Os parâmetros fundamentais na caracterização de petrofísica de rotina da rochas reservatório são a densidade de grãos (rho), porosidade (phi) e permeabilidade absoluta (K). Enquanto a porosidade é responsável pela capacidade de armazenamento do reservatório, a permeabilidade responde pela potencial de produção de fluídos em alta vazão. A densidade de grãos, por sua vez, está correlacionada com a composição mineralógica da rocha.
Figura 1 – Permeâmetro Ultraperm-500 e porosímetro por expansão de gás Ultrapore-300 (Corelab).
rho – a amostra de rocha, completamente limpa e seca, é disposta na câmara de expansão do porosímetro de Boyle, Ultrapore-300 (Corelab). Após admitir gás (nitrogênio), confinado num vaso a uma determinada pressão, o volume de sólidos da rocha (Vs) é indiretamente medido através da queda de pressão produzida durante a expansão do gás na câmara. Conhecendo a massa seca da amostra (M), a densidade de grãos é calculada (rho=M/Vs).
phi – o mesmo equipamento empregado na medição do rho é empregado na medição da porosidade, exceto pelo fato a amostra ser introduzida na amostra numa célula de confinamento. O declínio de pressão do gás fornece é proporcional ao volume poroso (Vp). Conhecendo o volume total da amostra (Vt), a porosidade é calculada (phi=100.Vp/Vt).
K – a medição é executada no permeâmetro digital Ultraperm 500 (Corelab), onde a amostra é introduzida numa célula de confinamento e atravessada por um fluxo estacionário de gás. Através da medição da vazão do gás (Q) e das pressões de entrada (P1) e saída (P2), calcula-se a permeabilidade através da lei de Darcy [1,2].
1 – Thomas, J.E., 2004. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, 2a ed. Interciência, Rio de Janeiro.
2 – Rosa, A.J., Carvalho, R.S., Xavier, J.A.D., 2006. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Interciência, Rio de Janeiro.