Sistemas Petrolíferos - Reservátorios

Prévia do material em texto

Sistemas Petrolíferos - Reservatórios
UERJ – PAE 2022.2 – Out 2022 a Fev 2023
FGEL – Graduação de Geologia
Prof. Wilson Luiz Lanzarini (DSc)
UERJ/FGEL/DEPA
2
Condições favoráveis para a formação de 
reservatórios de petróleo e gás
Existem três condições necessárias para acumular 
petróleo e/ou gás num reservatório 
economicamente explotável:
• Uma quantidade suficiente de petróleo e/ou gás deve ser 
acumulado numa armadilha ou trapa.
• A rocha reservatório deve possuir suficiente espaços vazios 
(porosidade), para conter o petróleo e/ou gás;
• Deve existir uma adequada conectividade entre os poros, e 
permeabilidade, para permitir o transporte dos fluidos 
(petróleo, gás, água) em grandes distâncias e sob gradientes 
de pressão razoáveis.
3
Caracterização de reservatórios
Caracterização 
de rocha
Caracterização 
de fluido
Propriedades 
de fluxo
Unidades de fluxo & 
reservatórios
4
Propriedades de fluido
• Composição
• Densidade
• Viscosidade
• Saturação 
• Fator volume de formação
• outras
5
Propriedades de fluxo
• Porosidade
• Permeabilidade
• Permeabilidade relativa
• Capilaridade – pressão capilar
• Molhabilidade
• outras
6
Caracterização de rocha
1) Objetos geológicos e heterogeneidades de reservatórios:
• Unidades genéticas (deposicionais)
• Heterogeneidades diagenéticas
• Falhas e fraturas (heterogeneidades estruturais)
2) Geometria e heterogeneidades de reservatórios:
• Geometria: externa e interna
• Heterogeneidades: mega, macro, meso e microscópicas
3) Estratigrafia, sedimentologia e elementos de arquitetura
• Estratigrafia de seqüências de alta resolução
• Petrologia sedimentar e sedimentologia
• Análise dos elementos de arquitetura deposiciopal.
4) Petrografia microscópica (grãos do arcabouço, matriz, cimento e
porosidade)
7
Objetos geológicos e heterogeneidades de reservatório
Geologic objects in a 
reservoir architecture 
conceptual model: 
genetic units (g), 
diagenetic 
heterogeneity (d), 
major faults (F),
small faults and 
fractures (f)
Other features:
oil-water contact (o/w),
top (T) and base (B) of 
the reservoir,
and wells (w1, w2)
8
Escalas de heterogeneidades deposicionais de 
reservatório
9
Conectividade
Selley, 1985
10
Escalas de heterogeneidades deposicionais de 
reservatórios: mega, meso, macro e microscópica
(Weber, 1996)
11
Seção geológica construída por correlação de perfís de poços no campo de South 
Glenrock, Wyoming, evidenciando as fácies de preenchimento de canal
(in: Schulumberger, 1982; from Curry & Curry, 1972).
12
Mapa de isópacas de um dos intervalos estratigráficos da seqüência,
evidenciando um cinturão de canais soterrado 
(in: Schulumberger, 1982; from Curry & Curry, 1972)
13
Afloramento na Bacia do Itajaí
14
15
16
Corrente de 
turbidez
Turbiditos
17
Bacia de Santos
18
Bacia de Campos
19
Rochas-reservatório
Selley, 1985
20
Modelos de porosidade
21
Arenito observado ao 
MEV
22
Modelo com arranjo romboédrico de esferas e esquema de um arenito 
argiloso com porosidade muito baixa (Schlumberger, 1982)
23
Efeito da Seleção na Porosidade
Porosidade 20,6 %
Seleção 
Porosidade 16,9 %
Seleção 
24
Rochas-reservatório
25
Permeabilidade (k)
26
27
Efeito do tamanho de grão (granulometria da rocha) 
na permeabilidade (k)
28
Permeabilidade Relativa
29
Efeito do tamanho de grão (granulometria da rocha) 
na saturação de água irredutível (Swir)
300,25 mm
Arenito com porosidade reduzida pela 
compactação dos grãos
31
Argilas – Clorita
...
600 x 2000 x
....
 
32
Franjas de clorita 
K = 0,7mD, Phi=22%
33
Argilas - Ilita
...
6000 x 1500 x
34
Argilas Ilita-Esmectita
...
550 x
 
35
Argilas - Esmectita
...
4000 x 5000 x
....
 
36
ARGILOMINERAISARGILOMINERAIS
37
ARGILOMINERAISARGILOMINERAIS
...E FORMAS INTERESTRATIFICADAS: I-E, I-C, etc
38
IDENTIFICAÇÃO DOS ARGILOMINERAISIDENTIFICAÇÃO DOS ARGILOMINERAIS
39
PROBLEMAS EM RESERVATÓRIOS
• Clorita: precipitados de óxidos de 
ferro; redução de K
• Esmectita: inchamento em presença de 
água doce; redução de K
• Caulinita: migração de finos e 
entupimento dos poros; redução de K
• Ilita: baixa resistividade; redução de K
40
41
Arenito reservatório da Bacia de 
Campos com muita variação textural
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25 30 35 40
PHI plugue (%)
K
 p
lu
g
u
e
 (
%
)
42
432mm
0,5 mm
Calcarenito Oolítico
Visão Macroscópica
Visão Microscópica
44
100%
20%
14%
4,2%
0,3 x 140
POROSIDADE(6%)
(4,2%)
(9,8%)
FATOR DE RECUPERAÇÃO (FR) = 30%
45
Classificação do reservatório quanto ao fluido
46
Sistema reservatório:
zonas de água, óleo e gás, contatos e poços
47
Reservatório falhado
48
Saturações de óleo e água no reservatório
49
50
51
52
Sistema poroso com óleo
(poro e garganta)
53
Saturações de óleo e água numa zona de transição e comparação com um 
conjunto de tubos capilares artificiais (Schlumberger, 1982)
54
Deslocamento natural do óleo pela água num canal poroso. 
(Schlumberger, 1982)
55
Deslocamento natural do óleo pelo gás num canal poroso. 
(Schlumberger, 1982)
56
57
Esquema e histórico de produção de um reservatório com 
influxo de água (Schlumberger, 1982)
58
Métodos de Interpretação
• Interpretação dos dados existentes
• Extração-inclusão de dados
• Sistemas análogos (analogias)
• Modelos conceituais, físicos e matemáticos
59
Método Análogo – Estudo de Caso
• Cada sistema petrolífero é único por causa da 
combinação complexa de todas as variáveis 
geológicas que o definem;
• Este fato depõe contra o método análogo;
• Contudo o método análogo não assume que 
existe uma coincidência total nas situações;
• Apenas assume a coincidência em alguns dos 
elementos críticos nos sistemas em analogia.
Intérprete
61
COMPANHIA DONABENTENSE DE PETRÓLEO
Presidente – Dona Benta
Finanças - Emilia
Geólogo – Visconde de Sabugosa; Ajudante –
Pedrinho
Sondador – Mr. Kalamazoo
Químico-Geólogo – Mr. Champignon
Segurança – Rinoceronte Quindim
v v v v vdiabase
aquífero (água 
doce)
aquífero (água 
salgada)
óleo
água
gás
Poço Caraminguá 1
testemunhos
Produção = 500 bopd
Óleo Donabentense Crú
0
200 m
Eh = Ev
(Lanzarini, 2008; baseado no texto de Monteiro Lobato “O Poço do Visconde”)
Seção geológica de uma trapa estrutural 
e mapa de topo do reservatório
Volume de óleo in place
Voip = VRocha .  . So
VRocha = Volume de rocha com óleo (estimativa 
aproximada pela Área x Espessura média) 
 = Porosidade
So = Saturação de óleo
Volume de óleo recuperável de um reservatório 
(VOR)
VOR = VRocha .  . SO . FR . (1 / BO)
VRocha = Volume de rocha com óleo = (A . h)
 = Porosidade
SO = Saturação de óleo
FR = Fator de recuperação
BO = Fator volume de formação do óleo
Cálculo do Voip, VOR
e do valor da reserva em US$
 = 25 %
SO = 60 %
FR = 30 %
BO = 1,0
1 m3 = 6,289 barril
1 barril = US$ 80.00
Voip = ..... bbl
VOR = ......bbl
Valor da reserva = .....US$