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ARRANJOS PRODUTIVOS I
AULA 4
Propriedades básicas:
Da rocha são:
1. Porosidade;
2. Compressibilidade;
3. Saturação
4. Permeabilidade absoluta;
5. Permeabilidade efetiva;
6. Permeabilidade relativa.
2 - Compressibilidade: ao ser retirado uma certa quantidade de fluidos do
interior da rocha, a pressão cai e os poros têm seu volume reduzido.
Assim a compressibilidade efetiva (Cƒ) da formação é:
Cƒ = (ΔVp / Vp )/ ΔP, onde:
Cƒ = compressibilidade efetiva da rocha;
ΔVp = variação do volume poroso;
Vp = volume poroso inicial;
ΔVp / Vp = variação fracional do volume;
ΔP = variação da pressão.
3 - Saturação: como os poros da
rocha contém água, para estimar a
quantidade dos fluidos temos que
conhecer o percentual de cada fluido
nos poros; isso se denomina
saturação.
Saturação de óleo: So =Vo/Vp
Saturação de gás: Sg =Vg/Vp
Saturação de água: SW =VW/Vp
Lembrar: Vp = volume poroso inicial.
Ao ser descoberto, um reservatório
de petróleo apresenta uma certa
saturação de água, que recebe o
nome de água conata.
4 - Permeabilidade absoluta: é a medida da capacidade da rocha permitir o fluxo de fluido. Quando
existe apenas um fluido saturando a rocha, pode-se obter a permeabilidade absoluta (lei de Darcy).
k = (q x µ x L)
(A x (P1 – P2))
Onde:
q (vazão) = 1 cm³/s
µ (viscosidade) = 1cp
L (comprimento) = 1 cm
A (área) = 1 cm²
(P1 – P2) = 1 atm. 
k = constante de permeabilidade
Nessas condições temos que k = 1 Darcy (usa-se comumente em mD).
1 darcy é a permeabilidade de uma rocha na qual um gradiente de pressão de 1 atm/cm promove a
vazão de 1cm3/s de um fluido de viscosidade 1 cP através de 1cm2 de área aberta ao fluxo.
5 - Permeabilidade efetiva: a rocha reservatório contém sempre dois ou mais
fluidos e a permeabilidade absoluta não é suficiente para medir a facilidade de cada
um dos fluidos se movimentar.
Se em um meio poroso estão fluindo água e óleo, tem-se a permeabilidade efetiva à
água e ao óleo.
As permeabilidades efetivas para óleo, gás, e água são ko, kg e kw.
As permeabilidades efetivas dependem da saturação de cada fluido no meio
poroso. Cada valor de saturação corresponde a uma valor de permeabilidade
efetiva àquele fluido.
Permeabilidade efetiva da água é MENOR que a absoluta.
A partir de uma certa saturação de óleo (“crítica”), o óleo começa a fluir: inicia-se o fluxo
bifásico. À medida que a injeção de óleo continua e sua saturação aumenta, ko cresce, enquanto
kw decresce.
O experimento termina quando a saturação de água atinge um valor (saturação irredutível) em
que ela pára de fluir: ocorre apenas fluxo de óleo.
Considerando o processo inverso, quando o óleo pára de fluir temos a “saturação de óleo
residual (sor)”.
Inicialmente: meio poroso 100%
saturado de água.
Inicia-se injeção de óleo: Enquanto o
volume de óleo injetado é
suficientemente pequeno, o óleo não
consegue fluir → sua permeabilidade
efetiva é nula, apenas água é
produzida.
Apesar de imóvel, a presença de óleo
reduz espaço para água se deslocar:
Saturação 
de óleo 
residual
Saturação 
irredutível
6 - Permeabilidade relativa: é a permeabilidade efetiva normalizada, ou seja,
dividida pela permeabilidade absoluta. Ao resultado da normalização dá-se o nome
de “permeabilidade relativa”.
As permeabilidades relativas ao óleo, gás e água são Kro, Krg e Krw.
A permeabilidade relativa nada mais é que a permeabilidade efetiva tornada
adimensional, e varia de 0 (não há fluxo) a 1 (meio poroso 100% saturado).
Saturação 
de óleo 
residual
Saturação 
irredutível
7 - Mobilidade: Define-se como sendo a relação entre a sua
permeabilidade efetiva e a sua viscosidade.
As mobilidades relativas ao óleo (fluido deslocado) e da água (fluido
injetado) são
λo = ko/μo e λw = kw/μw
Razão de mobilidades - λw/λo
Quanto maior for a razão de mobilidades menor será a eficiência de
deslocamento do óleo, porque a água, por ter maior mobilidade, tende
a “furar” o banco de óleo criando caminhos preferenciais entre os
poços injetores e os produtores.