Produção de HC’s em reservatórios naturalmente fraturados


Os reservatórios naturalmente fraturados apresentam
particularidades geométricas, geológicas e petrofísicas que conferem a eles
diferenças importantes em relação aos reservatórios “homogêneos”. Do ponto de
vista da produção de hidrocarbonetos, os mecanismos são mais complexos e
requerem modelos e análises diferentes no estudo do comportamento da depleção.

As características de produção nesse tipo de
reservatório são:

  • A produção está relacionada principalmente aos mecanismos
    que governam a transferência de fluidos entre a matriz rochosa e a fratura,
    sendo a queda de pressão perto dos poços pequena. O gradiente de pressão não
    tem papel significativo na produção devido justamente à alta transmissibilidade
    da fratura.
  • Quando a permeabilidade não é muito baixa, o declínio de
    pressão por barril produzido é pequeno se comparado aos sistemas homogêneos. O
    fluxo constante de óleo da matriz para a fratura é fornecido pela drenagem
    gravitacional, pelo fenômeno de embebição e pela expansão dos fluidos.
  • É possível afirmar que as características das rochas e as
    propriedades PVT dos fluidos têm menor influência na produção de água. O corte
    de água, portanto, é fortemente influenciado pela taxa de produção.
  • Nesses reservatórios, as propriedades PVT permanecem
    constantes devido à circulação convectiva que se manifesta devido à facilidade
    de escoamento fornecida pela rede de fraturas.

Estas são algumas características que diferenciam os dois tipos
de reservatórios. É por isso que os confundir impacta na estratégia de produção
a ser adotada e, consequentemente, no seu desempenho.

Os fatores que afetam
o comportamento dos reservatórios fraturados
estão associados a parâmetros
do reservatório (propriedades petrofísicas) e a parâmetros de produção (tipo de
poço, espaçamento, completação, entre outros). O tipo de poço, se horizontal ou
vertical, será determinado avaliando o efeito da interceptação de fraturas
provocadas pela perfuração e da orientação do conjunto de fraturas sobre a
eficiência de produção do reservatório.

O processo de injeção de água, método de recuperação
secundária de óleo frequentemente utilizado em reservatórios naturalmente
fraturados, apresenta bastante restrições, uma vez que o tempo de irrupção de
água deve ser retardado ao máximo. Nessa situação, a localização dos poços
produtores e injetores é feita de tal modo que os injetores se localizem
paralelamente à direção de maior permeabilidade das fraturas, e os produtores
perpendiculares a elas. O controle da taxa de injeção também é importante, pois
acima de uma taxa crítica não ocorrerá o fenômeno de embebição capilar na
matriz rochosa e, então, a água circulará pela fratura sem deslocar o óleo
contido na matriz.

Os processos
ocorridos nas rochas reservatório
que favorecem os macanismos de
recuperação em reservatórios naturalmente fraturados serão brevemente descritos
a seguir:

  • Expansão dos fluidos: a variação de volume entre as fases de
    vido à variação de pressão, promove o deslocamento dos fluidos.
  • Embebição: pode ser definido como o deslocamento de fluidos
    no meio até que se atinja o equilíbrio capilar entre as fases. Durante o
    processo de injeção, essa embebição é forçada até que se alcance a saturação
    residual do fluido deslocável.
  • Drenagem gravitacional: ocorre de forma a restabelecer o
    equilíbrio hidrostático entre os fluidos. Para uma porção de rocha, saturada em
    óleo, cercada por fraturas saturadas em gás, haverá um desequilíbrio
    hidrostático na base da rocha de tal forma que a pressão do óleo será maior que
    a do gás na fratura. Dessa forma, do topo para a base da porção de rocha,
    ocorrerá a drenagem gravitacional do óleo.
  • Difusão: ocorre pela transferência de massa entre matriz e
    fratura devido à diferença de concentração entre os componentes de cada fase
    presente no meio.
  • Convecção natural: ocorre um movimento espontâneo dos
    fluidos, provocado por desequilíbrio hidrostático devido a variações de
    composição ou temperatura.

O mecanismo de recuperação primária está intimamente
relacionado à compressibilidade dos fluidos e da rocha fraturada. A expansão da
capa de gás está condicionada à drenagem gravitacional, podendo ser bem
eficiente em reservatórios fraturados com uma espessura significativa ou com
blocos de matriz altos e boa permeabilidade. Já no mecanismo de gás em solução,
pode haver baixas taxas de recuperação, excetuando-se reservatórios espessos,
com fluidos altamente viscosos e molháveis a óleo. A injeção de água e de gás,
embora bastante utilizados, possuem taxas de recuperação condicionadas aos
fenômenos de embebição capilar e molhabilidade, principalmente. Durante a
injeção de água, por exemplo, em meios preferencialmente molháveis à água, a
mesma invadirá a rocha matriz em um processo de embebição espontânea e
promoverá o deslocamento do óleo.

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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