No post anterior, discutimos sobre como é obtida a espessura de um reservatório. Agora, ainda seguindo a linha da petrofísica, vamos abordar como são obtidas mais duas propriedades essenciais deste campo.
A porosidade pode ser definida como a capacidade de armazenamento de fluidos de uma rocha. É representada pela relação entre o volume de espaço poroso de uma rocha e o volume total desta, expresso em porcentagem. Ela é dividida em dois subtipos, no caso: a porosidade primária, que é decorrente da deposição formadora da rocha (como por exemplo a porosidade intergranular dos arenitos) e a secundária, que é resultante de processos geológicos que ocorreram depois da conversão dos sedimentos em rochas (como por exemplo o desenvolvimento de cavidades devido a dissolução em calcários).
Os principais fatores que influenciam a porosidade podem ser divididos por litologia. Para os arenitos são: grau de seleção, irregularidade e arranjo dos grãos, cimentação, compactação e conteúdo de argila. Enquanto para os carbonatos são: dissolução, cimentação, conteúdo de matriz e dolomitização.
A seguir, temos a permeabilidade, que pode ser definida como a capacidade de fluxo de fluidos em um meio poroso. Pode ser subdividida essencialmente em dois tipos: a permeabilidade absoluta, que mede essa capacidade em um meio 100% saturado com um único fluido e a permeabilidade relativa, onde a medição é feita na presença de mais de um fluido. A vazão do fluido obedece a lei de Darcy e outra observação importante é que ela é uma propriedade anisotrópica, ou seja, depende da direção de medição.
Após a definição, falando propriamente da obtenção desses parâmetros, eles tem uma importância vital porque a taxa, a distribuição da porosidade, a permeabilidade e a saturação são responsáveis por ditar o desenvolvimento do reservatório e os planos de produção, pois definem o volume final de hidrocarbonetos que pode estar presente na rocha.
A porosidade pode ser obtida de duas formas, direta e indireta. Primeiramente, é possível realizar a determinação direta caso haja uma amostra não danificada do reservatório a ser analisado. Imagens de tomografia e exames de microscópio eletrônico podem verificar se o contato dos grãos está intacto, os revestimentos dos poros não estão danificados e os fluidos de perfuração pesados e/ou partículas estão ausentes, confirmando a integridade da amostra.
Existem muitas armadilhas que podem danificar a amostra. Uma delas é a limpeza dessa amostra de salmoura e óleo bruto, que deve ser feita de forma completa e com delicadeza, tendo em vista que tudo deve ser retirado sem danificar o mineral. Novos poros não podem ser criados durante o processo de limpeza. Outra armadilha para evitar é que algumas amostras de rocha são mecanicamente fracas e não compactadas, uma vez livre da sobrecarga, quando trazidas para a superfície. Sendo, então, necessário aplicar as condições originais de tensão na amostra, para obter um resultado verídico.
Em contrapartida, sobre a obtenção indireta, pode ser abordado por litologia. Para o caso de areias, o perfil de densidade é o método mais preciso quando se tem o conhecimento da densidade do grão e do fluido, sendo muito utilizado em poços de produção. Entretanto tais parâmetros não costumam ser conhecidos em poços pioneiros. Nesses poços há quatro incógnitas: a densidade do grão, pois essa pode mudar ao longo do poço conforme a litologia muda, a saturação de hidrocarbonetos, a saturação de água e a porosidade, e somente uma medição: a densidade aparente. Nesse caso, um método estatístico seria usado para combinar as leituras do perfil de densidade, acústico, neutrônico, e de raio gama para resolver as incógnitas. Já para os carbonatos, a determinação da porosidade é geralmente simples, a não ser quando há na rocha uma grande cavidade ou fraturas. Gráficos de nêutron – densidade e nêutron – acústico têm se mostrado úteis e precisos nas suas medições.
Agora, temos também a obtenção da permeabilidade, onde são aplicadas técnicas que possam representar toda a extensão do reservatório. As principais são duas: A primeira opção se trata do uso de amostras da parede do poço. Esta técnica é válida para arenitos pouco ou não consolidados. Os carbonatos costumam ser muito heterogêneos, e pequenas amostras não são o suficiente para fornecer qualquer informação sobre a permeabilidade do reservatório. Não é possível medir a permeabilidade de forma direta, pois as amostras de arenito são naturalmente contaminadas por lama de perfuração. Entretanto, é possível inspecionar a amostra de rocha por meio de um microscópio binocular para estimar o tamanho médio de grão, classificação e grau de consolidação e preenchimento dos poros. Com essa informação, fica viável calcular a permeabilidade.
E por fim, a segunda opção é a utilização dos perfis de ressonância magnética nuclear (RMN). A interpretação das respostas do perfil de ressonância magnética nuclear fornece uma distribuição volumétrica do tamanho dos poros. Dependendo do formato dos poros, um valor de permeabilidade poderá ser calculado.
Referências:
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Ellis, D. V. & Singer, J. M. Well logging for Earth Scientists. Springer-Verlag., 2007.
Rider, M. H., The Geological Interpretation of Well logs. Gulf Publishing, 1996.
Schlumberger, Anne. The Schlumberger Adventure. 1982.
Schlumberger. Log Interpretation. Principles/Applications. 1989.
Tittmam, J. Geophysical Well logging. Academic Press Inc., 1986.
Autor: Maria Eduarda Melentovytch Ribeiro de Castro
