Reservatórios Naturalmente Fraturados


Todos os reservatórios de petróleo
possuem fraturas, sejam elas naturais e/ou induzidas, e em diferentes escalas.
Embora estejamos falando apenas de reservatórios naturalmente fraturados, que
são resultantes das tensões atuantes em subsuperfície e de suas interações, existem
as fraturas induzidas, oriundas da perfuração, do aumento da pressão de poros
ao se injetar fluidos como para o faturamento hidráulico, ou mesmo da própria
produção do campo, em que ocorre uma redistribuição do estado de tensões.

A origem de reservatórios nessas condições está relacionada
principalmente à:

Configuração tectônica: em regiões
com complexas estruturas, os reservatórios tendem a sofrerem falhamentos,
dobramentos e faturamentos de pequena escala.

Litologia: reservatórios fraturados
podem ser encontrados em várias estruturas sedimentares. Entretanto, formações
carbonáticas são mais frequentemente fraturadas do que formações areníticas.

Idade geológica e histórico
deposicional
: levando em consideração apenas a profundidade e tempo de
deposição (mais antiga), a tendência é que a formação seja mais suscetível ao
faturamento.

As fraturas podem ser definidas como
descontinuidades resultantes da ruptura do material rochoso, que sofreu um
processo de perda de coesão. Após a ruptura, podem ocorrer alterações
diagnéticas, cimentação, e podem permanecerem ou não abertas. Vale ressaltar
que as fraturas naturais afetam o fluxo do fluido contido na formação,
aumentando a permeabilidade ou aumentado a anisotropia da permeabilidade do
reservatório. Desta forma, é importante considerar esse impacto no
desenvolvimento do campo por meio de modelos de simulação de fluxo e
aprimoramento de sua caracterização e modelagem.

A grande importância das zonas
naturalmente fraturadas, motivo pelo qual elas são procuradas com grande
interesse, é devido à sua capacidade de drenagem e aumento na permeabilidade.
No entanto, qual o efeito dessas fraturas em outras características
petrofísicas da rocha reservatório, tais como porosidade e saturação? Não
aparenta ser tão significativo quanto na permeabilidade, pelo menos.

Alguns dos indícios de um reservatório naturalmente fraturado provêm de
informações de fluxo, que correspondem a uma expressão dinâmica das fraturas,
por meio da perfuração, do comportamento de fluxo próximo aos poços e de dados
do histórico de produção, por exemplo.

Da perfuração, pode-se identificar
fraturas através de dados de perda de lama ou aumento da taxa de penetração
aliado a uma menor recuperação de cascalhos, indicando que se está perfurando
uma zona com níveis de faturamento.

Do comportamento de fluxo, os testes
de poço podem fornecer informações sobre o contraste na capacidade de estocagem
de fluido entre a matriz rochosa e a fratura, indicar falhas e suas distâncias
em relação ao poço, bem como identificar diferentes permeabilidades entre
camadas. Neste último caso, camadas de alta permeabilidade podem ser tratadas
como fraturas horizontais.

A classificação dos reservatórios naturalmente fraturados, de acordo
com Nelson (1985), bem como algumas de suas principais implicações, se dá da
seguinte forma:

  • Reservatórios Tipo 1: a capacidade
    de armazenamento de fluidos e os canais de fluxo para produção dele são devidos
    às fraturas. Implica em necessidade de alta intensidade e porosidade de
    fraturas para que o reservatório seja economicamente produtivo; e pode resultar
    em breakthroughs recentes.
  • Reservatórios Tipo 2: são de baixa
    porosidade e permeabilidade, onde a matriz rochosa fornece a armazenagem de
    fluidos, enquanto as fraturas fornecem a permeabilidade. A eficiência da
    recuperação primária e secundária depende fortemente do quanto a matriz está exposta
    ao sistema de fraturas; e é possível que o reservatório sofra um rápido
    declínio de produção.
  • Reservatórios Tipo 3: a porosidade é
    significativamente alta em relação à fratura e possui boa permeabilidade. Dessa
    forma, o sistema de fraturas é responsável pelo incremento na permeabilidade,
    adicionando capacidade de fluxo ao reservatório.
  • Reservatórios Tipo 4: a matriz já
    possui alta porosidade e permeabilidade. As fraturas aumentam a anisotropia do
    meio. Apresentam baixa recuperação devido à severa compartimentalização, porém,
    pode ser otimizado se devidamente planejado.

O esquema da figura abaixo permite
visualizar essa classificação e identificar o quão próximas as duas
propriedades, porosidade e permeabilidade, estão de “tudo fratura” e “tudo
matriz”.

O grau de interação entre a matriz e
a fratura irá determinar a recuperação de óleo esperada e o tipo de problema
decorrente dele. Logo, pode-se dizer que os parâmetros que controlam a
recuperação nos reservatórios fraturados são:

  1. Magnitude e heterogeneidade da
    permeabilidade da fratura; e
  2. Extensão da comunicação entre
    matriz e fratura.

É evidente que a referida
comunicação é essencial para a produtividade em longo prazo ou para altos
fatores de recuperação. A permeabilidade da fratura controla o fornecimento de
fluido e a heterogeneidade controla a extensão do influxo de água ou gás,
mecanismo secundários de recuperação. Ambos definem o poder de atuação desses
mecanismos.

Como primeiro passo, a detecção de
fraturas é importante para a avaliação de reservatórios, a qual se baseia em
análises de testemunhos em laboratório e na interpretação de perfis de poço e
teste de pressão, em casos especiais. Como dito, é de igual importância o
estudo das propriedades das rochas e das características das fraturas para
poder planejar a estratégia de produção e desenvolvimento do reservatório,
integrando aspectos geológicos, operacionais, produtivos e econômicos.

Lucas
Goulart

Diretoria
de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando
em Engenharia de Petróleo

Referências

MAZO, Eduin Orlando Muñoz. Estratégias
de Produção em Reservatórios Naturalmente Fraturados. 
103 f.
Dissertação (Mestrado) – Curso de Ciências e Engenharia de Petróleo, Instituto
de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, São Paulo, 2005.

Reservatórios
naturalmente fraturados
. Disponível em: http://www2.dbd.puc-rio.br/pergamum/tesesabertas/1112017_2013_cap_2.pdf

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