4.1) Geologia do Petróleo Re

Prévia do material em texto

Rocha�Reservatório
Profª.: Sheila Fabiana
sheilafmsouza@yahoo.com.br
Rocha�Reservatório
• São�rochas�geralmente�de�granulação�mais�
grosseira,�com�porosidade�e�permeabilidade,�
onde�o�petróleo�vai�acumular�após�sua�
migração�da�rocha�geradora.
Ɍ=� Volume�poros��� x�100%
Volume�amostra
• Assim,�normalmente�o�petróleo�é�gerado�num�
tipo�de�rocha,�mas�acumula�noutro�tipo�com�a�
qual�pode�estar�ou�não�em�contato.
Quatro Componentes do Arenito
MATRIZ
ARCABOUÇO
(QUARTZO)
ARCABOUÇO
(FELDSPATO)
CIMENTO
POROS
Note a diferença de matriz entre
Um geológo e um engenheiro
0.25 mm
1. Arcabouço
2. Matriz
3. Cimento
4. Poros
Matriz para
Engenharia
Classificação Geológica
• Rochas�Reservatório�mais�comuns:
– Siliciclásticas Ͳ>�areias,�arenitos,�conglomerados,�
etc.;
– Carbonatadas Ͳ>�calcarenitos,�calcários�recifais,�
calcários�carsificados,�dolomitos,�etc.
• Nos�reservatórios�que�possuem�que�possuem�H2O�e�
Gás�ou�H2O,�Gás�e�Óleo�os�componentes�se�dispõem�
em�“camadas”:
1° Gás
2° Óleo
3° Água
• H20�intersticial�está�presente�em�todas�as�camadas�
com�10�a�30%�do�interstício�podendo�chegar�a�50%.
Classificação�das�Águas�de�Reservatórios
• Água�Meteórica:�Originada�da�Chuva�que�penetra�nos�póros�das�
rochas�rasas�e�permeáveis,�ou�percolam�através�dos�planos�de�
intersecção,�fraturas�ou�camadas�permeáveis
– Características:�Possuem�O2�e�CO2�dissolvido,�sulfatos,�carbonatos�e�
bicarbonatos.
• Água�de�Formação:�Água�original�presente�durante�a�deposição�
dos�sedimentos�no�mar�ou�lago,�onde�sedimentos�marinhos�se�
depositaram.
– Características:�Abundância�de�cloretos,�especialmente�NaCl�sendo�as�
vezes�maior�que�o�H2O�do�mar
• Água�Misturada:�Características�que�sugerem�origem�múltipla
Forma�de�Ocorrência�das�
Águas�de�Reservatórios
• Água�Livre:�Localizada�dentro�da�armadilha�
abaixo�dascamadas�de�óleo�e�gás.
• Água�Intersticial:�Adsorvida�na�superfície�dos�
minerais
Porosidade
• Proporção�entre�o�espaço�livre�(vazio)�de�uma�
rocha�e�o�volume�total�da�mesma.
Onde:
Ɍ =�Porosidade
Vv =�Volume�de�Vazios
Vt =�Volume�Total
Ɍ =��Vv
Vt
• A�porosidade�é�uma�das�mais�importantes�
propriedades�da�rocha�reservatório,�visto�que�
esta�propriedade�mensura�a�capacidade�de�
armazenamento�de�fluidos.�
• A�porosidade é�maior nos sedimento e�em
rochas sedimentares (10Ͳ40%)�do�que em
Igneas e�Metamórficas (1Ͳ2%).
• Existem�dois�tipos�de�porosidade:
– Primária�
– Secundária
Porosidade�Primária
• É�aquela�cujo�espaço�vazio�foi�herdado�por�ocasião�da�
deposição;
• Se�desenvolveu�durante�a�deposição�do�material�sedimentar.
• Esta�porosidade�é�controlada�pelo�ambiente�de�
sedimentação,�ou�seja,�o�material�detrítico�ou�orgânico�pode�
acumularͲse�de�tal�forma�que�espaços�vazios�(poros)�são�
deixados�entre�os�grãos�de�areia�ou�fragmentos�de�conchas,�
por�exemplo.
• A�porosidade�primária�é�a�porosidade�mais�importante�em�
arenitos.�
Porosidade�Secundária
• Porosidade�originada�por�processos�pósͲ
deposicionais,�ou�seja,�diagenéticos.
• Resultante�de�processos�subseqüentes��à�
conversão�dos�sedimentos�em�rocha.�
– Ex.:�fraturas,�cavidades�devidas�a�dissoluçào�da�
rocha.
Principais�Processos�Diagenéticos
PROCESSOS 
DIAGENÉTICOS* CAUSAS
RECONHECIMENTO EM 
LÂMINA DELGADA
Compactação Causado pela sobrecarga 
sedimentar. Efeitos 
químicos e/ou físicos.
Limites concavos e 
convexos; limites suturados; 
grãos quebrados; etc.
Dissolução Dissolução química dos 
minerais. Porosidade secundária
Precipitação Precipitação de cimento. Sobrecrescimento, 
preencimento de poro (não 
somente quartzo e calcita)
Recristalização Substituição de um mineral 
e substituições simultâneas 
por outros – sem alteração 
de volume
Ex.: Carbonatos substituidos 
por quartzo.
* que afetam rochas sedimentares silicicláticas e carbonáticas
• A�porosidade�secundária�desenvolveͲse�como�
resultado�de�algum�processo�geológico,�após�a�
rochaͲreservatório�ter�sido�litificada (consolidada).�
• A�porosidade�secundária�desempenha�importante�
papel�em�calcários.�O�tamanho�dos�poros�varia�desde�
milimétricos�até�cavernas,�no�caso�de�porosidade�
secundária�desenvolvida�pela�dissolução�da�rocha�
carbonática original.
Fatores�que�afetam�a�Porosidade
• Esfericidade�e�angulosidade�das�partículas
• Arranjo�dos�grãos
• Seleção�(diferentes�tamanhos�de�grão)
• Materiais�cimentantes
• Compactação
• Dissolução�e�fratura
Primária
Secundária (diagenética)
ROMBOÉDRICO
Porosidade = 27 %
CÚBICO
Porosidade = 48%
Seleção�dos�Grãos
MAU SELECIONADA
Porosidade = ~17 %
BEM SELECIONADA
Porosidade = ~32%
Exemplos de seis classes usadas nas determinações dos graus de 
arredondamento: A) muito anguloso; B) angulosa; C) subangulosa; D) 
subarredondada; E) arredondada; e F) bem arredondada.
D
A B C
E F
Arredondamento�x�Seleção
Arredondado x Mau selecionado
Arredondado x Bem selecionado
Anguloso x Bem selecionado
Anguloso x Mau selecionado
Classificação�da�Porosidade�na�Rocha�
Reservatório
• Intergranular:�poros�se�originam�do�afastamento�natural�entre�
grãos�no�período�da�deposição�(comum�em�arenitos)
• Intragranular�de�dissolução:�os�poros�que�se�originaram�da�
abertura�de�espaços�por�dissolução�química�(comum�nos�
carbonatos);
• Intercristalina:�geradas�pelas�modificações�mineralógicas�
(comum�aos�dolomitos)
• De�fratura:�dos�fraturamento�de�qualquer�tipo
Tipos�Principais�de�Porosidade
• Devido�a�cimentação�alguns�poros�podem�
ficar�totalmnte�isolados.�A�partir�dai�a�
porosidade�classificaͲse�como�porosidade�
absoluta�e�porosidade�relativa.
• É�comum�no�estudo�de�reservatórios,�definir�
esses�dois�tipos�principais�de�porosidade.
• Porosidade Absoluta ou Total�Ͳ>�Percentagem
total�de�espaços vazios contidos na rocha.
• Porosidade Efetiva Ͳ>�Percentagem de�espaços
vazios interligados,�contidos na rocha.
Porosidade Absoluta x�Porosidade Efetiva
• Quando�todos�os�poros�são�levados�em�
consideração,�temͲse�a�porosidade�absoluta.
• Se�apenas�os�poros�conectados�entre�si�são�
considerados,�temͲse�a�porosidade�efetiva.�
Todas�as�rochasͲreservatório�têm�uma�certa�
proporção�de�poros�não�conectados.
– Porosidade absoluta ou total�(ɌT)
ɌT=�Vporos x�100%
Vtotal
– Porosidade efetiva (ɌEfetiva)
ɌEfetiva=�Vporos interligados x�100%
Vtotal
• Na�engenharia�de�reservatórios,�o�parâmetro�
que�é�considerado�o�mais�importante�é�a�
porosidade�efetiva,�já�que�representa�o�
volume�máximo�de�fluídos�que�pode�ser�
extraído�da�rocha,�devido�aos�poros�isolados�
não�estão�acessíveis�para�a�produção�de�
fluídos.
• Sob�o�ponto de�vista�de�reservatório,�a�
diagênese pode alterar substancialmente as�
características petrofísicas de�um�depósito
sedimentar ao transformáͲlo�em rocha.�
• Assim sendo,�a�diagênese,�normalmente
pode:�obliterar,�parcial ou mesmo totalmente
o�espaço poroso da�rocha.�
• Há casos,�entretanto,�de�que estes processos
pósͲdeposicionais podem aumentar ou
mesmo gerar novos poros.
• Os�valores�de�%�Porosidade�são�classificados�
da�seguinte�maneira:
5-10 Muito Baixa
10-15 Baixa
15-20 Média
20-25 Boa
25-35 Muito Boa
• A�porosidade�dos�reservatórios�varia�tanto�vertical�como�
horizontalmente.
• A�maioria�dos�reservatórios�apresenta�porosidade�entre�10�e�
25%.�Sendo�que�este�volume�poroso�não�está�inteiramente�
preenchido�pelos�hidrocarbonetos,�havendo�sempre�uma�
certa�quantidade�de�água,�chamada�de�água�conata�ou�água�
irreutível.
• Uma�rocha�menos�porosa�pode�ser�explorada,�desde�que�sua�
espessura�seja�grande.
• A�porosidade�deve�ter�continuidade�lateral,�para�que�o�
volume�de�óleo�armazenado�seja�comercialmente�explotável.�
Alguns�arenitos�apresentam�boa�porosidade�em�caráter�
regional,�outros�têm�porosidade�extremamente�variada.Distribuição dos fluidos nos poros de uma rocha-reservatório. Do volume total
do óleo existente somente um pequeno percentual é recuperável, neste caso
30%. Fonte: Alves et al., 1986.
Poro
Pore
Grão de Quartzo
detrítico
Feldspato
Parcialmente
Dissolvido
(Photomicrograph by R.L. Kugler)
Permeabilidade
• Definida como�sendo�a�medida�da�facilidade�
de�uma�rocha,�por�exemplo,�a�rocha�
reservatório,�ser�atravessada�por�fluidos.�
• Uma�Rocha�poroso�pode�ser�muito�permeável�se�os�seus�poros�
são�grandes�e�bem�interconectados,�tal�como�sucede�nas�areias�
limpas,�ou�pode�ser�quase�impermeável�se�apesar�de�ter�muitos�
poros,�eles�forem�pequenos�e�se�encontrarem�semiͲfechados,�
como�sucede�nas�rochas�argilas
K�=�� q��x���x��L�
A�x�(P1�– P2)
Onde:
K = permeabilidade
q = vazão através do meio poroso
µ = viscosidade
L = comprimento
A = área transversal ao fluxo
(P1 – P2) = diferencial de pressão
Por definição um Darcy (que é a unidade de medida utilizada para definir a
permeabilidade) 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
de 1cp, atrvés de 1 cm2 de área transversal ao fluxo (Thomas et al., 2001)
• Os�valores�de�permeabilidade�(md)�são�
classificados�da�seguinte�maneira:
1 Baixissima
1 - 10 Baixa
10 - 100 Regular
100 - 1000 Boa
1000 - >1000 Muito Boa
• 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�tornamͲse�selantes.�
(Warren, 2006)
Porosidade e Permeabilidade
em diferentes tipos de Rocha
Tipos de Rocha Porosidade Permeabilidade
Cascalho Muito Alta Muito Alta
Areia grossa a média Alta Alta
Areia fina e silte Moderado Mod. a Baixa
Arenito mod. cimentado Mod. a Baixa Baixa
Folhelho Baixa Baixa
Rocha Metamórfica Baixa Muito Baixa
Folhelho não frarurado Muito Baixa Muito Baixa
OS�25�MAIORES�CAMPOS�DE�HIDROCARBONETOS�DO�MUNDO
(Warren, 2006)
Saturação
• O�percentual do�volume�poroso ocupado por
um�certo fluído.
Sf =�Vf
Vp
Onde:
Sf =�Saturação�do�Fluído
Vf =�Volume�do�Fluído
Vp =�Volume�poroso
• Os�espaços�vazios�de�material�poroso�podem�
estar�parcialmente�preenchidos�por�um�
determinado�liquido�ou�por�um�gás.�Ou�ainda,�
dois�ou�três�líquidos�imiscíveis�podem�
preencher�os�poros.�
• Nesses�casos,�de�importância�é�o�
conhecimento�do�conteúdo�de�cada�fluido�no�
meio�poroso,�pois�as�quantidades�dos�
diferentes�fluidos�definem�o�valor�econômico�
de�reservatório
• Se�o�meio�poroso�contiver�um�único�fluido,�a�
saturação�desse�será�de�100%.�
• Se�70%�do�espaço poroso de�uma rocha está
ocupado por óleo,�dizͲse�que a�saturação de�
óleo dessa rocha é�igual a�70%,�no�entanto os
30%�do�volume�restante�não está vazio.
Compressibilidade
• A�porosidade�das�rochas�sedimentares�é�função�do�
grau�de�compactação�das�mesmas,�e�as�forças�de�
compactação�são�funções�da�máxima�profundidade�
em�que�a�rocha�já�se�encontrou.�
• Esse�efeito�é�devido�à�arrumação�dos�grãos,�
resultante�da�compactação.�Assim�sedimentos�que�já�
estiveram�em�grandes�profundidades�apresentam�
menores�valores�de�porosidade�que�aquelas�que�
nunca�foram�tão�profundamente�enterrados.�
• Existem�três�tipos�de�compressibilidade�presentes�nas�
rochas�sendo�elas:�
– Compressibilidade�da�rocha�matriz:�É�a�variação�fracional em�
volume�do�material�sólido�da�rocha,�com�a�variação�unitária�da�
pressão.�
– Compressibilidade�total�da�rocha:�É�a�variação�fracional do�
volume�total�da�rocha,�com�a�variação�unitária�da�pressão.
– Compressibilidade�dos�poros:�É�a�variação�fracional do�volume�
poroso�da�rocha,�com�a�variação�unitária�da�pressão.�
Indicadores�da�qualidade�de�um�Reservatório
Indicadores�da�qualidade�de�um�Reservatório
análise de perfil
Indireta
Direta
Análise de perfil
Quartz(Framework ) Sm allPor es IsolatedPoresLarge ,Interconn ectedPoresClaySurfa ces&Interlay ersClayLayers Hydration orBoundW ater Hydrocarbo nPoreVolum eStructu ral(OH-)W ater
Roc kMatr ix TotalPo rosity-Neu tronLogTotalPo rosity-Den sityLogAb soluteorTo talPorosityOve n-DriedCo reAnalysis PorosityHumid ity-DriedCoreAnaly sisPorosityCap illaryWa terVShale
Sa ndston ePor osityM easur edbyVa riousT echn iques
Quartz(Framework ) Sm allPor es IsolatedPoresLarge ,Interconn ectedPoresClaySurfa ces&Interlay ersClayLayers Hydration orBoundW ater Hydrocarbo nPoreVolum eStructu ral(OH-)W ater
Roc kMatr ix TotalPo rosity-Neu tronLogTotalPo rosity-Den sityLogAb soluteorTo talPorosityOve n-DriedCo reAnalysis PorosityHumid ity-DriedCoreAnaly sisPorosityCap illaryWa terVShale
Sa ndston ePor osityM easur edbyVa riousT echn iques
Determinação da Porosidade dos Arenitos
Através de diferentes Técnicas
Quartz
(Framework)
Small
Pores
Isolated
Pores
Large, Interconnected
Pores
Clay Surfaces
& Interlayers
Clay
Layers
Irreducible or
Immobile Water
Hydration or
Bound Water
Hydrocarbon
Pore Volume
Structural
(OH -) Water
Rock
Matrix
Total Porosity - Neutron Log
Total Porosity - Density Log
Absolute or Total Porosity
Oven-Dried Core Analysis Porosity
Humidity-Dried
Core Analysis Porosity
Capillary
Water
VShale
(modified from Eslinger and Pevear, 1988)
Escala de Investigação Usada para
Caracterizar Reservatório
Gigascópico
Megascópico
Macroscópico
Microscópico
Teste de Poço
Modelo de 
Reservatório
Grid Cell
Perfilagem
Testemunho
Lâmina
Petrográfica
Volume Relativo
1
1014
2 x 1012
3 x 107
5 x 10
2
300 m
50 m
300 m
5 m 150 m
2 m
1 m
cm
mm - Pm
(modified from Hurst, 1993)
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Ambiente Deposicional
Clástico
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Ambiente Deposicional
Clástico
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Ambiente Deposicional
Clástico
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Ambiente Deposicional
Clástico
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Ambiente Deposicional
Clástico
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Geração�de�Rochas�com�Potencial�Reservatório�
Distribuição�geográfica�de�
Reservatórios�Petrolíferos
Trapas
„Estruturais
„Estratigráficas
„Mistas
Trapas
• Constituem�arranjos�geométricos�das�
camadas,�de�maneira�que�o�petróleo�migrado�
da�rocha�geradora�possa�ficar�aprisionado�na�
rocha�reservatório.
• Os�principais�tipos�de�trapas�são:
– Estruturais
– Estratigráficas
– Mistas
Trapas�estruturais
• São�trapas�formadas�
por�alguma�deformação�
local,�como�resultado�
de�falhamentos�e�de�
dobramentos.
Trapa�
Estratigráfica
• São�as�trapas�formadas�
por�alguma�variação�na�
estratigrafia,�na�litologia�
ou�em�ambas.
• Podem�ser:
– primárias�ou
– secundárias.
Trapas�Estratigráficas�Primárias
• São�produtos�diretos�do�ambiente�de�
sedimentação.�São�também�denominadas�
trapas�deposicionais.
Trapas estratigráficas primárias. (Ferreira,
1989).
Trapas�Estratigráficas�Secundárias
• São�as�que�desenvolveramͲse�após�a�
deposição e�diagênese da�rocha�reservatório.
• Estas�trapas�estão�freqüentemente�associadas�
a�discordâncias.
Trapas estratigráficas secundárias. Fonte: Ferreira, 1989.
Trapas�Mistas
• São�as�trapas�formadas�
pela�combinação�de�
fatores�estruturais�e�
estratigráficos em�
proporção�
aproximadamente�igual.
Dobras Falhas Discordâncias Angulares
Calcáreos Cavernosos Lentes Domos de Sal
Estruturas�Favoráveis�para�Acumulação�de�Petróleo
Sincronismo
(Adequada Associação no�Tempo�e�no�Espaço)
„Rocha�Geradora
„Rocha�Reservatório
„Trapas
• Uma�acumulação�comercial�de�petróleo�só�
ocorre�após�uma�seqüência�predeterminada�de�eventos.�Por�exemplo,�se�uma�trapa�se�
formar�após�a�migração�do�petróleo,�ela�será�
seca.�Conseqüentemente,�uma�trapa�formada�
muito�tarde na�história�de�uma�bacia�não�é�
atrativa�do�ponto�de�vista�exploratório.
Relações�espaciais�entre�rochas�geradoras,�
reservatórios�e�selantes.
Principais�Tipos�de�Rochas�Sedimentares�e�suas�
Contribuições�no�Sistema�Petrolífero
Relação�no�tempo�e�no�espaço
• É�um�dos�fatores�frequentemente�não�considerado,�
embora�seja�tão�importante�quanto�os�demais.
• Caso�um�rocha�geradora�não�esteja�em�contato�
direto�com�a�rocha�reservatório�(relação�no�espaço),�
será�necessário�a�presença�de�um�duto�
(normalmente�falhas)�conectandoͲas,�a�fim�de�que�o�
petróleo�gerado�possa�migrar�para�a�rocha�
reservatório.
• Quando�a�geração�e�a�migração�do�petróleo�
antecede�a�formação�das�trapas�e/ou�dos�
condutos�de�migração�(relação�tempo),�pode�
não�haver�acumulação.�Todo�petróleo�gerado�
antes�da�formação�das�trapas�pode�se�perder,�
migrando�para�a�superfície,�ou�não�migrar�
para�as�rochas�reservatório,�pela�ausência�de�
conexão�com�a�rocha�geradora�no�momento�
da�geração.