Aplicação de técnicas geológicas e geofísicas no estudo da porosidade em análogos de reservatórios siliciclásticos

Abstract

Rochas reservatório constituem um componente de estudo importante na indústria do petróleo devido a duas propriedades petrofisicas principais, o volume de fluido capaz de ser armazenado na rocha denominado porosidade e a capacidade desse fluido de percolar entre os poros interconectados, denominado permeabilidade. Entretanto a distribuição dessas propriedades não é homogênea e está comumente relacionada a diversos fatores, como fácies sedimentares, trama do arcabouço, feições diagenéticas, entre outras, sendo sua distribuição heterogênea ao longo do reservatório. Existem diversas técnicas geológicas e geofísicas capazes de dimensionar os parâmetros da porosidade como a injeção de gás inerte, análise por imagem petrografica e impregnação com ferrofluido, além do método de ressonância magnética nuclear, que permite uma análise da porosidade em diferentes escalas (Macro, Meso e Microescala). No presente trabalho aprofundaremos em cada uma delas, avaliando os resultados obtidos bem como algumas divergências de valores de porosidade para entendermos quais técnicas são complementares entre si e a possível influência da mineralogia nos resultados, já sabendo que a técnica utilizada tradicionalmente na indústria do petróleo é a injeção de gás inerte, por ser considerada a mais assertiva e consequentemente utilizada como parâmetro base para avaliação das demais técnicas abordadas.