Nos estudos de meios porosos, tais como em rochas reservatório, a RMN exerce um papel fundamental, em especial quando se trata da indústria petrolífera, sendo uma das ferramentas fundamentais utilizadas em perfis de poços. De forma geral, obtêm-se informações como tempos de relaxação transversal (T2) e coeficientes de difusão, permitindo inferir propriedades tais como permeabilidade e distribuição de tamanhos de poros. Outra forma de analisar os fluidos em amostras porosas é com o uso de técnicas de imagens, em que se enquadram a de Imagens por Ressonância Magnética (IRM) e as de microtomografia computadorizada (μCT). O presente trabalho teve como objetivo a obtenção de metodologias de análise de técnicas de estimulação de poços, visando um melhor entendimento dos processos de acidificação com formação de caminhos preferenciais denominados wormholes em rochas carbonáticas de afloramento e reservatório. Como objetivo secundário, o desenvolvimento de um sistema de IRM, contemplando os conjuntos de bobinas de gradiente, bobinas de rf e filtros analógicos. O processo de acidificação foi estudado através de medidas morfológicas de dimensão fractal, comprimento de caminho principal e volume dos wormholes extraídas de imagens por μCT, enquanto as conexões entre regiões de porosidade original e o wormhole foram estudadas com a obtenção de distribuições de tempo de relaxação T2 durante um processo de secagem à vácuo. As medidas de secagem permitiram observar o comportamento de regiões distintas: água livre, água com restrição de mobilidade por capilaridade e água ligada à argila. Durante a secagem, embora a água ligada à argila não pôde ser retirada, o comportamento foi o esperado com a água livre, sendo seca primeiro, seguido da água com menor mobilidade por capilaridade. Não é de nosso conhecimento que haja algum método de secagem de amostra por meio unicamente de vácuo, principalmente em aplicações em geologia. De maneira geral, os resultados mostraram que, excluído a dimensão fractal, as outras medidas como o T2 médio, comprimento do caminho principal e padrão de secagem não possuem diferença de acordo com a geologia da rocha estudada. No entanto, para as rochas carbonáticas padrão (Indianas) o valor da dimensão fractal foi de 1,6, assemelhando sua morfologia a uma estrutura bidimensional. Para as rochas reservatório, a dimensão fractal foi maior que 1,9, coerente com sua forma tridimensional e maiores ramificações. No que concerne à instrumentação, apresentamos as etapas necessárias à adaptação de um sistema de espectroscopia e relaxometria em um sistema de imagens, gerando a imagem de um phantom. O aprimoramento deste sistema será de grande utilidade para o estudo de meios porosos com técnicas de imagens convencionais e específicas ao problema, o que se mostrou de grande importância para o estudo de wormholes. Este trabalho apresentou outras formas de análise do wormhole com resultados satisfatórios que podem ser associados as técnicas mais difundidas na literatura. / In studies of porous media such as reservoir rocks, Nuclear Magnetic Resonance (NMR) plays a key role, especially when it comes to the oil industry, as one of the fundamental tools used in well logs. In general, obtains informations such as transverse relaxation time (T2), and diffusion coefficients, allowing inferring properties such as permeability and poring size distribution. Another way of analyzing fluids in porous media is using imaging techniques, in which fit the Magnetic Resonance Imaging (MRI) and computed microtomography (μCT). This study aimed to obtain methods of analysis of well stimulation techniques, aiming at a better understanding of the acidification processes with formation of preferential pathways called wormholes in outcrop and reservoir carbonate rocks. As a secondary objective, there is the development of an MRI system, comprising sets of gradient coils, RF coils and analog filters. The acidification process was studied by measurements of morphological fractal dimension, the main path length and volume of wormholes pictures extracted by μCT, while the connections between regions of the original porosity and wormhole were studied by the T2 time distributions during a drying process in vacuum. Drying measures allowed observing the behavior of distinct regions: free water, capillary bound water and clay bound water. During drying, although the most trapped water could not be removed, the performance was expected with free water, being dried first, followed by the water trapped by capillarity. It is our knowledge that there is no drying method by vacuum alone, especially in applications in geology. In general, the results show that, excluding the fractal dimension, other measures such as the T2 mean, primary drying path length and volume have no difference pattern according to the geology of the rock studied. However, for the standard carbonate rocks (Indiana) the value of the fractal dimension was 1.6, similar morphology to a two-dimensional structure. For the reservoir rocks, the fractal dimension was greater than 1.9, consistent with its three-dimensional shape and larger branches. Concerning the instrumentation, we present the steps necessary to adapt a spectroscopy and relaxometry system in an imaging system, obtaining the image of a phantom. The improvement of this system will be very useful for the study of porous media with conventional and specific imaging techniques to the problem, which proved of great importance for the study of wormholes. This work presented other forms of wormhole analysis with satisfactory results that may be associated with the most widespread techniques in the literature.

The X-Ray imaging technology opened a new branch of science in which the internal porous structure can be captured and the reconstructed volume can be used for fluid flow simulations and structural measurements. However, there is still the question of how the internal structure of the pore space impacts in the observed simulations. A way to characterize this internal structure is by simplifying it into well-defined elements and the interaction between them, describing it as a network. The interaction between elements are the edges of the network and elements are the nodes. This opens the possibility of applying complex network theory on the characterization of porous media which has proven to give powerful insights into how the structure of porous materials influences on the dynamics of the permeating fluid. The problem with this description is in definition of the basic elements that will compose the network, since there isnt a consensus on this definition. The purpose of this work is to provide a method to analyze μCT data through networks in which the separation of the space is done in a semi-continuous method. The recovering of the pores local geometry is captured through a network analysis method of centrality, instead of a geometrical definition. This way the intrinsic morphology of the samples is what governs the pore-space separation into different entities. The method developed is based on the network extraction method Max Spheres Algorithm (MSA). The volumetric data is recovered through a network composed by sphere cells. The output of this process are two distinct networks: the complete volume network and a network which represents the variation of the channels diameter. These networks give unbiased real information on pore connectivity and can provide important data to better understand the morphology and topology of the samples. This method was successfully applied to samples of Berea sandstone, Estaillades carbonate, and to characterize the morphology of wormholes. Wormhole is the denomination of the channel formed after the application of an acid treatment as a stimulation procedure of an oil reservoir, a method of EOR (Enhanced oil recovery). This treatment consists of a reactive fluid flow injected in the inner rock of the reservoir, which creates a preferential path (wormhole) that optimizes the extraction of the hydrocarbon fluids. / A microtomografia de raios-X permitiu a evolução de uma nova área da ciência aplicada a meios porosos: a Rocha Digital. Através desta técnica, todo o espaço poroso é recuperado, e é possível entender a dinâmica do fluido que o permeia através de simulações computacionais. No entanto, ainda há a questão de como a estrutura do meio influencia nos resultados observados. Entender questões como connectividade e clusterização de regiões podem dar informações valiosas sobre como a origem do meio poroso influencia na dinâmica do fluido que o permeia. Esta avaliação do meio é possível através da simplificação do mesmo em uma rede de conexão de elementos básicos e as interações entre estes. O problema com a descrição do meio poroso em uma rede de conexão é que não existe um consenso na definição destes elementos básicos. O propósito deste trabalho foi encontrar uma maneira de descrever o meio que fosse aplicável a qualquer litologia, e que se aproximasse ao máximo dos dados extraídos pela micro tomografia para a análise das topologias de diferentes rochas através de teoria de redes complexas.Para isso, utilizamos o algoritmo robusto de extração de redes de poros, esferas máximas, como base para dividir o espaço-poroso em células esféricas. Desta forma, todo o volume do espaço poroso observado através da micro tomografia é recuperado e descrito em uma rede de conexão. O resultado final do método aplicado é uma rede que descreve o meio completo e uma rede que descreve o eixo medial das interconexões entre poros. A geometria local dos poros é recuperada através de um critério de centralidade de rede, assim a separação é governada pela morfologia intrínseca das amostras, ao invés de fatores geométricos.Desta forma podemos analisar o efeito da tortuosidade real do meio, assim como a interconexão entre poros, com relação a permeabilidade do meio.O método se mostrou eficaz na análise de rochas com diferentes litologias: arenito (Berea) e carbonato (Estaillades). O método também foi aplicado na avaliação da estrutura de canais formados pelo processo de acidificação de rochas (wormholes).

Submitted by Isaac Francisco de Souza Dias (isaac.souzadias@ufpe.br) on 2016-06-09T17:46:42Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Miranda, Tiago_PPGEOC2015.pdf: 25472450 bytes, checksum: 681c011d3934a3aa5856d312343b6847 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-09T17:46:42Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Miranda, Tiago_PPGEOC2015.pdf: 25472450 bytes, checksum: 681c011d3934a3aa5856d312343b6847 (MD5) Previous issue date: 2015-12-04 / ANP / A exploração de hidrocarbonetos em reservatórios naturalmente fraturados tem demandado um enorme esforço da indústria e da comunidade científica para a pesquisa relacionada à caracterização de sistemas de fraturas, devido à importância das estruturas para a previsão de fluxo, recuperação e integridade de reservatórios de petróleo. Este trabalho apresenta a metodologia desenvolvida e os resultados obtidos a partir da caracterização geológica e geomecânica de análogos de reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. A metodologia proposta se baseia na abordagem de diferentes técnicas: aplicação do método de scanline para a caracterização das fraturas naturais; obtenção de dados de resistência elástica com uso do Schimdt Hammer; análise da organização espacial das fraturas; descrição petrográfica; caracterização petrofísica; e construção de modelos geológicos conceituais. Este trabalho foi desenvolvido em rochas carbonáticas (Formação Crato) e evaporíticas (Formação Ipubi) que afloram na Bacia do Araripe. Estas formações foram classificadas respectivamente como análogos de reservatório fraturado e rocha selante. O produto desta pesquisa foi aplicado na construção de modelos geomecânicos estáticos, com base no método de elementos finitos, com o objetivo de produzir simulações numéricas para reservatórios naturalmente fraturados. As principais estruturas identificadas nos calcários laminados da Formação Crato foram as fraturas de cisalhamento sin-sedimentares e, juntas e veios. Na Formação Ipubi as estruturas que ocorrem com maior frequência sãos veios verticais, preenchidos por gipsita e argilas. As fraturas extensionais dos calcários laminados ocorrem preferencialmente em duas direções: set 1 - NW-SE; e set 2 - NE-SW. O set 2 possui maior número de clusters de fraturas e maior strain. Os calcários laminados apresentam porosidade intrapartícula com média de 11% e permeabilidade muito baixa ~0,1 mD o que permitiram classificá-los como um análogo de reservatório não-convencional. A metodologia desenvolvida nesta pesquisa, envolvendo a caracterização integrada de parâmentros geológicos, petrofísicos e geomecânicos de análogos de reservatório carbonático naturalmente fraturado e uma unidade evaporítica capeadora, proporcionou a construção de simulações numéricas (hidromecânica) mais realistas. / The exploitation of hydrocarbons from naturally fractured reservoirs has drawn considerable attention from the fracture characterization research community and industry due to the importance of fractures in the prediction of fluid flow, recovery and reservoir integrity. In this research, we undertake multiscale surveys: application of the technique scanline; using the Schmidt Hammer; analyze the spatial distribution of natural fractures; make petrographic descriptions; petrophysics; and construct a geological model. The results of this work were applied to the geomechanical static models based on a finite element method, which aims to numerically simulate naturally fractured reservoirs. The study was conducted on two geological formations: Crato (laminated limestone) and Ipubi (evaporites), from the Araripe Basin, NE Brazil. In our model, the Crato Formation was considered as a reservoir analogue and Ipubi Formation as a seal. The main structures identified in the Crato Formation were opening-mode fractures (joints and veins) and syn-sedimentary shear fractures. The main fracture set observed in the Ipubi Formation was classified as vertical veins (filled by gypsum and clay). The opening-mode fractures of the Crato Formation strike in two main directions, NW-SE (set 1) and NE-SW (set 2), and are filled by calcite. Fractures of set 2 have a bigger strain and are more likely to be clustered than are the fractures of set 1 (NW-SE). It was also observed that the laminated limestones exhibits petrophysical characteristics (low average porosity of 11% and permeability ~ 0.1 mD) allowing us to classify them as unconventional reservoir analogue. The methodology developed in this research involving an intregrated characterization of geological, petrophysical, and geomechanical data have been used to populate computational models that consider the widespread fracture system in the numerical simulation of naturally fractured carbonate reservoirs.

Orientadores: Sandro Guedes de Oliveira, Lúcia Duarte Dillon / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Física Gleb Wataghin / Made available in DSpace on 2018-08-17T17:53:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Abreu_ElitaSelmarade_M.pdf: 3986219 bytes, checksum: 3254aa4fe691af01904819c1fb348ada (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: O principal propósito dessa dissertação é estudar modelos de meio efetivo de física de rochas que conecte as propriedades petrofísicas e as propriedades elásticas, assim como a sua aplicação na investigação dessas propriedades em rochas carbonáticas. Inicialmente será feita uma introdução a alguns modelos de física de rochas para meio efetivo, conhecidos como modelo de Voigt-Reuss-Hill, modelo de Kuster & Toksöz, modelo Diferencial de Meio Efetivo e relação de Gassmann, com objetivo de estabelecer os parâmetros que serão medidos e utilizados no desenvolver do trabalho. Após essa parte introdutória, baseado no modelo de Xu-Payne, foram realizadas uma série de análises de atributos geométricos, como a distribuição de tipos de poros, obtidas através de lâminas petrográficas com intuito de descrever a correlação entre as propriedades petrofísicas e elásticas e assim poder calibrar o modelo teórico utilizado na predição dessas propriedades. Dessa forma, o modelo calibrado passa a desempenhar um papel mais condizente com o sistema poroso da rocha permitindo uma melhor correlação entre os parâmetros elásticos e petrofísicos. Os resultados obtidos mostram que a utilização da informação de lâminas petrográficas, na parametrização do modelo, torna o método mais robusto na predição e conexão das propriedades elásticas e petrofísicas de rochas carbonáticas, tornando confiável a mudança de escala rocha-perfil, bem como possibilitando a predição qualitativa de propriedade permo-porosas a partir da velocidade da rocha / Abstract: The main purpose of this dissertation is to study rock physics effective models that connect the petrophysics and elastic properties as well as its application on the investigation of these properties on carbonate rocks. Firstly, we make an introduction to some rock physics of effective models as: Voig-Reuss-Hill, Kuster&Toksöz, Differential Effective Medium, Gassmann¿s Relation, aiming at establishing the parameters that will be measured and used latter. After this introductory part and based on the Xu-Payne model, several geometric factors analysis was done like pore types distribution, obtained by thin sections, with the intention of describing the correlation between the petrophysics and elastic properties. In this way, the model becomes more compatible with the rock porous medium, allowing a better correlation between the petrophysics and elastic parameters. Our results show that using the thin section information on the model parametrization, the predictability and connectivity of petrophysics and elastic properties applied to carbonate rocks become more robust, making trustable the upscale rock-well log and also enabling the permo-porosity properties prediction, in a qualitative way, through the velocity measurements / Mestrado / Física / Mestra em Física

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Alexandre Xavier Falcão / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:02:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MingireanovFilho_Ivan_M.pdf: 33856245 bytes, checksum: 516137beeec348cf169f06272d16b0cb (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A caracterização de reservatórios é fundamental na construção do modelo geológico para a produção do campo. O melhoramento de técnicas matemáticas, que auxiliam a interpretação geológica, influencia diretamente o plano de desenvolvimento e gerenciamento dos poços. Nesse sentido, este trabalho utiliza uma aplicação inédita na caracterização de reservatórios da técnica de Transformada Imagem Floresta (Image Foresting Transform - IFT) em segmentação de imagens de rocha para a análise petrofísica. A técnica interpreta a imagem como um grafo, onde os pixels são os nós e os arcos são definidos por uma relação de adjacência entre os pixels. O custo de um caminho no grafo é determinado por uma função que depende das propriedades locais da imagem. As raízes da floresta surgem de um conjunto de pixels escolhidos como sementes e a IFT atribui um caminho de custo mínimo das sementes a cada pixel da imagem para gerar uma Floresta de Caminhos Ótimos (Optimum-Path Forest - OPF). Com isso, nas imagens de lâminas de arenito, os grãos são segmentados em relação ao poro e os grãos em contato são separados entre si. Com os resultados obtidos é possível o estudo da morfologia dos grãos e porosidade da amostra. O método consiste de dois processos principais, um totalmente automático para segmentar a imagem e outro que utiliza uma interface gráfica para permitir correções dos erros de classificação gerados pelo processo automático. A acurácia é medida comparando a imagem corrigida por interação do usuário com a segmentada automaticamente. Outra aplicação inédita apresentada no trabalho é a utilização do classificador supervisionado baseado em OPF para a classificação de dados de perfilagem geofísica do campo de Namorado / Abstract: The reservoir characterization is fundamental in the construction process of geological model for field production. The improvement of mathematical techniques that assist the geological interpretation, has a directly influence in the development plan and management of the wells. Accordingly, this study uses a novel application in reservoir characterization, Image Foresting Forest (IFT) technique to image segmentation of rock for petrophysical analysis. The IFT interprets an image as a graph, whose nodes are the image pixels, the arcs are defined by an adjacency relation between pixels, and the paths are valued by a connectivity function. The roots of forest are a set of pixels selected as seeds and the IFT assigns a minimum path-cost to each image pixel generation an Optimum-Path Forest (OPF). The result is a segmentation of grains from pore in sandstone thin section images and the separation of the touching grains automatically. This allows the study of grain morphology and sample porosity. The method consists of two major processes: first, a totally automatic image segmentation and second and user interaction to correct misclassified grains. The accuracy is computed comparing the corrected image by the user with the image segmented automatically. Another novel application presented in the work is the use of supervised classification based on OPF for classification of geophysical logging data from Campo de Namorado / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-20T08:21:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silveira_BrunoMarcodeOliveira_M.pdf: 1762377 bytes, checksum: cbdcb4c20dc00b869c37775090896cf4 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: As recentes descobertas do pré-sal no Brasil trouxeram novos desafios para as atividades de explotação de petróleo. Perfuração em formações carbonáticas apresentam grandes diferenças em relação a perfurações em rochas areníticas. Enquanto arenitos são mais homogeneos, rochas carbonáticas podem apresentar significativas variações em relação ao tamanho e à distribuição de poros, refletindo na produtividade de formação, como também na operação e manutenção de produção. A produtividade dos poços é avaliada logo após a perfuração dos mesmos, uma vez que danos à formação produtora podem alterar suas características originais. Diante disso, fluidos especificamente formulados para perfurar o reservatório, conhecidos como fluidos drill-in, vem sendo estudados com vistas à otimização da perfuração e à minimização de dano. Estes fluidos são desenvolvidos de acordo com as características do reservatório a ser perfurado e testes em laboratórios são necessários para que se possa adequar a formulação do fluido de perfuração com o menor custo, além de avaliar a invasão na rocha e verificar o possível dano residual para os fluidos candidatos. Este trabalho visa a comparação da invasão de fluidos drill-in e fluxo reverso de óleo em amostras de carbonatos e de arenitos de forma a avaliar a influência do tipo de rocha no dano à formação e sua interação com o fluido de perfuração testado. Os testes foram realizados usando dois aparatos experimentais diferentes, um para amostras com cerca de 7 cm de comprimento e outro para amostras medindo cerca de 30 cm, ambas com diâmetro de aproximadamente 3,7 cm. Os ensaios foram executados em amostras de carbonato e de arenito com permeabilidades absolutas ao gás semelhantes e submetendo-as ao respectivo protocolo de teste, cujas etapas incluíam a preparação das amostras, a caracterização de escoamento multifásico, a invasão com fluido de perfuração e o fluxo reverso de óleo. A invasão foi induzida por meio de um diferencial de pressão positivo através das amostras saturadas com óleo na condição de água conata, simulando o reservatório. O fluxo reverso ou deslocamento de óleo no sentido oposto ao de invasão representou a produção de óleo bem como a limpeza natural do reservatório. Durante a caracterização foi possível observar que as amostras de carbonatos utilizadas são menos molháveis à água em comparação aos arenitos. Com os resultados obtidos com o aparato utilizado para as amostras mais longas, foi possível identificar o deslocamento da frente de fluido invasor por meio dos pontos de medida de pressão distribuídos ao longo da amostra. A dinâmica de escoamento apontou que a invasão do fluido de perfuração foi mais rápida para as amostras de carbonatos em comparação com as amostras de arenito. Na etapa de fluxo reverso, pode-se observar que as amostras de carbonato apresentaram um retorno de produtividade maior e mais rápido relativamente aos arenitos / Abstract: The recent pre-salt discoveries in Brazil have brought new challenges to oil exploitation activities. Drilling in carbonate formations differs widely of drilling in sandstone rocks. While sandstones are more homogeneous, carbonate rocks are characterized by a large range of size and distribution of pores, which reflects in the reservoir productivity, as well as in the operation activities and production maintenance. The productivity and changes of original reservoir's characteristics due to formation damage are evaluated after drilling. Then fore, drilling fluids specifically designed to cross pay-zone, known as drill-in fluids, have been studied aiming at drilling optimization and damage minimizing. These fluids are developed according to the drilled reservoir characteristics and laboratory tests are performed to obtain proper drilling fluids formulations as fluid invasion and clean up are evaluated. The objective of this work is to compare drill-in fluids invasion (water-based polymer fluid) and backflow of oil in carbonates and sandstones samples to assess the rock type influence in damage formation and their interaction with the tested drilling fluid. Tests were run using two different apparatus, one for samples ~7,0 cm long and another for samples ~30 cm long, both with ~3,7 cm diameter. Lab tests were performed using carbonate and sandstone samples, with similar absolute permeability. These samples were submitted to a proper test protocol, that includes samples preparation, multiphase flow characterization, invasion and backflow processes. Damage formation was induced by injecting drill-in fluid with a positive differential pressure through samples saturated with oil and connate water, simulating the reservoir. Oil displaced in the opposite flow direction was performed to simulated natural cleanup or oil production. During the samples characterization, it was possible to observe that tested carbonate samples were less water wet than sandstones ones. From the results obtained with the apparatus used with longer samples, it was possible to identify the drill-in fluid displacement through pressure observation points distributed throughout the sample. The flow dynamics pointed out that the drilling fluid invasion was faster for carbonate samples comparing to sandstone samples. However, in backflow stage, a higher and faster productivity restoration was observed for carbonate samples than for sandstone ones / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-24T11:53:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Belila_AlineMariaPocas_M.pdf: 4962104 bytes, checksum: f61b885a8c2ed37b65751400d6efc90b (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A caracterização de reservatórios carbonáticos é um trabalho complexo devido a alta heterogeneidade dessas rochas. Com as recentes descobertas dos reservatórios barremianos/aptianos pertencentes a fase rifte da Bacia de Santos, observa-se a importância de novos estudos que auxiliem a interpretação e caracterização destes reservatórios. Com este propósito, foram estudadas sucessões carbonáticas aflorantes da Formação Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas, análogas aos reservatórios da Bacia de Santos. A caracterização destas rochas foi realizada através do estudo de afloramentos para avaliar aspectos de escala mais ampla e descrição petrográfica para identificação de características em micro-escala, visando a identificação das potenciais fácies reservatório com base nos dados petrofísicos. O espaço poroso foi caracterizado utilizando imagens de tomografia computadorizada de raios-x, determinando a heterogeneidade, anisotropia e volume elementar representativo das amostras. Para a utilização dos dados de tomografia, é proposto um novo método de segmentação de imagens tridimensionais baseado na rede neural de Self-Organizing Maps. A partir dos resultados, foram determinados o valor da porosidade absoluta e conectividade do espaço poroso, validando o método como uma ferramenta consistente para a análise quantitativa e qualitativa do espaço poroso em rochas heterogêneas / Abstract: The carbonate reservoir characterization is a complex activity due to the high heterogeneity of these rocks. The recent Barremian/Aptian reservoirs discoveries belonging to the rift phase of the Santos Basin, shows the importance of further studies to assist the reservoirs interpretation and characterization. For this purpose, outcropping carbonate successions of Morro do Chaves Formation in Sergipe-Alagoas Basin were studied, analogous to Santos Basin reservoirs. The rock characterization was developed through the study of outcrops to evaluate aspects of larger scale and petrographic description to assess micro-scale characteristics in order to identify of potential reservoir facies based on petrophysical data. The pore space was characterized using x-ray computed tomography images, determining the heterogeneity, anisotropy and representative elementary volume of the samples. For the tomography data, a new method is proposed for three-dimensional image segmentation based on neural network Self-Organizing Maps. From the results, we determined the absolute value of porosity and pore space connectivity, validating the method as a consistent tool for quantitative and qualitative analysis of the pore space in heterogeneous rocks / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestra em Geociências

Orientadores: Alessandro Batezelli, Emilson Pereira Leite / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T22:53:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grou_TomasManuelLampreia_M.pdf: 5454230 bytes, checksum: 980d2f25cdbda923232bb18aae1a7b34 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A interpretação de eletrofácies é uma ferramenta bastante utilizada no estudo de campos petrolíferos que se encontram numa fase inicial de exploração, e quando existe pouca informação geológica. A definição das eletrofácies resulta da interpretação dos perfis elétricos de poço, que por meio de diferentes ferramentas nos fornecem inúmeras informações de rocha. Esta metodologia foi aplicada à Formação Carapebus, que é descrita como sendo constituída por depósitos de águas profundas ¿ turbiditos, que se encontra localizada ao longo de toda a Bacia de Campos. Foi dada a informação para que o método não-supervisionado k-means subdividisse a informação dos perfis de poço em 4 clusters distintos. As 4 eletrofácies geradas ¿ reservatório, possível reservatório, cimentação e não reservatório, foram confrontadas com os perfis de porosidade, volume de argila, saturação em água e com os testemunhos de 3 dos 6 poços, permitindo validar a identificação das eletrofácies. A eletrofácies reservatório identificou as unidades arenosas; a eletrofácies possível reservatório identificou unidades arenosas com componente argilosa; a eletrofácies não reservatório identificou os intervalos com predominância de folhelhos na sua composição; e a eletrofácies cimentação identificou rochas carbonáticas e também intervalos de arenitos e folhelhos que se encontrassem com forte componente carbonática. A análise das associações de eletrofácies juntamente com as associações de fácies deste tipo de depósitos, permitiu enquadrar cada um dos 6 poços relativamente à sua posição no corpo turbidítico, aquando a deposição da Formação Carapebus. Os poços 4 e 6 apresenta uma associação de fácies com grandes pacotes de unidade mais arenosas sem intercalações de materiais mais finos, já os poços 1, 2, 3, e 5 apresentam associações de fácies com materiais finos intercalados com unidades mais arenosas. Assim, determinou-se a Formação Carapebus nos poços 4 e 6 se caracteriza por uma sedimentação mais proximal do corpo turbidítico ¿ transição de canal para lobo, e os poços 1, 2, 3, e 5 numa porção distal do corpo turbidítico ¿ fácies de lobos. A associação de fácies do poço 2 evidencia ainda a subsidência térmica que se iniciou durante o Eocêno, através da deposição de fácies de lobos em cima da associação de fácies de complexos de canais amalgamados, materializado a retrogradação sedimentar / Abstract: The interpretation of electrofacies are very useful during the initial phase of exploration of an oil field, which, normaly, have lack of geological information. Electrofacies result from the well log analysis, which provide a wide range of rock information due the existence of different tools. This methodology was applied at Carapebus Formation that is described in literature as a deep-water sedimentation ¿ turbidites, which can be found all along Campos Basin. The non-supervised method, k-means, received the input information to split the well log values in 4 different groups. This 4 electrofacies ¿ reservoir, possible reservoir, non-reservoir and cimentation was compared with the porosity, shale volume and water saturation logs and with the rock information from 3 of this 6 wells, allowing the validation of the electrofacies identification. Reservoir electrofacies identified sandstone bodies; possible reservoir identified the sandstone units with shale; Non-reservoir identified the shale rich units; and electrofacies cimentation identified the limestone rich units and sandstone and shale units with carbonatic influence. The interpretation of eletrofácies association with the facies association of this deposits lead to the position of the 6 wells inside the turbiditic body, during the deposition of Carapebus Formation. Well 4 and 6 have an facies association characterized by thick units of sandstone without shale intercalations, then wells 1 2, 3 and 5 present an facies association characterized by the intercalation of sand bodies with shale. With this information, Carapebus Formation at wells 4 and 6 it is represent by transictional deposits ¿ channel to lobe, and in wells 1, 2, 3 and 5 by lobe deposits. The facies association in well 2 provide an extra information, the evidence of thermal subsidence and consequent retrogradational sedimentation that started during the Eocene, and it is materialized by the deposition of lobe facies over the complex amalgamated channel facies / Mestrado / Mestre em Geociências

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-08-02T19:11:43Z No. of bitstreams: 1 FELIPE DE BRITO LEAL - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2018.pdf: 2534276 bytes, checksum: 3031c6788b6f03fbf0bf11a8f8afde4a (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-02T19:11:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FELIPE DE BRITO LEAL - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2018.pdf: 2534276 bytes, checksum: 3031c6788b6f03fbf0bf11a8f8afde4a (MD5) Previous issue date: 2018-02-26 / Capes / As propriedades físicas das rochas têm grande importância no planejamento, execução e custo dos projetos de engenharia de reservatório. O objetivo desta pesquisa é avaliar as propriedades elétricas das rochas a partir da análise de imagens de microtomografia de raios x, além de buscar uma correlação com as demais propriedades petrofísicas. Para o desenvolvimento dessa pesquisa foram selecionadas 16 amostras de carbonatos, sendo 12 calcários e 4 dolomitos, de três diferentes bacias (Araripe, Potiguar e Sergipe –Alagoas). Na presente pesquisa, a partir de imagens microtomográficas e utilização do software Avizo Fire, foram obtidos dados petrofísicos computacionais, além da geração de uma malha tridimensional para simulação de propriedades elétricas das amostras, sendo esta simulação realizada no software Comsol Multiphysics. Utilizando algumas propriedades obtidas na pesquisa e aplicando a lei de Archie, foi possível avaliar a molhabilidade das amostras. Os valores de densidade total possuem boa relação com a porosidade e o fluido saturante. Na relação entre a porosidade e a permeabilidade, chama atenção as amostras com valores de porosidade semelhantes, mas com permeabilidades bem diferentes. Este fator pode ser explicado pela baixa conectividade dos poros, baixando a permeabilidade. Ao comparar as porosidades obtidas por ensaios convencionais e computacionais, em alguns casos, foram observados diferentes valores para a mesma amostra. Este fato pode ser explicado pela escolha do subvolume da amostra computacional e o fato do ensaio convencional medir apenas a porosidade efetiva. Ainda observando os resultados obtidos nos ensaios realizados, foi verificado que a porosidade pode apresentar uma relação inversamente proporcional com a tortuosidade. A resistividade demonstrou forte relação com o tipo da rocha, onde, amostras de calcários possuem maior resistividade do que as amostras de dolomitos. A conectividade dos poros de uma rocha pode ser determinante na influência da porosidade sobre a resistividade dessa rocha, já que poros isolados não apresentam grande influência na condutividade elétrica de uma rocha. Ao avaliar a molhabilidade, foram identificadas sete amostras molháveis à água, três com molhabilidade neutra ou intermediária e seis preferencialmente molháveis à óleo. A molhabilidade das amostras apresentou relação direta com as bacias que as mesmas se localizavam. / The physical properties of the rocks have great importance in the planning, execution and cost of the reservoir engineering projects. The objective of this research is to evaluate the electrical properties of the rocks from the analysis of x-ray microtomography images, in addition to searching for a correlation with the other petrophysical properties. For the development of this research, 16 samples of carbonates, 12 limestone and 4 dolomites, were selected from three different basins (Araripe, Potiguar and Sergipe - Alagoas). In this research, from the microtomographic images and the use of Avizo Fire software, computational petrophysical data were obtained, as well as the generation of a three - dimensional mesh to simulate the electrical properties of the samples, being this simulation carried out in Comsol Multiphysics software. Using some properties obtained in the research and applying the Archie’s law, it was possible to evaluate the wettability of the samples. The values of total density also have good relation with the porosity and saturating fluid. When analyzing the relationship between porosity and permeability, can be highlighted the samples with similar porosity values, but with very different permeabilities. This factor can be explained by the low connectivity of the pores, resulting in low permeability. When comparing the porosities obtained by conventional and computational tests, in some cases different values were observed for the same sample. This can be explained by the subjective choice of the subvolume of the computational sample and the fact that the conventional test only measures the effective porosity. Still observing the results of the tests, it was verified that the porosity may present an inversely proportional relation with the tortuosity. The resistivity showed a strong relationship with the type of rock, where calcareous samples have higher resistivity than dolomite samples. The pore connectivity of a rock can be determinant in the influence of the porosity on the resistivity of this rock, since isolated pores do not have great influence on the electrical conductivity of a rock. When assessing the wettability, seven water-wettable samples, three with neutral or intermediate wettability, and six preferentially oil-wettable were identified. The wettability of the samples was directly related to the basins that were located.

Submitted by Marcos Wanderley (marcos.wanderley@ufcg.edu.br) on 2018-07-26T20:07:51Z No. of bitstreams: 1 WELINGTON BARBOSA DE SOUSA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 2079159 bytes, checksum: c91660187b1af81f4801a2dccb0a5b76 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-26T20:07:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 WELINGTON BARBOSA DE SOUSA - DISSERTAÇÃO(PPGEPM) 2017.pdf: 2079159 bytes, checksum: c91660187b1af81f4801a2dccb0a5b76 (MD5) Previous issue date: 2017-05-26 / O conhecimento das propriedades petrofísicas é de grande importância para melhor entender o comportamento físico das rochas, especialmente quando se considera que o principal método de prospecção geofísica para alvos profundos é o método sísmico, o qual investiga a propagação de ondas elásticas em subsuperfície. O estudo das ondas sísmicas fornece informações a respeito do tipo de rocha e fluidos em subsuperfície: assim, é de grande importância o desenvolvimento de um trabalho que possibilite gerar um modelo matemático capaz de simular a propagação dessas ondas, tendo em vista sua importância para o cálculo das propriedades elásticas. Este trabalho tem por objetivo suprir essa necessidade, por meio da geração um modelo matemático (utilizando o software Comsol Multiphysics 5.1) capaz de simular a propagação de ondas cisalhantes (S) em rochas sedimentares a partir de imagens microtomográficas de raios-X de dois tipos de rocha: arenitos e carbonatos. A simulação da propagação de ondas compressionais e cisalhantes foi realizada através da aplicação do módulo solid mechanics, da sessão Structural Mechanics, que permite a análise transiente da propagação de ondas em maciços rochosos causada pela aplicação de uma carga explosiva de curta duração. Os valores obtidos pelo método objeto deste trabalho foram comparados aos valores medidos em laboratório (P e S) e aos valores obtidos utilizando o método apresentado por Apolinário (2016) para a onda P. No caso das ondas cisalhantes, os valores obtidos foram comparados apenas aos valores obtidos em laboratório. O modelo numérico desenvolvido neste trabalho apresentou uma performance satisfatória na simulação das velocidades de propagação das ondas P e S em amostras reais de arenitos e carbonatos, tendo seu desempenho sido superior ao método proposto por Apolinário (2016). Uma maior representatividade estatística dos resultados pode ser obtida pela aplicação em um maior número de amostras. / The knowledge of the petrophysical properties is of great importance to better understand the physical behavior of the rocks, especially when considering that the main method of geophysical prospecting for deep targets is the seismic method, which investigates the propagation of elastic waves in subsurface. The study of seismic waves provides information about the type of rock and subsurface fluids: thus, the development of a work that allows to generate a mathematical model capable of simulating the propagation of these waves is of great importance, considering their importance for the calculation of elastic properties. This work aims to furnish this need by generating a mathematical model (using software Comsol Multiphysics 5.1) able to simulate the propagation of shear waves (S) in sedimentary rocks from microtomographic images of X-rays of two types of rock: sandstones and carbonates. The simulation of the propagation of compressive and shear waves was carried out through the application of the solid mechanics module of the session Structural Mechanics, which allows the transient analysis of the propagation of waves in rocky masses caused by the application of a short duration explosive load. The results obtained by the object method of this work were compared to the values measured in laboratory (P and S) and the values obtained using the method presented by Apolinário (2016) for the P wave. In the case of the shear waves, the values obtained were compared only values obtained in the laboratory. The numerical model developed in this work presented a satisfactory performance in the simulation of the propagation velocities of P and S waves in real samples of sandstones and carbonates, and its performance was superior to the method proposed by Apolinário (2016). A greater statistical representativeness of the results can be obtained by the application in a greater number of samples.