Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais, Florianópolis, 2014. / Made available in DSpace on 2015-02-05T20:21:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2014 / Hoje as pesquisas em rochas de baixa permeabilidade (grande tendência no mundo e em breve na indústria petrolífera brasileira) se voltam à escala de poros seja para investigação petrofísica, morfológica, de distribuição de tamanhos de grãos ou poros ou escoamento de fluidos, prática descrita pelos valores de permeabilidade. A avaliação destas propriedades por sua vez, é essencial ao desenvolvimento e exploração de reservas de hidrocarbonetos. No entanto, a determinação de parâmetros do sistema poroso nessas rochas, arenitos de baixa permeabilidade (TGS) e rochas selantes (SR), continua a ser um grande desafio devido à extrema variabilidade de ambientes deposicionais e complexa microestrutura composta por argilas e tamanhos de poros de submícrons a ångströms. Nesta tese empregou-se um conjunto de técnicas experimentais para a caracterização da estrutura porosa de TGS e SR. De tal modo, o trabalho foi dividido em dois tópicos principais: (i) Caracterização do sistema poroso e propriedades petrofísicas em TGS utilizando-se as técnicas de permeabilidade por decaimento de pulso (PDP), NMR de baixo campo, adsorção gasosa N2 (N2GA), porosimetria por intrusão Hg (MICP), nano- e microtomografia de raios X (res. <0,7 µm); (ii) Estudo por espectrometria fotoacústica (PAS) em SR de distintos campos geológicos para a determinação de porosidade e difusividade térmica (TD), de forma a estimular a exploração segura de gás e óleo, o armazenamento de CO2, bem como a caracterização de folhelhos. Para SR os valores de TD variaram entre 0,0167 e 0,0930 (cm2/s) e a porosidade entre 1,42 e 9%; para TGS a caracterização 3D da estrutura porosa forneceu valores de tortuosidade e fator de forma entre 2,19-5,47 e 3,2-8,5. As distribuições de tamanho de poros mostraram-se bimodais nos ensaios MICP, trimodais na multiescala 3D e tetramodais na NMR, enquanto a porosidade pela combinação N2GA e MICP variou entre 1,94 e 11,96% e a permeabilidade PDP de 0,036 a 0,00066 mD. Alguns dos parâmetros microestruturais obtidos em TGS foram correlacionados na estimativa de permeabilidade utilizando-se modelos como Carman-Kozeny (Dullien, 1992) e Coates (1999). O conjunto de técnicas e metodologias aplicado nesta tese mostrou ser ferramenta imprescindível na caracterização de rochas de baixa permeabilidade, uma vez que permitem integrar atributos da rede de poros que influenciam nas macro-propriedades das rochas analisadas.<br> / Abstract : Nowadays, significant research effort in low-permeability rocks (a wide tendency elsewhere and soon in the Brazilian petroleum industry) has been focused on pore-scale petrophysics, morphologies and distributions, as well as fluid flow circulation described by the values of permeability. The evaluation of these properties in turn is essential for the assessment and exploitation of hydrocarbon reserves; however, determining pore system parameters in such rocks as tight gas sandstones (TGS) and seal rocks (SR) remains challenging because of the extreme variability in depositional environments resulting in complex pore structures comprised by clays and length scales from sub-microns to Angstroms. In this work we applied a set of techniques to characterize submicron-pore structures in TGS and SR. Therefore it was divided into two main topics of interest: (i) Characterization of petrophysical properties and pore systems in very low permeability TGS using Pulse-Decay Permeability (PDP), Low Field Nuclear Magnetic Resonance (LFNMR), Nitrogen Gas Adsorption (N2GA), Mercury Intrusion Capillary Pressure (MICP) and Multi-scale 3D X-ray Nano- and MicroCT (down to 0.7 µm resolution) techniques; (ii) Study of Photoacoustic Spectrometry (PAS) for determining thermal diffusivity (TD) and porosity in three seal rocks originating from dissimilar fields as a key issue for safe exploration, storage purposes (CO2 sequestration) and developments in shale characterization. The values obtained for TD were between 0.01667 and 0.09298 (cm2/s) while porosity ranged from 1.42 to 9%. For the analyzed TGS the 3D pore-structure characterization lead to pore tortuosity and shape factors ranges of 2.19-5.47 and 3.2-8.5, respectively, and pore size distributions tended to be bimodal for MICP, trimodal for 3D multi-scale and tetramodal for LFNMR measurements. The porosity values ranged from 1.94 to 11.96% obtained by the combination of N2GA and MICP techniques and permeability from 0.036 to 0.00066 mD by PDP technique. The measured pore-structure parameters were also used to predict empirical permeability in TGS (using e.g. Carman-Kozeny (Dullien, 1992) and Coates (1999) models). The set of applied methods has shown to be a useful tool for the unconventional reservoir characterization since it allows obtaining pore morphological and quantitative parameters which account for the permeability values.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufsc.br:123456789/128792 |
| Date | January 2014 |
| Creators | Schmitt, Mayka |
| Contributors | Universidade Federal de Santa Catarina, Fernandes, Celso Peres, Wolf, Fabiano Gilberto |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | English |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Format | xxvi, 223 p.| il., grafs., tabs. |
| Source | reponame:Repositório Institucional da UFSC, instname:Universidade Federal de Santa Catarina, instacron:UFSC |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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