[pt] Os reservatórios de hidrocarbonetos em rochas carbonáticas representam aproximadamente 50 por cento da produção mundial de petróleo e tem por característica marcante sua complexidade, uma vez que são bastante heterogêneos. No Brasil, as rochas carbonáticas ganharam uma grande importância com a descoberta dos reservatórios carbonáticos do pré-sal. Entender e caracterizar estes reservatórios, que apresentam baixas taxas de penetração, exigirá grandes esforços em pesquisa e desenvolvimento. Uma pequena contribuição neste sentido é proporcionada nesta dissertação, onde três distintas rochas carbonáticas, o travertino romano, o travertino turco e o travertino de Itaboraí, foram caracterizadas geológica e geomecanicamente. O programa experimental consistiu na caracterização mineralógica, química, textural e diagenética, bem como na realização de ensaios de resistência e de porosidade. De posse dos resultados do programa experimental buscou-se correlações entre os índices/propriedades/parâmetros determinados. Verificou-se que a resistência à compressão simples dos materiais é diretamente proporcional, a sua densidade, a sua velocidade de propagação de ondas e ao índice esclerométrico; e inversamente proporcional a sua porosidade. Constatou-se ainda que a velocidade de propagação de ondas dos materiais é diretamente proporcional a sua densidade e inversamente proporcional a sua porosidade. / [en] Hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks represent circa 50 percent of all oil produced worldwide. Those reservoirs are very complex since they are quite heteregeneous. In Brazil, carbonate rocks gained a great importance with the discovery of the pre-salt reservoirs. Understand and characterize these reservoirs, that present low penetration rates, will require major efforts in research and development. A small contribution in this regard is provided in this dissertation, where three travertines (i.e., Roman, Turkish and Itaboraí) were geologically and geomechanically characterized. The experimental program consisted in the chemical, mineralogical, textural and diagenetic characterization, as well as strength and porosity tests. A comprehensive analysis of test results from the experimental program was carried out in order to seek correlations between the indexes/properties/parameters determined. It was found that the unconfined compression strength of materials is directly proportional to its density, its velocity of ultrasonic wave propagation and to Schmidt test hammer index; and inversely proportional to its porosity. It was also found that the velocity of ultrasonic wave propagation of materials is directly proportional to its density and inversely proportional to its porosity.

[pt] O travertino Romano é uma rocha ornamental, historicamente presente na arquitetura Romana, que mesmo nos dias de hoje é muito utilizada em decorações e fachadas. Porém no meio científico é considerada uma rocha análoga a reservatórios carbonáticos, em especial do pré-sal Brasileiro. O presente trabalho buscou realizar um estudo experimental do travertino Romano, com enfoque no comportamento geomecânico anisotrópico em duas direções (normal e paralela ao acamamento), sob valores de tensões condizentes com as que ocorrem em reservatórios. Para isto foram feitas diversas análises macro e microscópicas, incluindo microscopia eletrônica de alta resolução a fim de estudar propriedades do travertino e sua estrutura porosa. Análises químicas do material e medição em laboratório dos mais variados parâmetros para se obter uma satisfatória lista de índices físicos auxiliaram neste contexto. Ensaios de resistência complementares, como o ensaio de carga pontual e ensaio de tração indireta (Ensaio Brasileiro) enriqueceram o estudo com resultados de ruptura nas direções perpendicular e paralela ao acamamento. Por fim, buscou-se estudar o comportamento geomecânico anisotrópico do travertino, sob a ótica normal e paralela ao acamamento sedimentar, através de ensaios triaxiais com tensão confinante variando de zero (uniaxiais) a 40 MPa, intervalo este bastante próximo as tensões efetivas de reservatórios carbonáticos brasileiros. Devido à grande heterogeneidade, os corpos de prova foram separados em grupos com intervalos de porosidade total similares. Então, com resultados de curvas tensão-deformação e trajetórias de tensão, foram possíveis diversas comparações em termos de comportamento geomecânico e observar que nem sempre o incremento da tensão confinante e a menor porosidade resultarão em maior resistência mecânica. / [en] The Roman travertine is an ornamental rock, historically present in Roman architecture, which even in present days is much used in decorations and facades. However in the scientific community it is considered a rock similar to carbonate reservoirs, especially the Brazilian pre-salt. The present work sought to carry out an experimental study of the Roman travertine, focusing on the anisotropic geomechanical behavior in two directions (normal and parallel to the sedimentary bedding) under tension values consistent with those occurring in reservoirs. For this, several macro and microscopic analyzes were carried out, including high resolution electron microscopy in order to study the properties of travertine and its porous structure. Chemical analysis of the material and laboratory measurement of the most varied parameters to obtain a satisfactory list of index properties aided in this context. Complementary strength tests, such as the point load test and indirect tensile strength test (Brazilian Test) enriched the study with results of rupture in the directions perpendicular and parallel to the bedding. Finally, it was studied the anisotropic geomechanical behavior under normal and parallel optics to the sedimentary bedding through triaxial tests with confining stress ranging from zero (uniaxial) to 40 MPa, this interval very close to the effective stresses from Brazilian carbonate reservoirs. Due to the great heterogeneity, the specimens were separated into groups with similar total porosity ranges. Then, with results of stress-strain plots and stress trajectories, several comparisons were possible in terms of geomechanical behavior and observe that not always the increase of the confining stress and the lower porosity will result in greater mechanical resistance.

[pt] Reservatórios carbonáticos respondem por mais de 50 por cento da produção mundial de hidrocarbonetos. No Brasil, ganharam mais importância com o descobrimento do Pré-Sal, em 2006. A principal ferramenta de previsão e gerenciamento de reservatórios é a simulação numérica que, tradicionalmente, tem na compressibilidade do poro o único parâmetro geomecânico. Normalmente é adotado apenas um valor, mantido constante, deste parâmetro para todo o reservatório. Porém, a rocha-reservatório sofre deformações durante a explotação do campo, as quais induzem redução da porosidade e permeabilidade. Enquanto o primeiro efeito não é bem representado pela compressibilidade, o segundo não sofre qualquer alteração. Além disso, cada fácies tem um comportamento tensão versus deformação diferente. Por isso a importância de se fazer modelagens acopladas de fluxo e geomecânica em que cada tipo de rocha é representado individualmente. Visando essas análises integradas, mas sem aumento do custo computacional, utiliza-se o pseudoacoplamento, o que permite que esses modelos sejam usados de forma rotineira pelos engenheiros de reservatórios. Esse tipo de acoplamento atualiza a porosidade e a permeabilidade com base em tabelas que relacionam poropressão com multiplicadores de porosidade e permeabilidade. Visando uma boa representação do comportamento da rocha-reservatório, as tabelas de pseudoacoplamento são elaboradas com base em ensaios mecânicos laboratoriais realizados com amostras do próprio campo, representativas de cada fácies. São realizadas análises comparativas utilizando modelos homogêneos e heterogêneos, variando o tipo de representação da geomecânica, que pode ser através da compressibilidade ou do pseudoacoplamento. Conhecidos os efeitos geomecânicos da compactação, a etapa final desta metodologia consiste no estudo de um modelo que visa atenuá-los. / [en] Carbonate reservoirs are responsible for over 50 per cent of world hydrocarbon production. In Brazil, they started to gain more importance after the Pre-Salt discovery, in 2006. The main method to predict and manage reservoirs is numerical simulation in which, traditionally, the only geomechanical parameter is the rock compressibility. Usually it is adopted one single value for the whole model, which is kept constant. During exploitation, though, the reservoir-rock deforms, causing porosity and permeability reduction. While the first effect is not well predicted by rock compressibility, the second is simply kept constant. Besides that, each facies has its own stress-strain behavior. That is why it is so important to model the reservoir flow coupled to geomechanics representing each rock type in a single layer. With the aim of obtaining these integrated analyses, but without additional computational cost, the pseudo-coupling is used, which lets such models to be ran on day-by-day basis by reservoir engineers. This kind of coupling updates both porosity and permeability based on tables that correlate porepressure and porosity and permeability multipliers. In order to have the mechanical behavior of the reservoir-rock well represented, the pseudo-coupling tables are elaborated based on laboratory mechanical tests with samples from the same field to be modeled. In this way, each facies represented on the model has its own table that takes to reservoir simulation the geomechanical effects through porosity and permeability variation. Comparative analyses are done using homogeneous and heterogeneous models, varying the type of geomechanical representation, through rock compressibility or pseudo-coupling. Once known the compaction geomechanical effects, it is simulated a model that tries to attenuate them.

[pt] Injeção de CO2 em reservatórios depletados tem ocorrido nos últimos anos como uma forma efetiva de recuperação avançada de óleo e gás. Mais recentemente, a injeção de CO2 em depósitos geológicos vem sendo considerada uma alternativa viável para a redução da emissão de gases de efeito estufa na atmosfera. Nesses dois cenários, o CO2 injetado reage com a rocha, alterando algumas de suas propriedades petrofísicas e geomecânicas. Um dos principais depósitos são os reservatórios carbonáticos. O objetivo desta tese é aprimorar o entendimento em relação aos efeitos mecânicos da injeção de CO2 em rochas carbonáticas. Esse tópico é de grande interesse para a indústria de óleo e gás, devido aos procedimentos de sequestro de CO2 e recuperação avançada de óleo. Nesses dois cenários, o CO2 é injetado em reservatórios carbonáticos, alterando algumas das propriedades petrofísicas e geomecânicas da rocha reservatório. Essas alterações podem aumentar os riscos relacionados à produção, uma vez que essas mudanças na estrutura porosa da rocha tendem a modificar o fluxo de óleo e também de provocar a compactação do reservatório. Com o objetivo de melhorar a compreensão da interação CO2 e rochas carbonáticas, nesta tese foram feitos ensaios de laboratório e modelos numéricos. Para os ensaios de laboratório, uma solução de CO2 e água deionizada foi injetada em amostras de Indiana Limestone e coquina. Também foram executados ensaios mecânicos antes e depois da injeção de CO2, com o objetivo de avaliar os efeitos nas propriedades mecânicas das rochas carbonáticas. A caracterização mecânica foi realizada a partir de ensaios de compressão uniaxial e triaxial. Foram observadas consideráveis reduções nas resistências à compressão e nos módulos de Young das amostras de coquina e Indiana Limestone, quando submetidas ao ensaio de injeção de CO2. Houve também um aumento na porosidade medida pelo MicroCT e pelo porosímetro na amostra de coquina sujeita a injeção de solução de CO2. Os resultados experimentais foram utilizados para calibração e validação dos modelos numéricos. Com relação aos modelos numéricos, o método dos elementos discretos (DEM) foi utilizado. Para simular de forma adequada o comportamento do material, uma metodologia, englobando o modelo de contato, a geração da amostra e o procedimento de calibração foi apresentada. A calibração dos parâmetros do DEM foi feita considerando os resultados dos ensaios mecânicos realizados antes e depois do ensaio de dissolução. O modelo numérico foi capaz de simular corretamente os ensaios uniaxiais e triaxiais realizados nas amostras de Indiana Limestone e coquina. Adicionalmente, a metodologia apresentada para o modelo em DEM conseguiu gerar bons resultados considerando a degradação pela injeção de CO2 das propriedades mecânicas da Indiana Limestone, e resultados satisfatórios para a coquina. / [en] CO2 injection in depleted reservoirs has been largely employed over the past years as an effective process for oil and gas enhanced recovery. More recently, the injection of CO2 in geological deposits is considered a viable alternative to reduce greenhouse gases in the atmosphere. In these two scenarios, the injected CO2 interacts with the rock deposit altering some petrophysical and geomechanical properties. One of the main deposits is carbonate reservoirs. The objective of this research is to improve the knowledge regarding the mechanical effects of CO2 injection on carbonate rocks. Changes to the rock pore structure may change oil flow, cause reservoir compaction and containment issues. In order to improve the insight on the interaction between CO2 and carbonate rocks, laboratory tests and numerical models were carried out in this study. For the laboratory tests, a solution of liquid CO2 and deionized water was injected through Indiana Limestone and coquina samples. In addition, mechanical tests were executed before and after CO2 injection, to evaluate the effects on the mechanical properties from the carbonate rocks. The mechanical characterization was conducted by performing uniaxial and triaxial compressive tests. From the laboratory results, significant reduction on the unconfined compressive strength and on Young s moduli from the coquina and Indiana Limestone samples when subjected to the CO2 injection test was observed. In addition, an increase in porosity was also noted from MicroCT scans and porosimetry measurements on the coquina sample after the injection of CO2 solution. These results were used for the numerical model calibration and validation. Regarding the numerical model, the Discrete Element Method (DEM) was adopted. To accurately simulate the material behavior, a methodology encompassing the contact model, the sample generation and the calibration procedure is presented. The calibration of the DEM parameters used the results from the mechanical tests on the rocks prior and after the dissolution tests. The numerical model was able to accurately simulate the uniaxial and triaxial tests on the Indiana Limestone and coquina samples. In addition, the methodology presented for the DEM model managed to accurately reproduce the mechanical degradation due to CO2 injection on Indiana Limestone and to a lesser degree, on coquina samples.