Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-19T17:12:51Z No. of bitstreams: 1 MÁBIA RUANA SILVA DE SENA – TESE (PPGEE) 2017.pdf: 3313837 bytes, checksum: 4af8891bbea47e9f7e21204f6adc14d6 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-19T17:12:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MÁBIA RUANA SILVA DE SENA – TESE (PPGEE) 2017.pdf: 3313837 bytes, checksum: 4af8891bbea47e9f7e21204f6adc14d6 (MD5) Previous issue date: 2017-02-20 / As rochas carbonáticas são caracterizadas por sua elevada complexidade, em grande parte causada por seu alto grau de heterogeneidade composicional. Neste trabalho são analisadas quinze amostras de rochas carbonáticas do Nordeste Brasileiro, quatro da Formação Santana (Bacia Araripe), cinco da Formação Riachuelo (Bacia Sergipe -Alagoas) e seis da Formação Jandaíra (Bacia Potiguar) com o objetivo de avaliar a composição mineral dessas rochas por meio da análise de imagens digitais de microtomografia de raios X (CT) e investigar o efeito dessa composição sobre as suas propriedades petrofísicas. As análises petrofísicas foram constituídas por ensaios convencionais em plugues onde foi determinada a porosidade (), densidade de grãos (g), densidade total (b) e as velocidades de propagação da onda compressional (VP) e cisalhante (VS). Os resultados da composição mineral por CT, realizados em subamostras dos plugues, foram comparados com os resultados obtidos pelas análises de difração de raios X (DRX). Os resultados da análise por CT indicam que as amostras são compostas principalmente por calcita e/ou dolomita. Os resultados das análises por DRX confirmaram a composição mineral indicada por CT, exceto para minerais amorfos e para aqueles que apresentam pequenos teores (minerais aces sórios). Os sultados demonstram que os minerais principais (com teores mais elevados) controlam as propriedades petrofísicas, especialmente a densidade de grãos e as velocidades elásticas. Entretanto, outros fatores podem afetar de maneira significativa as velocidades elásticas, como a porosidade, o tipo de porosidade (se intergranular ou vugular) e a proporção de microporosidade presente na rocha. / Carbonate rocks are characterized by its high complexity, mainly due to its high level of compositional heterogeneity. In this work fifteen samples of carbonate rocks from the Northeast of Brazil are analyzed: four from the Santana Formation (Araripe Basin), five from the Riachuelo Formation (Sergipe-Alagoas Basin) and six from the Jandaíra Formation (Potiguar Basin) in order to analyze the mineral composition of these rocks through digital analysis of CT images and investigate the effect of this composition on petrophysical rock properties. The petrophysical analysis consisted of conventional plugs tests where porosity (), grain density (g), total density (b), and compressional wave (VP) and shear wave (VS) velocities were determined. The results of the mineral composition, done on plug subsamples,by CT were compared with the results obtained by the X-ray diffraction (XRD) analysis. The results obtained through CT indicate that the samples are mainly composed of calcite and/or dolomite. In general, the results of the XRD analyzes confirmed the mineral composition indicated by CT, except for amorphous minerals and for those with small mineral content (accessory minerals). The results show that the main minerals control the petrophysical properties, specially grain density and elastic velocities. However, other factors may significantly affect elastic velocities, such as porosity, porosity type (if intergranular or vugular) and the proportion of microporosity present in the rock.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-19T20:06:11Z No. of bitstreams: 1 LOUIS DOSTOIEVSKY GOMES TABOSA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 50198999 bytes, checksum: 7f83d1805af66a602bbb6f4676a86192 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-19T20:06:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LOUIS DOSTOIEVSKY GOMES TABOSA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 50198999 bytes, checksum: 7f83d1805af66a602bbb6f4676a86192 (MD5) Previous issue date: 2016-04-04 / Capes / Neste trabalho são obtidas e analisadas propriedades petrofísicas e elásticas de amostras de rochas oriundas da Bacia do Rio do Peixe, através de ensaios laboratóriais e computacionais, obtendo-se informações sobre a densidade de grãos, a porosidade, a permeabilidade, as velocidades de propagação e os atributos de atenuação de ondas elásticas, estabelecendo-se correlações entre o comportamento viscoelástico e as propriedades faciológicas para aquela bacia. Compara-se, também, duas diferentes aproximações, no domínio da frequência, para a determinação do fator da qualidade Q (o qual corresponde a uma descrição quantitativa que sintetiza os complexos processos associados à atenuação): a razão espectral e o deslocamento de frequência. As análises mostram boa correlação das velocidades elásticas com a porosidade e a densidade, resultado da cimentação carbonática, amplamente presente em muitas áreas da Bacia. Já os fatores de qualidade obtidos não correlacionam-se fortemente, de modo fundamentado, às outras propriedades medidas, sendo mais influenciados pelas estruturas tectônicas presentes. Em geral observa-se um comportamento viscoelástico particular, atribuído à complexidade estrutural e diagenética da Bacia. / In this work petrophysical and elastic properties of rocks from the rio do Peixe Basin - Brazil - were obtained and analyzed throught laboratory and computacional assays, providing information about grain density, porosity, permeability, velocity and attenuation attributes from elastic waves. Correlations were established between the viscoelastic behavior and the facies units. Moreover, two different methods to determine the quality factor Q (which corresponds to a quantitative description of complex process associated to wave attenuation) in the frequency domain were compared: the spectral ratio and the frequency shift methods. The analysis show good correlacion of the elastic velocities with porosity and, also, with the density, which results from carbonatic cementation, extensively present in the Basin. The quality factors does not correlate strongly with other measured properties. Those are more affected by tectonic structures. In general, a particular viscoelastic, behavior is observed, witch is atributted to the diagenetic and structural complexity of the Basin.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-25T03:02:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Laboissiere_Philipe_D.pdf: 6727238 bytes, checksum: ea2c2123c6debfbac0f638ef74e8cea7 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: No método de recuperação WAG, a alternância dos fluidos injetados promove alterações de saturações no meio poroso. Associados a estas alterações ocorrem dois fenômenos muito relevantes à movimentação de fluidos na rocha: (1) o trapeamento capilar de CO2 durante o processo de embebição, e (2) a histerese nas curvas de permeabilidade relativa. As informações sobre o aprisionamento de CO2 e os efeitos de histerese cíclica são chaves para a previsão de comportamento dos reservatórios carbonáticos submetidos à injeção alternada de água e dióxido de carbono (CO2-WAG) e estocagem de CO2. Os objetivos deste trabalho são divididos em duas partes. A primeira é investigar, em escala de laboratório, a influência de diferentes condições de pressão e temperatura sobre a máxima saturação de gás trapeada em escoamento bifásico. A segunda é investigar, também em escala de laboratório, os efeitos de histerese cíclica (gás e água) da permeabilidade relativa em escoamento trifásico. Com esta finalidade, foram realizados testes em rochas carbonáticas, consideradas heterogêneas. As coquinas utilizadas são de afloramentos análogos ao do pré-sal, procedentes da Formação Morro do Chaves, da Bacia Sergipe-Alagoas, Brasil. Amostras semelhantes às utilizadas no trabalho tiverem sua composição mineralógica, geometria dos poros e propriedades petrofísicas caracterizadas por lâminas delgadas e por tomografia computadorizada. No trabalho é desenvolvida uma metodologia experimental para caracterização de experimentos em rochas carbonáticas, de forma a permitir adequada investigação do método WAG em escala de laboratório. O monitoramento das distribuições de saturações durante os ensaios de deslocamento foi realizado através de tomografia computadorizada, juntamente com criteriosos procedimentos para obtenção dos balanços de materiais. A metodologia é apresentada em duas etapas que contemplam, em uma primeira instância, a montagem de um aparato (A) para o estudo sobre trapeamento bifásico de N2 ou CO2 em uma amostra (A) longa (76 cm); e, em uma segunda, a montagem de outro aparato (B) para conduzir o teste de histerese trifásica em uma amostra (B) curta (21 cm). As amostras foram preparadas e os testes seguiram com os procedimentos considerados padrões para os estudos propostos. Para a investigação do trapeamento bifásico (água-gás) e da variação dos coeficientes de trapeamento de Land, foram realizados deslocamentos de drenagens e embebições em diferentes condições de pressão (700 a 7000 psi) e temperatura (22°C e 65°C) para avaliar a influência das propriedades rocha-fluido na saturação residual de gás em meio poroso. Para a investigação da histerese cíclica da permeabilidade relativa trifásica e da redução da permeabilidade relativa ao gás e à água, foram realizadas sequências de deslocamentos de drenagem e embebição em meio poroso saturado com óleo e na condição de água irredutível. Os resultados da investigação sobre o trapeamento do gás pela água revelam que os efeitos combinados de aumento de viscosidade e densidade do gás em condições de pressão e temperatura elevadas aumentam a saturação máxima de gás trapeada. Os coeficientes de trapeamento de Land obtidos neste trabalho foram caracterizados através da determinação local das saturações via tomografia computadorizada, apresentando variação local do coeficiente. Eventos de dissolução-precipitação nos testes envolvendo CO2 e salmoura carbonatada alteram a estrutura dos poros e podem modificar a capacidade de trapeamento da amostra, funcionando como um mecanismo auxiliar. O efeito de histerese em processo WAG fica claro na análise dos dados experimentais de permeabilidade relativa à água e ao gás do teste trifásico, destacando-se o comportamento da permeabilidade relativa ao gás. Através da adequada caracterização da histerese em regime permanente foi possível determinar o expoente (?) de redução da permeabilidade relativa ao gás do modelo de Larsen. Conclui-se que os parâmetros de histerese bifásica e trifásica são dependentes do processo de injeção, que é uma característica da injeção WAG. Os parâmetros devem ser medidos na pressão e temperatura de reservatório do campo em estudo, para assim, serem representativos em ajustes de histórico experimental e para uma adequada previsão do comportamento do processo WAG em escala de campo / Abstract: In the WAG recovery method, alternating the injected fluids promotes changes in the saturation of the porous media. Associated with these changes, two phenomena occur, which are very relevant to the movement of fluids in the rock: (1) capillary trapping of CO2 during an imbibition process, and (2) hysteresis in the relative permeability curves. Information regarding CO2 trapping and cyclic hysteresis effects is key for predicting the behavior of the carbonate reservoirs subjected to water alternating gas (CO2-WAG) and CO2 storage processes. The objectives of this study were divided in two parts. First was to investigate, at laboratory scale, the influence of different pressure and temperature conditions on the maximum trapped saturation of gas in two phase flow. The second was to investigate, also at laboratory scale, the effects of cyclic hysteresis (gas and water) of three-phase relative permeability in three phase flow. To this end, tests were conducted on carbonate samples that were considered to be heterogeneous. The samples used were coquinas from outcrops that are analogous to pre-salt samples, coming from the Morro do Chaves formation, in the Sergipe-Alagoas Basin, Brazil. The mineralogical composition, pore geometry and petrophysical properties of samples similar to those used in this study were characterized by thin sections and computed tomography. In this study, an experimental methodology was developed to characterize carbonate rocks in such a way as to allow adequate investigation of the WAG method at laboratory scale. Monitoring of the saturation distributions during the displacement tests was conducted through computed tomography, along with detailed procedures for obtaining material balances. The methodology is presented in two steps that include, first, the assembly of an apparatus (A) for studying two-phase trapping of N2 or CO2 in a long sample (A) (76 cm) and, second, the assembly of another apparatus (B) to conduct the three-phase hysteresis test on a short sample (B) (21 cm). The samples were prepared, and the tests followed the procedures considered to be standard for the proposed studies. To investigate the two-phase trapping (water-gas) and variation in Land trapping coefficients, drainage and imbibition displacements were carried out under different levels of pressure (700 to 7000 psi) and temperature (22°C and 65°C) in order to evaluate the influence of the rock/fluid properties on the residual saturation of the non-wetting phase in the porous media. To investigate the cyclic hysteresis of three-phase relative permeability and reduction in both water and gas permeability, sequences of multiphase drainage and imbibition displacements were carried out in porous media saturated with oil and irreducible water. The results of the investigation of two-phase trapping show that the combined effects of increased viscosity and density of the gas in high pressure and temperature conditions increase the maximum gas trapped saturation. The Land trapping coefficients obtained in this study were characterized by determining local saturations through computed tomography, presenting a local variation of the coefficient. Dissolution-precipitation events involving CO2 and carbonated brine altered the pore structure and can modify the sample¿s trapping capacity, serving as an auxiliary mechanism. The effect of hysteresis on the WAG process becomes clear when analyzing the experimental data from the three-phase test, in particular the behavior of the gas relative permeability. Through proper characterization of hysteresis in steady state, it was possible to determine the reduction exponent (?) of the gas relative permeability using the Larsen and Skauge model. It was concluded that the parameters of two-phase and three-phase hysteresis are process dependent, which is characteristic of WAG injection. The parameters should be measured under the conditions of the reservoir in study in order to be a representative in adjustments of experimental history matching and to properly predict realistic behavior of the WAG process at field scale / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Os folhelhos pretos devonianos da Formação Barreirinha caracterizamse pela alta radioatividade na porção basal, grande extensão areal, espessura e profundidade de soterramento variável que vão de exposição na superfície até mais de 3000 m. Eles são as principais rochas geradoras do sistema petrolífero convencional da Bacia do Amazonas, e recentemente foram consideradas como promissores plays de gás não convencional. Folhelhos são geralmente caracterizados por uma matriz fechada, que faz com que sejam relativamente impermeáveis em relação ao fluxo de gás, a menos que ocorram fraturas, e dependendo das suas características geológicas e geoquímicas podem funcionar com um Sistema Petrolífero autossuficiente, atuando tanto como rocha fonte, quanto como reservatório de gás (reservatório Shale Gas). Assim, o gás natural termogênico ou biogênico gerado pode ser armazenado em folhelhos ricos em matéria orgânica na forma livre, adsorvida, ou em estado dissolvido. Em contraste com os sistemas petrolíferos convencionais, reservatórios Shale Gas, possuem mecanismos de aprisionamento e armazenamento únicos, sendo necessária a utilização de técnicas de avaliações específicas. No entanto, folhelhos prolíficos geralmente podem ser reconhecidos a partir de alguns parâmetros básicos: arquitetura geológica e sedimentar, propriedades geoquímicas e petrofísicas e composição mineralógica. Tendo em vista a carência de pesquisas de caráter descritivo, com cunho exploratório dos folhelhos geradores da Formação Barreirinha, esta dissertação tem como objetivo introduzir uma metodologia de identificação de intervalos de folhelho gerador com potencial para reservatório Shale Gas. Começando com uma investigação regional sobre o contexto geológico e sedimentar, seguido de uma avaliação abrangente enfocando as características geoquímicas, petrofísicas e litofácies dos folhelhos a partir da integração de parâmetros obtidos de perfis geofísicos de poço, análises geoquímicas e aplicação dos conceitos de Estratigrafia de Sequencia. / The Devonian black shale of Barreirinha formation is characterized by high radioactivity in the basal portion, large areal extension, thickness and depth of burial variable which ranges from exposure to surface to depth greater than 3000 m. This formation contains the main source rocks of conventional petroleum system of the Amazonas Basin, and recently were considered promising unconventional gas plays. Shales are generally characterized by a closed die, which makes them relatively impervious for gas flow unless fracturing occur, and depending on their geological and geochemical characteristics they might behave as a selfcontained Petroleum System, acting as both source rock and as a gas reservoir (Shale gas reservoir). Thus, the thermogenic or biogenic gas generated can be stored in shale rich in organic matter in free form, adsorbed or dissolved state. In contrast to conventional petroleum systems, Shale Gas reservoirs, have trapping mechanisms and unique storage, requiring the use of specific assessment techniques. However, prolific shale can usually be recognized based on some basic parameters: geological and sedimentary architecture, geochemical and petrophysical properties and mineralogical composition. Given the lack of descriptive research, about the exploration potential of the Barreirinha formations shale, this dissertation aims to introduce a methodology of identification of intervals that could be potential shale gas reservoirs. Starting with a regional research about the geological and sedimentary context, followed by a comprehensive review focusing on the geochemical characteristics, petrophysical and lithofacies based on the integration of the parameters obtained by well log, geochemical analysis and application of Sequence Stratigraphy concepts.

Submitted by Jesiel Ferreira Gomes (jesielgomes@ufcg.edu.br) on 2018-04-17T23:15:52Z No. of bitstreams: 1 FELIPE DE OLIVEIRA APOLINÁRIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 5151929 bytes, checksum: f4706d54cb97c9b01a64299ddb28cd7d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-17T23:15:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FELIPE DE OLIVEIRA APOLINÁRIO – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2016.pdf: 5151929 bytes, checksum: f4706d54cb97c9b01a64299ddb28cd7d (MD5) Previous issue date: 2016-09-06 / Capes / O presente trabalho teve como objetivo analisar a influência da saturação fluida nas propriedades elásticas de rochas carbonáticas, bem como a eficácia dos modelos de substituição de fluidos e de simulação computacional. Foram estudadas 9 amostras de rochas carbonáticas, sendo dois calcários laminados e sete tufas. As medições de velocidade foram realizadas em amostras secas, saturadas com água ou com óleo, sob diferentes pressões efetivas. A simulação de propagação de ondas foi feita no COMSOL Multiphysics 5.1, utilizando o Avizo Fire 8.1 para a criação das amostras digitais. Análise por difração de raios X (DRX) foi realizada para determinar a composição das amostras de rocha. Os resultados obtidos nos ensaios laboratoriais e nas simulações computacionais foram comparados com as estimativas dos modelos de substituição de fluidosGassmann, Biot e Brown & Korringa. Foi observado que a saturação das amostras com agua ou óleo geraram aumentos nas velocidades de propagação de onda P, porém sem apresentar um comportamento padrão. Para o caso das ondas S, a saturação por óleo predominantemente gerou aumentos nas velocidades, com exceção para os casos em que as amostras possuíam porosidade secundária do tipo vugular, devido à pouca influência que o óleo oferece para o módulo de cisalhamento nestes casos. A saturação por água resultou em diminuições das velocidades de propagação de onda S devido ao aumento da densidade total. Também foi constatado que o modelo de Gassmann foi o mais efetivo na estimativa de velocidades de onda P e S, enquanto que o de Biot mostrou-se eficaz apenas para a estimativa de velocidades de ondas S, sendo ineficiente para a estimativa de velocidades de ondas P, com erros de até 20%. A simulação computacional gerou resultados superdimensionados, porém que evidenciam que um aperfeiçoamento da metodologia, tal como o aumento do número de pontos de leitura pode gerar resultados mais próximos dos obtidos laboratorialmente e de maior confiabilidade. / This research aimed to analyze the influence of the saturating fluid in carbonate rocks, as well as verify the effectiveness of the fluid substitution models and computational simulations of wave propagation. To do so, nine carbonate rock samples were analyzed, which two of them were laminated limestones and seven were carbonate tufas. The measurement of velocities were made in dry, water saturated and oil saturated samples, under different effective pressures. The wave propagation simulations were made in COMSOL Multiphysics 5.1 using Avizo Fire 8.1 to generate the digital rock samples. The results obtained in lab procedures and in computer simulations were compared with the estimated velocities of the fluid substitution models of Gassmann, Biot and Brown & Korringa. It was observed that the saturation of the samples with water or oil resulted in an increasing of P-wave velocities, however without a pattern. The saturation with oil resulted in most cases in an increasing of S-wave velocities, the exceptions occurred in samples which had vugular porosity, due to the small influence of the oil in the shear modulus in this cases. T he saturation with water resulted in a decreasing of S-wave velocities due to the increment of the bulk density. It was found that the Gassmann’s model was more effective than the other two models in estimating P-wave and S-wave velocities. Biot’s model generated unsatisfying results to P-wave velocities, with errors up to 20%. However, this model had a good accuracy in estimating S-wave velocities. The computer simulations produced mainly overestimated results, though it was shown that an optimization of methodology, such as and addition in the number of the measure points, could improve the quality of the data, providing more representative results.

Os folhelhos pretos devonianos da Formação Barreirinha caracterizamse pela alta radioatividade na porção basal, grande extensão areal, espessura e profundidade de soterramento variável que vão de exposição na superfície até mais de 3000 m. Eles são as principais rochas geradoras do sistema petrolífero convencional da Bacia do Amazonas, e recentemente foram consideradas como promissores plays de gás não convencional. Folhelhos são geralmente caracterizados por uma matriz fechada, que faz com que sejam relativamente impermeáveis em relação ao fluxo de gás, a menos que ocorram fraturas, e dependendo das suas características geológicas e geoquímicas podem funcionar com um Sistema Petrolífero autossuficiente, atuando tanto como rocha fonte, quanto como reservatório de gás (reservatório Shale Gas). Assim, o gás natural termogênico ou biogênico gerado pode ser armazenado em folhelhos ricos em matéria orgânica na forma livre, adsorvida, ou em estado dissolvido. Em contraste com os sistemas petrolíferos convencionais, reservatórios Shale Gas, possuem mecanismos de aprisionamento e armazenamento únicos, sendo necessária a utilização de técnicas de avaliações específicas. No entanto, folhelhos prolíficos geralmente podem ser reconhecidos a partir de alguns parâmetros básicos: arquitetura geológica e sedimentar, propriedades geoquímicas e petrofísicas e composição mineralógica. Tendo em vista a carência de pesquisas de caráter descritivo, com cunho exploratório dos folhelhos geradores da Formação Barreirinha, esta dissertação tem como objetivo introduzir uma metodologia de identificação de intervalos de folhelho gerador com potencial para reservatório Shale Gas. Começando com uma investigação regional sobre o contexto geológico e sedimentar, seguido de uma avaliação abrangente enfocando as características geoquímicas, petrofísicas e litofácies dos folhelhos a partir da integração de parâmetros obtidos de perfis geofísicos de poço, análises geoquímicas e aplicação dos conceitos de Estratigrafia de Sequencia. / The Devonian black shale of Barreirinha formation is characterized by high radioactivity in the basal portion, large areal extension, thickness and depth of burial variable which ranges from exposure to surface to depth greater than 3000 m. This formation contains the main source rocks of conventional petroleum system of the Amazonas Basin, and recently were considered promising unconventional gas plays. Shales are generally characterized by a closed die, which makes them relatively impervious for gas flow unless fracturing occur, and depending on their geological and geochemical characteristics they might behave as a selfcontained Petroleum System, acting as both source rock and as a gas reservoir (Shale gas reservoir). Thus, the thermogenic or biogenic gas generated can be stored in shale rich in organic matter in free form, adsorbed or dissolved state. In contrast to conventional petroleum systems, Shale Gas reservoirs, have trapping mechanisms and unique storage, requiring the use of specific assessment techniques. However, prolific shale can usually be recognized based on some basic parameters: geological and sedimentary architecture, geochemical and petrophysical properties and mineralogical composition. Given the lack of descriptive research, about the exploration potential of the Barreirinha formations shale, this dissertation aims to introduce a methodology of identification of intervals that could be potential shale gas reservoirs. Starting with a regional research about the geological and sedimentary context, followed by a comprehensive review focusing on the geochemical characteristics, petrophysical and lithofacies based on the integration of the parameters obtained by well log, geochemical analysis and application of Sequence Stratigraphy concepts.

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânic e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T08:43:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Melani_LeandroHartleben_M.pdf: 3371940 bytes, checksum: aa652f57862226b62a1290a140070c87 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A análise petrofísica é essencial para caracterização de reservatórios de hidrocarboneto, fornecendo parâmetros para avaliação do potencial econômico do campo. Este estudo foi realizado em um reservatório carbonático fraturado da Formação Quissamã, Bacia de Campos, composto predominantemente por calcarenitos e calcirruditos da Formação Quissamã, o qual foi denominado de Campo B. Este reservatório é essencialmente microporoso, com porosidade média a alta (15-30%) e, em geral, apresenta baixa permeabilidade de matriz (0,1-10 mD). As relações petrofísicas podem ser bastante complexas em reservatórios carbonáticos, em função da maior heterogeneidade na distribuição de fácies e porosidade nestas rochas. O grau de complexidade torna-se ainda mais elevado para o caso de reservatórios fraturados. Foi desenvolvido neste estudo um fluxo de trabalho para caracterização petrofísica da matriz deste reservatório carbonático, através da utilização de dados de perfis elétricos e de plugues. O objetivo do trabalho foi identificar possíveis comportamentos de fluxo distintos e definir regiões do campo com provável contribuição de fluxo intergranular. Para isto, é indispensável entender a relação entre os controles geológicos e o comportamento dinâmico do reservatório. A partir da análise das propriedades petrofísicas da matriz foram reconhecidas duas regiões do reservatório com comportamentos de fluxo distintos, diretamente influenciados pela heterogeneidade do sistema poroso. Na área sul foi constatado baixíssima permeabilidade de matriz, decorrente do amplo predomínio de microporosidade, que confere esta característica de fluxo às rochas. Na área norte foram observados os melhores índices de permeabilidade de matriz para o campo, associados à contribuição de fluxo intergranular, devido à preservação de porções significativas de macroporosidade original. As altas taxas de produtividade registradas nos dados de produção para poços da região sul indicam a presença de fraturas. O sistema de fraturas tem pequeno impacto sobre a porosidade total deste reservatório, porém tem grande contribuição para o regime de fluxo, desempenhando um importante papel na produção comercial do campo. Foi investigado também o impacto associado aos parâmetros de Archie - coeficientes de cimentação (m) e saturação (n) - no cálculo de saturação de água (Sw) para este reservatório carbonático fraturado. Para investigar este impacto foram gerados e comparados quatro cenários de Sw baseados em valores de m e n distintos. Foram realizadas três análises principais: (I) valores de Sw e espessura porosa com óleo (HPhiSo) foram comparados para cada cenário. Os resultados mostraram considerável variação nos valores obtidos para ambos os parâmetros (Sw - HPhiSo). (II) Análise baseada nos valores de corte e Net Pay. Foi observado que os valores de corte devem ser redefinidos de acordo com a variação da curva de saturação de água, para que seja mantida a mesma espessura de Net Pay em um dado reservatório. (III) Análise da influência dos valores de corte individual e global na variação de espessura de Net Pay foi avaliada para todos os poços para o cenário C2. Variações pequenas indicam que um valor de corte global é válido para este campo. Os resultados do estudo mostram que valores imprecisos dos parâmetros de Archie podem conduzir a erros na avaliação de reservas / Abstract: Petrophysical analysis plays a vital role in reservoirs characterization, providing parameters to assess the economic potential of the field. This study was performed in a fractured carbonate reservoir of Quissamã Formation, Campos Basin, mostly composed of calcarenites and calcirudites of Quissamã Formation, which it was named Field B. This reservoir is essentially microporous, characterized by medium to high porosity (15-25%) and, in general, low matrix permeability (0.1-10 mD). The petrophysical relationships can be considerably complex in carbonate reservoirs, due to the greater heterogeneity in facies and porosity distribution of these rocks. The complexity became even higher in particular case of fractured reservoirs. It was developed in this paper a general workflow for petrophysical characterization of this Albian carbonate reservoir, using well log data and plugs samples. The goals of this paper were to identify different flow behaviors and to define areas of the field with possible intergranular flow contribution. It is extremely important therefore to understand the relationship between the geological controls and the dynamic behavior of the reservoir. The petrophysical analysis of matrix properties enabled to recognize two reservoir zones with distinct flow behaviors, directly influenced by the porous system heterogeneity. In the southern area it was found very low matrix permeability, due to the large occurrence of microporosity. In the northern area it were found the best matrix permeability values of B Field, related to the contribution of intergranular flow due to the original macroporosity preservation. The high initial production rates obtained from production data of wells located in the southern portion indicate the presence of fractures. The fracture system has a small impact on the percentage of total reservoir porosity, but it has a large contribution to the flow domain, playing an important role in the commercial production of the field. It was also investigated the impact associated with Archie?s parameters - Cementation Factor (m) and Saturation Exponent (n) - in the determination of water saturation (Sw) in this fractured carbonate reservoir. To investigate this impact, four Sw scenarios were generated by applying different m and n values and compared with one another. Three main analyses were performed according to m and n variations: (I) the average values of Sw and Hydrocarbon Pore Volume Height (HPhiSo) were compared for each scenario. The results showed a considerable variation in the average values for both. (II) The second analysis was based on the cut-off and Net Pay values. The results showed that cut-off values must be changed according to the variation given by a water saturation curve, whatever the Sw scenario, in order to keep the same Net Pay values. (III) The differences between global and individual cut-offs on Net Pay thickness were analyzed for all wells for the scenario C2. Insignificant variations indicate that a global cut-off value is acceptable for this field. The results show that inaccurate values of Archie?s parameters can lead to gross errors in reserves evaluation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

A resistência à compressão uniaxial e o módulo de deformabilidade são parâmetros que descrevem o comportamento de materiais rochosos frente a solicitações por esforços. É prática corriqueira em investigações geológico-geotécnicas para projetos de engenharia estimar a resistência de maneira preliminar com base em propriedades de tenacidade, dureza e friabilidade, aferindo à rocha graus de coerência. Dados laboratoriais referentes a aspectos físicos, texturais e mineralógicos de arenitos da Formação Piramboia, Bacia do Paraná, amostrados via sondagens mistas na região de Anhembi e Santa Maria da Serra, Estado de São Paulo, foram correlacionados entre si e a parâmetros geomecânicos como resistência à compressão uniaxial, módulo de deformabilidade e graus de coerência. As fácies reconhecidas nos arenitos foram agrupadas em associações de dunas e interdunas e suas rochas classificadas como quartzo arenitos e arenitos feldspáticos ou subarcóseos, com cimentação principalmente de esmectita ou material argilo- ferruginoso. Encontraram-se correlações significativas da resistência à compressão uniaxial com tamanho médio dos grãos e densidade, inversa no primeiro caso e direta no segundo. Já o módulo de deformabilidade apresentou correlação significativa inversa com proporção de pelíticos, e direta com tamanho médio dos grãos, desvio padrão da distribuição granulométrica e grau de empacotamento. Arenitos característicos de inundações efêmeras em domínio de interdunas úmidas, com maiores teores de pelíticos, apresentaram módulos de deformabilidade baixos e resistências altas em comparação aos arenitos de demais fácies. Variações da composição mineralógica do arcabouço não se mostraram suficientes para influenciar significativamente o comportamento geomecânico dos arenitos. / The uniaxial compressive strength and the deformability modulus are parameters that describe the behavior of rock materials under stress. It is an everyday practice in geological and geotechnical investigations for engineering projects to estimate strength in a preliminary fashion, based on properties such as tenacity, toughness and friability, attributing to the rock a qualitative term describing its strength. Laboratorial data on physical, textural and mineralogical aspects of sandstones of the Piramboia Formation, Paraná Basin, obtained by core drillings in the region of Anhembi and Santa Maria da Serra, state of São Paulo, were correlated to each other and to geomechanical parameters such as uniaxial compressive strength, deformability modulus and qualitative terms describing their strength. The recognized sandstone facies were grouped in dune and interdune associations and their rocks were classified as quartz arenites and feldspathic arenites or subarkoses, whose cementation is mainly composed of smectite or ferruginous clay material. Significant correlations of uniaxial compressive strength with mean grain size and density were found, inverse in the first case and direct in the second. On the other hand, the deformability modulus showed a significant inverse correlation with the amount of pelitic material, and direct with mean grain size, standard deviation of grain size distribution and packing density. Sandstones characteristic of ephemeral floods in the domain of wet interdunes, with greater amounts of pelitic material, presented low values of deformability modulus and high strength values compared to the other facies. Variations in the mineral composition of the framework were not sufficient to significantly influence the geomechanical behavior of the sandstones.

A resistência à compressão uniaxial e o módulo de deformabilidade são parâmetros que descrevem o comportamento de materiais rochosos frente a solicitações por esforços. É prática corriqueira em investigações geológico-geotécnicas para projetos de engenharia estimar a resistência de maneira preliminar com base em propriedades de tenacidade, dureza e friabilidade, aferindo à rocha graus de coerência. Dados laboratoriais referentes a aspectos físicos, texturais e mineralógicos de arenitos da Formação Piramboia, Bacia do Paraná, amostrados via sondagens mistas na região de Anhembi e Santa Maria da Serra, Estado de São Paulo, foram correlacionados entre si e a parâmetros geomecânicos como resistência à compressão uniaxial, módulo de deformabilidade e graus de coerência. As fácies reconhecidas nos arenitos foram agrupadas em associações de dunas e interdunas e suas rochas classificadas como quartzo arenitos e arenitos feldspáticos ou subarcóseos, com cimentação principalmente de esmectita ou material argilo- ferruginoso. Encontraram-se correlações significativas da resistência à compressão uniaxial com tamanho médio dos grãos e densidade, inversa no primeiro caso e direta no segundo. Já o módulo de deformabilidade apresentou correlação significativa inversa com proporção de pelíticos, e direta com tamanho médio dos grãos, desvio padrão da distribuição granulométrica e grau de empacotamento. Arenitos característicos de inundações efêmeras em domínio de interdunas úmidas, com maiores teores de pelíticos, apresentaram módulos de deformabilidade baixos e resistências altas em comparação aos arenitos de demais fácies. Variações da composição mineralógica do arcabouço não se mostraram suficientes para influenciar significativamente o comportamento geomecânico dos arenitos. / The uniaxial compressive strength and the deformability modulus are parameters that describe the behavior of rock materials under stress. It is an everyday practice in geological and geotechnical investigations for engineering projects to estimate strength in a preliminary fashion, based on properties such as tenacity, toughness and friability, attributing to the rock a qualitative term describing its strength. Laboratorial data on physical, textural and mineralogical aspects of sandstones of the Piramboia Formation, Paraná Basin, obtained by core drillings in the region of Anhembi and Santa Maria da Serra, state of São Paulo, were correlated to each other and to geomechanical parameters such as uniaxial compressive strength, deformability modulus and qualitative terms describing their strength. The recognized sandstone facies were grouped in dune and interdune associations and their rocks were classified as quartz arenites and feldspathic arenites or subarkoses, whose cementation is mainly composed of smectite or ferruginous clay material. Significant correlations of uniaxial compressive strength with mean grain size and density were found, inverse in the first case and direct in the second. On the other hand, the deformability modulus showed a significant inverse correlation with the amount of pelitic material, and direct with mean grain size, standard deviation of grain size distribution and packing density. Sandstones characteristic of ephemeral floods in the domain of wet interdunes, with greater amounts of pelitic material, presented low values of deformability modulus and high strength values compared to the other facies. Variations in the mineral composition of the framework were not sufficient to significantly influence the geomechanical behavior of the sandstones.