Reservatórios Naturalmente Fraturados
Todos os reservatórios de petróleo possuem fraturas, sejam elas naturais e/ou induzidas, e em diferentes escalas. Embora estejamos falando apenas de reservatórios naturalmente fraturados, que são resultantes das tensões atuantes em subsuperfície e de suas interações, existem as fraturas induzidas, oriundas da perfuração, do aumento da pressão de poros ao se injetar fluidos como para o faturamento hidráulico, ou mesmo da própria produção do campo, em que ocorre uma redistribuição do estado de tensões.
A origem de reservatórios nessas condições está relacionada principalmente à:
Configuração tectônica: em regiões com complexas estruturas, os reservatórios tendem a sofrerem falhamentos, dobramentos e faturamentos de pequena escala.
Litologia: reservatórios fraturados podem ser encontrados em várias estruturas sedimentares. Entretanto, formações carbonáticas são mais frequentemente fraturadas do que formações areníticas.
Idade geológica e histórico deposicional: levando em consideração apenas a profundidade e tempo de deposição (mais antiga), a tendência é que a formação seja mais suscetível ao faturamento.
As fraturas podem ser definidas como descontinuidades resultantes da ruptura do material rochoso, que sofreu um processo de perda de coesão. Após a ruptura, podem ocorrer alterações diagnéticas, cimentação, e podem permanecerem ou não abertas. Vale ressaltar que as fraturas naturais afetam o fluxo do fluido contido na formação, aumentando a permeabilidade ou aumentado a anisotropia da permeabilidade do reservatório. Desta forma, é importante considerar esse impacto no desenvolvimento do campo por meio de modelos de simulação de fluxo e aprimoramento de sua caracterização e modelagem.
A grande importância das zonas naturalmente fraturadas, motivo pelo qual elas são procuradas com grande interesse, é devido à sua capacidade de drenagem e aumento na permeabilidade. No entanto, qual o efeito dessas fraturas em outras características petrofísicas da rocha reservatório, tais como porosidade e saturação? Não aparenta ser tão significativo quanto na permeabilidade, pelo menos.
Alguns dos indícios de um reservatório naturalmente fraturado provêm de informações de fluxo, que correspondem a uma expressão dinâmica das fraturas, por meio da perfuração, do comportamento de fluxo próximo aos poços e de dados do histórico de produção, por exemplo.
Da perfuração, pode-se identificar fraturas através de dados de perda de lama ou aumento da taxa de penetração aliado a uma menor recuperação de cascalhos, indicando que se está perfurando uma zona com níveis de faturamento.
Do comportamento de fluxo, os testes de poço podem fornecer informações sobre o contraste na capacidade de estocagem de fluido entre a matriz rochosa e a fratura, indicar falhas e suas distâncias em relação ao poço, bem como identificar diferentes permeabilidades entre camadas. Neste último caso, camadas de alta permeabilidade podem ser tratadas como fraturas horizontais.
A classificação dos reservatórios naturalmente fraturados, de acordo com Nelson (1985), bem como algumas de suas principais implicações, se dá da seguinte forma:
Reservatórios Tipo 1: a capacidade de armazenamento de fluidos e os canais de fluxo para produção dele são devidos às fraturas. Implica em necessidade de alta intensidade e porosidade de fraturas para que o reservatório seja economicamente produtivo; e pode resultar em breakthroughs recentes.
Reservatórios Tipo 2: são de baixa porosidade e permeabilidade, onde a matriz rochosa fornece a armazenagem de fluidos, enquanto as fraturas fornecem a permeabilidade. A eficiência da recuperação primária e secundária depende fortemente do quanto a matriz está exposta ao sistema de fraturas; e é possível que o reservatório sofra um rápido declínio de produção.
Reservatórios Tipo 3: a porosidade é significativamente alta em relação à fratura e possui boa permeabilidade. Dessa forma, o sistema de fraturas é responsável pelo incremento na permeabilidade, adicionando capacidade de fluxo ao reservatório.
Reservatórios Tipo 4: a matriz já possui alta porosidade e permeabilidade. As fraturas aumentam a anisotropia do meio. Apresentam baixa recuperação devido à severa compartimentalização, porém, pode ser otimizado se devidamente planejado.
O esquema da figura abaixo permite visualizar essa classificação e identificar o quão próximas as duas propriedades, porosidade e permeabilidade, estão de “tudo fratura” e “tudo matriz”.
O grau de interação entre a matriz e a fratura irá determinar a recuperação de óleo esperada e o tipo de problema decorrente dele. Logo, pode-se dizer que os parâmetros que controlam a recuperação nos reservatórios fraturados são:
Magnitude e heterogeneidade da permeabilidade da fratura; e
Extensão da comunicação entre matriz e fratura.
É evidente que a referida comunicação é essencial para a produtividade em longo prazo ou para altos fatores de recuperação. A permeabilidade da fratura controla o fornecimento de fluido e a heterogeneidade controla a extensão do influxo de água ou gás, mecanismo secundários de recuperação. Ambos definem o poder de atuação desses mecanismos.
Como primeiro passo, a detecção de fraturas é importante para a avaliação de reservatórios, a qual se baseia em análises de testemunhos em laboratório e na interpretação de perfis de poço e teste de pressão, em casos especiais. Como dito, é de igual importância o estudo das propriedades das rochas e das características das fraturas para poder planejar a estratégia de produção e desenvolvimento do reservatório, integrando aspectos geológicos, operacionais, produtivos e econômicos.
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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