Produção de HC’s em reservatórios naturalmente fraturados
Os reservatórios naturalmente fraturados apresentam particularidades geométricas, geológicas e petrofísicas que conferem a eles diferenças importantes em relação aos reservatórios “homogêneos”. Do ponto de vista da produção de hidrocarbonetos, os mecanismos são mais complexos e requerem modelos e análises diferentes no estudo do comportamento da depleção.
As características de produção nesse tipo de reservatório são:
A produção está relacionada principalmente aos mecanismos que governam a transferência de fluidos entre a matriz rochosa e a fratura, sendo a queda de pressão perto dos poços pequena. O gradiente de pressão não tem papel significativo na produção devido justamente à alta transmissibilidade da fratura.
Quando a permeabilidade não é muito baixa, o declínio de pressão por barril produzido é pequeno se comparado aos sistemas homogêneos. O fluxo constante de óleo da matriz para a fratura é fornecido pela drenagem gravitacional, pelo fenômeno de embebição e pela expansão dos fluidos.
É possível afirmar que as características das rochas e as propriedades PVT dos fluidos têm menor influência na produção de água. O corte de água, portanto, é fortemente influenciado pela taxa de produção.
Nesses reservatórios, as propriedades PVT permanecem constantes devido à circulação convectiva que se manifesta devido à facilidade de escoamento fornecida pela rede de fraturas.
Estas são algumas características que diferenciam os dois tipos de reservatórios. É por isso que os confundir impacta na estratégia de produção a ser adotada e, consequentemente, no seu desempenho.
Os fatores que afetam o comportamento dos reservatórios fraturados estão associados a parâmetros do reservatório (propriedades petrofísicas) e a parâmetros de produção (tipo de poço, espaçamento, completação, entre outros). O tipo de poço, se horizontal ou vertical, será determinado avaliando o efeito da interceptação de fraturas provocadas pela perfuração e da orientação do conjunto de fraturas sobre a eficiência de produção do reservatório.
O processo de injeção de água, método de recuperação secundária de óleo frequentemente utilizado em reservatórios naturalmente fraturados, apresenta bastante restrições, uma vez que o tempo de irrupção de água deve ser retardado ao máximo. Nessa situação, a localização dos poços produtores e injetores é feita de tal modo que os injetores se localizem paralelamente à direção de maior permeabilidade das fraturas, e os produtores perpendiculares a elas. O controle da taxa de injeção também é importante, pois acima de uma taxa crítica não ocorrerá o fenômeno de embebição capilar na matriz rochosa e, então, a água circulará pela fratura sem deslocar o óleo contido na matriz.
Os processos ocorridos nas rochas reservatório que favorecem os macanismos de recuperação em reservatórios naturalmente fraturados serão brevemente descritos a seguir:
Expansão dos fluidos: a variação de volume entre as fases de vido à variação de pressão, promove o deslocamento dos fluidos.
Embebição: pode ser definido como o deslocamento de fluidos no meio até que se atinja o equilíbrio capilar entre as fases. Durante o processo de injeção, essa embebição é forçada até que se alcance a saturação residual do fluido deslocável.
Drenagem gravitacional: ocorre de forma a restabelecer o equilíbrio hidrostático entre os fluidos. Para uma porção de rocha, saturada em óleo, cercada por fraturas saturadas em gás, haverá um desequilíbrio hidrostático na base da rocha de tal forma que a pressão do óleo será maior que a do gás na fratura. Dessa forma, do topo para a base da porção de rocha, ocorrerá a drenagem gravitacional do óleo.
Difusão: ocorre pela transferência de massa entre matriz e fratura devido à diferença de concentração entre os componentes de cada fase presente no meio.
Convecção natural: ocorre um movimento espontâneo dos fluidos, provocado por desequilíbrio hidrostático devido a variações de composição ou temperatura.
O mecanismo de recuperação primária está intimamente relacionado à compressibilidade dos fluidos e da rocha fraturada. A expansão da capa de gás está condicionada à drenagem gravitacional, podendo ser bem eficiente em reservatórios fraturados com uma espessura significativa ou com blocos de matriz altos e boa permeabilidade. Já no mecanismo de gás em solução, pode haver baixas taxas de recuperação, excetuando-se reservatórios espessos, com fluidos altamente viscosos e molháveis a óleo. A injeção de água e de gás, embora bastante utilizados, possuem taxas de recuperação condicionadas aos fenômenos de embebição capilar e molhabilidade, principalmente. Durante a injeção de água, por exemplo, em meios preferencialmente molháveis à água, a mesma invadirá a rocha matriz em um processo de embebição espontânea e promoverá o deslocamento do óleo.
Lucas Goulart
Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo
Referências
MAZO, Eduin Orlando Muñoz. Estratégias de Produção em Reservatórios Naturalmente Fraturados. 103 f. Dissertação (Mestrado) – Curso de Ciências e Engenharia de Petróleo, Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, São Paulo, 2005.
Reservatórios naturalmente fraturados. Disponível em: http://www2.dbd.puc-rio.br/pergamum/tesesabertas/1112017_2013_cap_2.pdf
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