conchas, geralmente decresce com a idade geológica e com a profundidade. Quanto mais antiga a rocha, maior a presença de minerais estáveis. Os instáveis já foram alterados, lixiviados e substituídos por outros estáveis, conferindo menor espaço vazio ao material (GOODMAN, 1989).

Uma medida amplamente pesquisada e correlacionada com a porosidade é a velocidade de propagação de ondas. A literatura mostra que estas velocidades são inversamente proporcionais à porosidade intergranular, na maioria dos casos.

Ensaios feitos em arenitos secos e saturados, com diferentes percentagens de porosidade e tipos de cimentos, mostraram que a correlação entre porosidade e velocidade de onda também é afetada pelo meio poroso. Diferentes formulações têm sido propostas para arenitos. Entretanto, estas correlações são mais difíceis de serem obtidas para as rochas carbonáticas, visto que se evidencia uma diferença entre os poros formados pela presença de crustáceos e os poros esféricos. A influência da porosidade sobre a velocidade de onda é muito menor quando as rochas carbonáticas têm poros originados pela presença de crustáceos (VUTUKURY, 1978).

Os resultados encontrados por YOUASH (1970), publicados por VUTUKURY (1978), indicam que a correlação entre a porosidade e o módulo de Young é insatisfatória, pois apesar da tendência de redução do módulo com o aumento da porosidade, o grau de correlação é muito baixo.

Porosidade em Rochas Carbonáticas

Os sedimentos carbonáticos são propensos a uma rápida e inesperada alteração diagenética que muda a mineralogia e a estrutura dos poros. Em particular, cimentação e processos de dissolução modificam continuamente a estrutura dos poros, criando ou destruindo a porosidade. Em casos extremos, essas modificações podem alterar completamente a mineralogia, por exemplo, de aragonita ou calcita magnesiana transformando-se em calcita. Em outros casos, os poros originais desaparecem porque são preenchidos por cimentos (Figura 2.1). Todas estas mudanças alteram as propriedades mecânicas da rocha.

11

A influência do tipo de cimentação nas propriedades mecânicas em calcários de formações jovens é considerável, enquanto que em calcários de formações antigas, o tipo de cimentação não influencia tanto quanto o tipo de poros.

Figura 2.1. Preenchimento dos poros na diagênese de rocha carbonática: a) espaços porosos escuros; b) poros preenchidos por material cimentante (EBERLI et al., 2003).

A porosidade é um fator controlador de grande importância na determinação de algumas propriedades índices e mecânicas em carbonatos. Correlações entre a porosidade e a velocidade de onda indicam que os baixos graus de correlação são produto das variações do comportamento elástico produzido pelo tipo de porosidade. Acredita-se que a diferença entre a forma e diâmetro dos grãos da matriz influencia as propriedades poroelásticas. A compactação produzida pelo sobrecarregamento é um processo que reduz a porosidade, embora não seja o mais importante, porque os carbonatos são altamente susceptíveis às mudanças diagenéticas (dissolução e cimentação), que podem em alguns casos acontecer mais rapidamente que a compactação.

Evidencia-se a influência do tipo de poro, quando com carbonatos de mesma porosidade, obtêm-se valores de velocidade de onda diferentes. EBERLI et al. (2003) identificam quatro tipos de porosidade dos carbonatos:

(i) Porosidade Intragranular e Intercristalina (Figura 2.2): Os poros intragranulares

e intercristalinos possuem um comportamento petrofísico similar. Em ambos, o teor de cimento é pouco ou não existe. O arranjo entre os grãos ou cristais não é compacto e os valores da velocidade de onda são baixos;

12

(ii) Microporosidade: São microporos com dimensão aproximada de 10 micra. Os

valores de velocidade de onda são parecidos aos obtidos em grãos finos, geralmente reduzidos;

(iii) Porosidade Móldica (Figura 2.2): Produzida pela dissolução de grãos, depois

ou durante a cimentação do arcabouço localizada entre os poros. O módulo de elasticidade e a velocidade de onda são elevados;

(iv) Porosidade intra-arcabouço (Intraframe porosity in frame or boundstones):

Rochas carbonáticas, formadas por organismos como corais ou crustáceos, possuem uma estrutura onde a porosidade está embebida no arcabouço. A velocidade de onda e a rigidez são elevadas, ao contrário do indicado por VUTUKURY (1978).

Figura 2.2. Rochas carbonáticas com porosidade: a) Móldica e b) Intercristalina (EBERLI et al., 2003).

2.3.2. Permeabilidade

Esta propriedade índice informa sobre o grau de interconexão entre poros e fissuras e o grau de fissuramento da rocha (GOODMAN, 1989).

Considerando-se materiais granulares, reconhece-se que à medida que diminui o tamanho dos grãos, a permeabilidade também decresce. Na mecânica de rochas tem-se obtem-servado a mesma característica, embora, em alguns casos, o grau de fraturamento da rocha seja o fator mais importante para o aumento da permeabilidade.

A permeabilidade de uma rocha pode ser determinada medindo-se a velocidade com que um fluido atravessa o material. Infelizmente, por mais cuidados que se tenha na realização dos ensaios, as rochas podem sofrer expansão devido ao alívio de tensões a) b)

13

após a retirada do maciço, criando fissuras que antigamente não existiam, e contração pelo alívio de poropressões e redução da temperatura.

Geralmente, as rochas sedimentares são mais ou menos permeáveis de acordo com a sua origem. Em ordem crescente de permeabilidade, têm-se os folhelhos, carbonatos e arenitos, sendo que os dois últimos acumulam hidrocarbonetos.

FERFERA et al. (1997) e MOREIRA (2002) apresentam um estudo sobre o efeito das tensões na permeabilidade das rochas. A Figura 2.3 apresenta a evolução da permeabilidade de uma rocha em função das tensões, dividida em três fases. Nas duas primeiras, a rocha permanece em regime elástico diminuindo a permeabilidade. Na terceira fase, ocorrem deformações plásticas, podendo haver um decréscimo (rochas porosas) ou acréscimo (rochas de baixa porosidade) de permeabilidade.

Figura 2.3. Evolução da permeabilidade com o carregamento (FERFERA et al.,1997).

2.3.3. Teor de Umidade e Saturação dos Corpos de Prova

O teor de umidade e o grau de saturação influenciam a resistência da rocha. Uma amostra seca tem maior resistência que a saturada. A literatura de rochas-reservatório costuma reportar resultados de ensaios, explicitando os teores de umidade, entretanto, raramente informam sobre o tipo de fluido de saturação e suas propriedades. Na área de petróleo, na maioria dos casos, é usado óleo para evitar a perda de amostras com altos teores de argilas e para prever danos nos equipamentos de testes. Água salina com concentrações semelhantes à água do mar também foi utilizada para saturação de folhelhos (MUNIZ, 1998; MUNIZ et al., 1998). No caso específico do Laboratório de

14

Mecânica de Rochas do CENPES é usado o óleo industrial OB-9, óleo inerte, de base parafínica, que apresenta um elevado índice de viscosidade e boa resistência à oxidação. Provavelmente, o comportamento da rocha-reservatório é bem simulado quando se saturam amostras com óleo. Entretanto, é importante lembrar que a água é um fluido de comportamento ideal, de viscosidade baixa e pouco sensível a mudanças de temperatura. A Tabela 2.2 mostra algumas diferenças entre água e óleo OB-9.

Tabela 2.2. Características da água e doóleo OB-9.

Propriedades Óleo OB-9 Água

Densidade (g/cm3_{) 0,85 1,00}

Viscosidade (cSt) 9,90 (40°) 2,61 (100°)

0,0002 (20°)

A escolha do fluido de saturação pode ser função do tipo de componentes minerais da rocha e das condições in situ. Quando a quantidade de argilominerais é representativa, caso de folhelhos e arenitos com uma matriz muito argilosa, a saturação com óleo é mais indicada. A água, como fluido de saturação, interage com as argilas, promovendo o colapso das amostras. A saturação com água só é possível para arenitos e carbonatos com baixos ou nulos teores de argilas.

KHAZANEHDARI e SOTHCOTT (2003) citam pesquisas onde as amostras foram saturadas com água e a rocha apresentou um comportamento de amolecimento, com decréscimo do módulo de elasticidade. Eles analisam o comportamento da rocha quando saturada com óleo e observam que esse fluido produz um enrijecimento, com incremento do módulo de elasticidade.

O fluido dos poros afeta as propriedades mecânicas da rocha. CUSS et al. (2003) reportam os resultados de ensaios triaxiais drenados de arenitos, realizados com três condições diferentes: saturados com água, etanol e secos (Figura 2.4). Os autores observaram que, nas amostras saturadas com água e etanol, a tensão máxima é 30% menor que a da amostra seca. Embora os valores de resistência sejam afetados, as características elásticas, tais como módulo de elasticidade (

E

) e compressibilidade (C), permanecem, em sua maioria, inalteradas. Desta forma, os autores sugerem que a água e o etanol influenciam a ruptura somente após o início da microfraturação da rocha. Nos ensaios de compressão hidrostática, sob tensões de até 500MPa, ao

15

comparar as curvas obtidas, não se encontrou variações apreciáveis quando o material foi saturado com água e etanol.

Figura 2.4. Resultados de ensaios triaxiais do arenito Tennesse saturado com água, etanol e seco (CUSS et al., 2003).

2.4. Propriedades Mecânicas

As propriedades mecânicas das rochas são em geral determinadas através de ensaios de laboratório. Os ensaios permitem o conhecimento da resistência e deformabilidade das rochas, parâmetros indispensáveis para classificação. Também pode-se observar a influência de diversos fatores tais como pressão confinante, tensão desviadora, tamanho e forma das amostras, grau de saturação, entre outros.

2.4.1. Ensaio de Compressão Uniaxial e Triaxial

O ensaio de compressão uniaxial, em função da sua facilidade de execução, simplicidade do equipamento e classificação imediata da rocha, é o ensaio mais utilizado para a determinação da resistência e deformabilidade das rochas. A maioria das classificações de material rochoso intacto é baseada na resistência à compressão uniaxial.

Os mecanismos de propagação de fratura e ruptura das rochas, determinados experimentalmente por este ensaio, dependem tanto das propriedades do material

16

quanto dos fatores experimentais envolvidos no ensaio, representados principalmente por (NUNES, 1989) :

(i) Tamanho e forma da amostra;

(ii) Teor de umidade da amostra;

(iii) Distribuição uniforme ou não do carregamento;

(iv) Temperatura e umidade ambientes;

(v) Condições de extremidades das amostras;

(vi) Atrito nos contatos amostra/pratos distribuidores do carregamento;

(vii) Rigidez da máquina de ensaio.

Com o objetivo de se minimizar os efeitos destes fatores, existem procedimentos padrões para a preparação das amostras e ensaios recomendados pela ISRM (1981).

O ensaio de compressão triaxial consiste na compressão axial do cilindro de rocha com a aplicação simultânea de pressão confinante no entorno da amostra.

GOODMAN (1989) descreve o comportamento das rochas duras em compressão triaxial, sob baixo confinamento, através das seguintes regiões, ilustradas na Figura 2.5:

(i) Região I: Com a aplicação da tensão desviadora, fissuras pré-existentes começam a se fechar e um comportamento inelástico é perceptível, formando uma concavidade na curva tensão – deformação axial;

(ii) Região II: nesta região, o material apresenta um comportamento linear elástico. Para rochas duras, a fase linear-elástica é pronunciada, como aparece na Figura 2.6. Porém, para as rochas brandas a linearidade pode ser mais reduzida, quase imperceptível. O comportamento linear elástico pode ser verificado através da curva tensão-deformação volumétrica, uma vez que ela define o limite entre as regiões II (linear) e III (não linear). Nesta região são calculados os parâmetros de elasticidade;

(iii) Região III: esta região é caracterizada pelo surgimento de novas fissuras na

amostra e a propagação estável de fissuras pré-existentes. A deformação lateral sofre incrementos maiores que a deformação axial. O início desta região apresenta um ponto notável, chamado de início da dilatância, o qual corresponde ao aumento de volume do corpo de prova em relação ao seu volume original. Neste ponto, a curva tensão – deformação volumétrica se

17

afasta da reta

Δ

V

/

V

referente a um material ideal (homogêneo, elástico, linear e isotrópico);

(iv) Região IV: inicia-se no ponto C, chamado de ponto de escoamento

(BIENIAWSKI, 1967). É caracterizada pela coalescência das microfissuras,

resultando em macrofissuras as quais se propagam formando uma banda cisalhante que leva a rocha à resistência de pico no ponto D;

(v) Regiões V e VI: são correspondentes ao comportamento pós–pico, representado pela macrofissuração por junção de microfissuras e deslizamento das macrofissuras, indicando uma fase de resistência residual.

Figura 2.5. Comportamento tensão-deformação axial, lateral e volumétrica sob compressão triaxial (adaptada de GOODMAN, 1989).

Nas curvas da Figura 2.5, observa-se que na região I e II o volume diminui com o aumento da tensão desviadora. No início da região III (ponto B), a rocha apresenta expansão volumétrica devido ao surgimento de novas fissuras.

Segundo NUNES (1989), uma rocha branda como o arenito, submetida a uma tensão desviadora sem ou com reduzido confinamento, como no caso do ensaio de

compressão uniaxial, apresenta um comportamento diferente do registrado por GOODMAN (1989) para rochas duras. Esse comportamento evidencia diferenças como as observadas na Figura 2.6, descritas a seguir:

(i) As curva σ-εax e σ-εvol (fechamento de fissuras) apresentam concavidades

acentuadas para tensões relativamente baixas, induzindo deformações significativas, ao contrário da região I da Figura 2.5;

(ii) A região elástica-linear, ao contrário da região II da Figura 2.5, não se

apresenta bem definida;

(iii) A dilatância se inicia a níveis baixos de tensões;

18

Figura 2.6. Comportamento de rochas brandas sob tensão uniaxial (NUNES, 1989).

2.4.2. Ensaio de Compressão Hidrostática

O ensaio de compressão hidrostática realiza-se na câmara triaxial e consiste no aumento progressivo da pressão de confinamento em todas as direções simultaneamente.

Ao aplicar as tensões de confinamento, produz-se um decréscimo de volume da rocha e mudanças na estrutura interna, como o fechamento de fissuras e poros. Distinguem-se quatro regiões apreDistinguem-sentadas na Figura 2.7. (GOODMAN, 1989):

(i) Região I: diminuição de volume, onde as fissuras são fechadas e os grãos são levemente comprimidos. O carregamento aplicado não atinge a compressão elástica;

(ii) Região II: diminuição de volume devido à deformação dos poros e compressão

dos grãos, numa razão aproximadamente linear. A inclinação da reta, nesta região, representa o módulo de compressão volumétrica da rocha;

(iii) Região III: a tensão aplicada produz o colapso dos poros. Em rochas porosas,

19

Em rochas bem cimentadas, as tensões podem atingir até 100MPa. Nesta região, também se observa um aumento notável da deformação volumétrica;

(iv) Região IV: Após colapso dos poros seu tamanho diminui e somente os grãos

permanecem como elementos deformáveis, o módulo de compressibilidade diminui progressivamente.

Figura 2.7. Comportamento tensão deformação volumétrica em compressão hidrostática (GOODMAN, 1989).

CUSS et al. (2003), no estudo de arenitos Tennesse, Darley Dale e Penrith, com diferentes características mineralógicas, encontraram quatro regiões similares às encontradas por GOODMAN (1989), as quais são apresentadas na Figura 2.8:

(i) Região I: ocorre sob tensões menores de 65MPa. A concavidade é produzida pela compactação não linear, originada pelo fechamento das microfissuras existentes. Os grãos se movimentam, buscando um novo arranjo mais imbricado que suporte o carregamento. A compactação torna-se progressivamente mais difícil devido ao novo imbricamento dos grãos e fechamento das microfissuras até o início do comportamento linear;

(ii) Região II: identificada pela compactação elástica linear dos poros. O

arcabouço sofre uma distorção, provocando a diminuição dos poros. Ensaios fotoelásticos em bandas de vidro mostram que a distribuição de tensões entre os grãos é irregular, com concentrações de tensões no contato grão - grão. O aumento progressivo das fraturas inicia o escoamento sob condições

σme d I II III Tensão desviadora constante Fechamento de fissuras Compressão elástica Colapso de poros Fechamento ΔV/V IV

20

hidrostáticas, implicando no início da região III. O ponto de início do escoamento é representado por P* na Figura 2.8;

(iii) Região III: ocorre uma compactação notável com diminuição de

aproximadamente 7% da porosidade. Os grãos têm um arranjo ainda mais imbricado e suportam maior pressão efetiva. A taxa de deformação se reduz com o tempo;

(iv) Região IV: efetivamente representa uma resposta elástica da rocha,

com uma diminuição de cerca de 15% da porosidade inicial. Este material tem um novo comportamento, com uma rigidez que pode ser o dobro da inicial, indicada pela nova inclinação da reta.

Figura 2.8. Curva de deformação volumétrica vs pressão confinante de ensaio de compressão hidrostática no arenito Penrith (CUSS et al., 2003).

CUSS et al. (2003) concluíram que rochas menos porosas têm um módulo de compressibilidade maior e que o ponto de escoamento para um mesmo material varia de acordo com as condições de saturação, sendo atingido sob menores pressões para saturação com água em relação ao estado seco. A saturação com etanol mostra que o ponto de escoamento se situa em tensões intermediárias entre as tensões correspondentes à água e ao estado seco (

P

*

_água

〈

P

*

_etanol

〈

P

*

_seco).

21 2.4.3. Ensaio Brasileiro

Este ensaio também é conhecido como compressão diametral e determina indiretamente a resistência à tração do material, em amostras em forma de disco (altura/diâmetro=0,5).

A carga aplicada ao atingir a resistência da rocha produz uma fratura primária no centro do disco. O valor de carga neste momento é o mais adequado, para determinar a resistência à tração. Caso o carregamento se prolongue, as fraturas secundárias se propagam, dividindo o disco em duas partes. Como conseqüência, a tensão suportada é maior que a anterior. Portanto, para evitar interpretações errôneas, é aconselhável aliviar o carregamento logo depois da fratura primária.

O ensaio brasileiro é uma boa alternativa para se estimar a resistência à tração das rochas, devido à facilidade de execução do ensaio, de preparação dos CPs e de adaptação em máquinas de ensaio de compressão, e ao custo reduzido em relação aos ensaios de tração uniaxial direta (NUNES, 1989).

O ensaio diametral é amplamente usado para determinar a resistência à tração, entretanto, também pode ser útil para observar as diferenças de comportamento produzidas pela variação do fluido de saturação nas amostras. Isto constitui uma vantagem representada pela menor quantidade de amostras de ensaio e resultados obtidos mais rapidamente.

2.4.4. Ensaio de Fluência

Este ensaio permite determinar as constantes viscoelásticas das rochas, representando o comportamento do material sob carregamento ao longo do tempo. O

procedimento mais simples para determinar estas constantes é através de ensaios de compressão não confinada em amostras cilíndricas por um período de tempo longo. A tensão, temperatura e umidade são mantidas constantes durante o ensaio (GOODMAN, 1989).

As deformações das rochas com o tempo, no comportamento sob fluência, podem simular as instabilidades geradas em poços após a perfuração.

22

O ensaio de fluência se distingue dos outros ensaios antes mencionados, uma vez que permite a análise detalhada do comportamento plástico da rocha. Portanto, para garantir a eficácia dos resultados, deve-se sair da região elástica da rocha antes de iniciar o ensaio, propriamente dito, pois as rochas conseguem fluir com maior facilidade quando estão próximas do ponto de dilatância.

Análise do Ensaio de Fluência

O comportamento típico da rocha submetida às cargas constantes por longos períodos de tempo é apresentado na Figura 2.9. Inicialmente, a rocha sofre uma deformação instantânea (região I), seguida da fluência primária ou transitória (região II). Na terceira etapa, inicia-se uma fase de fluência constante (região III), na qual são realizados os cálculos das constantes viscoelásticas. Finalmente, depois de um certo período de tempo, pode ocorrer um aumento rápido das deformações, levando à ruptura da amostra num curto espaço de tempo (LAMA & VUTUKURI, 1978).

Figura 2.9. Curva teórica tempo vs deformação com tensão constante (LAMA & VUTUKURI, 1978).

A maioria dos ensaios é conduzida até a definição da fase de fluência constante (CD), representado pela região III. A etapa de fluência acelerada (região IV), não é

I II III IV Deformação Tempo

ε

a

ε

c

ε

t

ε

i

AB: Deformação elástica instantânea (εi);

BC: Fluência primária ou transitória (εt);

CD: Fluência constante (εc);

DE: Fluência acelerada (εa).

E

D

C B

23

importante do ponto de vista de projeto, além do tempo exigido para o ensaio aumentar consideravelmente.

Existem vários modelos reológicos, simples ou complexos, para a análise dos resultados de fluência, que tentam simular o comportamento da rocha submetida a uma tensão constante. Os modelos reológicos usam a combinação de alguns elementos mecânicos, como molas e pistões ligados em série, em paralelo ou ambos. Estes sistemas representam o comportamento do material sob condições de ensaios.

Os elementos básicos que compõem um modelo mecânico são:

(i) Uma mola perfeitamente elástica, representando uma verdadeira deformação elástica;

(ii) Um pistão, representando a deformação viscosa (material Newtoniano);

(iii) Uma massa em repouso, num plano com uma resistência ao cisalhamento

(ponto de dilatância), onde qualquer força menor que o esforço que inicia a dilatância não produza movimentos. Representa uma deformação plástica.

Modelos Reológicos

O comportamento real da rocha raramente pode ser representado por algum modelo simples. Portanto, é necessário usar um modelo que geralmente é uma combinação deles. Alguns modelos simples conhecidos são: material perfeitamente elástico; material perfeitamente plástico; material elastoplástico ou St. Venant; material viscoso ou Newtoniano; material viscoelástico ou modelo de Maxwell e material firme viscoso ou modelo de Kelvin ou modelo de Voigt.

Em alguns casos, a simulação do comportamento da rocha pode utilizar dois ou mais modelos simples, em série ou paralelo. Alguns modelos reológicos são apresentados na Tabela 2.3, em função do tipo de rocha e seu comportamento.

O modelo simples de Kelvin pode representar o comportamento de fluência do material, mas tem a desvantagem de não considerar a deformação elástica,

instantânea, observada no início do fluência. Esta deficiência foi corrigida pela introdução de uma mola (E₂) em série com o modelo simples de Kelvin, resultando no modelo de Kelvin Generalizado ou Modelo Nakamura (Figura 2.10).

24

Neste modelo, quando se aplica uma tensão

σ

_o no tempo t=0, tem-se a deformação instantânea ε₂. Mantendo-se a mesma tensão por um período de tempo, a deformação aumenta e pode ser calculada pela seguinte expressão:

⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎜ ⎝ ⎛ − σ + σ = ε η − 1 1 3 t E 1 o 2 o _{1 e} E E (2.21) Onde: O

σ

: tensão aplicada (MPa);

2

E : módulo de elasticidade da rocha antes da fluência (GPa);

1

η : viscosidade da rocha (MPa/s);

1

E : módulo da rocha durante a deformação sob carga constante na região II (GPa).

Tabela 2.3. Modelos reológicos usados para diferentes tipos de rochas (modificado de LAMA e VUTUKURI, 1978)

Tipo de Rocha Modelo Reológico Comportamento Referência Rochas em Geral Kelvin Viscoelástico SALUSTOWICZ

(1958) Rochas

Profundas

Maxwell Viscoelástico SALUSTOWICZ (1958) Rochas carregadas por curto tempo Kelvin Generalizado ou Nakamura Viscoelástico NAKAMURA (1949) Arenitos, calcários e outras rochas Modelo de Hooke em paralelo com Maxwell

Viscoelástico RUPPENEIT & LIBERMANN (1960)

Rochas Carbonáticas

Kelvin Viscoelástico KIDYBINSKI (1966)

Rochas Carbonáticas St. Venant em paralelo com Newtonian Elástico-viscoplástico

LOONEN & HOFER (1964)

25

Figura 2.10. Modelo de Kelvin generalizado: (a) representação esquemática; (b) curva teórica tempo vs deformação (VUTUKURI, 1978).

2.4.5. Efeito da Taxa de Deformação no Comportamento Mecânico das Rochas

A taxa de deformação de ensaios em rocha deve satisfazer três condições: (i) reduzir a possibilidade de rupturas violentas; (ii) sersuficientemente rápida para não compactar o material e aumentar a sua resistência; (iii) permitir a obtenção da curva tensão – deformação completa.

A literatura reporta vários estudos sobre velocidade de carregamento em ensaios de rocha, resumidos a seguir.

Velocidade de Carregamento em Compressão Uniaxial

LI e XIA (2000) mostram uma variação da resistência à compressão uniaxial e do módulo de elasticidade em função de nove taxas de deformação diferentes, adotadas nos ensaios de amostras de arenito vermelho (Tabela 2.4). A faixa estudada situa-se entre 2,43 x 10-6 _{a 4,38x 10}-3_s-1_{. Os autores resumem os valores das taxas de}

deformação (ε*_{) adotadas nos ensaios e os valores de resistência de pico (q} u),

deformação de pico (εc) e módulo de elasticidade (

E

e). A Figura 2.11 apresenta as

curvas tensão versus deformação obtidas em função de quatro taxas de deformação distintas. (a) (b) t

σ

1 E1 μE E2

ε

2

=σ

ο

/

E2 2 1 2 1 o( ) Ε Ε Ε + Ε σ

ε

t

26

A análise da Tabela 2.4 e da Figura 2.11 indica que uma variação da taxa de deformação de 10-6 _{a 10}-3_s-1 _{resulta no aumento da resistência de pico de cerca de 25}

a 34 MPa, respectivamente. Esta variação representa um incremento elevado de 36%, que se torna ainda maior para valores superiores a esta faixa. Duas correlações são feitas: a primeira entre a resistência à compressão uniaxial e a taxa de deformação com comportamento não linear (Figura 2.12) e a segunda entre a taxa de deformação e a deformação de pico com um comportamento linear (Figura 2.13).

Figura 2.11. Curvas tensão vs deformação de ensaios uniaxiais sob diferentes taxas de deformação (LI e XIA, 2000).

Tabela 2.4. Parâmetros de resistência e deformabilidade em função de taxas de deformação para arenito vermelho (LI e XIA, 2000).

ε* _(s-1_{) q} u (MPa) ε c(10 3 με)

E

_e (MPa) 2,43x10-6 _{26,42 1,35 5290} 6,48x10-6 _{25,02 1,34 6480} 1,30x10-5 _{27,33 1,37 7658} 3,10x10-5 _{27,32 1,43 6052}

27 ε* _(s-1_{) q} u (MPa) ε c(10 3 με)

E

_e (MPa) 2,19x10-4 _{34,49 1,26 8672} 2,92x10-4 _{32,06 1,30 8192} 1,17x10-3 _{31,11 1,47 8003} 2,33x10-3 _{32,18 1,61 7408} 4,38x10-3 _{31,50 1,54 5318}

Figura 2.12. Correlação entre taxa de deformação e resistência de pico em ensaios de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000).

Figura 2.13. Correlação entre taxa de deformação e deformação de pico para ensaios de compressão uniaxial (LI e XIA, 2000).

MA e DAEMEN (2004), em 65 amostras de uma rocha de comportamento frágil, com teor de umidade menor que 1%, estudaram a influência da taxa de deformação sobre algumas propriedades mecânicas, em um intervalo de 10-2 _{até 10}-8 _s-1_{. Os resultados}

mostram que a resistência de pico, a deformação axial de pico e o módulo de elasticidade secante decrescem com o decréscimo da taxa de deformação, mas a resistência de pico tem maior sensibilidade que os outros parâmetros.

28

RAY et al. (1999) corroboram estas tendências através dos resultados de ensaios realizados no arenito Chunar, sob taxas de deformação um pouco maiores que as normalmente adotadas, correspondentes a uma faixa de 2,5x10-1 _{até 2,5x10}1_s-1_{. Os}

autores reportam que, os CPs sofrem rupturas violentas com a taxa de 2,5x101_s-1_.

A Tabela 2.5 resume valores de velocidade de ensaios de compressão uniaxial reportados na literatura. É interessante observar a diversidade dos modos de controle dos ensaios (taxas de deformação, deslocamento e carregamento) e a faixa de variação dos valores adotados.

Tabela 2.5. Taxa de deformação ou carregamento dos corpos de prova em ensaios de compressão uniaxial.

Referência Tipo de Rocha H/D Taxa de Deformação/ Deslocamento/ Carregamento MA & DAEMEN (2004) Rochas frágeis 2,5 10-2 _{– 10}-8_s-1(a)

QIAO (2004) Granito,Turfas

Mármore 2 0,4 e 0,08 MPa/s PALCHIK & HATZOR

(2002) Calcário Dolomitas 2 1x10

-5 _s-1(a)

LEITE et al. (2001) Rochas Porosas 2,2 0,02mm/min

LI & XIA (2000) Arenitos 2 2,43 x 10-6 a 4,38x 10-3 s-1 (a) PALCHIK & HATZOR

(2000)

Dolomitas Calcários

2 1x10-5 _s-1 (a)

WULFF et al. (1999) Arenitos Granitos

2 4x10-6 _s-1(a)

e 0,001mm/s EBERHARDT et al. (1999) Granitos 2,25 0,25 MPa/s RAY et al. (1999) Arenito 2,1 2,5x101 _s-1(a)

ROBINA et al. (1998) Arenitos 0,002 kN/s ZANG et al. (1998) Granito 1,5 a

2,5

1x10-5 _s-1 (a)

0,02mm/s PELLEGRINO et al. (1997) Calcário Brando 2 2 με/s VERNIK et al. (1993) Carbonatos 2 1x10-5 _s-1 (a)

BLOCH (1993) Arenito 2 10-6 _{e 10}-5 _s-1 (r)_{0,2 e 1,0 kN/s}

NUNES (1989) Arenito 2 1x10-5 _s-1 (a)

29 Observações:

(a): controle por taxa de deformação axial: (r): controle por taxa de deformação radial; H/D: relação altura/diâmetro do corpo de prova.

Velocidade de Carregamento em Compressão Triaxial

Neste tipo de ensaio, a influência da taxa de deformação na resistência depende também da pressão confinante aplicada (LI et al. 1999). Os autores apresentam curvas típicas para diferentes taxas de deformação e pressões confinantes, em ensaios de compressão triaxial dinâmica. Verificam, desta forma, que as variações da resistência de pico, influenciadas por diferentes taxas de deformação, têm o mesmo comportamento obtido de cargas estáticas. Concluem que:

(i) A resistência à compressão triaxial aumenta com o incremento da taxa de deformação e da pressão confinante;

(ii) Quanto maior a pressão de confinamento, menor é a influência da taxa de

deformação;

(iii) As correlações para o módulo de Young e coeficiente de Poisson sob

diferentes taxas de deformação e pressões de confinamento são dispersas. O módulo de Young aumenta ligeiramente com o incremento da pressão confinante, mas parece não ser afetado pela taxa de deformação. O coeficiente de Poisson também aumenta com o incremento da taxa de deformação e com o aumento da pressão de confinamento, embora os acréscimos não sejam significativos.

Alguns pesquisadores têm reportado que a sensitividade da taxa de deformação decresce com o incremento da pressão de confinamento. JU & WU (1993) mostram um aumento de resistência duma turfa chinesa de 40% e 20% sob pressões de confinamento de 0 e 90 MPa, respectivamente, enquanto a taxa varia de 10-5 _{a 10}1 _s-1_.

Resultados experimentais semelhantes foram encontrados por SANGHA & DHIR (1975) em arenitos e YANG & LI (1994) em mármores.

A Tabela 2.6 apresenta um resumo das taxas de deformação ou deslocamento adotadas por vários autores para ensaios de compressão triaxial drenada, não drenada e compressão hidrostática de rochas diversas.

30

Tabela 2.6. Taxas de deformação ou deslocamento em ensaios de compressão hidrostática e triaxial de rochas.

Referência Tipo de Rocha H/D Taxa de Deformação/ Deslocamento Tipo de Ensaio BESUELLE et al. (2000) Arenito Vosges 1 - 2 10-5_s-1(a) _CD

REN & GE (2004) Arenitos 2 2.75 x10-5 s-1(a) CD

BLOCH (1993) Arenitos 2 5x10-6_s-1(r) _CD

UU BUTT & CALDER

(1998) Andesita e Riolita 2,20 2mm/h CD FILIMONOV et al. (2001) Rochas Salinas 2 e 2,25 1.7 x10-5s-1 (a) CD

HAIMSON & CHANG (2000)

Granito 2 5x10-6_s-1 (a) _CD

DONATH & FRUTH (1971)

Mármore 2 10-7 _{a 10}-3_s-1 (a) _CD

JU & WU (1993) Turfa 2 10-5 _{a 10}-1 _s-1 (a) _CD

LI et al. (1999) Granito 2 10-4 _{a 10}1_s-1 (a) _CD

ZHAO et al. (1998) Granito 2 10-5 _{a 10}1_s-1 (a) _CD

CUSS et al. (2003) Arenitos 3 10-3 _s-1 (a) _CD

ALSAYED (2002) Arenitos 2 4,17x10-5 _s-1 (a) _CD

LIAO et al. (2004) Rochas brandas 2 2,92x10-5_{, 2,92x10}-6 _e 7,33x10-7 s-1 (a) UU FABRE & GUSTKIEWICZ (1997) Arenitos 2 5MPa/min CH Obs:

(a): controle por taxa de deformação axial; (r): controle por taxa de deformação radial H/D: Relação altura/diâmetro do corpo de prova;

CD: Aplicação da compressão hidrostática e tensão desviadora em condições drenadas; UU: Aplicação da compressão hidrostática e tensão desviadora em condições não drenadas; CH: Compressão hidrostática drenada.

31

Velocidade de Carregamento em Ensaio de fluência (não confinado)

Na primeira etapa dos ensaios de fluência, o CP submete-se a uma carga que aumenta constantemente, até sair da região elástica da rocha. O tipo de controle pode ser de carga ou deformação. Esta escolha pode se basear no critério adotado para a taxa do ensaio de compressão uniaxial. Na segunda etapa do ensaio, a taxa de deformação não é mais utilizada como controle do ensaio, pois o CP é submetido a uma carga constante que produz deformação ao longo do tempo.

Poucas indicações são encontradas na literatura sobre ensaios de fluência de arenitos e folhelhos. Entretanto, LI e XIA (2000) reportam que para taxas de deslocamento inferiores a 0,001mm/h, o material se deformou sem chegar à ruptura, para quatro tipos diferentes de rochas, com diferentes características mineralógicas, nas quais se encontram dois arenitos.

2.5. Correlações entre Propriedades

As correlações entre propriedades indicam o grau de influência de uma propriedade sobre a outra. As propriedades de maior relevância são: porosidade, resistência à compressão simples, resistência à tração, teor dos componentes minerais e tipo de textura, as quais são resumidamente reportadas neste trabalho.

2.5.1. Correlações entre a Porosidade e Outras Propriedades

Na literatura encontram-se múltiplas tentativas, bem e mal sucedidas, de se correlacionar a porosidade com outras propriedades. Na verdade, cada material responde de uma forma diferente e, portanto, não deve levar em consideração os resultados de um só material para caracterizá-los a todos. De maneira que para algumas rochas sedimentares tem-se visto que:

(i) O aumento da porosidade implica em redução da resistência à compressão uniaxial, do módulo de elasticidade, da velocidade de onda e da qualidade da rocha;

(ii) Geralmente o módulo de Poisson aumenta com o incremento da

porosidade;

(iii) Maiores pesos específicos, seco e saturado correspondem à menores