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Propriedades Físicas das Rochas Marco Ceia, D.Sc. Disciplina: Propriedades Físicas de Minerais e Rochas 1. Introdução: Propriedades Físicas das Rochas 2. Propriedades Elétricas das Rochas 3. Propriedades Mecânicas das Rochas 4. Propriedades Acústicas das Rochas 5. Propriedades Radioativas das Rochas Referências 1. Tiab, D. & Donaldson, E.C. 2004. Petrophysics. Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Elsevier. 2. Schon, J.H. 2011. Physical Properties of Rocks. A Workbook. Handbook of Petroleum Exploration and Production. V8. Elsevier. 3. Glover, P. Petrophysics MSc. Course Notes. Université Laval, Quebec, Canada www.ggl.ulaval.ca/.../paglover/...66565%20Petrophysics%20English/ Chapter%201.PDF Estrutura da Aula Introdução Escalas de Resolução Espacial Porosidade – Tipos de Porosidade – Cálculo de Porosidade Fluidos no Espaço Poroso Saturação Permeabilidade – Permeabilidade Absoluta x Efetiva – Permeabilidade Relativa Outras propriedades físicas do meio Etapas de E & P de HC: 1. Encontrar reservatórios de HC (Geologia/Geofísica) 2. Perfurar e completar os poços 3. Avaliar os reservatórios (Perfilagem,Análise de Testemunhos, Testes de poço, etc.) 4. Produzir A Exploração de Petróleo Geologia Geofísica Perfuração Avaliação de Formações + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + Bacia Sedimentar - - - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + + + + + http://en.wikipedia.org/wiki/File:Seg-y_picture.gif Avaliação de Formações •Qual o volume de óleo in- situ ? •Quais as propriedades de fluxo de fluidos deste reservatório ? •Este óleo in-situ é produzível ? •Quais as melhores estratégias de completação e produção ? Mostre-me o valor!! . h Modelo de Reservatório Propriedades das Rochas Propriedades Físicas das Rochas: Resistividade Elétrica Velocidade Sísmica Radioatividade ... Componentes-suas propriedades e frações de volume Conteúdo Mineral, porosidade, Saturação,... Geometria Interna da Rocha (estrutura, textura) Tamanho e forma do grão, arranjo dos componentes, acamadamento,... Propriedades de Interface Cimentação, CTC (CEC),... Condições Termodinâmicas Pressão, campo de tensões, temperatura, profundidade Escalas de Resolução Espacial Escala de Resolução Espacial O ciclo das rochas Rochas Ígneas - Granito, basalto, etc. Sedimentares - Arenitos, Folhelhos, Carbonatos, etc. Metamórficas - Mármore, gnaisse, etc. Granito Arenito Mármore http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:Granit-1.jpg http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:LionHeadSandstone.jpg http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:MarbleUSGOV.jpg Rochas Sedimentares Arenito Folhelho Calcário Clásticas Carbonatos Dolomita Evaporitos Composição Mineral Arenito: Quartzo (principal) + Cimento + Argila. Folhelho: Quartzo + Cimento + Argila (principal). Carbonatos: Calcita/Dolomita (principal) + Quartzo + Argila. • SiO2 – Silica • CaCO3 – Calcita • CaMg (CO3)2 - Dolomita Obs: As quantidades dos minerais são variáveis, porém o mineral principal tem de representar pelo menos 50% do total para que a rocha se situe em alguma dessas classificações. Diâgenese Granulometria (Terra, Universo de Vida 2º Parte - Geologia, Biologia e Geologia 11º ano, 1º Edição, Porto Editora, 3ª reimpressão, 2011) É uma propriedade importante das rochas, pois mede a sua capacidade de armazenamento de fluidos. É definida como a relação entre o volume de espaços vazios ou volume de poros (Vp) de uma rocha e o volume total (Vt) da mesma, expressa em percentual. POROSIDADE (f): Exemplo de Porosidade Porosidade primária é aquela que a rocha adquire durante a sua deposição. Exemplo de porosidade primária é a porosidade intergranular dos arenitos e a porosidade interparticular dos calcários. Porosidade secundária é aquela resultante de processos geológicos subseqüentes à conversão dos sedimentos em rochas. Exemplo de porosidade secundária é o desenvolvimento de fraturas em rochas e as cavidades devidas à dissolução em calcários. Tipos de Porosidade Interpartícula Intrapartícula Móldica Fraturas Canais Vugs Cavernas Primária Secundária A porosidade absoluta relaciona o volume total de vazios enquanto que a porosidade efetiva que leva em conta apenas os espaços vazios interconectados. Os principais fatores que afetam a porosidade nos terrígenos são: • Grau de seleção dos grãos • Irregularidade dos grãos • Arranjo dos grãos • Cimentação • Compactação • Conteúdo de argila Os principais fatores que afetam a porosidade nos carbonatos são: • Dissolução • Cimentação • Conteúdo de matriz • Dolomitização Porosidade Efetiva Expressa a fração do volume poroso que é interconectada. Cálculo da Porosidade Exercício: Um bloco cúbico de arenito de 10m possui um único poro esférico com 1 m de raio, conforme mostrado na figura abaixo. Calcule a porosidade da rocha. %42,00042,0 m 100010 m 1888,4 3 114,34 3 4 33 3 3 3 b p b p cubo esfera V V V V lV r V f Determinação Experimental da Porosidade Etapas I. Limpar e Secar a amostra. II. Pesar a amostra seca (P1). III. Saturar a amostra com fluido. IV. Pesar a amostra saturada (P2). pfpairpf pfmama pairmama VVVPP VVP VVP 12 2 1 bfb p V PP V V f 12 Equações: Onde: ma = densidade da matriz (grãos) Vb = volume total (bulk) da amostra Vma = volume da matriz (grãos) f = densidade do fluido air= densidade do ar Vp = volume de poros 231 g Método da Saturação Exercício Propriedade Valor Comprimento 10,221 cm Diâmetro 3,780 cm Massa Seca 240,24 g Massa Saturada 263,05 g Dens. Da água 1 g/cm3 Determine a porosidade de uma amostra cilíndrica de arenito Berea, cujos dados de um teste de saturação estão listados abaixo: bfb p V PP V V f 12 3 cm , ,, , 642114 4 288414143 22110 4 2 D CVb 1990 6421141 242400526312 , , ,, bf V PP f %,919f Determinação Experimental da Porosidade Método da Expansão de Gás: A amostra é colocada numa câmara de volume conhecido, contendo gás a uma determinada pressão. Uma outra câmara de volume conhecido e submetida a vácuo é conectada ao primeira. Quando a válvula entre as 2 câmaras é aberta, o gás se expande para dentro da câmara que estava sob vácuo e a pressão do gás diminui. O volume de poros efetivo da amostra pode ser calculado usando-se a lei de Boyle: Vp=VR – Vc1 – Vc2[P2/(P2-P1)] Determinação Experimental da Porosidade Método da Injeção de Mercúrio: Consiste em imergir a amostra porosa em mercúrio. O volume total pode ser determinado desta maneira. Como a maioria dos materiais não são molháveis pelo mercúrio, o liquido não entra nos poros. Após colocar a amostra sob vácuo, a pressão hidrostática é aumentada, até que o mercúrio entre no espaço poroso. Ele pode penetrar mesmo nos poros bem pequenos. Métodos Óticos Métodos Óticos: Consiste em calcular a porosidade de área em seções polidas de uma amostra. Em geral, é necessário impregnar os poros com certos materiais como: resinas, graxas, plástico, ou metal Wood’s, de modo a tornar os poros mais visíveis e/ou distinguir entre poros interconectados ou não. Determinação Experimental da Porosidade Tomografia Comp. De Raios-X Determinação Experimental da Porosidade Emissor de RX Detector de RX Porosidade das Rochas Forma do Grão, Arredondamento, ordenamento, seleção Porosidade x Empacotamento Variações no Tamanho do Grão (Granulometria) Tendências da Porosidade Arredondamento e Esfericidade Baixa Sub-Angular Sub- Arredondada Arredondada Muito Arredondada Arredondamento Porosidade P o ro si d ad e Angular Muito Angular Alta Selecionamento do Tamanho dos Grãos em Arenitos Muito Bem Selecionada Bem Selecionada Moderadamente Selecionada Mal Selecionada Muito mal Selecionada Selecionamento Selececionamento=Sorting Faixas de Valores de Porosidade ENG POR Sand Areia Sandstone Arenito Shale Folhelho Clay Argila Limestone Calcário Dolomite Dolomita Basalt Basalto Conglomerate Conglomerado Chalk Giz (Tipo de Carbonato) Porosidade x Profundidade Prof1 , Pressão 1 Prof2 , Pressão 2 Prof2 > Prof1 & Pressão 2 > Pressão 1 Vp (1) > Vp (2) Φ(1) > Φ(2) 1000 m 3000 m Porosidade x Profundidade Porosidade x Profundidade Porosidade dos Reservatórios 0-5% Insignificante 5-10% Ruim 10-15% Razoável 15-20% Bom >20% Excelente Hyne, 2001 – Non-technical guide to Petroleum Geology, Drilling and Production. Pennwell Fluidos no meio poroso Fluidos no Espaço Poroso Matriz da Rocha Argila Seca CBW BVI BVW Hidrocarbonetos Clay bound Capillary water Movable water BVM Porosidade Efetiva Porosidade Total CBW =Clay Bound Water – Água presa á argila negativamente carregada; BVI =Bulk Volume Irreducible – fração do volume de poros ocupada pela água aprisionada pela pressão capilar; BVW =Bulk Volume Water – fração do volume de poros ocupada pela água; BVM =Bulk Volume Movable - fração do volume de poros ocupada pela água e pelos hidrocarbonetos que podem ser mobilizados. Saturação Poros de Volume Fluido de Volume Saturação ii Saturação 1 wgo SSS So -Saturação de Óleo; Sg -Saturação de Gás; Sw -Saturação de Água. Hidrocarbonetos BVICBWS BVWBVICBWS irrw w , Saturação de Água Irredutível Cálculo de Reservas oi iws B ShA N 1 7758 f oi iws B ShA N 1 10000 f Onde: As=área da superfície do reservatório (acres), h=espessura do reservatório (pés) f=porosidade, Siw=Sw,irr=Saturação de água irredutível, Boi=fator de volume da formação do óleo. Onde: As=área da superfície do reservatório (hectares), h=espessura do reservatório (m) f=porosidade, Siw=Sw,irr=Saturação de água irredutível, Boi=fator de volume da formação do óleo. N=Volume inicial in-situ (in-place) N em STB N em m3 STB (Stock Tank Barrels) = Barril de 42 galões = 158,9873 litros Um reservatório de óleo recém-descoberto possui as seguintes características: A=1600 acres; h=32 pés, f=22%, Siw=20% e Boi=1,23 bbl/STB. Calcule o volume inicial de óleo in-situ (N). STB B ShA N oi iws 6108562312012203216007758 1 7758 ,,,, f Permeabilidade absoluta de um meio poroso é a capacidade de fluxo de fluidos em seus poros interconectados e/ou fraturas, desde que o meio poroso esteja 100% saturado com este fluido. Permeabilidade efetiva é a capacidade de fluxo de um fluido na presença de um outro. Permeabilidade relativa é a razão entre a permeabilidade efetiva e a permeabilidade absoluta (supondo a rocha totalmente saturada com qualquer um dos dois fluidos). Permeabilidade (k) Permeabilidade Apesar de ser aparentemente simples a definição da permeabilidade, ela é na realidade bastante complexa. A vazão do fluido aumenta a proporção que aumenta o diferencial de pressão exercido sobre o mesmo. Por outro lado, esse fluido terá maior dificuldade em escoar através da rocha, a proporção que sua viscosidade aumenta. Vários fatores devem ser bem conhecidos quando se deseja determinar a permeabilidade de uma rocha: • tamanho e área interna de contato fluido/grão da rocha • porosidade • propriedades do fluido • vazão do fluido Aparato utilizado por Henry Darcy (1856). Onde: Q = Vazão de água (cm3/seg) A = Área da seção transversal do filtro (cm2) L = Comprimento do filtro (cm) h1 e h2 = Altura da água (pressão nas faces de entrada e saída) C = Constante de proporcionalidade C= K/ K = permeabilidade = viscosidade do fluido Lei de Darcy PERMEABILIDADE (k): Lei de Darcy Viscosidade Viscosidade é a medida da resistência de um fluido à deformação causada por um torque. Viscosidade descreve a resistência interna para fluir de um fluido e deve ser pensada como a medida do atrito do fluido. Assim, a água é "fina", tendo uma baixa viscosidade, enquanto óleo vegetal é "grosso", tendo uma alta viscosidade. Quanto maior a viscosidade, menor a velocidade em que o fluido se movimenta. http://pt.wikipedia.org/wiki/Medida_(f%C3%ADsica) http://pt.wikipedia.org/wiki/Resist%C3%AAncia http://pt.wikipedia.org/wiki/Deforma%C3%A7%C3%A3o http://pt.wikipedia.org/wiki/Torque http://pt.wikipedia.org/wiki/%C3%93leo_vegetal http://pt.wikipedia.org/wiki/%C3%93leo_vegetal http://pt.wikipedia.org/wiki/%C3%93leo_vegetal http://pt.wikipedia.org/wiki/Velocidade Valores de Permeabilidade Permeability Value (mD) Classification <10 Fair 10-100 High 100-1000 Very High >1000 Exceptional Classificação da permeabilidade dos reservatórios Glover, P. Petrophysics MSc. Course Notes. Université Laval, Quebec, Canada. Permeabilidade Relativa Permeabilidade Relativa Krw =permeabilidade relativa da água; Krg =permeabilidade relativa do gás; Kro =permeabilidade relativa da óleo; Kew =permeabilidade efetiva da água; Keg =permeabilidade efetiva do gás; Keo =permeabilidade efetiva da óleo; Kaw =permeabilidade absoluta da água; Kag =permeabilidade absoluta do gás; Kao =permeabilidade absoluta da óleo; Medidas de Permeabilidade Através do fluxo de um fluido com viscosidade conhecida e medição da vazão de injeção deste fluido e da diferença de pressão entre as extremidades da amostra pode-se determinar a permeabilidade absoluta no laboratório. Determinação Experimental da Permeabilidade Permeametro a gás •Gás é um fluido compresível; •Ele é mais vagaroso (volume/tempo) na entra (onde está comprimido) do que na saída , onde se expande; •Em baixas pressões do gás, podem haver muito poucas moléculas de gás ocupando alguns dos menores poros; •Isto pode levar a uma medida de permeabilidade superestimada; •Este efeito chama-se: Efeito Klinkenberg ou Gas Slippage; Correção do Efeito Klinkenberg •Medidas de permeabilidade em múltiplos ∆P; •Construção do gráfico K x ∆P; •Encontra-se a permeabilidade Klinkenberg (KL); •KL Representa a permeabilidade na qual o gás é comprimido pela pressão infinita e se torna líquido. • KL ≈ KLíquido outinav PPP 21 Relações Porosidade- Permeabilidade Relações K-ᶲ - Carbonatos Relações K-f Glover, P. Petrophysics MSc. Course Notes. Université Laval, Quebec, Canada. Sísmica •Velocidade Acústica •Densidade •Resistividade Elétrica •Densidade •Veloc. Acústica •Resistividade Elétrica •Densidade •Porosidade •Permeabilidade •Veloc. Acústica •Litologia Porosidade Permeabilidade Saturação Métodos EM Gravimetria •Densidade •Resistividade Elétrica
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