Jornal de Pesquisa e Desenvolvimento em Aquicultura

Abstrato

Análise de porosidade e permeabilidade de perfis de poços e núcleos em reservatórios de carbonato fraturado, Vugy e intercristalino

Qays Mohammed Sadeq *, Wan Ismail Bin Wan Yusoff

60% das reservas mundiais de petróleo e 40% das reservas mundiais de gás ocorrem em reservatórios de carbonato. Cerca de 70% das reservas de petróleo e 90% das reservas de gás são mantidas em reservatórios de carbonato no Oriente Médio, por exemplo. Os carbonatos podem exibir propriedades altamente variáveis ​​(por exemplo, porosidade, permeabilidade, mecanismos de fluxo) em pequenas seções do reservatório, tornando-os difíceis de caracterizar. Uma abordagem focada é necessária para entender melhor a natureza heterogênea da rocha que contém os fluidos e as propriedades de fluxo dentro das formações porosas e frequentemente fraturadas. Isso envolve compreensão detalhada da saturação dos fluidos, distribuição do tamanho dos poros, permeabilidade, textura da rocha, tipo de rocha do reservatório e sistemas de fratura natural em diferentes escalas. Deposição, sedimentação, diagênese e outras características geológicas de rochas carbonáticas foram estudadas, levando à sua classificação em: lamito, wackestone, packstone, grainstone, boundstone e rochas carbonáticas cristalinas. Várias características, como fraturas e vugs, que influenciam seu comportamento petrofísico, caracterizam todas elas. O estudo das principais características do reservatório de carbonato usando o expoente de cimentação de Archie “m” é um método aceitável de verificação das características geológicas no reservatório, que realmente contribuem para as propriedades do fluido da rocha e outros atributos de produção do reservatório. Isso foi comprovado para alguns reservatórios usando valores de perfil de poço para o campo de petróleo KF2 no Iraque. As características geológicas dominantes do campo foram confirmadas a partir de uma representação gráfica dos diferentes dados do reservatório de campo. Os reservatórios usados ​​como estudos de caso na pesquisa foram classificados em diferentes rochas carbonáticas usando um gráfico de sua permeabilidade em relação aos valores de porosidade. Este resultado fornece uma evidência das características texturais e de tamanho de grão, bem como dos tamanhos efetivos de poros do reservatório. Este método de análise torna mais fácil avaliar a força pós-diagenética das rochas do reservatório e a capacidade de hospedagem de fluidos na avaliação da recuperação.