Caracterização petrofísica de rochas-reservatório em função da variação da pressão de confinamento

Gonçalves, Leonardo

Please use this identifier to cite or link to this item: http://hdl.handle.net/11422/5388

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DC Field	Value	Language
dc.contributor.advisor	Barroso, Emilio Velloso	-
dc.contributor.author	Gonçalves, Leonardo	-
dc.date.accessioned	2018-10-18T17:21:01Z	-
dc.date.available	2023-12-21T03:05:17Z	-
dc.date.issued	2012-07	-
dc.identifier.uri	http://hdl.handle.net/11422/5388	-
dc.language	por	pt_BR
dc.publisher	Universidade Federal do Rio de Janeiro	pt_BR
dc.rights	Acesso Aberto	pt_BR
dc.subject	Petrofísica	pt_BR
dc.subject	Geopressões	pt_BR
dc.subject	Rocha-reservatório	pt_BR
dc.title	Caracterização petrofísica de rochas-reservatório em função da variação da pressão de confinamento	pt_BR
dc.type	Trabalho de conclusão de graduação	pt_BR
dc.contributor.advisorLattes	http://lattes.cnpq.br/9087393649043159	pt_BR
dc.contributor.referee1	Borges, Andrea Ferreira	-
dc.contributor.referee1Lattes	http://lattes.cnpq.br/1028222523174508	pt_BR
dc.contributor.referee2	Brazil, Fátima Andreia de Freitas	-
dc.contributor.referee2Lattes	http://lattes.cnpq.br/1822565654644853	pt_BR
dc.description.resumo	Os ensaios de Petrofísica Básica têm uma importância significativa na caracterização de reservatórios de hidrocarbonetos. A obtenção, na escala de laboratório, das características permo-porosas e a integração com dados provenientes de outras fontes como a petrografia e a perfilagem, permitem a construção de modelos que podem prever a capacidade de armazenamento e o potencial de escoamento dos fluidos. A simulação das pressões as quais as rochas estão submetidas em subsuperfície tem grande relevância, pois impacta diretamente nos resultados das análises. Nesse estudo foram aplicados dois métodos diferentes de estimar as pressões médias de confinamento: um que iguala as tensões horizontais à vertical (tensões isotrópicas), e outro que admite condição geostática, onde as deformações horizontais são anuladas pelas tensões horizontais. Ao todo, foram selecionadas doze amostras provenientes de três tipos de reservatórios de hidrocarbonetos: arenitos inconsolidados de reservatório turbidítico; arenitos cimentados de reservatório do tipo tight gas sand; carbonatos amostrados na seção pré-sal. De maneira geral, os principais fatores que controlam a permo-porosidade das rochas são inerentes aos seus sistemas deposicionais (aspectos texturais) e diagenéticos. Os arenitos mostraram significativa influência dos dois aspectos, principalmente quanto ao grau de seleção dos grãos e a intensidade da cimentação. Já os carbonatos apresentaram valores fortemente impactados pelo processo diagenético de dissolução. As análises de Petrofísica Básica foram realizadas em diferentes pressões visando avaliar a sensibilidade de cada rocha com a mudança das condições de subsuperfície. Nota-se que os valores de porosidade e, principalmente, permeabilidade tendem a diminuir com o aumento das pressões, e essa queda é mais pronunciada nos intervalos de pressão mais baixos. Dentre as rochas analisadas, as inconsolidadas e a de menor permeabilidade demonstraram ser mais sensíveis à variação de pressão. Reservatórios com esses tipos de rocha devem ser avaliados com cautela, pois os valores de permo-porosidade obtidos em laboratório podem estar sub ou superestimados em função da técnica utilizada para o cálculo das pressões confinantes.	pt_BR
dc.publisher.country	Brasil	pt_BR
dc.publisher.department	Instituto de Geociências	pt_BR
dc.publisher.initials	UFRJ	pt_BR
dc.subject.cnpq	CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS::GEOLOGIA	pt_BR
dc.embargo.terms	aberto	pt_BR
Appears in Collections:	Geologia

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