PETROFÍSICA DE FOLHELHOS NEGROS DA BACIA DO ARARIPE

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1 PETROFÍSICA DE FOLHELHOS NEGROS DA BACIA DO ARARIPE Juliana Targino Batista1; José Agnelo Soares2 1 Universida Feral Campina Gran, Unida Acadêmica Engenharia Petróleo julianatargino@hotmail.com 2 Universida Feral Campina Gran, Unida Acadêmica Mineração e Geologia agnelosoares@gmail.com RESUMO A Bacia do Araripe integra o grupo bacias sedimentares do interior do norste, que vêm sendo alvo intensa pesquisa a fim quantificar e qualificar o seu potencial em armazenar hidrocarbonetos. Para a realização ste trabalho foram coletadas 20 amostras folhelhos negros que afloram em minas gipsita existentes no membro Ipubi da Formação Santana, com o objetivo caracterizar as suas propriedas petrofísicas, uma vez que as mesmas são pouco conhecidas e as buscas por informações sobre este tipo litológico vêm aumentando visando terminar o seu potencial para a geração hidrocarbonetos. As propriedas petrofísicas medidas nas amostras folhelhos negros neste trabalho foram a porosida, a nsida grãos e total e as velocidas elásticas. Devido à saturação natural em petróleo, os valores medidos porosida e nsida são aparentes. Neste trabalho é proposto um método para a estimativa da saturação óleo e das propriedas petrofísicas reais. Os resultados obtidos mostraram que a porosida verdaira, a saturação óleo e a velocida acústica da matriz penm principalmente do valor da nsida grãos. Palavras Chave: Propriedas petrofísicas, Formação Santana, Folhelhos. 1. INTRODUÇÃO gás. No Brasil pouco se tem estudado a respeito potenciais reservatórios não Os reservatórios hidrocarbonetos são convencionais, modo que pouco se geralmente associados a dois tipos rochas conhece sedimentares arenitos e carbonatos, que petrofísicas e, consequentemente, sobre o seu constituem potencial produção. os convencionais. chamados Atualmente reservatórios sobre as suas propriedas gran Esta pesquisa visa caracterizar os importância tem se dado aos casos folhelhos da Bacia do Araripe em termos das reservatórios não-convencionais, constituídos suas propriedas físicas, como porosida, por folhelhos, os quais pom conter óleo ou nsida grãos e total e velocidas contato@conepetro.com

2 elásticas, consirando seu possível potencial Formação Santana. Este intervalo registra para uma evolução sistemas posicionais a produção hidrocarbonetos. Adicionalmente, investigou-se o efeito da continentais, saturação petróleo que ocorre naturalmente corresponntes a fase pós-rifte abertura neste tipo rocha. do oceano Atlântico Sul. A Bacia do Araripe está situada na Os fluviais folhelhos negros para do lacustres Araripe região fronteira dos estados do Ceará, corresponm a laminitos negros positados Pernambuco, Piauí e Paraíba no interior do em ambiente redutor no interior lagos. norste do Brasil e perfaz uma área Neumann et al. [2003] mostraram que os aproximadamente km². A Figura 1 folhelhos negros exibem teores variados apresenta com carbonatos e teores carbono orgânico entre staque, em vermelho, para a Bacia do 5% e 19%. Estas fácies contém abundante Araripe. matéria orgânica rivada bactérias e algas o mapa localização encontrada na forma lamalginita bem a pobremente preservada. Lamalginita é um componente orgânico tipicamente encontrado em pósitos lacustres ricos em matéria orgânica. Em trabalho campo foram coletadas 20 amostras folhelhos negros que afloram em minas gipsita localizada nas cercanias da cida Nova Olinda, no estado do Ceará. As amostras verticais foram extraídas blocos disponíveis na frente lavra, enquanto que as amostras horizontais foram Figura 1: Mapa localização com staque, extraídas da pare vertical da frente lavra. em vermelho, para a Bacia do Araripe A Figura 2 apresenta uma fotografia do afloramento. [extraído Catto, 2015]. A área on se concentra o presente estudo correspon ao intervalo Aptiano da Bacia do Araripe, que correspon à contato@conepetro.com

3 A extração dos plugues stas amostras foi realizada em campo utilizando uma plugaira manual. Foi necessário ainda que os plugues passassem pela fase corte e acabamento com o objetivo garantir faces planas e paralelas, necessárias aos ensaios. Após a preparação dos plugues foram realizadas as medições suas dimensões (comprimento e diâmetro). A figura 3 apresenta os equipamentos utilizados para finalizar a confecção dos plugues. Figura 2: Fotografia da frente lavra da Mina Pedra Branca, on foram extraídas as amostras folhelho negro. 2. METODOLOGIA Para a realização ste trabalho, foram Figura 3: Equipamentos utilizados para selecionadas 20 amostras folhelhos negros finalizar a confecção dos plugues: (a) Serra e da Bacia do Araripe, porém, apenas 16 (b) Retificadora. amostras foram submetidas aos ensaios elastodinâmicos, porque cinco las não apresentavam condições mecânicas para a realização stes ensaios. Como as amostras apresentavam saturação parcial hidrocarbonetos e provavelmente presença matéria orgânica, as propriedas medidas foram classificadas aparentes anômalos. pondo como propriedas apresentar valores Os ensaios nsida grãos e porosida foram realizados no permoporosímetro a gás (Figura 4). O ensaio consiste em introduzir gás nitrogênio em um copo matriz hermeticamente fechado, cujo volume é conhecido, e que contém o plugue rocha em seu interior. O gás, inicialmente mantido no interior do permoporosímetro com um volume e pressão conhecidos, foi liberado para se expandir através dos espaços vazios contato@conepetro.com

4 existentes no interior do copo matriz, o que As medidas velocidas ondas inclui os poros do plugue rocha. Dessa elásticas, foram realizadas utilizando o expansão corre uma queda na pressão do equipamento AutoLab 500 (Figura 5). Este gás, cujo novo valor foi medido. Uma vez que ensaio consiste no registro completo das o volume do copo matriz é conhecido, o novo ondas P e S que são propagadas na direção volume ocupado pelo gás correspon à longitudinal dos plugues. No caso das ondas S diferença entre o volume do copo e o volume foram registradas duas ondas com polarização grãos. Através da aplicação da Lei mutuamente perpendiculares: ondas S1 e S2. Boyle-Mariotte foi possível extrair o valor da As medidas elastodinâmicas foram realizadas única incógnita: o volume grãos. A em plugues saturados naturalmente por nsida grãos foi obtida diretamente pela petróleo e submetidos a níveis crescentes razão entre a massa do plugue e o seu volume pressão confinante. As velocidas elásticas grãos. Por outro lado, o volume poros foram medidas sob pressão efetiva entre 5 e foi obtido pela diferença entre o volume do 20 MPa. A partir da intificação dos tempos plugue e o volume grãos. Por fim, a propagação das ondas (P, S1 e S2), as porosida foi calculada como a razão entre o velocidas foram calculadas como a razão volume poros e o volume do plugue. A entre o comprimento do plugue e o respectivo nsida total foi calculada como a razão tempo propagação um terminado tipo entre a massa da amostra e o seu volume. onda. Figura 4: Equipamento utilizado para a realização do ensaio nsida grãos e porosida: Ultra Poro/Perm 500. Figura 5: AutoLab 500. contato@conepetro.com

5 2.1 Efeito da saturação parcial em petróleo Manipulando a equação 2 para explicitar a saturação óleo, chegou-se a equação 3. Uma vez que as amostras folhelho se encontravam parcialmente saturadas com petróleo propriedas ocorrência natural, petrofísicas medidas as So não A fim corrigir o efeito da saturação apresentaram os valores e as relações parcial óleo sobre as velocidas elásticas, esperadas. Com [3] GR (1 A ) B GR o A B o objetivo avaliar as foi adotada a Equação Wyllie: propriedas petrofísicas reais, foi proposto neste trabalho, um molo petrofísico para a interpretação folhelhos parcialmente [4] 1 (1 R ) R VP VF VMA saturados com petróleo. On R é a porosida real, VP é a A equação 1 estabelece a relação entre a porosida aparente ( A), a saturação óleo velocida da onda P medida na amostra, VMA é a velocida da matriz mineral e VF é a (So) e a porosida real ( R) velocida no fluido saturante. Explicitando a A R (1 S o ) velocida da matriz: [ 1] VMA Como a nsida total (ρb) é dada pela soma um termo relativo à nsida real grãos (ρgr) e outro relacionado à nsida (ρo) e saturação (So) do óleo, e que o termo relativo à nsida do ar po ser sprezado, temos a equação 2. B GR (1 R ) o S o R [5] (1 R )VFVP VF RVP A velocida da onda P no fluido foi dada em função das proporções óleo e ar que compõem esse fluido e das incompressibilidas do óleo e do ar. Para o cálculo das incompressibilidas foi necessário conhecer as velocidas e as [2] nsidas das fases que compõem o fluido. A velocida da onda P no óleo, em função da nsida, pressão e temperatura, contato@conepetro.com

6 acordo com Batzle e Wang [1992], foi dada óleo provoca uma maior redução no valor por: da porosida e na nsida grãos, a qual também foi afetada pela presença matéria orgânica. Este efeito po ser utilizado para o VP (77,1 API ) 0,5 3,7 T 4,64 P 0,0115 (0,36 API 0, 5 1) TP [6] cálculo da saturação óleo. On VP foi dado em m/s, T em ºC e P em MPa. A nsida do óleo adotada variou entre 0,8 e 0,9 g/cm3 e a pressão adotada foi 20 MPa. Para a fase preenchida por ar foi adotada uma velocida da onda P 350 m/s e uma nsida 1,3 kg/m3. Para o cálculo da incompressibilida do fluido foi utilizado o molo patchy saturation [MAVKO et al., 2003], o qual prevê que a incompressibilida e a nsida uma mistura fluida, no interior dos poros Figura 6: Densida grãos e porosida uma rocha, é dada por: medidas. K F S o K o S ar K ar [7] F S o o S ar ar [8] A VF é dada pela raiz quadrada da razão entre KF e ρf. 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO A Figura 6 apresenta os resultados obtidos para a nsida grãos e a A Figura 7 apresenta a relação entre a nsida total e a porosida das amostras. Normalmente há uma relação inversa entre essas duas propriedas, ou seja, quando a porosida aumenta, a nsida total diminui. No entanto, o que se observou na Figura 7 foi que não há qualquer relação entre essas propriedas para as amostras analisadas folhelhos. porosida medidas. Normalmente não existe correlação entre nsida grãos e porosida. No entanto, uma maior saturação contato@conepetro.com

7 Figura 7: Relação entre nsida total e Figura 8: Velocida da onda P versus a porosida aparente. pressão confinante. As Figuras 8 e 9 apresentam as velocidas das ondas P e S1, respectivamente, contra a pressão confinante. As velocidas foram medidas a pressões crescentes. Na Figura 8 observaram-se três grupos amostras: o grupo maior velocida correspon às amostras horizontais, o grupo amostras menor velocida é composto pelas amostras maior saturação óleo, como monstrado adiante. Já na Figura 9 não se observou essa separação por grupos velocida, uma vez Figura 9: Velocida da onda VS1 versus a que a velocida da onda S não é afetada pela pressão confinante. saturação fluida. Comportamento semelhante foi observado para a velocida da onda S2. A figura 10 apresenta a razão entre as velocidas das duas ondas S. Essa razão é um indicativo anisotropia. Uma amostra é consirada isotrópica quando apresenta a razão VS1/VS2 igual a um. Quanto mais o valor contato@conepetro.com

8 ssa razão se afasta da unida, maior é a anisotropia da rocha. Dessa figura viu-se que há um grupo amostras com anisotropia muito baixa e outro grupo com anisotropia mediana. Figura 11: Velocida da onda P medida sob 20 MPa versus a porosida aparente. Figura 10: Razão entre as velocidas das ondas S versus a pressão confinante. As Figuras 11 e 12 apresentam a relação entre as velocidas das ondas P e S 1, respectivamente, medidas a 20 MPa, contra a porosida aparente. Esperavam-se relações inversas entre as velocidas elásticas e a porosida. Devido à saturação parcial Figura 12: Velocida da onda S1 medida hidrocarbonetos esse comportamento não foi sob 20 MPa versus a porosida aparente. observado. As equações 1 a 4 governam as relações entre as propriedas petrofísicas reais e aquelas medidas com as amostras parcialmente saturadas por petróleo. Estas quatro equações apresentam seis incógnitas contato@conepetro.com

9 ( R, SO, ρgr, ρo, VF e VMA), modo que esse sistema equações é subterminado. No entanto, ρgr (nsida real grãos) e ρo (nsida do óleo) foram as duas incógnitas que menos variaram, modo que se po simular o efeito da variação sses parâmetros sobre as mais variáveis. A Figura 13 apresenta a estimativa da saturação óleo consirando ρo = 0,85 g/cm3 e variando ρgr entre 2,4 e 2,6 g/cm3. Na Figura 14 testou-se o efeito da variação da nsida do óleo, fixando o valor ρgr em 2,5 g/cm3. Figura 14: Saturação óleo estimada consirando ρgr = 2,5 g/cm3 e variando ρo entre 0,8 e 0,9 g/cm3. Notou-se, das figuras 13 e 14, que a estimativa da saturação óleo foi pouco pennte ρo e que varia mais com ρgr especialmente para as amostras com menor saturação óleo. Nas figuras 15 e 16 foram apresentados os valores reais porosida fazendo variar, respectivamente, os valores nsida grãos e do óleo. Notou-se que a estimativa da Figura 13: Saturação óleo estimada consirando ρo = 0,85 g/cm3 e variando ρgr entre 2,4 e 2,6 g/cm3. porosida real foi mais sensível à variação sses parâmetros, principalmente em relação à ρgr. contato@conepetro.com

10 consirando uma nsida real grãos igual a 2,5 g/cm³ e fazendo variar a nsida do óleo entre 0,8 e 0,9 g/cm³. Observou-se que a VP da matriz foi quase insensível ao valor da nsida do óleo, especialmente para as amostras menor VP da matriz. As três amostras maior VP da matriz foram às amostras horizontais e as três que apresentaram os menores valores foram supostamente amostras mais ricas em matéria orgânica ou em uma fase mineral baixa Figura 15: Porosida real estimada velocida. 3 consirando ρo = 0,85 g/cm e variando ρgr entre 2,4 e 2,6 g/cm3. Figura 17: Estimativa da VP da matriz consirando ρgr = 2,5 g/cm3 e variando ρo Figura 16: Porosida real estimada 3 consirando ρgr = 2,5 g/cm e variando ρo entre 0,8 e 0,9 g/cm3. A Figura 18 analisa o efeito da A Figura 17 apresenta a velocida da onda P estimada para a matriz mineral das amostras folhelho, sob entre 0,8 e 0,9 g/cm3. 20 MPa, nsida real grãos sobre a VP da matriz. Neste caso a pressão confinante foi 20 MPa e ρo = 0,85 g/cm3. contato@conepetro.com

11 Para as amostras maior velocida viu-se uma pendência consirável da VP da matriz em relação à nsida real grãos. Figura 19: VP das amostras saturadas com óleo e secas. Pconf = 20 MPa, ρgr = 2,5 g/cm3 e ρo = 0,85 g/cm3. 4. CONCLUSÕES Figura 18: Estimativa da VP da matriz consirando ρo = 0,85 g/cm3 e variando ρgr entre 2,4 e 2,6 g/cm3. Devido à saturação natural óleo e, provavelmente, à presença matéria orgânica, nos folhelhos negros a nsida A Figura 19 apresenta a velocida da grãos e a porosida medidas são aparentes. onda P medida nas amostras naturalmente Tal fato explica o comportamento inesperado saturadas com óleo e a estimada para entre a nsida grãos, a nsida total e amostras secas. A pressão confinante foi 20 a porosida medidas. MPa, ρgr = 2,5 g/cm3 e ρo = 0,85 g/cm3. Viu- A velocida da onda P contra pressão se que há um consirável efeito da saturação confinante mostra que há três grupos sobre a velocida da onda P. amostras: as amostras horizontais, que são as mais alta velocida, um grupo velocidas mais baixas, que possuem maior saturação óleo e, possivelmente, maior teor matéria orgânica, e um grupo com velocidas intermediárias, composto pelas mais amostras verticais. Não se observou a contato@conepetro.com

12 esperada relação crescente das velocidas elásticas com o aumento da porosida Livro: medida. A anisotropia VS foi limitada a BATZLE, M., WANG, Z Seismic 20%, inpennte da direção da amostra e da properties of pore fluids. Geophysics, Vol. saturação em hidrocarboneto. 57, No.11, p Neste trabalho foi proposto um método para a estimação da saturação óleo em MAVKO, G., MUKERJI, T., DVORKIN, J. folhelhos negros e correção do efeito ssa The rock physics handbook. Tools for saturação sobre as propriedas petrofísicas seismic medidas. Assumindo que a nsida grãos Cambridge University Press, 329 pp. analysis in porous media. varia entre 2,4 e 2,6 g/cm³ e que a nsida do óleo varia entre 0,8 e 0,9 g/cm³, mostrou- Artigo periódico: se que a porosida verdaira, a saturação NEUMANN, V.H.; BORREGO, A.G.; CABRERA, L.; DINO, R Organic matter composition and distribution through the Aptian Albian lacustrine sequences of the Araripe Basin, northeastern Brazil. International Journal of Coal Geology 54, óleo e a velocida acústica da matriz penm principalmente do valor da nsida grãos. O efeito da nsida do óleo, ntro do intervalo valores assumido, foi sprezível, exceto para a estimativa da porosida real. Através do método proposto WYLLIE, foi possível estimar, também, a velocida da GARDNER, G.H.F An experimental onda P das amostras secas, ou seja, excluindo investigation of factors affecting elastic wave o efeito da saturação parcial petróleo. velocities in porous media. Geophysics, 23, Trabalhos futuros incluem análise M.R.J., GREGORY, A.R., geoquímica ssas amostras folhelho e do óleo extraído las, bem como a terminação Tese/dissertação: da nsida real dos grãos e da porosida CATTO, B Laminitos microbiais no verdaira através da análise digital membro Crato (neoaptiano), Bacia do imagens microtomografia raios x. Araripe, norste do Brasil. Dissertação mestrado. Instituto Geociências e Ciências Exatas da Universida Estadual Paulista, Campus Rio Claro. 5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS contato@conepetro.com