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Ao determinar a possibilidade de realizar um processo de injeção de água ou de gás em um reservatório, devem-se considerar alguns fatores que afetam diretamente o processo escolhido; nesta parte do trabalho se faz uma descrição dos mais importantes.

2.6.1 Geometria do reservatório

Um dos primeiros passos para fazer um estudo de injeção é obter a informação do reservatório e determinar sua geometria, pois sua estrutura e estratigrafia controlam a localização dos poços e ajudam a decidir qual o tipo de injeção mais adequado.

A estrutura geológica é o fator mais influente sobre a segregação gravitacional, já que na presença de altas permeabilidades, a recuperação nos reservatórios de óleo pode reduzir a saturação de óleo a um valor no qual a

injeção de água não se tornaria economicamente atrativa. Se a estrutura é apropriada, e a saturação de óleo justifica um processo de injeção de água, deve ser estudado qual o tipo de configuração de poços é o mais conveniente.

Geralmente, as operações de injeção de água são implementadas em campos com saliências estruturais moderadas, onde a acumulação de petróleo é encontrada em armadilhas estratigráficas. Na maioria das vezes, estes reservatórios possuem gás em solução como mecanismo de produção primária e, geralmente, ao final desta etapa ficam altas saturações de óleo, tornando o reservatório atrativo para operações de recuperação secundária. Assim, a localização dos poços de injeção e produção devem se adaptar às propriedades e condições do meio poroso.

Também é importante realizar uma análise da geometria do reservatório e do histórico de produção, para definir a presença e a força de um possível influxo de água e assim, decidir sobre a necessidade de injeção suplementar. Outro fator importante é a existência de problemas estruturais como falhas ou de qualquer outro tipo de barreira de permeabilidade, pois um reservatório com muitas falhas é pouco atrativo para qualquer programa de injeção (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.2 Litologia

É um parâmetro profundamente importante na decisão sobre uma possível injeção de água ou de gás em um reservatório qualquer. A porosidade, a permeabilidade e o conteúdo de argila são fatores litológicos que afetam o processo. A avaliação destes efeitos requer estudos de laboratório detalhados sobre o reservatório, também podem ser realizadas mediante provas pilotos experimentais.

Resultados de laboratório têm demonstrado que a diferença entre a composição mineralógica dos grãos de areia, do material do cimento e principalmente da composição dos hidrocarbonetos pode ocasionar diferenças na saturação de óleo residual, um estudo desses é o de Benner e Bartell

(1941) que têm demonstrado que, em certas condições, os constituintes básicos de alguns tipos de óleo fazem com que o quartzo se torne hidrofóbico, devido à adsorção de água na superfície dos grãos de areia. Da mesma forma, os constituintes ácidos presentes em outros tipos de óleo tornam a calcita hidrofóbica.

A presença do mineral argiloso no meio poroso pode tamponar os poros por inchamento ou floculação no momento da injeção de água. Entretanto, não existem dados disponíveis sobre a extensão deste problema, já que isso depende da natureza desse mineral. No entanto, pode-se obter uma aproximação dos efeitos mediante estudos de laboratório. A redução da permeabilidade também depende da salinidade da água injetada. De fato, geralmente, água fresca é substituída por salmouras para os propósitos de injeção (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.3 Profundidade do reservatório

É outro fator que deve ser considerado em uma injeção de água, já que se o reservatório for demasiado profundo a re-perfuração pode não ser economicamente rentável, nesse caso seria preciso saber se existe a possibilidade de usar os poços antigos. Depois das operações primárias, as saturações de óleo residual em reservatórios profundos geralmente são menores do que em reservatórios superficiais. Devido a que no início, existia um grande volume de gás em solução para expulsar o óleo, gerando um fator de encolhimento maior. Além disso, grandes profundidades permitem utilizar maiores pressões e um espaçamento mais amplo (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.4 Porosidade  

O volume total de óleo em um reservatório é uma função direta da porosidade, pois ela determina a quantidade de óleo presente na rocha. No entanto, esta propriedade é muito variável, por exemplo, pode oscilar desde 10

até 35% em uma zona individual, dependendo do material da rocha e das condições de fratura. Para estabelecer a média da porosidade, é razoável tomar a média aritmética das porosidades em um testemunho. Se os dados forem suficientes, mapas de distribuição da porosidade podem ser realizados. Os mapas podem ser medidos areal ou volumetricamente para dar uma porosidade total real. Além disso, se as amostras de testemunho são suficientes, análises estatísticas das porosidades e das permeabilidades são feitas. A melhor forma de medir este parâmetro tem sido através de medidas de laboratório em amostras de testemunhos e também podem ser usados perfis elétricos ou de indução (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.5 Permeabilidade

A magnitude da permeabilidade de um reservatório controla de forma significativa a vazão de injeção de água para uma determinada pressão. Por isso, é preciso conhecer bem os valores desta propriedade, assim como a máxima pressão de injeção aconselhável, levando em conta a profundidade do reservatório.

Segundo estudos, (Benner e Bartell, 1941), quanto mais homogênea é a permeabilidade, maior êxito se obtém em um programa de injeção de água. As grandes variações de permeabilidade em estratos individuais podem fazer com que a água injetada se desloque mais rapidamente através dos estratos de alta permeabilidade. Quando isso acontece, os estratos menos permeáveis geralmente não são varridos de forma eficiente, o resultado disso é conhecido como “fingering”. Estes fatos influenciam na economia do projeto e na possibilidade da invasão do reservatório. A continuidade dos estratos é tão importante quanto a variação da permeabilidade. Se não existe uma correlação do perfil de permeabilidades entre os poços individuais, cabe a possibilidade de que as zonas mais permeáveis não sejam contínuas e que o “fingering” da água injetada seja menos severa do que o indicado pelos procedimentos aplicados a todo o reservatório (Paris de Ferrer, 2001). A Figura 2-6 mostra o efeito da distribuição vertical da permeabilidade sobre a injeção de água.

Figura 2-6 Efeito da distribuição vertical da Permeabilidade sobre a Injeção de Água. (Fonte: Archer e Wall, 1986)

2.6.6 Continuidade das propriedades da rocha

O conhecimento sobre a continuidade das propriedades da rocha é necessário para determinar a possibilidade de injeção, pois o fluxo dos fluidos acontece na direção dos planos de estratificação. Se o reservatório esta dividido em estratos separados, pode ser que os estratos individuais tenham tendência a reduzir suas espessuras com a distância, ou que exista um meio uniforme. Estudos dos testemunhos podem revelar estratificações cruzadas e de fraturamento. Todas estas situações devem ser consideradas na determinação do espaçamento dos poços, nas configurações de injeção e na estimativa do volume do reservatório (Paris de Ferrer, 2001).

2.6.7 Magnitude e distribuição das saturações dos fluidos

Tem sido comprovado que quanto maior é a saturação de óleo no reservatório, no início da injeção, maior é o fator de recuperação, fazendo com que o retorno do investimento seja melhor. A Figura 2-7 mostra um esquema do comportamento dos fluidos no reservatório através das diferentes etapas de uma injeção de água para rochas molhadas por óleo e por água (Paris de Ferrer, 2001).

Figura 2-7 Distribuição de Fluidos em uma Injeção de Água. (Fonte: Craig, 1971)

Outro parâmetro importante que deve ser conhecido é a saturação inicial de água conata, pois ajuda a determinar a saturação inicial de óleo.

2.6.8 Propriedades dos fluidos e permeabilidades relativas

As propriedades físicas dos fluidos têm muita influência sobre o processo de injeção. A mobilidade de um fluido é a relação que existe entre a permeabilidade efetiva e a viscosidade desse fluido. A razão de mobilidade é a relação entre a mobilidade da fase deslocante e a da fase deslocada. Quanto maior é o valor de M, menor é a recuperação no momento da erupção da água (“breakthrough”); em consequência, a quantidade de água produzida para recuperar a mesma quantidade de óleo é maior.

Em um processo de deslocamento de óleo, a razão de mobilidade relaciona a mobilidade da água com a mobilidade do óleo, na porção do reservatório que já foi invadida. Em reservatórios heterogêneos, as características das permeabilidades relativas variam areal e verticalmente. Como resultado, o fluido deslocador não forma uma frente uniforme na medida em que avança e tende a se canalizar na direção dos estratos ou áreas que tenham uma maior permeabilidade, como se mostra na Figura 2-8. Na medida em que o deslocamento avança, a razão de mobilidade continua aumentando nas partes do reservatório previamente invadidas pelo fluido deslocador (Paris de Ferrer, 2003).

Figura 2-8 Estabilidade da Frente de Deslocamento. (Fonte: Craig, 1971)