Aula 02 Propriedades físicas das rochas Porosidade

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AULA 02: PROPRIEDADES FISICAS DAS ROCHAS RESERVATÓRIO - POROSIDADE 
Engenharia de reservatórios de petróleo I 
ENGENHARIA DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO I 
Aula 02: Propriedades físicas das rochas 
reservatório - Porosidade 
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Engenharia de reservatórios de petróleo I 
Apresentação da propriedade: Porosidade 
1. Propriedades dos meios porosos; 
2. Porosidade: conceito e sua importância na engenharia de reservatório; 
3. Porosidade: absoluta e relativa; 
4. Porosidade: primária e secundária; 
5. Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios; 
6. Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios clásticos; 
7. Argilosidade vs Porosidade; 
8. Medições da porosidade: laboratório e campo. 
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Temperatura do reservatório 
Meios Porosos 
 A figura ao lado ilustra um pacote de rochas sedimentares 
clásticas de porosidade variável, representando meios 
porosos propícios para acumulação de fluidos; 
 O estudo da porosidade desses meios porosos é objeto 
desta aula: sua conceituação, sua expressão como 
propriedade física, os fatores que determinam sua 
variação e as formas de sua mediação (no laboratório e 
indiretamente nos perfis litológicos dentro dos poços 
perfurados na prospecção de petróleo). 
https://pixabay.com/pt/photos/?image_type=&cat=&min_width=&min_height=&q=rochas+sedimentares&order=popular 
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Componentes de sedimentos clásticos formando o meio poroso 
COMPONENTES DEPOSICIONAIS 
arcabouço, matriz e poros. 
 matriz 
 
arcabouço de grãos 
 
 poros 
 
 matriz 
http://www.rc.unesp.br/museudpm/rochas/sedimentares/sedimentares.html 
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Meios porosos 
• Composição dos meios porosos 
 
 Grão ou partícula corresponde à fração clástica principal, que dará o nome à rocha (conglomerado, 
arenito, siltito, folhelho); 
 Matriz trata-se do material clástico fino entre os grãos de um arenito, como silte e/ou argila; 
o Cimento corresponde à parte da rocha que une os grãos. Trata-se de uma massa de várias composições 
de minerais à base de: sílica, carbonatos, sulfatos; 
o Poros são os espaços entre os grãos preenchidos ou não com fluidos; 
o Fluidos em estado líquido ou gasoso que ocupam os espaços porosos. Exemplo: gás, óleo, água; 
o Porosidade primária é uma feição que pode se modificar pela diagênese, e corresponde ao volume da 
distribuição dos poros que o agregado sedimentar tinha no momento da sua deposição. 
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Propriedades nos meios porosos 
 POROSIDADE; 
 PERMEABILIDADE; 
 SATURAÇÃO; 
 CAPILARIDADE; 
 COMPRESSIBILIDADE; 
 MOLHABILIDADE; 
 Mobilidade. 
http://mundoeducacao.bol.uol.com.br/geografia/rochas-sedimentares.htm 
• As Propriedades físicas básicas das rochas reservatório são as seguintes: 
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Conceitos e sua importância na engenharia de petróleo 
• Conceito e importância das propriedades no estudo dos reservatórios 
 
 Nos estudos de reservatórios de petróleo, é de fundamental importância o conhecimento das 
propriedades básicas da rocha, isto é propriedades físicas das rochas e também das propriedades dos 
fluidos nelas contidos. 
 Essas propriedades permitem determinar o volume de hidrocarbonetos presentes nos espaços 
porosos; 
 Determinar a distribuição espacial dos fluidos nesses espaços porosos; 
 Reconhecer a capacidade de movimentação desses fluidos no interior reservatório; 
 Determinar a quantidade de fluidos que pode ser produzida economicamente. 
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Porosidade conceito 
 A porosidade mede a capacidade de armazenar fluidos, 
ela se expressa relacionando os volumes dos poros da 
rocha e volume total da rocha. 
 𝝓 =
𝑽𝐩
𝑽𝐭
 expressa em % 
 onde: 
 𝜙 = porosidade Vp = volume poroso 
 Vt = volume total ( Vp + Vs) Vs = volume de sólido 
http://www.geocities.ws/ussgeology/index_arquivos/geologiadopetroleo.htm 
• Porosidade, sua expressão matemática. 
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 Tipos de porosidade 
A porosidade Absoluta e Efetiva: 
Define-se como porosidade absoluta 𝜽𝒂 como a razão entre o volume de poros (interconectados ou não) 
e o volume total da rocha. 
 
 θa =
 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 −𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑜𝑠 𝑔𝑟𝑎𝑜𝑠
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
 
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 Tipos de porosidade 
A porosidade efetiva 𝜽𝒆 é definida como a razão entre o 
volume de poros conectados e o volume total. 
Para a engenharia de reservatórios somente a porosidade 
efetiva é de interesse. Evidentemente, fluidos nos poros 
isolados não podem ser extraídos. 
 𝜃e =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜𝑠
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
 
 Na foto ao lado, os poros estão interconectados. 
http://www.pucrs.br/cepac/download/Eng_Reservatorio_CCS.pdf 
• A porosidade Absoluta e Efetiva: 
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Tipos de porosidade 
 Porosidade Primária e Secundária 
 Porosidade primária é aquela originária da conversão (diagênese) do material sedimentar em rocha. É 
uma feição que se modifica pelo soterramento e corresponde ao volume dos poros que o agregado 
sedimentar tinha no momento da deposição; 
 Após a sua formação a rocha (pela diagênese) esta submetida a esforços mecânico podendo resultar 
em aparecimento de fraturas naturais, aumentando assim o volume de vazios. Este tipo é chamado de 
porosidade secundária; 
 Em rochas carbonáticas, é comum a dissolução de parte dos sólidos pela água da própria formação, 
resultando também em porosidade secundária maior que porosidade primária; 
 O fraturamento das rochas gera espaços porosos em volumes significativos; 
 A porosidade primária também pode ser reduzida pela cimentação dos grãos . 
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Tipos de porosidade 
Porosidade média 
O valor da porosidade de um reservatório se obtém tratando estatisticamente os dados de medições 
realizadas, em n amostras, retiradas dos testemunhos ou dos valores calculados a partir das leituras 
dos perfis geofísicos . 
Podem ser calculando-se a média aritmética 𝜙ₐ ou a geométrica 𝜙g 
 𝜙ₐ = 1
𝑛
 ∅𝑗𝑛𝑗=1 
 𝜙g = ∅jhj / 𝐡𝒋𝒋=𝟏 1=j 
h como sendo a espessura do intervalo que representativo da amostra n. 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios 
• Dissolução 
 É um processo digenético de transformação dos 
sedimentos em rochas sedimentares pela percolação de 
fluidos associados areações químicas que dissolvem 
minerais existentes; 
• O resultado pode ser a geração de poros, feição essa 
muito importante para o acúmulo de óleo, gás, água. 
http://www.rc.unesp.br/museudpm/rochas/sedimentares/sedimentares.html 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios 
• Nas rochas de origem química, como calcários, dolomitos, 
essa porosidade por dissolução pode torná-las rochas 
reservatórios para hidrocarbonetos; 
• Essa dissolução dá-se em profundidade por reações 
químicas sob ação da temperatura e da pressão; 
• Na figura ao lado, um afloramento de calcário 
intensamente afetado dissolução formando até 
cavernas. 
https://pixabay.com/pt/rochas-cavernas-oceano-%C3%A1gua-costa-691230/ 
• Dissolução em calcários 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios 
Cimentação 
 Provoca o fechamento parcial ou total dos espaços porosos, diminuindo a porosidade; 
 Entre os cimentos mais comuns temos: aqueles de composição silicosa, carbonática (calcita, dolomita, 
siderita), de óxidos (férrico e ferroso), de sulfatos (barita) ...; 
 A cimentação é parte do processo digenético, nas rochas sedimentares, por ´precipitação de minerais 
nos poros; 
 Pode ser contemporânea ou pós-deposicional. 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios 
 Movimentação tectônica nas bacias sedimentares 
provocam fraturamentos, cisalhamentos das rochas; 
 Estes fenômenos geram espaços para a percolação de 
fluídos, 
 As zonas de cisalhamento de milonitização podem ser 
extensas chegando abrigar acumulações de 
hidrocarbonetos comerciais; 
 Resultado é uma porosidade secundária. 
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• Fraturamento das rochas 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios 
• A sobrecarga dos sedimentos diminui a porosidade. 
 
• Compactação por: mudança no empacotamento entre os grãos; 
por quebra ou deformação dos grãos individuais; 
 
• Os espaços porosos são diminuídos, havendo relação da 
sobrecarga com a diminuição da porosidade primária; 
 
• Relação direta porosidade e grau de compactação. 
Compactação dos sedimentos 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios clásticos 
 Da forma dos grãos; 
 Da arrumação ou textura dos grãos; 
 Da variação no tamanho e da seleção dos grãos; 
 Do grau de cimentação dos grãos; 
 Da compactação da rocha-reservatório. 
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Nos reservatórios de origem clástica, a porosidade é função: 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios clásticos 
• Forma dos grãos - um exemplo em bolas de bilhar. 
 Cálculo da 𝜙 em situação ideal e orientativa. 
 𝑉𝑡 = 2𝑅 3 = 8𝑅³ 
 𝑉𝑠 = 4/3𝜋𝑅³ 
∅=Vt-Vs/Vt=1-𝜋 ≅ 𝟎, 𝟒𝟕𝟔 
máximo de porosidade 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios clásticos 
 Exemplo usando-se duas formas 
 geométricas nos sistemas: 
 
• cúbico 𝜙= 0,4664 
 
 
• ortorrômbico 𝜙=0,2595 
 
• Observar a diferença significativa na 𝜃 
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• Porosidade como função do arranjo dos graõs (arrumação ou textura espacial dos grãos) 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios clásticos 
 Uma má seleção significa a presença de varias classes 
granulométricas presentes no reservatório. Figura B 
 Boa seleção é uma classe granulométrica dominante. 
Figura A 
 As classes granulométricas menores preenchem os poros 
das classes de maior granulometria, daí sua influência na 
porosidade; 
 A seleção está relacionada com os ambientes de 
sedimentação . Exemplo: no ambiente eólico boa seleção 
isenta de argila, daí uma boa porosidade. 
http://soraiabiogeo.blogs.sapo.pt/11989.html 
• Seleção dos grãos 
A B 
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Fatores que influenciam na porosidade dos reservatórios clásticos 
• Porosidade função da granulometria - a tabela abaixo demonstra uma ordem de grandeza da porosidade nos 
sedimentos clásticos. 
Sedimento Clástico Porosidade % 
Areia fina 35 
Areia média 43 
Areia grossa 40 
Cascalho 10 
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Influência da argilosidade na porosidade 
 Laminar (laminar shale) de origem detrítica à semelhança dos 
folhelhos, reduz a porosidade e permeabilidade na proporção 
do volume. Tolerável 30 a 40 %; 
 Estrutural (strutural shale) em grãos ou pelotas formando a 
matriz, não sendo frequente este tipo, não afeta na porosidade 
e permeabilidade; 
 Dispersa (dispersed shale) origem antigênica, não sofre 
compactação, retém mais água; presente como: caulinita na 
forma dispersa, illita obstruindo os poros e a clorita formando 
camadas. Volume máximo tolerável de 15%. 
• Forma de ocorrência das argilas nas rochas reservatórias clásticas 
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Influência da argilosidade na porosidade 
 O mesmo volume de argila presente no reservatório influi diferencialmente na porosidade em função 
da forma de ocorrência, como demonstra a tabela abaixo. Observar a queda da porosidade efetiva 𝜙eft 
pelo tipo de ocorrência de argila no reservatório . 
 Arenito 
Limpo 
Argila 
Laminar 
Argila 
Estrutural 
Argila 
Dispersa 
𝜙eft 𝜙t 𝜙t 𝜙t (1 – Vsh ) 𝜙t - Vsh 
𝜙t 0,3 0,3 0,3 0,3 
Vsh 0 0,15 0,15 0,15 
𝜙eft 0.3 0,3 0,255 0,15 
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Influência da argilosidade na porosidade 
• Comportamento da argila na superfície dos grãos de quartzo 
 
 A superfície dos grãos de quartzo estão carregadas positivamente; 
 As argilas têm carga negativa decorrente da sua estrutura base sílica vs. alumina e do molécula de 
água dipolar; 
 As argilas ficam presas em volta dos grãos de quartzo; 
 Diminuem assim o espaço poroso. 
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Medições da porosidade no laboratório 
• Medições em Laboratório, sendo usados pulgs ( cilindros pequenos extraídos dos testemunho de 
sondagem com broca diamantada ) 
 
Tipos de equipamentos : 
 BOMBA A INJEÇÃO DE MERCÚRIO 
 Trata-se de uma bomba injetora que esta acoplada. 
 As variações no volume, dentro da câmara com e sem amostra ,são dadas pelo 
 deslocamento de um pistão 
 Vp= (Vp aparente – Fc) x 1.02 
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Medições da porosidade no laboratório 
• PorosÍmetro a gás 
 
 Trata-se de uma bomba injetora de gás com dois recipientes de volumes V1 e V2 conhecidos, com a 
medição do volume de sólido vs (plugs); 
 Sendo usado gás se utiliza a Lei de Boyle (em condições isotérmicas): 
 P1V1 + P2V2 = Peq (V1 + V2) 
P1V1 + P2(V2 - Vs) = Peq (V1 + V2 - Vs) 
 
 V1 é conhecido: calcula-se V2 e Vs 
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Medições da porosidade no campo 
• Perfilagem Geofísica é uma medição indireta da porosidade 
 
 Método Sônico - usando o tempo de trânsito das ondas no perfil litológico do poço . Equação de 
Willie: 
𝜙s =
Δt − Δtm
Δtf – Δtm
 
 Φs = porosidade total da rocha medida pelo método sônico 
 Δtm = tempo de trânsito na matriz (sólidos) Δtf = tempo de trânsito na mistura de fluidos 
 Δt = tempo de trânsito em 1 pé de rocha (sólidos+fluidos). 
Porosidade sônica está sujeita a sujeita a correções de argilosidade, compactação, e de hidrocarbonetos 
e menos afetada pelos desmoronamentos. 
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Medições da porosidade no campo 
• Perfilagem Geofísica na medição indireta da porosidade 
 
 Método Densidade de Raios Gama (método radiomêtrico artificial ) 
𝜃𝑑 = 
𝜌𝑚𝑎 − 𝜌𝑏
𝜌𝑚𝑎 − 𝜌𝑓 
 
𝜃𝑑 = porosidade derivada do perfil densaidade 𝜌𝑚𝑎 = densidade da matriz 
𝜌𝑏 = densidade volumétrica da formação 𝜌𝑓 = densidade do fluído 
Esta medição abrange poros com fluidos incluindo os poros isolados. 
Perfil de densidade são afetados pelos desmoronamentos, pelo acúmulo de reboco, pelas lamas com 
baritina e minerais de argila e presença de gás; exigindo correções antes do uso da 𝜃𝑑. Quando o 
desmoronamento é grave não se deve usar para estimar a porosidade. 
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• DASGUPTA, Shivanji e AMINZADEH, Fred. Geofísica para engenheiros de petróleo. Rio de Janeiro: Elsevier - 
Campus, 2015. 
• IGLESIAS, Rodrigo. Conceitos de engenharia de reservatório. Disponível em: 
<http://www.pucrs.br/cepac/download/Eng_Reservatorio_CCS.pdf>, acessado em 17/01/20167. 
• MACHADO, Fabio Braz. Rochas sedimentares. Disponível em: 
<http://www.rc.unesp.br/museudpm/rochas/sedimentares/sedimentares.html>, acessado em 17/01/2017 
• NERY, Geraldo Girão. Perfilagem geofísica em poço aberto. Disponível em: 
<http://geofisicabrasil.com/publicacoes/179-online/1778-perfilagem-geofisica-poco-aberto.html>. SBGf 2013 
• ROSA, Adalberto José et ali. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. 
Saiba mais 
Porosidade 
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VAMOS AOS PRÓXIMOS PASSOS? 
 
 
Permeabilidade; 
 
Saturação. 
AVANCE PARA FINALIZAR 
A APRESENTAÇÃO.