ANÁLISE DA DISTRIBUIÇÃO DO TAMANHO DE POROS APLICADO À ROCHA RESERVATÓRIO

Autores

  • Rayssa Costa Cabral Centro Universitário Tiradentes
  • Lauriany Maria dos Santos Barros Centro Universitário Tiradentes
  • Jaianne Raíze dos Santos Feitoza Centro Universitário Tiradentes
  • Luana Paula dos Santos Granja Centro Universitário Tiradentes
  • Dheiver Francisco Santos Centro Universitário Tiradentes

Palavras-chave:

Porosidade, reservatório, petróleo

Resumo

As propriedades macroscópicas; porosidade e permeabilidade das rochas são requisitos fundamentais para a formação de reservatórios de petróleo. O petróleo, por possuir uma densidade média inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar das rochas geradoras para a superfície. Se, no caminho, o óleo encontrar uma camada impermeável (armadilhas) que impeça a sua migração e uma estrutura porosa e permeável (reservatório) que faça o seu confinamento, acaba se formando um reservatório, exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas.  Já dentro dos reservatórios, os fluidos irão se organizar de acordo com as suas respectivas densidades e a distribuição do tamanho dos poros na rocha. A porosidade são espaços vazios no interior da rocha que dependem da forma, arrumação e variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha, enquanto a permeabilidade é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. O objetivo desse trabalho é obter dados do tamanho dos poros de uma rocha reservatório a partir do tratamento de imagens, foi usado o software imagej que por sua vez realiza o tratamento através de uma binarização que consiste na conversão de uma imagem com níveis de cinza para uma imagem com representação binária, como resultado obteve-se a média e o desvio padrão das propriedades geométricas em PDF (Gaussiana) dos poros da rocha reservatório. Foram usadas três médias em pixels das três imagens tratadas, com valores de 3,3;5,2 e 5,9 e a partir desses valores e dos seus respectivos desvios padrões (1,6;3,2;2,4) foi possível chegar ao resultado de heterogeneidade do tamanho dos raios dos poros da pedra pomes devido às variações encontradas em relação às médias dos tamanhos desses raios.  

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Publicado

2017-01-04

Como Citar

Cabral, R. C., Barros, L. M. dos S., Feitoza, J. R. dos S., Granja, L. P. dos S., & Santos, D. F. (2017). ANÁLISE DA DISTRIBUIÇÃO DO TAMANHO DE POROS APLICADO À ROCHA RESERVATÓRIO. Caderno De Graduação - Ciências Exatas E Tecnológicas - UNIT - ALAGOAS, 3(3), 33. Recuperado de https://periodicos.set.edu.br/fitsexatas/article/view/3601

Edição

Seção

Artigos