Estudo da recuperação de petróleo com variações de molhabilidade em rochas carbonáticas fraturadas

Orientadores: Erika Tomie Koroishi Blini, Alessandra Winter Spagnol Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: Reservatórios carbonáticos fraturados mostram como principal característica o alto valor econômico agregado devido às suas altas reservas de hidrocarbonetos. A complexidade deste tipo de reservatório está relacionada com a alta heterogeneidade das rochas carbonáticas, o comportamento do sistema matriz-fratura e a molhabilidade que é usualmente preferencial ao óleo. O presente trabalho tem como objetivo investigar experimentalmente o comportamento da recuperação de óleo em um modelo de meio poroso carbonático fraturado em diferentes condições de molhabilidade por meio do balanço de massa. Uma nova metodologia foi proposta para criação do modelo de fratura induzida permitindo a caracterização petrofísica do sistema matriz-fratura. A fratura induzida é composta por um espaçador de polímero (POM) com 1 mm de espessura, preenchido por esferas de vidro para atribuição de porosidade e permeabilidade à fratura. Dois ensaios de deslocamento forçado foram conduzidos utilizando dois tipos de óleo (mineral e óleo morto) em amostras carbonáticas provenientes de um reservatório do pré-sal brasileiro com condições distintas de envelhecimento, a fim de avaliar diferentes cenários de molhabilidade. No primeiro ensaio, além do acompanhamento da recuperação de óleo por meio do balanço de massa, tomografias computadorizadas de raios-X (TC) foram utilizadas para estimativa do perfil de porosidade e saturação dos fluidos na amostra. Além disso, a variação de pressão ao longo dos ensaios experimentais foi registrada por um transdutor de pressão. O fluxo preferencial através da fratura pôde ser verificado por meio do baixo valor registrado do diferencial de pressão ao longo dos testes. A recuperação de óleo obtida por deslocamento forçado do primeiro ensaio utilizando óleo mineral foi de 41% OOIP, enquanto a recuperação utilizando óleo cru foi de 26% OOIP. Em ambos os ensaios o comportamento de rápida produção inicial de óleo seguido por uma recuperação lenta pôde ser observado, que baseado no volume total produzido e no volume de óleo da fratura indica primeiramente a produção do óleo da fratura e posteriormente a recuperação proveniente da transferência de massa entre a matriz e a fratura. A influência da molhabilidade foi observada ao longo da produção pelas diferentes taxas de recuperação entre os ensaios, resultando em comportamentos particulares do modelo matriz-fratura. A literatura experimental de meios porosos fraturados carbonáticos é relativamente escassa quando comparada aos avanços das simulações do reservatório. O presente trabalho fornece bons dados experimentais para melhor compreensão do comportamento matriz-fratura em rochas carbonáticas fraturadas e sua relação com diferentes molhabilidades, por meio da recuperação de óleo em sistemas distintos, bem como dados petrofísicos adequados do sistema matriz-fratura para simulação de reservatórios fraturados Abstract: Fractured carbonate reservoirs have been shown as main feature the high economic value owing to high hydrocarbon reserves. The complexity of this type of reservoir is related to the high heterogeneity of carbonate rocks, the understanding of matrix-fracture system behavior and the wettability that is usually preferably to neutral/oil. The present work aims to experimentally investigate the oil recovery behavior from a carbonate fractured porous media model under different wettability conditions using mass balance and X-ray computed tomography (CT). A new methodology was proposed to create the model of induced fractures allowing the petrophysical characterization of the system matrix-fracture. The induced fracture is composed of a polymer spacer (POM) with one mm of thickness, filled with glass beads to attribute porosity and permeability to the fracture. Two forced displacement tests were conducted using two types of oil (mineral and dead oil) in carbonate samples from a Brazilian pre-salt reservoir with distinct aging conditions, in order to evaluate different wettability scenarios. The recovery assay was monitored by mass balance to determine the oil recovery. The CTs were used to estimate the porosity and saturation profiles of the fluids in the system. In addition, the pressure drop along the experimental work was registered by a pressure transducer. The preferential flow from the fracture is also confirmed by the low differential pressure of the sample monitored during the tests. The oil recovery obtained by forced displacement of the first test using mineral oil was 41% OOIP, while recovery using crude oil was 26% OOIP. In both tests the behavior of fast initial oil production followed by a slow recovery could be observed, which based on the total volume produced and the volume of oil of the fracture indicates first the production of the fracture oil and later the recovery spaced due to the exchange of mass enters the matrix and the fracture, being this behavior compared to other experimental tests of models fractured in the literature, showing similar results. The influence of wettability was observed throughout the production by the different recovery rates between the tests, resulting in particular behavior of the matrix-fracture model. The literature of experimental carbonate fractured porous media is relatively poor when compared to the simulations advances. This research work provides good useful experimental data for a better understanding of fracture-matrix behavior in fractured carbonate rocks and their relationship to different wettability by oil recovery in different systems, and also matrix-fracture petrophysical input data for fractured reservoir simulations models Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo