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~ Resumo de Sistemas Petrolíferos – Vitória Azevedo ~ · Folhelho betuminoso chamado erroneamente de xisto betuminoso. É uma rocha geradora que não sofreu migração. É rica em petróleo. De difícil extração do petróleo devido à baixa permeabilidade. No Brasil, tem a segunda maior reserva mundial na bacia do Paraná, do Permiano com 250 M.a. · Falha lístrica indica gerador no pré sal. · Siltito no tempo humano se tiver muita pressão de agir como selo. No tempo geológico o óleo passa e impregna na camada. · Transporte da sonda para a refinaria não transporta óleo e gás junto. Óleo transportado por oleoduto. Gás é transportado por gasoduto, é mais inflamável. · COT: Carbono orgânico total. · S1: Quantidade de hidrocarbonetos livres. Pico de baixa temperatura que libera algum hidrocarboneto. Já foi gerado. · S2: Quantidade de hidrocarbonetos gerados. É o que ainda poderá ser gerado (não foi gerado). O pico S2 é maior na borda da bacia, pois ali não tem um aporte espesso, sendo assim o soterramento é menor, implica em uma temperatura menir, com isso não há geração. Já no centro da bacia, é o local de maior concentração de sedimentos, sendo ali o soterramento maior, tendo temperatura suficiente para gerar, com isso o pico S2 é baixo e o pico S1 é alto nessa região. · S3: É o intervalo de temperatura (350° – 390°C) no qual a matéria orgânica libra o oxigênio na forma de CO2, que é lido por um detector de pico S3. Esse detector indica o índice de oxigênio da amostra. · Tmáx: Temperatura máxima de pirólise. Tem que pulverizar o folhelho. É a evolução térmica. · IH: Índice de hidrogênio. · IO: Índice de oxigênio. · MO: Matéria orgânica. · IP: Índice de produção. · NSO: Compostos polares ricos em nitrogênio, enxofre e oxigênio. · Eh: Potencial redox. · Raio gama aumenta para folhelho e diminui para arenito. · Parâmetros que definem o estágio da maturação térmica (Tissot & Welte, 1984). · Parâmetros geoquímicos maturação da rocha através da percentagem de Carbono Orgânico Total (COT). Adaptado de Peters & Cassa, 1994. · Parâmetro geoquímico tipo de querogênio (qualidade) e o caráter dos produtos expelidos. Adaptado de Peters & Cassa, 1994. · Principais biomarcadores estudados em geoquímica orgânica e suas informações · Sistemas Petrolíferos – Um sistema petrolífero ou sistema acumulador de petróleo (Figura 2) pode ser definido como um sistema natural que abrange um gerador ativo e o petróleo a este relacionado, incluindo todos os elementos essenciais e os processos necessários para formação de acumulações. São elementos essenciais: rocha geradora de petróleo, rocha reservatório, rocha selante, rochas de sobrecarga e trapa. Os processos compreendem: formação da trapa e geração, migração, acumulação e preservação do petróleo. Para a existência de um sistema petrolífero é fundamental a ocorrência dos elementos e processos essenciais de forma adequada no tempo e no espaço. – Uma rocha geradora deve possuir matéria orgânica em quantidade e qualidade adequada, bem como ter sido submetida ao estágio de evolução térmica necessária para a degradação do querogênio. Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria muito fina (fração argila), tais como folhelhos (0.0625 – 0.025 mm) ou calcilutitos, representantes de antigos ambientes sedimentares de baixa energia e que experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica. – Os valores mínimos de carbono orgânico total (COT) admitidos para que uma rocha seja considerada como potencialmente geradora são de aproximadamente 0,5 a 1,0% . O tipo de petróleo gerado depende fundamentalmente do tipo de matéria orgânica preservada nesta rocha e do estágio de evolução térmica. Matérias orgânicas derivadas de vegetais superiores tendem a gerar gás, enquanto o material derivado de zooplâncton e fitoplâncton, marinho ou lacustre, tende a gerar óleo. – O petróleo é acumulado nas chamadas rochas reservatório. Essas rochas possuem porosidade e permeabilidade (efetivas) que permite a produção do petróleo (óleo e gás) até a superfície, sendo retido em rochas denominadas selantes, que são rochas de baixa permeabilidade associada com alta pressão capilar, de modo a impedir o escape do petróleo. – Petróleo é uma substância natural composta principalmente por hidrocarbonetos não cíclicos (alcanos) com fórmula química CnH2n+2 ocorre juntamente com aromáticos e N, O e S. – As rochas selantes e as rochas reservatório quando associadas adequadamente (estrutural ou estratigraficamente) formam a trapa. Essa configuração geológica (arranjo espacial) possibilita a acumulação de petróleo. Para que seja possível a formação de uma jazida petrolífera, é fundamental que a formação da trapa seja contemporânea ou anteceda os processos de geração e migração de petróleo. – O processo de geração de petróleo ocorre através de uma série de reações termoquímicas, que dependem da maturação térmica (função da temperatura e tempo geológico) que transformam o querogênio (fração orgânica das rochas geradoras insolúvel em solventes orgânicos) em óleo ou gás. O petróleo gerado nessas rochas é expulso da rocha geradora (processo de migração primária), e se desloca através do meio poroso até as trapas (processo de migração secundária). Geoquímica Orgânica aplicada a exploração de petróleo e gás I – Condições básicas para ocorrência de petróleo e gás. II – Identificação de rochas geradoras: concentração de matéria orgânica (teor de carbono orgânico), tipo de matéria orgânica (pirólise e petrografia orgânica) e evolução térmica da matéria orgânica (refletância da vitrinita, índice de coloração de esporos e temperatura máxima). III – Correlação óleo-rocha, geradora e óleo-óleo: extração, cromatografia líquida e gasosa, biomarcadores (alcanos e hidrocarbonetos aromáticos: indicadores de fonte, evolução térmica e idade) e isótopos estáveis do carbono. IV – Biodegradação do petróleo. V – Geoquímica de gases naturais: origem e evolução térmica. VI – Geoquímica orgânica e sistemas petrolíferos das bacias sedimentares brasileiras. · A refletância aumenta quando o hidrogênio foge. · Sal é o melhor tipo de rocha capeadora, devido nada passar/escapar. · Fatores que condicionam a ocorrência de petróleo: – Rocha geradora – Rocha reservatório – Trapa → Adequada associação no tempo e no espaço → Correlação entre óleo-rocha geradora → Sistema petrolífero. · Exsudação de óleo 1. Migração primária da matéria orgânica. Começa a se mover em direção ao reservatório. 2. Migração secundária onde a rocha selante não permite o movimento em uma direção, mas permite em outra. Como por exemplo ao invés de migrar normalmente para cima, migra de forma lateral. – Ocorre na bacia do Paraná. Rocha selante Rocha reservatório Cozinha de geração Rocha geradora · Óleo quando chega a superfície perde sua parte mais leve (petroquímica), que é a fração que vale mais. Caso isso aconteça, terá menos valor econômico. · É um exemplo de Pré-Sal. · Folhelho é gerador, pode ser também uma rocha selante. · Fratura pode aumentar a permeabilidade. · Shale gás/oil é quando tira o óleo ou gás do folhelho pós fraturamento. Oil shale aquece o folhelho para gerar. · Bacia sem rocha geradora não é um bom investimento. · Aplica-se a teoria Geral dos Sistemas (TGS – Von Bertalanffy, 1968) ao estudo de sistemas petrolíferos. – Sistema é um conjunto de componentes e/ou processos inter-relacionados dinamicamente. Existe um estado de inter-relação e interdependência essencial de todos os fenômenos do sistema. – Sistema petrolífero é um conjunto de elementos geológicos (rocha geradora, rocha reservatório, rocha selante e trapa), processos geológicos (geração, migração, acumulação de petróleo), inter-relacionados dinamicamente (sincronismo, associação no tempo e no espaço, num domínio espacial e temporal).– Mapas conceituais (Concept Maps – Novak & Canãs, 2008) podem ser utilizados para representar esses conceitos e inter-relações da geologia do petróleo. – No fim dos anos 70 aparece o termo Sistemas Petrolíferos. – Domínio espacial e temporal é a bacia. – Embasamento fraturado na Bahia, Sergipe-Alagoas, óleo entra nas fraturas e acumula. – Rocha ígnea tem porosidade de vesícula (escape de fluido quando o magma resfria). Rocha de sobrecarga Soterramento Rocha geradora · Conceito definição: uma regularidade percebida em eventos ou objetos ou registros de eventos ou objetos, designada por um rótulo. · Gross = espessura. · Cinza vulcânica não cimenta arenito. · Calcita é posterior ao crescimento, sendo secundário. · Perfilagem de poço. Imageamento por sísmica. · Reservatório é quando contém petróleo e gás natural. · Geração ocorre durante a sedimentação. · Usa lama durante a perfuração, o peso é controlado para não ocorrer acidentes. · Óleo não sai do reservatório enquanto não perfura. · É utilizado algum fluido para empurrar o óleo para cima/fora. · Extensão delimita a jazida até onde o reservatório se estende. · Falha de empurrão pode duplicar o reservatório. Nem todas as falhas atuam ao mesmo tempo. · Camada selante – Pouca permeabilidade. – Pouca porosidade. – Em cima do reservatório – Não deixa o óleo escapar. · Pré sal é plástico, ele preserva o óleo para que não escape. – Perfura e desce o Pré Sal, com revestimento (metal ou cimentação) para que o sal não feche conforme perfura para chegar ao óleo. – A perfuração para quando chega óleo ou quando tem rocha não plástica. – Sal escorrega nas falhas lístricas, abre janela onde não tem sal e o óleo passa e é depositado nos reservatórios acima. – Modelo do Pré sal: rocha geradora (base) abaixo do sal. Óleo (topo) acima do sal. Óleo Sal Geradora (rocha) · Poço e falha não combina, é problemático, a lama injetada no poço pode se mover, causa problema geomecânico e geotécnico. · Perfurações são feitas onde tem estruturas. · É necessário ter rocha geradora para ter óleo. Deve ter hidrogênio também, afinal óleo é formado de hidrocarbonetos. · Petróleo é o produto da transformação termoquímica da matéria orgânica. Só é gerado quando tem aquecimento. – Matéria prima pra ter na rocha para formar petróleo: concentração de matéria orgânica. Quanto mais matéria orgânica mais petróleo será formado. – Observa a cor da rocha geradora: quanto mais escuro, mais rico em matéria orgânica. Geralmente folhelho. – Matéria prima = matéria orgânica, as rochas geradoras são mais concentradas em rochas de granulação fina, como folhelho (material continental), marga (matéria orgânica e argila), calcilutito impuro. – Matéria orgânica herbácea: polens, esporos e cutículas (rico em hidrogênio + de 40% de lipídeos). Bom potencial para gerar hidrocarbonetos. – Matéria orgânica lenhosa: vegetais superiores de muito baixo potencial para gerar hidrocarbonetos, de aspecto fibroso (em luz transmitida). Querogênio é o tipo III. Reflectometria extinta e vitrinita e inertinita. – Há marga de folhelho vermelho. – Densidade da matéria orgânica é próxima da densidade da argila (flutua e são placas). – Processo de formação e geração de petróleo: transformação termoquímica/temperatura. Pode ser de duas formas: Se não tiver nenhum dos dois processos não tem rocha geradora. 1. Soterramento que aumenta a temperatura, é o modo convencional. 2. Temperatura fornece pelo contato com as intrusivas ígneas, esse é o modo atípico. Causado pelo efeito térmico pela intrusiva. · Pólen e esporo significa que a matéria orgânica é de origem terrestre. Pólen só aparece no Carbonífero, derivado de gimnosperma. · Sistema petrolífero é caracterizado por: gerador e reservatório. – É um conjunto de elementos geológicos (rocha geradora, rocha reservatório, rocha selante, trapa), processos geológicos (geração, migração, acumulação de petróleo), inter-relacionados dinamicamente (sincronismo, associação no tempo e no espaço, num domínio espacial e temporal). É um conceito unificante que engloba todos os elementos e processos geológicos essenciais para a existência de uma acumulação. – É ampliado dentro da bacia. – Aplica-se a Teoria Geral dos Sistemas (TGS – Von Bertalanffy, 1968) ao estudo de sistemas petrolíferos. – Sistema é um conjunto de componentes e/ou processos inter-relacionados dinamicamente. Existe um estado de inter-relação e interdependência essencial de todos os fenômenos de um sistema. Elementos – Rocha geradora (rica em mat. orgânica – microflora planctônica). – Rocha reservatório (com porosidade e permeabilidade). – Rocha selante (impermeável - em relação ao sistema reservatório). – Rochas de sobrecarga (overburden rock). – Fluidos (hidrocarbonetos, água). Processos – Formação da armadilha (trap) – Geração-migração-acumulação de hidrocarbonetos – Elementos e processos devem estar corretamente posicionados no tempo (timing) e no espaço (condição estrutural e estratigráfica) para que uma acumulação seja formada. · Armadilha (trapa) – Uma armadilha consiste de um arranjo geométrico de rochas permeáveis (reservatório) e menos permeáveis (rocha selante ou capeadora que impedem a migração do petróleo).Quando combinadas com as propriedades físicas e químicas dos fluidos de subsuperfície, podem propiciar a acumulação de hidrocarbonetos, no contexto de um sistema petrolífero. · Alguns tipos de armadilhas ou trapas 1. Estrutura dômica (domo) 2. Estrutura anticlinal 3. Trapas associadas a domos de sal 4. Trapa associada a falhamento 5. Trapa Estrutural e Estratigráfica Clássica 6. Trapa estratigráfica: discordância 7. Variações das características de porosidade e permeabilidade 8. Diferentes tipos de armadilhas numa mesma província petrolífera 9. Modelo de sistema petrolífero com migração a longa distância 10. Modelos de sistemas petrolíferos com migração à curta distância 11. Sistema petrolífero com acumulação e seep 12. Modelo de sistema petrolífero presente em bacias marginais brasileiras · Condições para acumulação de petróleo · Elementos Geológicos Básicos para a Acumulação de Petróleo · Balanço de materiais do sistema petrolífero · Sequência do processo de acumulação de petróleo em estruturas adjacentes (Vincelette and Chittum, 1981) · Sistema petrolífero com predomínio de drenagem (migração) vertical (Demaison and Huizinga, 1994) · Sistema petrolífero com drenagem (migração) lateral (Demaison and Huizinga, 1994) · Principais tipos de rochas sedimentares e suas contribuições para a ocorrência das acumulações de petróleo · Esquema de uma porção de uma bacia sedimentar mostrando: sistema petrolífero, sistema reservatório, sistema poroso. · Rocha geradora – Presença de minerais como pirita, que é um indicador de rocha geradora. – Elemento radioativo é detectado com raio gama. – Lama/argiloso. – Sílica/lama carbonática. – Matéria orgânica pode ser terrestre, marinha e lacustre. É deposicional. – Presença de organismos bentônicos geram argilitos bioturbados. – Movimento, energia e corrente tem laminito e interlaminado. – Formada em profundidade ou corrente de fundo. · Província petrolífera (termo geográfico) é uma área onde ocorre petróleo em quantidades comerciais. · Um prospecto é uma acumulação potencial que deve ser avaliada através de uma perfuração, para se determinar a existência (poço produtor) ou não (poço seco) de petróleo. Um prospecto objetiva quantidades comerciais de petróleo. · Um play consiste de um ou mais prospectos, geologicamente relacionados. Só é comercial quando descoberto. · Play e sistema – Em um play ou prospecto, as acumulações de petróleo são comerciais e não descobertas. – Vários prospectos em uma área é um play. – Num sistema petrolífero as ocorrênciasde petróleo já são conhecidas. – Quando através de um poço exploratório (de um play ou prospecto) encontra-se qualquer tipo ou quantidade de petróleo, tal petróleo é parre de um sistema petrolífero (que pode agora ser definido). – Plays e prospectos complementares podem então surgir, com base nesse sistema petrolífero e caso encontrem outras ocorrências, geologicamente relacionadas a anterior, as fronteiras do sistema podem ser ampliadas. São termos ligados a atividade de exploração. · Estudo pós log: estuda o porquê do poço não dar certo. · Na margem equatorial a trapa é estratigráfica. · Um sistema é atípico devido a influência do calor fornecido pelas intrusivas, se não tiver intrusivas não tem óleo e gás. Exceto no Amazonas. · Alta concentração de matéria orgânica e rica em oxigênio, devido a composição principal do óleo é hidrocarboneto (hidrogênio + carbono) – Parte líquida do hidrocarboneto: óleo. – Óleo é uma matéria orgânica em forma líquida. O mesmo para gás. · Idade da rocha geradora 1. Quantidade de matéria orgânica – Organismos: plantas e animais. – Produtividade primária: Fitoplâncton (algas e baterias, precisa da luz para produzir) e zooplâncton. o mais abundante é o fitoplâncton. – Preservação da matéria orgânica: Degradação bioquímica por bactérias aeróbicas, anaeróbicas e metanogênicas. – Folhelho esverdeada, vermelho, cinza não tem matéria orgânica o suficiente para gerar hidrocarboneto. – A cor ideal do folhelho é que seja cinza escuro ou preto que terá matéria orgânica. 2. Tipo de matéria orgânica – Predomina em ambiente aquático, predominantemente em folhelhos e em locais de menor energia. – A matéria orgânica às vezes pode não ser preservada. – Quanto mais matéria orgânica mais petróleo pode ser formado. – A melhor matéria orgânica é aquática 3. Evolução térmica da matéria orgânica · Para organismo viver no meio aquático precisa de alimento e nutrientes. O intemperismo leva nutrientes como sais, que são derivados da decomposição da rochas. · Oxigênio destrói a matéria orgânica. · Produtividade primária Meio aquático – Luminosidade: A vida planctônica se desenvolve predominantemente na zona fótica. facilita a fotossíntese. – Disponibilidade de nutrientes na zona fótica: principalmente nitratos e fosfatos. Meio terrestre – Produtividade depende essencialmente das condições climáticas. – Pode ser transportada por correntes rios e vento para o meio aquático. – Depende da quantidade de nutrientes. – Raízes. – A matéria orgânica formada em meio terrestre pode ser transformada em petróleo e gás. · Fotossíntese é a absorção de CO2. Ocorre melhor em locais de água limpa. · As grandes florestas estão nas zonas tropicais, onde rem maior umidade. Como a Amazônia por exemplo se tira a floresta terá um deserto. · Como oxigênio chega no fundo? lâmina da água com oxigênio proveniente da fotossíntese ou o oxigênio que tem na atmosfera. Sendo fontes superficiais que ocorrem na superfície. – Quando tem muito oxigênio a matéria orgânica é oxidada, sobrevivendo menos de 1% no fundo do oceano. o ambiente oxidante não é adequado para preservar matéria orgânica. · Origem da corrente de fundo, o que é? O² é maior na água fria, mais densa afunda e se direciona onde se direciona onde tem agua quente. · Como diferenciar um óleo gerado por matéria orgânica terrestre e marinha? A matéria orgânica marinha, usualmente, gera petróleo parafínico-naftênico ou aromático-intermediário. A matéria orgânica terrestre, derivada de plantas (pólens, esporos, cutículas e ceras), gera petróleo parafínico ou às vezes parafínico-naftênico. · Zona de oxigênio, onde vive a maioria dos organismos, depois eles vão para a zona de não bioturbação (é redutora, tem sais), depois descem mais e são recobertos por argila. · Sistema lacustre tem a maior condição de preservar matéria orgânica. · Salinidade é o total de sais dissolvidos na água. · Água é doce porque tem poucos sais dissolvidos. · Dysaerobic valor intermediário entre valor alto e valor baixo. · Pirita indica ambiente redutor. · Sulfeto é redutor. Sulfato é oxidante. · Ambiente de sedimentação aquático que não tem sulfato (sais) é o ambiente lacustre e de água doce. · Ambiente lacustre varia de salino, hipersalino e doce. · Aumenta a salinidade, aumenta a produção de sais. · Euxinic termo se assemelha a anóxico. · Melhor classificação de Breck que é óxido, subóxido e anóxico. · Preparação da amostra – Envolve a seleção da amostra, lavagem, secagem, pulverização, pesagem que se divide em: 1. Pirólise – Não é um processo destrutivo, não faz o aquecimento na presença de oxigênio. Aquece a matéria orgânica e a transforma em óleo e gás. 2. Acidificação, pesagem (RI) e COT. – Parte do princípio que toda rocha na fase da preparação da amostra tenha carbonato, ou seja, se tiver carbonato terá que acidificar a rocha. Se deixar carbonato o resultado do COT estará errado. – Ao aquecer/queima carbonato de cálcio gera CO2. – Depois da acidificação tem a amostra sem carbonato com resíduo insolúvel (RI). · Tipos e evolução térmica da matéria orgânica 1. Pirólise 2. Petrografia Orgânica 3. Biomarcadores · Poço de petróleo não fura com água. · Ao queimar matéria orgânica solta CO2 e água. · Óleo diesel tem um alto teor de enxofre. · Combustão é a queima da matéria orgânica. Destrói essa matéria. · Ao aumentar a temperatura gera matéria orgânica. · Matéria orgânica tipo 1 é lacustre ou de água doce. · Matéria orgânica tipo 4: hidrogênio inferior a 60, quando tem pouco hidrogênio não gera quase nada. · Vitrinita: material lenhoso. · Tabela para interpretação de pontos de hidrocarbonetos S2 IH Tmáx ICE RO Grau de maturação < 2,0 mgHC/gRocha: baixo potencial gerador < 200 mgHC/gCOT: potencial para gás < 400°C: imaturo (não gerou nada) 5,5 < 0,6 Imaturo 2,0 – 5,0: moderado potencial gerador 200 – 300: potencial para gás e condensado (óleo leve) 440°C – 470°C: maturo 8,25 0,6 – 1,35 Maturo 5,0 – 10: bom potencial gerador > 300: potencial para óleo (onde tiver mais hidrogênio terá mais óleo) 470°C: senil > 8,25 1,35 – 2,0 Senil Gás úmido 2,0 – 4,0 Gás seco > 10: excelente potencial gerador · Evolução térmica e querogênio segundo diagrama tipo Van Krevelen · Tipos de C – Gás C1 – C4 – Gasolina C5 – C10 – Querosene C11 – C13 – Diesel C14 – C18 – Óleo Pesado (Heavy Gas Oil) C19 – C25 – Óleo Lubrificante C25 – C40 – Resíduo > C40 · Da gasolina até o resíduo é óleo. · Gás é o primeiro que sai. · Biomarcadores – Irati = gamacerano, esterano e terpano. – Ponta Grossa = esterano, fitano e pristano. Cromatografia líquida · Hidrocarbonetos – Alcanos: Lineares, Ramificados e Cíclicos. C1 a C4 = gases C5 a C15 = líquidos > C15 = sólidos – Aromáticos – Não hidrocarbonetos – Resinas – Asfaltenos · Porosidade 20,6 a seleção aumenta. Melhorando a seleção aumenta a porosidade. Porosidade baixa, a seleção é baixa. · Pristano e fitano são compostos ramificados. Fitano derivado de clorofila, de ambiente redutor, com maior salinidade e onde tem salinidade alta o fitano será maior que o pristano. Pristano é derivado de clorofila, de ambiente oxidante. · Esterano bactéria e vegetal superior. · Terpano fragmenta no íon 191. · Gamacerano se comporta como se fosse terpano, mas não é. É um terpano penta cíclico. · Quanto mais carbonato mais salina será a rocha, de clima seco. Folhelho clima úmido. · Óleo do Irati é do Aptiano Superior, vai da bacia do Nordeste até o Maranhão (Formação Codó). São óleos hipersalinos. · Ponta Grossa tem baixa capacidade de gerar óleo, gera gás. · Oleanano é um composto com 30 átomos de carbono, encontrado em angiosperma (semente). É um tipo de terpano penta cíclico. No Cretáceo tem muito oleanano. · Gasômetro (gás + petróleo) metano e propano. · Carvão deve ser mais de 50% de matéria orgânica. Se tiver menos que isso é um folhelho carbonoso. · Resto de raiz, caule épreservado no sedimento. A matéria orgânica terrestre tem menos hidrogênio. · Matéria orgânica amorfa é alga e bactéria, com muito hidrogênio. · Pré sal não tem afloramento. · Campo gigante é de 189 bilhões de barris. 500 milhões de barris é um campo Grande. · Capilaridade e Molhabilidade Capilaridade – Efeito de interface (diferente estados de agregação resultam nume tensão na interface). – Definição de tensão superficial/interfacial Pressão Capilar – Efeito de interface na escala dos poros tem mais importância. – Balanço de forças na interface (efeito da tensão superficial tem que ser equilibrado por uma diferença de pressão). Molhabilidade – Efeito das tensões superficiais com interação a superfícies sólidas. – O efeito de interface resulta da preferência por algum dos fluidos). – A adesão é um balanço entre as tensões superficiais de cada fluido envolvido. Molhabilidade – Adesão Ascensão capilar – Equilíbrio entre coluna de líquido e força de adesão. Curvas pressão Capilar Efeito Jamin – Ao aplicar uma pressão em A para causar um escoamento, deformamos a gota. – A força de adesão está relacionada com o ângulo de contato. · Reservatórios 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. · Caracterização de reservatórios · Propriedades de fluido – Composição – Densidade – Viscosidade – Saturação – Fator volume de formação · Propriedades de fluxo – Porosidade – Permeabilidade – Permeabilidade relativa – Capilaridade – pressão capilar – Molhabilidade · Caraterização da 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 sequências de alta resolução – Petrologia sedimentar e sedimentologia – Análise dos elementos de arquitetura deposicional. 4. Petrografia microscópica (grãos do arcabouço, matriz, cimento e porosidade) · Argila é uma partícula menor de 1/256 mm ou 4 micra. Grupo de filossilicatos de alumínio hidratado (argilominerais). · 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 · Métodos Métodos de Interpretação – Interpretação dos dados existentes – Extração inclusão de dados – Sistemas análogos (analogias) – Modelos conceituais, físicos e matemáticos 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. · Volume de óleo in place é o volume de óleo que está no local. Ø = porosidade. SØ = saturação de oléo. Rocha = Volume de rocha com óleo (estimativa aproximada pela Área x Espessura média). · Volume de óleo recuperável de um reservatório (VOR) Rocha = Volume de rocha com óleo = (A . h). Ø = 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$
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