RESUMÃO AV1

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ENGENHARIA DE RESERVATÓRIO I 
A engenharia de reservatório tem como objetivo maximizar o valor econômico de uma 
jazida avaliando as reservas petrolíferas e definindo um plano de desenvolvimento de um 
campo, ou seja, maximizando o fator de recuperação do reservatório. 
PROPRIEDADES FÍSICAS (PETROFÍSICAS) DAS ROCHAS 
Porosidade (φ) é o volume de espaço poroso no reservatório. É a capacidade da rocha de 
reter fluidos, expressa em porcentagem. 
Porosidade absoluta é o total de poros de uma rocha, a porosidade efetiva é que mostra 
os poros conectados, representa a porcentagem de fluidos que podem escoar dentro da 
rocha. 
Porosidade primária é a original da conversão dos sedimentos em rocha, secundária é 
dada após qualquer modificação da porosidade primária. 
A porosidade é medida em laboratórios utilizando testemunhos e equipamentos 
(porosímetro, bomba de mercúrio) e em campo medida com perfilagem. O método 
densidade dá o valor da porosidade absoluta, o método sônico dá o valor mais próximo da 
porosidade efetiva e o método neutrônico dá um valor acima da porosidade absoluta. 
A matriz das rochas é (1 − 𝜙) e os fluidos, como água, gás e óleo seriam 𝜙. 𝜙 =
𝑉𝑝
𝑉𝑡
 
Os melhores grãos para a maior porosidade devem ser arredondados, com arrumação 
cúbica, com baixa cimentação e baixa compactação. Os piores seriam angulares, com 
arrumação romboédrica, com alto grau de cimentação (poros entupidos) e com alta 
compactação. 
 A granulometria constante é favorável à porosidade, pois não terão grãos menores 
ocupando os espaços entre os grãos maiores. 
 No ambiente eólico é onde se encontram os reservatórios com a melhor porosidade, 
pois o vento carrega as argilas, selecionando melhor os grãos. 
 O ambiente fluvial possui vários tamanhos e tipos de grãos, formando uma rocha com 
porosidade menor e mal distribuída. 
 A maior porosidade possível entre grãos redondos com arranjo cúbico é de 47,6%. 
 Porosidade de 10% ou menos torna o reservatório inviável para exploração de óleo. 
Permeabilidade (k) é a conexão entre os poros que permite a movimentação de fluidos 
para a sua retirada, ou seja, é a facilidade que o fluido tem para escoar em um meio 
poroso. 
𝑄 =
𝑘. 𝐴
𝜇
𝑥
Δ𝑃
𝐿
 
Permeabilidade absoluta é uma propriedade da rocha, permeabilidade efetiva é uma 
propriedade de cada tipo de fluido, permeabilidade relativa é a relação entre a efetiva e a 
absoluta. As permeabilidades efetiva e relativa também dependem da saturação. 
A permeabilidade da água aumenta com a saturação, a do óleo diminui com o aumento da 
saturação. 
1 Darcy é o maior valor de permeabilidade, não possível de se atingir em condições reais. K 
depende da viscosidade do fluido, área, distância, diferença de pressão e vazão. 
A permeabilidade é medida em laboratório com porosímetro acoplado à câmara Hassler. 
Efeito Klinkenberg é o escorregamento do gás, que percorre com uma velocidade muito 
maior que a camada dos líquidos, isso leva a valores de permeabilidade maiores que os 
esperados para líquidos. 
Mobilidade é a relação entre a permeabilidade efetiva de um fluido e sua viscosidade. É 
utilizado para prever o comportamento dos fluidos durante a varredura. 
Durante a injeção de água no reservatório para empurrar o óleo é feita uma razão de 
mobilidade, caso seja um valor alto não haverá um bom escoamento para movimentar o 
óleo. 
Saturação é o percentual do volume poroso ocupado por cada fluido, portanto as 
saturações de todos os fluidos é igual a um (𝑆𝑜 + 𝑆𝑔 + 𝑆𝑤 = 1). 
As saturações medidas em superfície são valores falsos, pois as condições do reservatório 
são diferentes, até mesmo pode haver mudanças de fase, portanto a saturação é medida 
pela perfilagem. 
Saturação de um fluido: 𝑆𝑓 = 𝑉𝑓 𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜⁄ Volume “in-situ” de um fluido: 𝜙. 𝑆𝑓 . 𝑉𝑡 
Capilaridade é o fenômeno de ascensão da água pelos poros muito finos, fazendo com que 
o contato de óleo e água não seja linear. 
A superfície do líquido contém moléculas que se comportam diferente das que se 
encontram no interior, isso cria uma tensão superficial, facilitando o deslocamento pelos 
capilares. O perfil RMN mede o tamanho dos poros. 
Molhabilidade é a aderência do fluido a alguma superfície. Essa característica depende do 
tipo de fluido e também do tipo de sólido que está sendo molhado. Quando o ângulo da 
gota é maior que 90°, diz-se que o fluido não molha a superfície, se for menor ele molha. 
Essa propriedade determina qual fluido que molha a matriz. A rocha é na maioria das vezes 
molhada pela água, dificilmente molhada pelo óleo e nunca molhada pelo gás. 
Compressibilidade é uma avaliação de volume devido ao aumento de pressão. Existe um 
tipo para os sólidos e outro para os líquidos. 
Ao retirar os fluidos da rocha, os poros diminuem, pois a pressão sobre esses poros que 
era causada pelo fluido diminui. O pacote de sedimentos consegue então compactar mais 
a rocha reservatório devido à sobrecarga, por isso é necessário fazer correções de 
compressibilidade durante a produção, assim se sabe o momento correto para utilizar os 
métodos de recuperação. 
Compressibilidade: 𝐶 = −
1
𝑉1
Δ𝑉
Δ𝑃
 Compressibilidade da rocha: 𝐶𝑟 =
1
𝑉𝑝
Δ𝑉𝑝
Δ𝑝
=
1
𝜙
Δ𝜙
Δp