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ANÁLISE PETROL-FÍSICA DE PIM PORO SIMETRIA POR INJEÇÃO DE MERCÚRIO

Por:   •  16/2/2018  •  Relatório de pesquisa  •  2.198 Palavras (9 Páginas)  •  215 Visualizações

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ANÁLISE PETROFÍSICA DE PIM (POROSIMETRIA POR INJEÇÃO DE MERCÚRIO) DE AMOSTRAS DAS COQUINAS DA FORMAÇÃO MORRO DO CHAVES – SERGIPE ALAGOAS.

Resumo

Com o objetivo de caracterizar a estrutura porosa das coquinas foram utilizados dois métodos de análise: Porosimentria por Injeção de Mercúrio (PIM) e análise visual de lâminas delgadas que quando relacionados permitiram um melhor entendimento da estrutura porosa das amostras. As amostras e dados de porosidade e PIM foram cedidos pelo LAGESED (Laboratório de geologia Sedimentar). As descrições das lâminas delgadas foram realizadas segundo Lucia (1983) com o propósito de caracterizar a porosidade das amostras. Os dados de PIM classificados e gerados gráficos a partir destes. Os principais tipos de porosidade encontrados foram intragranular∕Móldica, interpartícula e as amostras apresentam um range de porosidade variando entre 5% a 15% e permeabilidade variando entre 5,8 mD e 282 mD que são classificadas respectivamente como boa e excelente. Para os resultados de MICP as amostras apresentam as estruturas mesoporosas como a de maior significado à nível de acúmulo de fluido pois ocorrem picos de saturação de mercúrio relevante e pode ser considerada em cada região.

Abstract

INTRODUÇÃO

A importância do estudo das rochas carbonáticas baseia-se no fato de que expressivos volumes de hidrocarboneto do mundo encontram-se em reservatórios desta natureza (Kinoshita, 2010). No entanto os estudos destas rochas apresentam enorme complexidade, desde seu processo deposicional à geofísica e petrofísica a serem estudadas após sua formação.

No Brasil, recentes descobertas de volumes consideráveis de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos do tipo lacustres no Pré-Sal da Bacia de Campos, têm impulsionado estudos de profissionais da geologia, geofísica, perfuração e outros para a realização de diversos estudos que possam gerar melhores conhecimentos da interação entre luido e matriz rochosa. Sendo assim o estudo de rochas análogas ao dos Pré-Sal torna-se essencial para o entendimento da complexidade desses reservatórios.

O afloramento estudado situa-se na bacia Sergipe-Alagoas no Nordeste do Brasil. É uma das muitas bacias de margem continental formadas durante a fase de abertura do oceano Atlântico Sul, no período Mesozoico. A Formação Morro do Chaves foi definida por Schaller (1969) e revisada por Campos- Neto et al (2007) como sequência de carbonatos coquinóides intercalados com folhelhos que ocorrem interdigitados às rochas das Formações: Rio Pitanga, Poção e Coqueiro Seco.

Segundo Lucia (2007), a caracterização e descrição da distribuição petrofísica de um reservatório, associada e correlacionada com os parâmetros de porosidade, permeabilidade e saturação auxilia, de forma geral, na produtividade e tomada de decisão sobre um reservatório. Para reservatórios carbonáticos a relação porosidade versus permeabilidade apresenta um grau de complexidade o que influencia na saturação de fluidos, sendo está associada a estes parâmetros pelo tamanho, tipo, distribuição dos poros e conexão entre eles.

O método de Porosimetria por Injeção de Mercúrio (PIM), utilizado neste trabalho, é um dos mais confiáveis para se obter a distribuição porosa da rocha. No presente trabalho foram analisados e correlacionados dados de PIM com os de lâminas delgadas para a determinação da porosimetria das amostras.

OBJETIVO

O objetivo principal deste trabalho foi a caracterização do sistema poroso das amostras de rochas do tipo coquinas da Formação Morro do Chaves, análogas à reservatórios presentes no pré-sal brasileiro. Para a determinação da distribuição do sistema poroso das amostras doram utilizados dois métodos: Porosimentria por Intrusão de Mercúrio (MICP) relacionada com os resultados da análise visual de lâminas delgadas.

ÁREA DE ESTUDO

As amostras estudadas são coquinas pertencentes         à Formação Morro do Chaves e foram retiradas de uma pedreira conhecida como Mina São Sebastião (Figura 1) sendo esta localizada no Município de São Miguel dos Campos-AL e administrada pela Companhia de Cimentos de Portugal (Cimpor Brasil). A pedreira apresenta cerca de 60m de altura e 1km de extensão onde afloram uma sucessão de camadas, que variam em espessuras, dominada por coquinas, intercaladas com arenitos e lutitos (Câmara, 2013).[pic 2]

[pic 3]

[pic 4]

METODOLOGIA

As amostras utilizadas neste trabalho foram cedidas pelo Laboratório de Geologia Sedimentar da UFRJ – LAGESED. A coleta foi realizada com a finalidade de representar maior variedade faciológica das coquinas da pedreira (Figura 2). Para o presente estudo foram cedidas 5 amostras com as respectivas medidas de porosidade permeabilidade e PIM, além das lâminas delgadas. Neste trabalho foram descritas 15 lâminas referente às 5 amostras, segundo os planos ortogonais XY, YZ, ZX destas.

[pic 5]

Figura 2 Localização estratigráfica das 5 amostras na Formação Morro do Chaves, na zona leste da Pedreira São Sebastião. (Tavares, 2014 apud Câmara, 2015)

A porosidade foi classificada segundo Lucia (1983), e a descrição dos poros foi realizada utilizando o microscópio Zeiss Axioskop 40, pertencente ao LAGESED-IGEO∕UFRJ.

Toda preparação e medidas foram realizadas pelo laboratório da Schlumberger Reservoir Sampling and Analysis, localizado na Cidade Universitária. Para a obtenção das medidas de porosidade e permeabilidade foi utilizado o equipamento AP-608 Automated Porosimeter-Permeameter, que realiza as medidas utilizando o método de decaimento de pulso.  Já no caso das medidas de PIM foi utilizado o equipamento Micromeritics Autopore IV 9520.  O relatório gerado pela Schulumbeger determina os intervalos de tamanho de poros como sendo microporos diâmetros menores que 1 mícron, macroporos diâmetros maiores que 3 mícrons e mesoporo o intervalo entre 1 e 3 mícrons.

CONTEXTO GEOLÓGICO

A Bacia de Sergipe-Alagoas está situada no nordeste do Brasil, sobre o Cráton São Francisco e a Província Borborema. Apresenta direção NNE∕SSW com uma área total aproximada de 33.000 km², com cerca de 13.000 Km² de área onshore (Azambuja et al, 1998). O contexto regional da Bacia inclui terrenos geológicos de diferentes idades e ambiências tectônicas (Rancan et al, 2008). As principais estruturas da bacia estão relacionadas com a forte atividade tectônica que ocorreu durante o Cretáceo Inferior devido ao início do rifteamento entre a América do Sul e a África

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