aula8 permeabilidade porosidade 2017

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Ambientes em Subsuperfície 
 
 
Eliane C. Alves 2017 
Feijó & Tavares 2009 
Ambientes em Subsuperfícies 
do Reservatório 
•Água 
• Livre 
• Intersticial ou irredutível 
•Óleo 
• Composição química 
• Propriedades físicas 
•Gás 
• Associado 
• Não-associado 
Pressão 
Selley,1985 
GERAÇÃO E MIGRAÇÃO DE 
PETRÓLEO 
Geração e Migração de Petróleo 
 RESUMINDO, O PETRÓLEO É GERADO POR AQUECIMENTO 
E SOTERRAMENTO AO LONGO DO TEMPO GEOLÓGICO, A 
PARTIR DA MATÉRIA ORGÂNICA CONTIDA EM ROCHAS 
ARGILOSAS (FOLHELHOS), MIGRA PARA ROCHAS 
POROSAS E PERMEÁVEIS (ARENITOS) E SE ACUMULA EM 
ARMADILHAS, CONTIDO POR ROCHAS IMPERMEÁVEIS 
(FOLHELHOS) 
A MIGRAÇÃO É MAIS EFETIVA SE AS 
ROCHAS-RESERVATÓRIO ESTIVEREM 
EM CIMA DAS ROCHAS GERADORAS 
Definições e Processos do Sistema 
Petrolífero 
Migração primária: ocorre dentro da rocha 
geradora (distâncias relativamente curtas). 
Deslocamento de petróleo por microfissuras 
quando o mesmo sai das geradoras é chamado 
de expulsão. 
Geração de petróleo: série de reações 
químicas que transformam o querogênio em óleo 
e gás. Dependem da maturação térmica 
(temperatura e tempo geológico). 
Geração e Migração de Petróleo 
 
O Sistema Petrolífero 
 •Migração 
 
 •Primária 
 •Na rocha geradora, por microfissuras 
 •Da rocha geradora para o reservatório 
 •Secundária 
• •Caminho para a rocha reservatório e em 
condutos como falhas e discordâncias. 
 •Mecanismos: Flutuação, pressão capilar, 
hidrodinâmica 
Migração Primária 
 A Migração Primária é controlada basicamente pelo aumento de pressão 
nas rochas geradoras em resposta à progressiva compactação e à expansão 
volumétrica ocasionada pela formação do petróleo. Forma-se um gradiente de 
pressão entre a rocha geradora e as camadas adjacentes, originando 
microfaturas e a expulsão de quantidade significativas de hidrocarbonetos. 
Balanços de massas e dados geoquímicos indicam que eficiência do processo de 
expulsão é elevada, alcançando valores de 50 a 90%. 
Migração Primária 
Migração Secundária 
 Migração Secundária: o movimento do petróleo fora 
das rochas geradoras até a trapa, em condutos como falhas e 
discordâncias. 
 Consiste em um fluxo contínuo impulsionado pelo gradiente 
de potencial de fluido subdividido em 3 mecanismos: 
 Flutuação, Pressão Capilar, Hidrodinâmica. 
 
 
 Remigração, ou desmigração: um tipo particular 
de migração secundária. Ocorre quando uma acumulação é 
“aberta” e o petróleo continua seu caminho em direção à 
superfície, eventualmente pode ser trapeado novamente. 
Migração Secundária: Estágio final de 
acumulação 
Exsudações (oil seeps) 
Caracterização do Reservatório 
Caracterização 
de rocha 
Propriedades 
de fluxo 
Caracterização 
de fluidos 
Unidades de fluxo & 
reservatórios 
Condições favoráveis a formação de 
reservatórios de petróleo e gás 
Propriedades de Fluxo 
 
Porosidade 
 
Permeabilidade relativa 
 
Capilaridade –pressão capilar 
 
Molhabilidade 
 
Outras 
Rochas Reservatórios 
Propriedades essenciais 
 
 •Porosidade f 
É a proporção de vazios em relação à rocha total 
⇒Volume de fluidos 
 
 •Permeabilidade k 
É a capacidade de fluidos passarem através de 
um meio poroso⇒Vazões 
 
 •Absoluta: somente um fluido 
 
 •Relativa: normalização 
 
 •Efetiva: mais de um fluido 
Acumulação 
• Rochas-Reservatório 
 
Porosidade 
 
Permeabilidade 
 
Rocha Reservatório 
 
É a rocha capaz de conter e 
transmitir fluidos. 
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: 
 
Aos espaços vazios existentes no interior da rocha dá-
se o nome de porosidade: 
• A porosidade depende da forma, da arrumação, da variação 
de tamanho dos grãos e do grau de cimentação da rocha. 
Condições favoráveis para a formação de 
reservatórios de petróleo e gás 
 
• 2 - Porosidade absoluta – é a relação entre o volume total 
de vazios de uma rocha e o volume total da mesma; 
 
• 3 - Porosidade efetiva - é a relação entre os espaços vazios 
interconectados de uma rocha e o volume total da mesma. 
 
 São rochas porosas e permeáveis que, estando 
numa situação geológica adequada (fazendo parte 
da trapa e capeadas adequadamente) permitem 
que o petróleo seja acumulado e possa ser 
produzido comercialmente. 
Rocha- Reservatório 
Caracterização 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 seqüências de alta resolução 
• Petrologia sedimentar e sedimentologia 
• Análise dos elementos de arquitetura deposiciopal. 
4) Petrografia microscópica (grãos do arcabouço, matriz, 
cimento e porosidade) 
Tipos de Reservatório 
• Arenitos 
• Conglomerados 
• Calcários 
• Folhelhos fraturados 
• Basaltos 
• Embasamento 
Rochas-reservatório 
Rochas Reservatórios 
• Fatores que afetam a qualidade 
 
• Forma dos grãos 
 Arredondamento 
 Esfericidade 
 
• Tamanho dos grãos 
 
• Seleção 
 
• Fábrica 
 Empacotamento 
 Orientação dos grãos 
Porosidade 
A razão entre o volume de espaço vazio (poros) e o 
volume total da rocha, expressa em porcentagem, 
é denominada porosidade total. 
 
Na prática, nem todos os poros são 
interconectados, donde o conceito de porosidade 
efetiva, que se refere à relação entre o volume dos 
poros interconectados e o volume total da rocha. 
• Porosidade - relação entre o espaço poroso e o volume total da 
rocha reservatório expressa em percentagem. 
 
Textura X Qualidade do Reservatório 
Textura é o aspecto do grão constituinte da 
rocha 
• Tamanho dos Grãos; 
• Seleção; 
• Arredondamento; 
• Forma dos Grãos / Esfericidade 
• Empacotamento - diretamente relacionado com o arranjo das 
 partículas 
• Argilosidade 
A rocha matriz e o espaço do poro 
Rocha matriz Espaço do poro 
Porosidade (P) 
100P
T
V
P
V
 
onde VP é o volume total do espaço do 
poro e VT é o volume total da rocha ou 
sedimento. 
Porosidade: é a fração da rocha que é ocupada 
por poros 
Na pratica, porosidade é comumente baseada na medida do 
volume total do grão no material granular: 
100T G
T
V V
P
V

 
onde VG é o volume total dos 
grãos dentro do volume total 
das rochas ou sedimentos 
P T GV V V  
Rocha matriz Água Óleo e/ou gás 
A rocha matriz e o espaço do 
poro 
Porosidade 
• A porosidade das rochas sedimentares 
varia de zero, por exemplo em sílex 
compacto não fraturado, até 80 a 90% em 
argilas recém-depositadas. Porém, os 
valores mais frequentes de porosidade 
são da ordem de 5 a 25% e, quando 
alcançam cifras de 25 a 35%, são 
referidas como excelentes, tanto para 
reservatórios de água subterrânea 
(aquíferos) quanto de hidrocarbonetos 
(rochas reservatório). 
Esferas empacotadas em uma 
configuração romboédricacuja 
porosidade 0,26 
Mistura de grãos, sedimentos e 
argila podem afetar a porosidade 
Schlumberger (1998) 
Arredondamento e esfericidade 
dos grãos clásticos 
Alta 
Baixa Muito 
Angular 
Angular 
Sub- 
Angular 
Sub- 
arredondado 
Arredondado Bem- 
arredondado 
Arredondamento 
Porosidade 
P
o
ro
si
d
ad
e 
Tipos de Porosidade 
• Primária 
 - controlada pelo ambiente deposicional da rocha, 
 selecionamento e a natureza do material da rocha. 
 
• Secundária 
 - depende de acontecimentos posteriores à deposição da 
 rocha, como fraturamento, dissolução, redeposição, 
 cimentação e a compactação. 
Conceito de Porosidade 
Fatores que afetam a qualidade 
 
• Diagênese 
 Cimentação 
 Dissolução 
 
• Continuidade 
 Lateral 
 Vertical 
Efeitos de dissolução e fraturas em 
arenitos 
Minerais 
(quartzo) 
Minerais 
(FELDSPATO) 
CIMENTO 
PORO 
0.25 mm 
POROS DE 
DISSOLUÇÃO 
FRATURA 
Porosidade por dissolução 
Dissoluções em larga escala 
são feições ´chamadas de 
Cásticas e causadas por 
águas meteóricas. As 
dissoluções geralmente são 
consequentes de feições 
preexistentes ou outras 
fraquezas. 
A porosidade em grande 
escala formadas pela 
dissolução dificultam a 
avaliação de uma sondagem, 
de um poço para exploração 
e podem fraturar. 
 
Campos em Turley / EUA, entre 
outros, são conhecidos por 
produzirem esse tipo de porosidade. 
 Petroleum Geology AES/TA 3820 
Microfotografia de MEV 
Formação Tordillo, Bacia de Neuquen, Argentina 
Feldspato 
Parcialmente 
dissolvido 
A dissolução do poro 
pode ser isolada e 
não contribuir para 
sistema efetivo dos 
Poros. 
Foto de R.L. Kugler 
Porosidade por dissolução 
O petróleo é gerado por aquecimento a partir da matéria orgânica contida em 
rochas argilosas (folhelhos), migra para rochas porosas e permeáveis 
(arenitos) e se acumula em armadilhas, contido por rochas permeáveis 
capeadoras. A MIGRAÇÃO É MAIS EFETIVA SE AS ROCHAS-
RESERVATÓRIO ESTIVEREM EM ACIMA DAS ROCHAS GERADORAS. 
Microfotografia de uma rocha-reservatório 
contendo óleo. 
Porosidade 
A razão entre o volume de espaço vazio (poros) e o 
volume total da rocha, expressa em porcentagem, 
é denominada porosidade total. 
 
Na prática, nem todos os poros são 
interconectados, donde o conceito de porosidade 
efetiva, que se refere à relação entre o volume dos 
poros interconectados e o volume total da rocha. 
Porosidade (P) 
100P
T
V
P
V
 
onde VP é o volume total do espaço do 
poro e VT é o volume total da rocha ou 
sedimento. 
Porosidade: é a fração da rocha que é ocupada 
por poros 
Na pratica, porosidade é comumente baseada na medida do 
volume total do grão no material granular: 
100T G
T
V V
P
V

 
onde VG é o volume total dos 
grãos dentro do volume total 
das rochas ou sedimentos 
P T GV V V  
Rochas-Reservatório 
• 0 – 5% Insignificante 
• 5 – 10% Pobre 
• 10 – 15% Razoável 
• 15 – 20% Bom 
• 20 – 25% Excelente 
 
•Cutoff: 8 – 10% 
Hyne, 2001 
Valores de porosidade para um reservatório de óleo 
Permeabilidade (K) 
• A permeabilidade é a propriedade que permite a passagem do 
 fluido pelos poros da rocha interconectados, denominados de 
 permeabilidade efetiva. 
 
• É a medida da condutividade dos fluidos na rocha. 
 
• A rocha é denominada de permeável quando os fluidos passam 
 pelos poros num curto espaço de tempo. 
 
• Rochas impermeáveis não permitem a passagem dos fluidos e 
 tornam-se selantes. 
Principais Características de um 
Reservatório 
Permeabilidade Quando os espaços vazios (poros) no interior 
 da rocha são interconectados, diz-se que a 
rocha é permeável. 
 Permeabilidade (K) 
Permeabilidade é a habilidade da rocha no 
sentido de transmitir fluidos no meio poroso 
Permeabilidade absoluta 
É a capacidade de fluxo de uma rocha 100% saturada com um único fluido 
denomina-se permeabilidade absoluta. 
 
Permeabilidade efetiva 
Nos reservatórios de petróleo estão presentes os três fluidos (gás, óleo e 
água) com diferentes saturações. A saturação de um deles pode ser muito 
pequena em relação à dos outros: a rocha vai apresentar, então, maior 
habilidade de fluxo para aquele que apresenta maior saturação. Assim, as 
permeabilidades calculadas a partir dos testes são efetivas. 
 
Permeabilidade relativa 
É o quociente da permeabilidade efetiva pela absoluta, que e um número 
adimensional variando de 0 (zero) a 1 (um). 
Principais Características de um 
Reservatório 
Permeabilidaddo meio com grãos maiores é maior do que a 
permeabilidade do meio com grãos menores, considerando que 
ambos os meios possuem a mesma porosidade 
Efeito do tamanho do grão na permeabilidade 
Tipos de Permeabilidade 
 
 Absoluta – a permeabilidade em uma rocha, 
onde apenas um fluido está presente (100% 
saturado); 
 
 Efetiva – a permeabilidade reduzida de um 
fluido quando outro fluido está presente (não 
saturado) 
 
 Relativa – Kr = Kefetiva/Kabsoluta 
 
Um Fluido Dois Fluidos 
 Tipos de Permeabilidade (K) 
K = Permeabilidade 
Q = Vazão 
  = Viscosidade 
A = Área 
L = Distância 
P = Pressão 
Medida de Permeabilidade (Darcy) 
Todas as propriedades que são independentes do material granular. 
Existem também controles da permeabilidade que são exercidas pelo 
material granular e são contados em termos de (k) para permeabilidade: 
k é proporcional a todas as propriedades do sedimento que influencia o 
fluxo de fluido através de qualquer material granular (notar que as 
dimensões de k são em cm2). 
Dois principais fatores: 
1. O diâmetro da passagem onde os fluido se move. 
2. A tortuosidade da passagem (Qual complexo elas são). 
Tipos de Permeabilidade 
 
 Absoluta – permeabilidade em uma rocha, onde 
apenas um fluido está presente (100% saturado); 
 
 Efetiva – É a permeabilidade reduzida de um 
fluido quando outro fluido está presente (não 
saturado) 
 
 Relativa – Kr = Kefetiva/Kabsoluta 
 
Um Fluido Dois Fluidos 
Classificação da Permeabilidade 
• 1 - 10 md pobre 
 
• 10 - 100 md boa 
 
• 100 - 1000 md muito boa 
 
• >1000md excelente 
 
• Grande parte dos reservatórios possui permeabilidades de 5 a 500md. 
 
Hyne, 2001 
Valores de permeabilidade para um reservatório de 
óleo