injeÇÃo de salmoura carbonatada em rochas...

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

LUCAS SOARES MONTE-MOR

INJEÇÃO DE SALMOURA CARBONATADA EM

ROCHAS CARBONÁTICAS: EFEITOS DO

TRANSPORTE REATIVO

CAMPINAS

2018

LUCAS SOARES MONTE-MOR

INJEÇÃO DE SALMOURA CARBONATADA EM ROCHAS

CARBONÁTICAS: EFEITOS DO TRANSPORTE REATIVO

Tese de Doutorado apresentada à Faculdade de

Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências da

Universidade Estadual de Campinas como parte dos

requisitos exigidos para obtenção do título de Doutor

em Ciências e Engenharia de Petróleo, na área de

Reservatórios e Gestão.

Orientador: Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan (in memorian)

Este exemplar corresponde à versão final da

tese defendida pelo aluno Lucas Soares

Monte-Mor e orientada pelo Prof. Dr. Osvair

Vidal Trevisan (in memorian).

CAMPINAS

2018

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA

E INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

TESE DE DOUTORADO

INJEÇÃO DE SALMOURA CARBONATADA EM

ROCHAS CARBONÁTICAS: EFEITOS DO

TRANSPORTE REATIVO

Autor: Lucas Soares Monte-Mor

Orientador: Prof. Dr. Osvair Vidal Trevisan (in memorian)

A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Tese:

Prof. Dr. Alessandro Batezelli Presidente

DGRN/IG/UNICAMP

Dr. Guilherme Daniel Avansi

DEP/FEM/UNICAMP

Prof. Dr. Celso Peres Fernandes

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA

Dr. Everton Zaccaria Nadalin

UNIVERSIDADE FEDERAL DO ABC

Dr. Carlos Eduardo Andrade Gomes Barreto

SOLPE

A ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo de vida

acadêmica do aluno.

Campinas, 22 de novembro de 2018.

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais, irmão e minha querida esposa que sempre me

motivaram e acreditaram no meu trabalho.

AGRADECIMENTOS

Gostaria de agradecer primeiramente ao grande amigo Professor e Orientador Dr. Osvair

Vidal Trevisan, pelos ensinamentos e confiança depositados em mim para realizar este trabalho.

Exemplo de profissionalismo que sempre será uma de minhas fontes de inspiração para ser

eternamente honesto e ético com todos.

Agradeço também a minha querida esposa Lilian Button que sempre me deu força nos

momentos mais difíceis e conforto em cada etapa do trabalho, do Brasil ao outro lado do mundo

na Austrália. Sem ela esse trabalho não seria possível.

Ao professor Christoph Arns por todo o ensinamento e conhecimento passado durante meu

período de intercâmbio na UNSW.

A todos os profissionais do Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação e Laboratório

de Métodos Miscíveis de Recuperação da UNICAMP: Henrique, Washington, Erika, Alessandra,

Nilo, Marta e principalmente aos grandes amigos Wellington e Leandro. A todos os funcionários,

professores e amigos do Departamento de Engenharia de Petróleo.

E por último à minha família, Izailton, Luzia e Danilo, que além de serem meus pais e irmão,

são amigos, heróis e fonte de inspiração e força que me proporcionaram condições para chegar ao

tão desejado título de doutor em Engenharia de Petróleo.

“If you want it, you can fly, you just have to trust

you a lot.”

Steve Jobs

RESUMO

Mais da metade das reservas de petróleo do mundo estão localizadas em reservatórios

carbonáticos, e no contexto brasileiro do pré-sal, apresentam altas quantidades de dióxido de

carbono (CO2). Devido a problemas ambientais relacionados às emissões de dióxido de carbono,

uma das soluções é sua re-injeção no reservatório. Os processos de injeção de CO2 em rochas

carbonáticas envolvem reações entre a salmoura ácida e a rocha. Essas interações promovem

mudanças petrofísicas na estrutura da rocha devido a dissoluções ou precipitações de calcita. O

objetivo deste trabalho foi investigar em escala de poros utilizando a técnica de microtomografia

de raios-X, as alterações do meio poroso através da injeção de salmoura carbonatada de alta

salinidade.

A metodologia desenvolvida neste trabalho foi aplicada a duas rochas coquinas com

significativa presença de microporosidade. Dados de porosidade e permeabilidade foram tomados

antes e depois dos testes, com porosímetro e permeabilímetro. Esses valores foram posteriormente

comparados com os resultados de permeabilidade (obtidas pelo diferencial de pressão) e de

porosidade (por microtomografia de raios-X). As análises das imagens de microtomografia foram

realizadas utilizando a técnica de segmentação de três fases, onde foram separadas as fases de

macroporos, microporos e grãos. Com o desenvolvimento de dois experimentos a temperatura de

65°C e pressão de 2000 psi, os ensaios procuram representar, para duas vazões diferentes de

injeção, os padrões de dissolução para a rocha coquina e localizar as regiões onde as mudanças no

meio poroso ocorreram. Para o primeiro experimento utilizou-se uma vazão de injeção de 0,1

cm³/min e para o segundo experimento uma vazão de injeção de 0,5 cm³/min. As duas vazões foram

escolhidas para representar diferentes regiões dentro do reservatório.

Os resultados de laboratório mostram que inicialmente ocorre uma perda de injetividade no

sistema e posterior aumento da permeabilidade. Após cinquenta volumes porosos injetados,

encontrou-se padrões de dissolução na forma de caminhos preferenciais. O uso de mapeamento

através de histograma 2D das imagens pré e pós-dissolução mostraram que ocorrem precipitação e

dissolução simultaneamente em toda a amostra, porém as reações são maiores nas regiões próximas

à face de injeção. Os resultados dos fluidos produzidos mostram que há uma boa concordância

entre os valores de porosidade medidos em laboratório e através de cromatografia de íons.

Palavras Chave: porosidade; permeabilidade; dissolução; coquina; salmoura, CO2; caminhos

preferenciais; microtomografia de raios-X; análise de imagens, histograma 2D.

ABSTRACT

More than half of the world's oil reserves are located in carbonate reservoirs, and in the

Brazilian pre-salt context, contain high amounts of CO2. Due to environmental issues related to

CO2 emissions, one of the solutions is the CO2 re-injection into the reservoir. The processes of CO2

injection in carbonate rocks involve reactions between the acidic brine and the rock. These

interactions promote changes in the rock structure due to calcite dissolution or/and precipitation.

The objective of this work was to investigate in pore scale using the technique of x-ray

microtomography, the alterations of the porous medium through the injection of high salinity

carbonated brine. With the development of two experiments at 65 °C and 2000 psi, the experiments

will represent for two different flow rates the dissolution patterns for the coquine rock and find the

regions where the changes occurred in the porous medium.

The methodology developed in this work was applied to two coquine rocks with high

presence of microporosity. Porosity and permeability data were obtained before and after the

experiments using a porosimeter and a permeabilimeter. The measured laboratory values were

compared to the permeability (obtained from differential pressure) and porosity (through X-ray

microtomography images). Microtomography images were analyzed using a three-phase

segmentation technique, which separates macropores, micropores and grain phases. For the first

experiment we used a flow rate of 0.1 cm3/min and for the second experiment a flow of 0.5

cm3/min. The two flow rates were selected to simulate different regions in the reservoir.

The laboratory results show an initial loss of injectivity in the system with reduction and

subsequent increase of permeability. After several pore volumes injected, dissolution patterns in

the form of wormholes were found. The use of mapping through 2D histograms for the pre- and

post-dissolution images showed the occurrence of precipitation and dissolution in the entire

sample, although the reactions are stronger in the vicinities of the injection face. The produced

fluids results showed that there is a good agreement between the porosity values measured in

laboratory and through ion chromatography.

Key Words: porosity; permeability; dissolution; coquine; brine; CO2; wormholes; X-ray

microtomography; image analysis, 2D histogram.

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Regime de formação de wormholes vs Números de Péclet e Damköhler (adaptado de

GOLFIER et al, 2002 e FREED e MILLER (2000)). ................................................................... 28

Figura 2.2 – Padrões de dissolução encontrados aumentando a taxa de injeção de (a) para (e). (a)

dissolução facial, (b) “wormhole” cônico, (c) “wormhole” dominante, (d) “wormhole” ramificado

e (e) dissolução uniforme. Fonte: FREED e MILLER (2000) ...................................................... 30

Figura 3.1 – Fluxograma de trabalho pré e pós injeção de salmoura carbonatada (Carbonate

Water Injection - CWI) .................................................................................................................. 37

Figura 3.2 – Exemplo de amostra de coquina utilizada nos testes obtidas do afloramento do

Morro do Chaves, formação Coqueiro Seco, uma formação de carbonato Albiano do pré-sal da

Bacia de Sergipe-Alagoas .............................................................................................................. 38

Figura 3.3 – Extrator Soxhlet utilizado para limpeza das amostras com uma mistura de 50%

metanol e 50% etanol por um período de 24 horas. ...................................................................... 40

Figura 3.4 – Porosímetro/permeabilímetro a gás AP-608 utilizado para medir a porosidade e

permeabilidade das amostras a uma pressão de confinamento de 1000 psi. ................................. 41

Figura 3.5 – Zoom da superfície de amostra de coquina onde foi realizado o teste de XPS. Na

imagem aparecem dois dos pontos selecionados em uma escala de 600µ. ................................... 42

Figura 3.6 – Transdutor de pressão Yokogawa DPharp EJA130a ................................................ 43

Figura 3.7 – Esquema utilizado para saturação da salmoura com CO2. A garrafa 1 contém o CO2

que será injetado na garrafa 2 contendo a salmoura. ..................................................................... 44

Figura 3.8 – (a) Esfera flutuante utilizada dentro da garrafa para misturar a salmoura com CO2 e

(b) garrafa envolta por mantas térmicas e posicionada no cavalo mecânico utilizado para

movimentar os fluidos e esfera no interior. ................................................................................... 45

Figura 3.9 – Esquema utilizado para realizar os experimentos mostrando os equipamentos

utilizados. ....................................................................................................................................... 46

Figura 3.10 – Aparato montado para realização do teste e os componentes principais: (1) bomba

DBR, (2) garrafa contendo salmoura carbonatada, (3) core holder contendo as amostras, (4)

transdutor diferencial de pressão, (5) válvula de contra-pressão, (6) separador gás/líquido e (7)

gasômetro. ..................................................................................................................................... 47

Figura 3.11 – Sequência de preparo da amostra para confinamento no core holder. (a)

envolvimento da amostra com teflon, (b) seguido por papel alumínio, (c) após nova camada de

teflon é inserido o termo retrátil e (d) borracha utilizada para confinar a amostra........................ 49

Figura 3.12 – (a) Separador flash e frascos utilizados para coleta de líquidos e (b) gasômetro

utilizado para quantificar o volume de gás produzido. .................................................................. 50

Figura 3.13 – Registro de imagens 3D de coquina utilizada nos testes com 2560x2560 pixels e

resolução de aproximadamente ~10µm utilizando a técnica desenvolvida por LATHAM et al,

(2008). (a) Imagem antes dos testes e (b) imagem após o teste registrada e posicionada na mesma

posição pré-teste ............................................................................................................................ 54

Figura 3.14 – Exemplo de imagem tomografada de coquinas (eixos x,z) e subset da imagem

original. O número original de imagens 2D é de 4760. Após o subset foram aproveitadas 3880

slices. ............................................................................................................................................. 55

Figura 3.15 – (a) Imagem tomografada de coquina com 2560x2560 pixels, (b) após utilizarmos a

máscara geométrica temos uma imagem com 1160 pixels de raio (resolução: ~10,54µm) .......... 55

Figura 3.16 – (a) Região de uma imagem microtomografada de coquina (tamanho do voxel:

~10,54µm, 512x512 pixels), (b) Mesma imagem após a aplicação do filtro AD ......................... 56

Figura 3.17 – Exemplo de segmentação CAC utilizada no trabalho. a) Imagem original em escala

de cinza e b) imagem segmentada em três fases: poros (preto), grãos (vermelho) e microporos

(verde). ........................................................................................................................................... 57

Figura 3.18 – Exemplo de thresholds mostrando as intensidades finais definidas para poros

(preto), fase intermediária (verde) e grãos (vermelho) após duas segmentações CAC ................. 58

Figura 3.19 – Representação de como o algoritmo calcula a conectividade do sistema poroso na

direção z. Inicialmente calcula-se apenas a macroporosidade e em seguida adiciona-se a

microporosidade. ........................................................................................................................... 60

Figura 3.20 – (a) Representação do histograma de intensidades 2D para as imagens antes e após

os testes de dissolução: macroporos (0), fase intermediária (1 a N) e grãos (N+1) e (b) exemplo

de teste onde ocorre apenas dissolução, tornando grãos e microporos em 100% poros

(macroporos). ................................................................................................................................. 62

Figura 4.1 – Espectro de uma das análises de XPS realizadas no CNPEM. Os resultados mostram

a presença de calcita majoritariamente na região. O espectro é formado pela contagem por

segundo (CPS) pela energia de ligação (eV) ................................................................................. 64

Figura 4.2 – Coquina utilizada para medir a variação da porosidade e permeabilidade com o

aumento da pressão de 500 a 5000 psi. ......................................................................................... 66

Figura 4.3 – Gráfico com as medidas de porosidade variando-se a pressão de 500 a 5000 psi. ... 67

Figura 4.4 – Gráfico com as medidas de permeabilidade variando-se a pressão de 500 a 5000 psi.

....................................................................................................................................................... 68

Figura 4.5 – Gráfico mostrando a relação permeabilidade x porosidade variando-se a pressão de

500 a 5000 psi. ............................................................................................................................... 69

Figura 4.6 – Amostra de coquina utilizada no teste de dissolução1. ............................................. 70

Figura 4.7 – Imagem (a) pré e (b) pós alterações na face de injeção da amostra A7 com destaque

em vermelho para um furo encontrado na face após o teste. ......................................................... 71

Figura 4.8 – Evolução da permeabilidade em função do número de volumes porosos injetados

utilizando os dados originais e calculados através da equação de Darcy. ..................................... 72


após utilizar os métodos de Dixon, Grubbs e média móvel. ......................................................... 73

Figura 4.10 – Evolução da permeabilidade calculada em função dos 10 primeiros Vp injetados

ilustrando a redução da permeabilidade no início do teste. ........................................................... 73

Figura 4.11 – Concentração de íons de Ca2+ produzidos no teste 1. ............................................. 75

Figura 4.12 – Concentração de íons de Mg2+ produzidos no teste 1. ............................................ 75

Figura 4.13 – Concentração de íons de K+ produzidos no teste 1. ................................................ 76

Figura 4.14 – Volume dissolvido/precipitado de calcita, estimativa da porosidade inicial e final

medidas em laboratório e porosidade calculada através das Equações 3.1 e 3.2. ......................... 76

Figura 4.15 – Histograma de intensidade de raios-X das imagens antes e depois do teste de

dissolução 1. .................................................................................................................................. 78

Figura 4.16 – Resultado de porosimetria por intrusão e mercúrio de uma rocha coquina, do

mesmo bloco de onde a amostra foi retirada, mostrando a distribuição de gargantas de poros.

Note a quantidade de gargantas menores que a resolução da imagem de aproximadamente 10um

(adaptado de MONTE-MOR e TREVISAN, 2016). ..................................................................... 78

Figura 4.17 – Cortes de imagens pré (esquerda) e pós-teste (direita). As distâncias das imagens da

face de injeção são: (a e a*) 0,24 cm, (b e b*) 1,44 cm, (c e c*) 2,84 cm e (d e d*) 3,64 cm. ...... 80

Figura 4.18 – Zoom de imagem antes (imagem superior) e depois (imagem inferior) do teste

ilustrando dentro dos retângulos vermelhos regiões em que ocorreram dissolução e precipitação

na mesma região da amostra. ......................................................................................................... 81

Figura 4.19 – Série de imagens mostrando o processo de segmentação utilizado neste trabalho. a)

Imagem original, b) primeira segmentação separando poros resolvidos, c) segmentação adicional

separando macroporos (preto), microporos (verde) e grãos (vermelho), e d) resultado final da

segmentação apresentando as 51 fases (macroporos, grãos e 49 fases microporosas).................. 82

Figura 4.20 – Resultado da análise de conectividade do sistema para a amostra A7 antes e depois

do teste. .......................................................................................................................................... 84

Figura 4.21 – Perfil de porosidade para poros resolvidos ao longo da amostra obtidas por imagens

de micro-CT antes e após o teste de dissolução ............................................................................ 85

Figura 4.22 – Amostra A7 reconstruída tridimensionalmente através de imagens de micro-CT

com a fase sólida (grãos) na cor cinza e poros na cor verde. ........................................................ 86

Figura 4.23 – (a) Mapa de dissolução da amostra A7. A fase porosa das imagens antes e após o

teste foi subtraída gerando um set de imagens ilustrando as mudanças no meio poroso. Na face de

injeção da amostra (topo da imagem) forma-se um wormhole (região dentro do retângulo

vermelho) gerado pela injeção de salmoura carbonatada. (b) Zoom do wormhole cônico formado.

....................................................................................................................................................... 86

Figura 4.24 – Distribuição de tamanho de poros, raio de garganta, aspect ratio, número de

coordenação e tortuosidade de garganta extraídos da rede de poros antes e após o teste. ............ 87

Figura 4.25 – Histograma de intensidade 2D mostrando a probabilidade de alterações pré e pós-

dissolução para todo o conjunto de dados de imagens. ................................................................. 89

Figura 4.26 – Divisão da amostra em blocos para computar os cenários de evolução através do

histograma 2D. .............................................................................................................................. 89

Figura 4.27 – Histograma 2D resultantes da divisão da amostra em 4 blocos. Bloco 1 representa a

região próxima a face injetora e o bloco 4 a região próxima a produtora. .................................... 90

Figura 4.28 – Amostra de coquina utilizada no teste de dissolução 2. .......................................... 91

Figura 4.29 – (a) Coquina utilizada antes do teste 2 e (b) e (c) fratura encontrada após a retirada

da coquina do core holder, borracha, termo retrátil, alumínio e teflon. ........................................ 93


utilizando os dados originais e calculados através da equação de Darcy. ..................................... 93


após utilizar os métodos de Dixon, Grubbs e média móvel. ......................................................... 94


ilustrando a redução da permeabilidade no início do teste. ........................................................... 94

Figura 4.33 – Concentração de íons de Ca2+ produzidos no experimento 2. ................................ 96

Figura 4.34 – Concentração de íons de Mg2+ produzidos no experimento 2. ............................... 96

Figura 4.35 – Concentração de íons de K+ produzidos no experimento 2. ................................... 97

Figura 4.36 – Volume dissolvido/precipitado de calcita e estimativa da porosidade calculada

através das Equações 3.1 e 3.2. ..................................................................................................... 97

Figura 4.37 – Microtomografias de raios-X da coquina A1 antes e depois do teste. (a) e (b)

representam cortes nos eixos x, z e (c) e (d) os cortes na direção y, z. .......................................... 99

Figura 4.38 – Divisão da imagem em três regiões. A região fraturada (Região 2) não entrou na

análise das imagens. (a) corte no eixo x, z e (b) corte no eixo y, z. ............................................... 99

Figura 4.39 – Cortes de várias imagens pré (esquerda) e pós-dissolução (direita) para a região 1.

..................................................................................................................................................... 101


..................................................................................................................................................... 102

Figura 4.41 – Zoom de imagem (960 x 650 pixels) antes (esquerda) e depois (direita) do teste 2

apresentando regiões com precipitação e dissolução de minerais. .............................................. 103

Figura 4.42 – Série de imagens mostrando o processo de segmentação utilizada no teste 2. a)



segmentação apresentando as 51 fases (macroporos, grãos e 49 fases microporosas)................ 104

Figura 4.43 – Resultado da análise de conectividade do sistema para a amostra A7 depois do teste

de dissolução para a região próxima a face injetora. ................................................................... 105


do teste de dissolução para a região 3.......................................................................................... 106

Figura 4.45 – Perfil de porosidade para poros resolvidos ao longo da amostra obtidas por

imagens de micro-CT antes e após o teste de dissolução na região 1. ........................................ 106


imagens de micro-CT antes e após o teste de dissolução na região 3. ........................................ 107

Figura 4.47 – Microtomografia de raios-X da amostra A1 antes (esquerda) e após (direita) o teste

de dissolução com destaque para a fratura na região central da amostra. ................................... 108


com a fase sólida (grãos) na cor cinza e poros na cor verde. ...................................................... 108

Figura 4.49 – Mapa de dissolução da região 1 da amostra A1. A fase porosa das imagens antes e

após o teste foi subtraída gerando um set de imagens ilustrando as mudanças no meio poroso.

Note a presença de um caminho preferencial gerado pela injeção de salmoura carbonatada. .... 108

Figura 4.50 – Mapa de dissolução da região 3 da amostra A1. A diferença de imagens não mostra

grandes mudanças no meio poroso. ............................................................................................. 109

Figura 4.51 – Distribuição de tamanho de poros, gargantas, aspect ratio, número de coordenação

e tortuosidade de garganta extraídos da rede de poros antes e após o teste 2 para a região 1. .... 110


coordenação e tortuosidade de garganta extraídos da rede de poros antes e após o teste 2 para a

região 3. ....................................................................................................................................... 111


dissolução para a região 1 (próxima a injeção). .......................................................................... 112


dissolução para a região 3 (após a região de fratura). ................................................................. 113

LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 – Composição da salmoura sintética utilizada nos experimentos ................................ 44

Tabela 3.2 – Equipamentos utilizados para realizar os experimentos de injeção de salmoura

carbonatada .................................................................................................................................... 48

Tabela 4.1 – Concentração atômica por análise de XPS para nove pontos superficiais de amostra

de coquina com 2 cm de lado e 5 mm de espessura ...................................................................... 65

Tabela 4.2 – Medidas de porosidade variando a pressão de confinamento de 500 a 5000 psi. O

intervalo entre cada conjunto de medidas é de 24 horas, ou seja, após as medições da coluna

Medida 1, espera-se 24 horas e mede-se a porosidade encontrando os resultados da coluna

Medida 2 e assim por diante. ......................................................................................................... 67

Tabela 4.3 – Medidas de permeabilidade variando a pressão de confinamento de 500 a 5000 psi.

O intervalo entre cada set de medidas é de 24 horas, ou seja, após as medições da coluna Medida

1, espera-se 24 horas e mede-se a porosidade encontrando os resultados da coluna Medida 2 e

assim por diante. ............................................................................................................................ 68

Tabela 4.4 – Condições experimentais para o teste 1. ................................................................... 70

Tabela 4.5 – Valores de porosidade e permeabilidade médias inicial e final obtidas para o

experimento 1 ................................................................................................................................ 71

Tabela 4.6 – Resultados da cromatografia de íons para o teste com a amostra A7 ilustrando a

concentração de Ca2+, Mg2+ e K+ após 0, 5, 10, 20, 35 e 50 Vp injetados. .................................... 74

Tabela 4.7 – Parâmetros de aquisição utilizados para as imagens da coquina A7 antes e depois do

teste de injeção de salmoura carbonatada ...................................................................................... 77

Tabela 4.8 – Valores médios de SNR para as regiões de poros e grãos para as imagens filtradas e

não filtradas antes e depois do teste de dissolução. ....................................................................... 79

Tabela 4.9 – Valores das porosidades (%) macros, micros e totais obtidos através de imagens da

amostra A7 antes e depois do teste de dissolução. ........................................................................ 83

Tabela 4.10 – Condições experimentais para o teste 2. ................................................................. 92


concentração de Ca2+, Mg2+ e K+ após 0, 5, 10, 20, 35 e 50 Vp injetados. .................................... 95

Tabela 4.12 – Parâmetros de aquisição utilizados para as imagens da coquina A7 antes e depois

do teste de injeção de salmoura carbonatada ................................................................................. 98


não filtradas antes e depois do teste de dissolução 2. .................................................................. 100


amostra A1 antes e depois do teste de dissolução. ...................................................................... 103

SUMÁRIO

DEDICATÓRIA .............................................................................................................................. 5

AGRADECIMENTOS .................................................................................................................... 6

RESUMO ........................................................................................................................................ 8

ABSTRACT .................................................................................................................................. 10

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................... 11

LISTA DE TABELAS .................................................................................................................. 17

1. INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 22

1.1. Motivação ....................................................................................................................... 24

1.2. Objetivos ......................................................................................................................... 25

1.3. Organização da tese ........................................................................................................ 25

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA E REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................... 26

2.1. Equações químicas da dissolução/precipitação de calcita .............................................. 26

2.2. Influências da taxa de injeção no transporte reativo ....................................................... 27

2.3. Análise digital de rochas ................................................................................................. 32

2.3.1. Estudos de fluxo reativo em meio poroso utilizando micro-CT ................................. 33

3. METODOLOGIA E APLICAÇÕES ..................................................................................... 37

3.1. Materiais ......................................................................................................................... 38

3.1.1. Rochas coquinas .......................................................................................................... 38

3.1.2. Fluido reativo .............................................................................................................. 38

3.2. Métodos experimentais ................................................................................................... 39

3.2.1. Preparação das rochas coquinas .................................................................................. 39

3.2.2. Porosidade e permeabilidade ....................................................................................... 40

3.2.3. Espectroscopia de fotoelétrons excitados por raios-X ................................................ 41

3.2.4. Medidas de permeabilidade durante os ensaios .......................................................... 42

3.2.5. Preparação dos fluidos de saturação e injeção ............................................................ 43

3.2.6. Cromatografia de íons e cálculo da calcita dissolvida e precipitada ........................... 45

3.2.7. Aparato e procedimento experimental ........................................................................ 46

3.2.8. Microtomografia de Raios-X ...................................................................................... 50

3.2.8.1. Laboratório de Microtomografia de Raios-X da UNSW ..................................... 50

3.2.8.2. National computational infrastructure (NCI) ....................................................... 51

3.2.8.3. Aquisição e reconstrução das imagens ................................................................ 51

3.2.8.4. Resolução e ruídos das imagens .......................................................................... 52

3.2.8.5. Métodos computacionais ..................................................................................... 53

3.2.8.6. Registo de imagens .............................................................................................. 53

3.2.8.7. Corte e máscara geométrica ................................................................................. 54

3.2.8.8. Filtros ................................................................................................................... 56

3.2.8.9. Segmentação e análise de microporosidade ......................................................... 56

3.2.8.10. Rede de poros ....................................................................................................... 59

3.2.8.11. Método para determinar a conectividade dos poros ............................................ 60

3.2.8.12. Cenários de evolução de porosidade baseado em análise de voxel por voxel ..... 60

4. RESULTADOS ...................................................................................................................... 63

4.1. Resultados de XPS .......................................................................................................... 63

4.2. Análise do decaimento da porosidade e permeabilidade com a pressão ........................ 65

4.3. Experimento 1 ................................................................................................................. 69

4.3.1. Propriedades da rocha medidas em laboratório antes e depois da injeção de salmoura

carbonatada ................................................................................................................................ 71

4.3.2. Evolução da permeabilidade ....................................................................................... 71

4.3.3. Evolução da concentração de íons .............................................................................. 74

4.3.4. Análise digital das imagens ......................................................................................... 77

4.3.4.1. Localização e evolução de mudanças na porosidade ........................................... 79

4.3.4.2. Visualização 3D do padrão de dissolução ........................................................... 85

4.3.4.3. Análise da rede de poros ...................................................................................... 86

4.3.4.4. Caracterização da evolução porosa voxel por voxel ............................................. 88

4.4. Experimento 2 ................................................................................................................. 91

4.4.1. Propriedades da rocha antes e depois do teste............................................................. 92

4.4.2. Evolução da permeabilidade ....................................................................................... 92

4.4.3. Evolução da concentração de íons .............................................................................. 95

4.4.4. Análise digital das imagens ......................................................................................... 98

4.4.4.1. Localização e evolução de mudanças na porosidade ......................................... 100

4.4.4.2. Visualização 3D do padrão de dissolução ......................................................... 107

4.4.4.3. Análise da rede de poros .................................................................................... 109

4.4.4.4. Caracterização da evolução porosa voxel por voxel .......................................... 111

5. CONCLUSÕES E DIREÇÕES FUTURAS ........................................................................ 114

5.1. Direções Futuras ........................................................................................................... 116

REFERÊNCIAS .......................................................................................................................... 117

22

1. INTRODUÇÃO

Mais de 50% das reservas de petróleo mundiais são compostas por carbonatos (ARNS et al,

2005). Os carbonatos são conhecidos na engenharia de petróleo como reservatórios complexos

devido à heterogeneidade da estrutura porosa, compreendendo uma variedade de tipos de poros

com distribuições espaciais e conectividades irregulares e tamanhos de poro que variam de

nanômetros a centímetros (RAMAKRISHNAN et al, 2001).

As descobertas de petróleo em águas ultraprofundas trazem à tona desafios tecnológicos para

engenheiros e cientistas de todo o mundo. O pré-sal brasileiro e o africano contêm grandes volumes

de óleo e gás (THOMPSON et al, 2015) e esses depósitos contêm uma média de 10% a 15% de

Dióxido de Carbono (CO2) em seus reservatórios (CARBON CAPTURE JOURNAL WEBSITE,

2010), chegando a 50% dependendo do caso. O dióxido de carbono tem uma característica

corrosiva quando em contato com outros componentes, levando ao aumento dos custos dos

projetos. Com o objetivo de melhorar a recuperação e reduzir as emissões de carbono, uma das

soluções encontradas é a re-injeção do CO2 nos reservatórios.

O estudo dos efeitos da injeção de CO2 em rochas carbonáticas é essencial para entendermos

como o reservatório irá se comportar após anos de re-injeção. Processos envolvendo reações

químicas são dirigidos por interações entre o fluido migrante e a matriz da rocha. A evolução desses

sistemas envolve o transporte de massa e reações químicas particulares (LICHTNER et al, 1996).

O transporte de massa ocorre tipicamente por advecção e difusão, concorrentemente com a

ocorrência de reações na superfície porosa (KECHAGIA, 2002).

O conhecimento da porosidade, da permeabilidade e de suas distribuições desempenham um

papel importante na capacidade produtiva do reservatório, possibilitando a previsão do

desempenho e determinando as taxas de produção de poços. Dessa forma, o fluxo reativo de CO2

desempenha um papel importante durante o ciclo de vida do reservatório, uma vez que a

dissolução/precipitação e a migração de finos influenciam diretamente na porosidade, na

permeabilidade e no fator de recuperação dos campos de petróleo.

Alterações nas propriedades petrofísicas das rochas dependem da evolução topológica dos

poros (tamanho, forma e conectividade). Estudar alterações topológicas das rochas carbonáticas

demanda uma pesquisa aprofundada do sistema poroso devido a estrutura porosa complexa com

23

uma variedade de tamanhos e formas de poros e grãos (CANTRELL e HAGERTY, 1999;

RAMAKRISHNAN et al, 2001). O desenvolvimento de novos equipamentos como a

microtomografia de raios-X e de softwares dedicados ao estudo de rochas possibilitam um novo

meio de fornecer informações sobre como o fluido reativo altera o meio poroso.

A dissolução, o transporte e a precipitação de minerais alteram a porosidade e a

permeabilidade do meio poroso. Próximo ao poço de injeção, onde o desequilíbrio é maior, os

processos de dissolução podem afetar as propriedades mecânicas e a dinâmica dos fluidos da rocha.

Especificamente, a dissolução leva a um aumento na porosidade e na permeabilidade, bem como

altera a área superficial reativa do mineral. Por outro lado, o aumento da concentração de cátions

produzida pela dissolução do carbonato pode supersaturar o fluido no fluxo frontal. Nesse caso,

espera-se que a precipitação leve a uma diminuição na porosidade e permeabilidade (IZGEC et al,

2005; MONTE-MOR e TREVISAN, 2016; NUÑEZ, 2017).

A injeção de CO2 vem sendo estudada por diversos autores com diferentes resultados em

carbonatos. Alguns estudos mostram a redução de porosidade e permeabilidade (MOGHADASI et

al, 2005; BACCI et al, 2011; MULLER et al, 2009), indicando a precipitação como o fator mais

importante nas mudanças no meio poroso. Outros autores encontraram na dissolução o fator chave

nas alterações do meio poroso, com incremento de porosidade e permeabilidade (EGERMANN et

al, 2005; EGERMANN et al, 2010; YASUDA et al, 2014; NUÑEZ, 2017). ZEKRI et al, (2009) e

VAZ et al, (2017) relataram que a dissolução e a precipitação ocorrem no mesmo tempo em

experimentos de laboratório, ocasionando em resultados diferentes nas medições de porosidade e

permeabilidade.

Para compreender melhor os processos envolvidos em testes envolvendo CO2, a adesão do

uso de microtomografia de raios-X (micro-CT) tem sido uma ferramenta muito importante na

análise petrofísica de rochas. Por utilizar uma técnica não destrutiva, recentes desenvolvimentos

em análise de imagens trouxeram dados mais precisos de características de poros, volume, área e

conectividade. Várias pesquisas têm utilizado imagens de micro-CT para caracterização de rochas

e estudos de fenômenos de transporte reativo (LUQUOT e GOUZE, 2009; QAJAR, 2012;

GHARBI et al, 2013; QAJAR et al, 2013; AL-SHALABIA et al, 2014; ANDREW et al, 2014;

MACHADO et al, 2015; MACHADO et al, 2016; AL-KHULAIFIET et al, 2017). Tais pesquisas

tem contribuído para um maior entendimento de como os processos físicos e químicos influenciam

24

nas mudanças petrofísicas e como os projetos podem ser beneficiados com simulações digitais de

imagens.

1.1. Motivação

Muitos fatores influenciam o comportamento das reações do fluxo reativo com o meio poroso

como vazão de injeção, pressão, temperatura, pH da solução, composição da salmoura e da rocha,

entre outros. Os diferentes resultados encontrados nas recentes pesquisas mostram que estudos

relacionados aos fenômenos de transporte reativo devido à injeção de CO2 em rochas carbonáticas

são de extrema importância para melhor compreensão do fenômeno e como eles podem afetar a

produção do campo presente e futura após a injeção. Existe uma probabilidade da ocorrência de

dissolução próxima ao poço injetor e precipitação próxima ao produtor. A possível redução da

porosidade e permeabilidade nas regiões próximas ao poço produtor pode diminuir a produção de

óleo e afetar o desenvolvimento do campo (YASUDA et al, 2014; NUÑEZ, 2017; e VAZ et al,

2017).

O pré-sal brasileiro é composto por diferentes rochas carbonáticas como as coquinas e

dolomitos. Pesquisas envolvendo fluxo reativo utilizando rochas coquinas são pouco encontradas

na literatura ainda mais quando se trata da injeção de CO2. Por ser uma rocha com diferentes

tamanhos de poros, formas, conectividade entre outras propriedades petrofísicas (KINOSHITA,

2007; CORBETT et al, 2017) as coquinas são rochas complexas para previsão dos comportamentos

quando submetidas à injeção de salmoura carbonatada. Este trabalho motiva-se a entender e mapear

localmente onde se concentram as mudanças na porosidade do sistema submetido à injeção de

salmoura carbonatada e visualizar tridimensionalmente as mudanças ocorridas no sistema antes e

após as alterações.

Especificamente, este estudo analisará amostras análogas às encontradas no pré-sal brasileiro

baseando-se em uma técnica não tão difundida no Brasil para este tipo de rocha que é a

microtomografia de raios-X, sendo a análise da sub-resolução do equipamento um grande desafio

para caracterizar a porosidade das amostras.

25

1.2. Objetivos

O objetivo deste trabalho é realizar um estudo sobre os efeitos de um fluxo reativo na

estrutura porosa de rochas coquinas em escala de laboratório. Para analisar os efeitos na

porosidade, utiliza-se a técnica não destrutiva de microtomografia de raios-X para realizar medidas

digitais da evolução do meio poroso após a injeção de salmoura carbonatada. Os objetivos

específicos da tese são (1) quantificar através de imagens 3D as alterações na porosidade induzidas

pelo fluido reativo, (2) mapear localmente onde ocorrem dissolução/precipitação de minerais e (3)

comparar os efeitos da vazão de injeção nas mudanças de porosidade e permeabilidade do sistema.

1.3. Organização da tese

Esta tese está organizada em cinco capítulos.

O Capítulo 1 fornece uma introdução sobre a motivação e objetivos deste trabalho.

O Capítulo 2 mostra uma fundamentação teórica e uma revisão da literatura com os aspectos

mais importantes sobre as equações químicas e influência da taxa de injeção em projetos

envolvendo transporte reativo em carbonatos e como esse tema vem sendo tratado sob a perspectiva

da análise digital de rochas.

O Capítulo 3 apresenta a metodologia e aplicações no trabalho. É fornecido ao leitor

informações sobre equipamentos, materiais e como os testes foram preparados e realizados.

Os resultados encontram-se no Capítulo 4, onde se apresentam o comportamento das

amostras antes e após o teste de dissolução, e suas principais características como: mudanças na

porosidade e permeabilidade, análise da evolução da porosidade utilizando imagens de

microtomografias de raios-X, visualização 3D do padrão de dissolução e mapeamento de

dissolução/precipitação de minerais.

Finalmente, o Capítulo 5 apresenta as conclusões e observações dos experimentos, indicando

através de imagens e dados de laboratório as diferenças que a taxa de injeção provoca nas amostras

de coquinas.

26

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA E REVISÃO

BIBLIOGRÁFICA

Nesta sessão será apresentada a fundamentação teórica e os principais trabalhos da literatura

sobre o uso de microtomografia de raios-X para análise das mudanças na porosidade de rochas

submetidas a fluidos reativos. São apresentadas as (2.1) reações químicas envolvidas na dissolução

de carbonatos, (2.2) a influência da taxa de injeção nas reações de dissolução e precipitação de

carbonatos na presença de salmoura carbonatada, (2.3) os trabalhos recentes disponíveis na

literatura sobre as características do fluxo reativo e suas implicações nas alterações na porosidade

e permeabilidade em carbonatos utilizando análise digital de rochas e (2.4) como o uso de micro-

CT vem sendo utilizado para estudar o escoamento reativo em meio poroso.

2.1. Equações químicas da dissolução/precipitação de calcita

As reações químicas no meio poroso causam principalmente a dissolução e a precipitação de

minerais. O processo de dissolução normalmente resulta em um aumento da porosidade e

permeabilidade do sistema e como consequência, aumenta-se a conectividade do sistema. Por outro

lado, a precipitação de sais pode bloquear o espaço poroso, levando há uma redução da

permeabilidade do sistema aumentando a resistência ao fluxo.

GHARBI (2014) descreve a dissolução de calcita na presença de água e CO2 em sete passos:

(1) difusão ou transporte de reagentes para a superfície sólida, (2) adsorção dos reagentes na

superfície sólida, (3) migração dos reagentes na superfície para um sítio ativo, (4) reação química

entre os reagentes adsorvidos e o sólido, (5) migração de produtos para longe do local da reação,

(6) dessorção dos produtos para a solução e (7) difusão ou transporte de produtos longe da

superfície. Deve notar-se que os diferentes passos descritos acima podem ser agrupados em três

passos principais: o transporte de reagentes para a superfície sólida (difusão, transporte e adsorção);

a reação química na superfície sólida; e o transporte de produtos longe da superfície sólida. A

dissolução da calcita, em princípio, é um processo de transferência de massa ou de transporte

limitado, embora possam existir outras condições limitantes. As reações em série que o sistema

CO2-água-calcita produz ao entrar em contato são descritas por AL-SHALABIA et al, (2014):

27

CO2 (g) + H2O = H2CO3 Equação 2.1

H2CO3 = H+ + HCO3- Equação 2.2

HCO3- = H+ + CO3

2- Equação 2.3

CaCO3 = Ca2+ + CO32- Equação 2.4

CO2(g)+ H2O + CaCO3 = Ca2+ + 2HCO3- Equação 2.5

A primeira reação mostra a formação do ácido carbônico pela dissolução de CO2 em água

(Equação 2.1). A calcita é um mineral afetado diretamente pelo ácido carbônico formado, dessa

forma, o segundo estágio é a dissociação do ácido carbônico (Equação 2.2 e Equação 2.3) seguida

pela dissolução da calcita (Equação 2.4). O efeito geral da dissolução de calcita pela injeção de

CO2 em presença de água pode ser expressado pela Equação 2.5. As reações podem ocorrer em

ambos os lados, formando tanto dissolução de calcita como precipitação.

2.2. Influências da taxa de injeção no transporte reativo

A evolução da estrutura da rocha é resultado das interações entre a rocha e o fluido reativo,

sendo dependente das condições termodinâmicas, composição da rocha e dos fluidos, e do tipo de

regime presente (ALGIVE et al, 2007). Quando existe uma rápida dissolução do mineral pelo

fluido reativo, ocorre a formação dos wormholes ou canais de alta permeabilidade. Nesse caso, os

fluidos reativos fluem preferencialmente para os poros maiores, reagindo com esses poros que

gradualmente se expandem, recebendo mais fluidos reativos. A estrutura dos canais de dissolução

e os padrões de dissolução são altamente dependentes da taxa de injeção e das propriedades dos

fluidos e da rocha (HOEFNER e FOGLER, 1988).

Os regimes e mecanismos de dissolução no meio poroso são controlados pelos números de

Péclet e Damköhler. O número de Péclet (Pe) é um número adimensional que descreve a razão

entre a advecção e a difusão (Equação 2.6). Este número é definido como a razão entre a taxa de

transporte por convecção e a taxa de transporte por difusão molecular (SAHIMI, 1995). O número

de Damköhler (Da) representa a razão entre as taxas de reação e o mecanismo de taxa de transporte

dominante (FREDD e FOGLER, 1999; GOLFIER et al, 2002) (Equação 2.7).

28

𝑃𝑒 =𝑣𝑙

𝐷𝑒 Equação 2.6

𝐷𝑎 =𝑘𝑙

𝑣 Equação 2.7

Onde v é a velocidade do fluido, l é o comprimento do meio poroso, De o coeficiente de

difusão e k o coeficiente de transferência de massa. Para altos valores de Pe e Da temos a formação

de um canal dominante e um grande aumento na permeabilidade é esperado devido ao processo de

dissolução. Para valores baixos de Pe e altos valores de Da, a dissolução ocorre principalmente na

superfície interna, levando à dissolução da face. Para valores muito baixos de Da, a dissolução é

altamente uniforme. A Figura 2.1 mostra a relação entre os números de Damköhler e Péclet para

os regimes de dissolução (GOLFIER et al, 2002).

Figura 2.1 – Regime de formação de wormholes vs Números de Péclet e Damköhler (adaptado de

GOLFIER et al, 2002 e FREED e MILLER (2000)).

FREED e MILLER (2000) ilustram em seu trabalho cinco tipos de estruturas resultantes da

injeção de fluidos reativos em meio poroso variando a taxa de injeção (Figura 2.2). Experimentos

com taxas de injeção mais baixas (Figura 2.2a) fazem com que a parte reagente do fluido seja

consumida logo no início do teste, formando uma dissolução compactada na face da amostra. Neste

caso, ocorre uma frente relativamente fina de dissolução, onde o sólido é completamente

dissolvido. Neste regime, a difusão é um mecanismo de transporte do ácido dominante, que levará

29

a estabilizar a frente de reação, independentemente das heterogeneidades do meio poroso

(GOLFIER et al, 2002).

Aumentando a taxa de injeção levemente (Figura 2.2b), temos uma penetração do fluido

reagente no meio poroso e consequente leve erosão nas paredes da rocha, formando um wormhole

cônico. Este caso ocorre para números intermediários de Péclet, onde a difusão é da mesma ordem

da advecção ácida: a frente de reação torna-se instável, especialmente em meios porosos

heterogêneos, e um padrão de dissolução cônica é visto.

Em taxas de injeção consideradas intermediárias (Figura 2.2c) o fluido reagente entra

preferencialmente nos poros maiores gerando um wormhole dominante. Neste caso, ocorre a

formação de um longo wormhole cilíndrico. Este regime ocorre quando a advecção é o regime de

transporte dominante para o ácido, enquanto as taxas de reação são bastante rápidas. A dissolução

é concentrada no wormhole devido às altas velocidades, com tempo de permanência mínimo,

produzindo wormholes não tão expressivos como os cônicos. Este seria o caso mais eficiente

quando se deseja aumentar a permeabilidade de todo o sistema em processos de acidificação de

reservatórios (FREDD e FOGLER, 1999).

Altas taxas e injeção (Figura 2.2d) geram wormholes ramificados devido a entrada do fluido

reagente em poros de tamanhos mais diversos. Wormholes ramificados ocorrem para números

elevados de Péclet e números intermediários de Damkhöler onde a advecção é o mecanismo de

transporte dominante. No entanto, a reação química não é muito rápida, o que leva a um tempo de

permanência mais longo; o wormhole se espalhara e estruturas ramificadas são formadas.

Dependendo da heterogeneidade, este regime pode ser observado para números mais altos de Péclet

e Damkhöler.

Por último, caso se injete o fluido em taxas extremamente altas (Figura 2.2e), temos a

formação de uma dissolução uniforme do meio poroso pois o fluido reagente é forçado em todos

os poros, sendo a matriz quase totalmente afetada pelo fluido reagente.

30

Figura 2.2 – Padrões de dissolução encontrados aumentando a taxa de injeção de (a) para (e). (a)

dissolução facial, (b) “wormhole” cônico, (c) “wormhole” dominante, (d) “wormhole” ramificado

e (e) dissolução uniforme. Fonte: FREED e MILLER (2000)

IZGEC et al, (2005) realizaram experimentos em rochas carbonáticas analisando os efeitos

de diversos parâmetros experimentais, dentre eles a variação da taxa de injeção de 3 a 60 cc/min.

Os resultados indicaram que a taxa de injeção possui uma relevância menor nas mudanças

petrofísicas se comparado à área e a duração do tempo de contato entre a rocha e o fluido reativo,

apesar do tempo de contato estar diretamente relacionado com a taxa de injeção aplicada. Os

resultados são compatíveis aos encontrados por EGERMANN et al, (2005) onde concluiu-se que

a taxa de injeção aplicada leva a diversos padrões de dissoluções não-uniformes e em alguns casos

a precipitação e redução da permeabilidade.

LUQUOT e GOUZE, (2009) realizaram um conjunto de quatro experimentos de fluxo

reativo a temperatura T = 100 °C e pressões variando de 0,7 a 10 MPa com o objetivo de verificar

a transferência de massa ocorrendo próximo ao poço de injeção, onde a salmoura está quase

totalmente saturada com CO2 e em distâncias longe do poço de injeção, onde o fluido apresenta

valores mais baixos de saturação de CO2. Os resultados mostraram as mudanças na permeabilidade

e porosidade induzidas pela dissolução e precipitação. O aumento da porosidade induzida pelo

processo de dissolução pode ser visualizado. Além disso, a criação de novas conexões de espaço

poroso foi destacada. Os resultados mostraram que a dissolução a valores positivos moderados de

Da parece ser mais eficiente para aumentar a permeabilidade e promover uma rápida disseminação

31

da frente de reação, ao mesmo tempo induzindo uma modificação mínima da porosidade na

vizinhança do poço de injeção.

ELKHOURY et al. (2013) realizaram quatro experimentos em amostras fraturadas usando

quatro vazões diferentes e sob condições de reservatório. Salmoura equilibrada foi injetada através

de fraturas com uma abertura média de ≈300 μm. Os padrões de dissolução observados nas fraturas

foram formações de wormholes nos experimentos com vazões de injeção mais lentas e dissolução

uniforme nos dois experimentos com taxa de injeção mais alta. Os mesmos resultados foram

encontrados por GARCIA-RIOS et al, (2015) que investigaram a influência da taxa de injeção na

dissolução e precipitação de carbonatos. Os resultados mostraram que em geral os padrões de

dissolução variam da dissolução da face à formação de wormholes e dissolução uniforme ao se

aumentar o fluxo (Pe maior e Da menor). DETWILER et al, (2003) e SZYMCZAK e LADD, (2009)

também encontraram essa tendência em seus estudos anteriores.

MENKE et al, (2016) investigaram o impacto da estrutura inicial dos poros e a velocidade

de injeção na dinâmica de reações rocha/fluidos para valores altos de Péclet e baixos de Damköhler.

Os resultados mostram que a porosidade pode tanto aumentar uniformemente com a distância da

amostra, ou pode exibir um aumento de variação espacial e temporal que é atribuído à formação

de canal, um processo que é distinto do wormhole, dependendo da estrutura inicial do poro e das

condições de fluxo. Os testes utilizando uma alta injeção (0,5 cc/min) produziram alterações

maiores na porosidade e permeabilidade se comparados com os testes a baixa vazão (0,1 cc/min).

QAJAR e ARNS, (2016) investigaram a dissolução de carbonatos utilizando ácido clorídrico

(HCl) para duas vazões. Para uma vazão mais alta, os resultados experimentais mostraram um

regime de dissolução quase uniforme e para vazões mais baixas um regime de dissolução

semelhante a um wormhole. Em ambos os casos os resultados mostram que houveram poucas

alterações na porosidade obtida por microtomografia de raios-X, pois foram identificadas áreas

com dissolução e outras com precipitação de minerais.

Pode ser observado nos trabalhos apresentados, a ocorrência de dissolução e precipitação de

minerais nos carbonatos estudados. Mesmo utilizando uma escala de laboratório, ambos os

fenômenos aparecem no mesmo local, apesar de ser mais constante a dissolução próxima ao injetor

e, consequente, aumento da permeabilidade e a precipitação próxima ao produtor. ROSENBAUER

32

et al, 2005 e POKROVSKY et al, 2005 apresentaram investigações experimentais relatando taxas

de reação de dissolução de calcita por injeção de CO2 em alta pressão e temperatura. No entanto,

apenas alguns estudos (ARNS et al, 2003; SAKELLARIOU et al, 2004; ARNS et al, 2005;

KNACKSTEDT et al, 2009) experimentais foram realizados na escala de poros, a fim de imitar o

transporte reativo no contexto da injeção de CO2 em rochas carbonáticas

2.3. Análise digital de rochas

A análise digital de rochas é cada vez mais usada para auxiliar o cálculo das propriedades

petrofísicas e de transporte de materiais porosos através de imagens 3D obtidas por

microtomografia de raios-X (ARNS et al, 2003; SAKELLARIOU et al, 2004; ARNS et al, 2005;

KNACKSTEDT et al, 2009). A técnica de micro-CT produz imagens de alta resolução em escala

de micrômetros que, ao serem processadas, criam dados fidedignos digitais 3D. Através das

imagens são calculadas as propriedades petrofísicas por técnicas numéricas. Outra técnica como a

microscopia eletrônica de varredura permite analisar a rocha em escala nanométrica para descrever

poros e grãos, porém as análises por microscopia eletrônica de varredura permitem apenas uma

análise 2D. Os avanços tecnológicos recentes de micro-CT, tomografia por feixe de íons e a

microscopia de varredura a laser possibilitam a análise direta da microestrutura 3D de materiais

porosos em alta resolução. Particularmente, a análise micro-CT de raios-X tem se mostrado o

método não destrutivo para imagens mais utilizado nos últimos anos (SPANNE et al, 1994; COLES

et al, 1994; ARNS et al, 2005; SHEPPARD et al, 2006; YOUSSEF et al, 2007; LUQUOT e

GOUZE, 2009; QAJAR et al, 2013, GHARBI, 2014, QAJAR e ARNS, 2017). Os novos avanços

trazem dados precisos que permitem determinar as características de poros, volume, área,

conectividade, simulações de fluxo (permeabilidade absoluta e relativa, upscaling de fluxo, curva

de pressão capilar), parâmetros elétricos (fator de formação, índice de resistividade, expoente de

cimentação) e parâmetros mecânicos (elasticidade, rigidez e condições in situ).

Apesar dos avanços recentes em imageamento 3D por micro-CT de estruturas porosas, ainda

persiste a limitação da relação entre o tamanho da amostra e a resolução das imagens. Em geral,

quanto maior a amostra, menor a resolução obtida e menor as propriedades capturadas (VOGEL et

al, 2010). O desafio torna-se obter a melhor resolução em um tamanho de amostra onde seja

possível utilizar a mecânica de macro escala onde se aplica a mecânica convencional contínua (LIU

33

et al, 2011). Quando lidamos com carbonatos, temos um sistema complexo de tamanhos de poros,

com correlações diversas de porosidade e permeabilidade. A divisão da distribuição de tamanho

de poros em macro e microporos neste trabalho leva em consideração as imagens obtidas por

microtomografia de raios-X. Neste caso, os macroporos são os poros chamados de resolvidos por

imagens e os microporos foram definidos como os poros na sub-resolução da imagem (menores

que uma unidade de volume ou voxel).

2.3.1. Estudos de fluxo reativo em meio poroso utilizando micro-CT

As técnicas para caracterização de reações em meio poroso têm sido cada vez mais estudadas

através de microtomografia de raios-X por obterem um resultado mais preciso em mudanças no

meio poroso por processos de advecção, difusão e adsorção (ARMSTRONG et al, 2011 e JUNG

et al, 2012). NOIRIEL et al, (2005) e BERNARD (2005) examinaram as modificações estruturais

de calcário pela injeção de água carbonatada. As rochas foram escaneadas antes e após os testes

para efeito de comparação das mudanças nas estruturas da matriz. Foram utilizados quatro

subvolumes de 2 mm cada para análise devido à presença de ruídos e dificuldade no registro das

imagens escaneadas. Uma nova técnica foi desenvolvida para agrupar os subvolumes em um

conjunto único com o objetivo de quantificar as evoluções do meio poroso. Os autores descrevem

dificuldades em obter imagens de alta resolução que facilite o registro das imagens nos voxels

inalterados e uma melhor técnica de segmentação para particionar a imagem entre poros e grãos.

GOUZE et al, (2005) e NOIRIEL et al, (2007) utilizaram micro-CT para visualizar e

quantificar as mudanças na morfologia da fratura devido a injeção água carbonatada em um

tamanho de voxel de 4,91 μm. A abertura da fratura pelas imagens foi comparada diretamente com

os dados de laboratório a partir da queda de pressão e do balanço de massa. A técnica de

segmentação trifásica baseada em crescimento de regiões desenvolvida por PITAS (2000) foi

utilizada para segmentar a imagem separando poros e grãos. Essa técnica inicialmente segmenta a

imagem escolhendo os voxels que contem poros e a matriz. A segunda etapa consiste na adição de

voxels (crescimento da região) semelhante aos vizinhos. Essa abordagem é mais precisa que a

segmentação única, porém negligencia a presença de micro porosidade dentro da amostra dada pela

sub-resolução das imagens.

34

NUR et al, (2011) estudaram a evolução da porosidade, permeabilidade e propriedades

elásticas resultantes das reações por injeção de CO2 utilizando física digital de rochas. Os autores

apresentaram dados que mostram que as mudanças entre a permeabilidade e porosidade não estão

de acordo devido a migração de finos, apesar de nenhuma evidência confirmar o fato.

QAJAR et al, (2013) forneceu uma metodologia experimental detalhada que permite a

caracterização de alterações de porosidade local de dissolução na escala de poros usando

ferramentas de imagem de alta resolução. Os autores injetaram uma solução de ácido

etilenodiamino tetra-acético (EDTA) em uma amostra de 7 mm de diâmetro e 21 mm de

comprimento. O trabalho assumiu que existem regiões onde a densidade das fases sólidas e de

poros permanecem inalteradas durante o processo de dissolução, permitindo assim a comparação

entre os regimes pré e pós-dissolução que ocorrem em condições diferentes, isto é, resoluções

diferentes.

GHARBI (2014) investigou o fluxo multifásico e transporte reativo em carbonatos utilizando

imagens de micro-CT. Na tentativa de obter um comportamento genérico de carbonatos, o autor

utilizou imagens e modelagem em escala de poros para investigar o fluxo de duas fases. Os

resultados mostram que poucos poros e gargantas de poros foram alterados após a dissolução. O

fluxo ficou concentrado nas regiões do wormhole após as reações. O trabalho em questão é

importante por destacar a física de escoamento multifásico em escala de poros e sua eficiência na

análise de injeção de água e CO2 em carbonatos.

MACHADO et al, (2016) realizaram injeção de ácido nas coquinas extraídas de um

reservatório do pré-sal brasileiro. Os resultados mostraram a formação de canais altamente

permeáveis, embora os autores relatem dificuldades nas análises devido ao tamanho limitado de

voxel. TELES et al, (2016) realizaram um experimento semelhante com injeção de ácido clorídrico

através de amostras de coquinas, onde foi detectado um wormhole visual. Modelos 3D mostraram

que regiões com baixa porosidade foram afetadas pelo wormhole devido a interação com o ácido

clorídrico.

LUQUOT et al, (2016) utilizaram microtomografia de raios-X para comparar os parâmetros

estruturais, geométricos e de transporte de uma amostra de rocha calcária com experimentos de

injeção reativa em laboratório. A porosidade total e efetiva, a distribuição do tamanho dos poros,

35

a tortuosidade e o coeficiente de difusão efetivo foram estimados através de imagens. Os resultados

mostram que as medidas obtidas por imagens estão de acordo com as medições clássicas de

laboratório, inclusive demonstrando que a porosidade computacional é mais informativa do que a

medição laboratorial. Porém, as distribuições de tamanho de poros obtidas por imagens são

diferentes dos dados experimentais, porém complementares. O trabalho mostrou que o uso de

micro-CT para determinar parâmetros de transporte, geométricos e petrofísicos fornecem

resultados semelhantes aos medidos no laboratório.

CORBETT et al, (2017) investigaram a porosidade, a permeabilidade, a densidade de grãos

de coquinas usando imagens de micro-CT. O objetivo foi identificar características do sistema de

poros e criar um modelo 3D para representar a amostra. Os resultados mostram uma variação

significativa no expoente de porosidade que, segundo o autor, se deve a uma gama de tecidos e

topologia de poros presentes nas amostras descritas como calcirudites.

AL-KHULAIFI et al, (2017) estudaram a dissolução em um meio quimicamente heterogêneo

composto por dois minerais. Foi realizado um experimento de transporte reativo utilizando

salmoura saturada de CO2 em condições de reservatório e imagens de micro-CT foram escaneadas

em série juntamente com a coleta dos efluentes produzidos para avaliar a dissolução mineral. Os

resultados mostraram que a dissolução mineral da análise de imagem foi comparável àquela medida

da análise de efluentes e que a relação entre a taxa de reação efetiva da calcita e a da dolomita

diminui com o tempo, indicando a influência de efeitos de transporte dinâmico originados pelas

mudanças na estrutura do poro, juntamente com diferenças nas taxas de reação intrínseca. Foi

constatada inicialmente uma dissolução uniforme do espaço de poros, enquanto um segundo

estágio mostrou um regime de crescimento de canal principal. Os autores concluíram que os efeitos

de memória espacial no meio poroso com uma característica de fluxo heterogêneo (dolomita)

podem alterar os padrões de dissolução no meio poroso com uma característica de fluxo

homogêneo (calcita).

MENKE et al, (2018) investigaram experimentalmente o impacto da heterogeneidade na

dissolução de dois calcários, caracterizados por graus distintos de heterogeneidade de fluxo nas

escalas de poro e núcleo. Ambos os experimentos foram realizados com injeção de salmoura

carbonatada em condições de reservatório. Primeiro, amostras de 1 cm de diâmetro e 4 mm de

comprimento foram escaneadas durante o fluxo reativo com tamanho de voxel de 4μm entre 10 e

36

71 vezes usando-se a tomografia de raios-X 4D (μ-CT) ao longo de 90 min. Em seguida, amostras

de 3,8 cm de diâmetro e 8 cm de comprimento foram submetidas as mesmas condições de

reservatório e foram visualizadas utilizando um scanner de tomografia computadorizada de raios

X (XCT) de grau médico. Cada amostra foi escaneada aproximadamente 13 vezes ao longo de 90

min em uma resolução de 250 × 250 × 500μm. Esses núcleos maiores foram então digitalizados

dentro de um μ-CT em um tamanho de voxel de 27μm para avaliar a alteração da heterogeneidade

do espaço poroso após a reação. Ambos os tipos de rochas exibiram alargamento de canal na escala

de milímetros e dissolução progressiva da via de alta porosidade na escala centímetros. Nas rochas

mais heterogêneas, a dissolução foi mais focada e progrediu ao longo da direção do fluxo. Além

disso, as vias de dissolução continham uma microestrutura distinta capturada com micro-CT que

não era visível na resolução da XCT, onde o fluido reativo não havia dissolvido completamente a

estrutura interna dos poros.

O estudo de dependência de escala usando tomografia 4D in situ fornece informações sobre

os mecanismos que controlam as taxas de reação locais nas escalas em milímetro e em centímetro.

Além disso, este trabalho sugere que sob essas condições em escalas maiores é provável que seja

a heterogeneidade estrutural que domina o padrão de dissolução e, portanto, a evolução das vias de

alta permeabilidade.

37

3. METODOLOGIA E APLICAÇÕES

Nesta sessão são apresentadas as características das rochas coquinas e fluidos utilizados nos

testes, e os protocolos experimentais e computacionais que nos permitiram caracterizar as relações

entre mudanças na microestrutura da rocha e porosidade devido à dissolução/precipitação química

dos minerais. O experimento proposto combina uma variedade de técnicas experimentais incluindo

análise química dos efluentes, medições contínuas de permeabilidade e informações 3D de alta

resolução de escala de poros da microestrutura de rocha fornecida por microtomografiade raios-X

para caracterizar a evolução das amostras de rochas devido aos experimentos de fluxo reativo. A

Figura 3.1 mostra o fluxo de trabalho para a análise petrofísica antes e após o fluxo reativo. Antes

e após a injeção de água carbonatada, foram realizadas medidas de porosidade, de permeabilidade

e de microtomografia computadorizada para comparar as alterações na porosidade e

permeabilidade por dissolução/precipitação de calcita. Com o objetivo de realizar a análise

temporal das imagens obtidas, e obter informações tridimensionais das mudanças ocorridas no

meio poroso, as imagens passaram por um processo de registro, filtragem e segmentação. Por fim,

foi realizada uma análise de microporosidade do sistema.

Figura 3.1 – Fluxograma de trabalho pré e pós injeção de salmoura carbonatada

(Carbonate Water Injection - CWI)

38

3.1. Materiais

3.1.1. Rochas coquinas

Buscando estudar rochas do pré-sal brasileiro, as rochas coquinas da formação do Morro do

Chaves vem se destacando por possuírem propriedades similares às encontradas nos reservatórios

do pré-sal nas bacias de Campos e Santos , apresentando diferentes tamanhos de poros, formas,

conectividade entre outras propriedades petrofísicas (KINOSHITA, 2007; CORBETT et al, 2017).

As amostras de rocha (Figura 3.2) utilizadas neste trabalho foram obtidas de uma pedreira

no Nordeste do Brasil, no afloramento do Morro do Chaves, formação Coqueiro Seco, uma

formação de carbonato Albiano do pré-sal da Bacia de Sergipe-Alagoas. A formação do Morro do

Chaves foi estudada e descrita por diversos autores (FIGUEIREDO, 1981; AZAMBUJA et al,

1998; CASTRO, 2006; KINOSHITA, 2007; CHINELATTO, 2013; BELILA, 2014 e CORBETT

et al, 2017) como sedimentos lacustres bivalves, com descontinuidade devido ao processo de

diagênese. De acordo com THOMPSOM et al, (2015), as coquinas são quase inteiramente

constituídas por detritos de conchas, no entanto, o termo é usado aqui vagamente, já que

componentes siliciclásticos e outros carbonatos podem compreender um componente significativo

das coquinas do Atlântico Sul.

Figura 3.2 – Exemplo de amostra de coquina utilizada nos testes obtidas do afloramento do

Morro do Chaves, formação Coqueiro Seco, uma formação de carbonato Albiano do pré-sal da

Bacia de Sergipe-Alagoas

3.1.2. Fluido reativo

Este trabalho utilizou uma solução salina sintética fornecida pelo Centro de Pesquisas

Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES), que é análoga a água carbonatada encontrada em

39

um reservatório do pré-sal brasileiro. A salmoura sintética contém 200.000 ppm dos seguintes sais

em equilíbrio: Cloreto de Sódio (NaCl), Cloreto de Potássio (KCl), Cloreto de Magnésio (MgCl2),

Cloreto de Cálcio (CaCl2), Cloreto de Bário (BaCl2), Cloreto de Estrôncio (SrCl2), Cloreto de Lítio

(LiCl), Brometo de Potássio (KBr), Sulfato de Sódio (Na2SO4), Bicarbonato de Sódio (NaHCO3).

A salmoura sintética é equilibrada com a rocha usada nos experimentos, o que significa que não há

reação química entre a salmoura e a rocha quando eles estão em contato. Neste estudo utilizamos

o modelo desenvolvido por DUAN et al, (2006) para calcular a solubilidade de CO2 em solução

aquosa contendo Sódio(Na+), Potássio (K+), Cálcio (Ca2+), Magnésio (Mg2+), Cloro (Cl-) e Sulfato

(SO42-) de 273 K a 533 K e de 0 a 2000 bar. A solução salina sintética saturada com CO2 tem a

mesma composição que a salmoura sintética mencionada acima, mas está totalmente saturada com

CO2 sob as condições de pressão e temperatura usadas nos testes. A molalidade de CO2 do modelo

de salmoura carbonatada utilizado para 65 °C e 2000 psi fornece 1,05 mol/kgw de CO2 em

condições supercríticas. Para manter o CO2 em condições supercríticas, o experimento foi realizado

com alta pressão de poros (2000 psi). Para evitar o fluxo para fora da amostra, aplicou-se uma

pressão de overburden (3000psi) para garantir uma pressão suficiente para o confinamento axial.

3.2. Métodos experimentais

Esta sessão apresenta os procedimentos específicos para a realização dos testes, bem como

os métodos computacionais utilizados para o tratamento das imagens obtidas por micro-CT.

Primeiramente foram realizados os procedimentos através da preparação e caracterização das

amostras e fluidos, microtomografia de raios-X da amostra pré-testes, montagem e preparação do

aparato experimental, ensaios de injeção de salmoura carbonatada, microtomografia de raios-X

pós-testes e posterior análise dos resultados através de métodos computacionais.

3.2.1. Preparação das rochas coquinas

As rochas utilizadas neste trabalho passaram por um processo de limpeza para eliminar sais

e impurezas presentes. As amostram foram limpas antes e após os testes nas instalações da UNSW

para que as imagens e resultados laboratoriais estejam nas mesmas condições, principalmente após

os testes onde a despressurização do sistema e redução da temperatura podem ocasionar a

precipitação dos sais presentes na salmoura dentro da amostra.

40

A limpeza das amostras foi realizada utilizando um extrator Soxhlet como mostrado na

Figura 3.3. Foram utilizados como solventes uma mistura de 50% de metanol e 50% de tolueno,

onde as amostras passaram por ciclos de imersão por 24 horas. Após este processo, as amostras

foram levadas para uma estufa a 90°C por 48 horas. Este procedimento é realizado antes da

aquisição das imagens por microtomografia de raios-X para que não se detecte a presença de sais

nas imagens.

Figura 3.3 – Extrator Soxhlet utilizado para limpeza das amostras com uma mistura de

50% metanol e 50% etanol por um período de 24 horas.

3.2.2. Porosidade e permeabilidade

As amostras passaram por medidas de porosidade e permeabilidade nas instalações da

UNSW através do porosímetro e permeabilímetro a gás AP-608 (Figura 3.4). O Permeabilímetro-

Porosímetro Automatizado AP-608 é um sistema de testes automatizados de permeabilidade e

porosidade a pressões confinantes de até 9950 psi. As amostras utilizadas nos testes foram

confinadas a pressões de 1000 psi e uma amostra separada e retirada da mesma região do bloco de

41

coquina foi utilizada para medir o decaimento da porosidade e da permeabilidade com a pressão

de confinamento variando-a de 500 a 5000 psi.

Figura 3.4 – Porosímetro/permeabilímetro a gás AP-608 utilizado para medir a porosidade e

permeabilidade das amostras a uma pressão de confinamento de 1000 psi.

3.2.3. Espectroscopia de fotoelétrons excitados por raios-X

A espectroscopia de fotoelétrons excitados por raios-X ou XPS (X-ray photoelectron

spectroscopy) é uma técnica utilizada para analisar a superfície química de um material, medindo

sua composição, fórmula empírica, estado químico e eletrônico (WATTS e WOLSTENHOLME,

2003). Os testes de XPS foram realizados em parceria com o Centro Nacional de Pesquisas em

Energia e Materiais (CNPEM) no Laboratório Nacional de Nanotecnologia (LNNANO), Brasil.

A análise foi realizada para compreender a quantidade de CaCO3 na composição das rochas

coquinas. O XPS foi realizado em um espectrômetro fotoelétrico de raios-X Thermo Scientific K-

Alpha™+. Por ser um equipamento que analisa a superfície das amostras, foram especificados

pontos aleatórios para análise como ilustrado na Figura 3.5. A partir de uma câmera posicionada

sobre a superfície da amostra, foram selecionados pontos que apresentavam cores diferentes

42

mostradas nas imagens da câmera. Os pontos analisados foram: três pontos brancos, três pontos

escuros e três pontos azuis.

Figura 3.5 – Zoom da superfície de amostra de coquina onde foi realizado o teste de XPS. Na

imagem aparecem dois dos pontos selecionados em uma escala de 600µ.

3.2.4. Medidas de permeabilidade durante os ensaios

Durante os ensaios foi coletado o diferencial de pressão entre a entrada e saída do core

holder com o objetivo de calcular a evolução da permeabilidade do sistema com o tempo. O

intervalo de tempo escolhido foi de um minuto entre as coletas. O transdutor utilizado foi o

Yokogawa DPharp EJA130a (Figura 3.6), capaz de medir pressões até 4500 psi com precisão de

0.1 mbar. Com os valores obtidos utilizou-se a equação de Darcy (Equação 3.1) para o cálculo da

evolução da permeabilidade com o tempo.

𝐾 = 245.6 × (𝑄 × µ × 𝐿

𝐴 × ∆𝑃) Equação 3.1

Onde K é a permeabilidade (mD), Q a vazão de injeção (cm3/min), µ a viscosidade (cp), L

o comprimento da amostra (cm), A é a área transversal da amostra (cm2) e ∆P é a queda de pressão

(psi).

43

Figura 3.6 – Transdutor de pressão Yokogawa DPharp EJA130a

3.2.5. Preparação dos fluidos de saturação e injeção

As amostras foram saturadas utilizando uma salmoura sintética de 200.000 ppm equilibrada

com a rocha estudada. A composição da salmoura foi concedida pelo CENPES.. A Tabela 3.1

apresenta a composição da salmoura bem como a massa de cada elemento utilizado. Os sais são

adicionados em água deionizada, agitados, filtrados e desaerados para produzir uma salmoura

sintética sem íons precipitados.

Para preparar a salmoura sintética, utiliza-se um béquer de vidro para misturar 800 ml de

água deionizada com os sais presentes na Tabela 3.1. O Cloreto de Lítio, Brometo de Potássio,

Sulfato de Sódio e Bicabornato de Sódio necessitam ser misturados em béquer separados com 200

ml de água deionizada, pois esses sais podem precipitar. Após misturar os sais, misturam-se os dois

béquers em uma única solução por 30 minutos em um balão volumétrico. Filtra-se a salmoura com

um filtro de 0,22 micrômetros para remover a presença de contaminantes. Após a filtragem,

remove-se o ar utilizando um Kitasato conectado à bomba de vácuo por uma hora.

O fluido de injeção é formado pela mesma salmoura de saturação, porém saturada com CO2

supercrítico. Primeiramente determina-se o volume de CO2 a ser adicionado para que a salmoura

se torne 100% saturada com CO2. Preenche-se uma garrafa com capacidade de 750 ml com

salmoura sintética e adiciona-se o volume calculado de CO2 (Figura 3.7). A garrafa utiliza um

pistão móvel e uma esfera flutuante (Figura 3.8a) que pode se mover livremente no interior da

44

mistura. A garrafa é aquecida até a temperatura do teste utilizando uma manta térmica com

temperatura controlada, e pressurizada até a pressão de trabalho. Utilizando um agitador mecânico

(Figura 3.8b), a garrafa é agitada por 24 horas de forma a movimentar a esfera e os fluidos,

solubilizando o CO2 na salmoura sintética.

Tabela 3.1 – Composição da salmoura sintética utilizada nos experimentos

Cloreto de Sódio (NaCl) 147,302 g

Cloreto de Potássio (KCl) 7,299 g

Cloreto de Magnésio Hexahidratado (MgCl2 . 6H2O) 3,287 g

Cloreto de Cálcio Dihidratado (CaCl2 . 2H2O) 32,760 g

Cloreto de Bário Dihidratado (BaCl2 2H2O) 0,005 g

Cloreto de Estrôncio Hexahidratado (SrCL2 6H2O) 0,359 g

Cloreto de Lítio (LiCl) 0,770 g

Brometo de Potássio (KBr) 0,477 g

Sulfato de Sódio (Na2SO4) 0,118 g

Bicabornato de Sódio (NaHCO3) 0,077 g

Figura 3.7 – Esquema utilizado para saturação da salmoura com CO2. A garrafa 1 contém o CO2

que será injetado na garrafa 2 contendo a salmoura.

45

Figura 3.8 – (a) Esfera flutuante utilizada dentro da garrafa para misturar a salmoura com CO2 e

(b) garrafa envolta por mantas térmicas e posicionada no cavalo mecânico utilizado para

movimentar os fluidos e esfera no interior.

3.2.6. Cromatografia de íons e cálculo da calcita dissolvida e precipitada

Os fluidos produzidos pelos testes foram coletados para análise quantitativa de íons

utilizando a técnica de cromatografia de íons (CI). O equipamento utilizado foi um Thermo

Scientific ICS-5000+, em conjunto com um sistema de purificação de água Milipore Direct Q 3

UV, coluna para análise de Cátion IonPacCS12A e coluna para análise de ânions IonPacAS18. Os

fluidos foram coletados em tempos pré-estabelecidos de acordo com o número de volumes porosos

injetados. Todos os fluidos foram analisados no Laboratório de Métodos Miscíveis (LMMR) do

Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO), localizado na Universidade Estadual de Campinas.

Ambos os testes tiveram como objetivo analisar as concentrações de íons Ca2+, Mg2+ e K+.

A partir dos dados de cromatografia de íons e através da Equação 3.2 e da Equação 3.3,

desenvolvidas por GOUZE e LUQUOT, (2011) e LUQUOT et al, (2014), calculamos as alterações

na porosidade durante os experimentos. Para tanto, primeiramente calculamos o volume de calcita

dissolvida (VCa):

𝑉𝐶𝑎(𝑡) = 𝑣 × Q ∫ ∆𝐶𝐶𝑎(𝑡′) + ∆𝐶𝑀𝑔

𝑡′=𝑡

𝑡′=0

(t′)dt′ Equação 3.2

46

Onde v é o volume molar da calcita (37 cm3mol-1), Q é a vazão de injeção, ∆CCa e ∆CMg são

as diferenças nas concentrações de Cálcio e Magnésio entre a entrada e saída dos fluidos. A

porosidade pode ser então calculada por:

𝜑(𝑡)

𝜑0= 1 +

𝑉𝐶𝑎(𝑡)

𝑉𝑏𝜑0 Equação 3.3

Onde φ(t) e φ0 são as porosidades no tempo e inicial respectivamente, e Vb é o volume do

bulk.

3.2.7. Aparato e procedimento experimental

Nesta seção, apresentaremos o aparato e procedimento experimental realizado nas

instalações do Laboratório de Métodos Miscíveis da UNICAMP para os experimentos realizados,

detalhando os procedimentos específicos. O esquema do aparato experimental utilizado está

detalhado na Figura 3.9 e sua montagem para execução dos testes na Figura 3.10.

Figura 3.9 – Esquema utilizado para realizar os experimentos mostrando os equipamentos

utilizados.

47

A garrafa contendo salmoura carbonatada e o core holder estão envoltos por uma manta

térmica ajustada na temperatura de realização dos experimentos. A Tabela 3.2 apresenta a

composição de todos os equipamentos utilizados nos testes.

Os ensaios de injeção de salmoura carbonatada utilizaram duas rochas coquinas. Cada rocha

foi inserida dentro do core holder. Antes da montagem da rocha no core holder, a amostra foi

envolta em teflon, seguida por uma camada de alumínio, teflon e termo retrátil. Esse procedimento

é utilizado para evitar a fuga de fluidos pelas laterais da amostra e para evitar o contato de CO2

com a borracha, causando danos a mesma. A amostra é então inserida em uma borracha com

diâmetro interno de uma polegada para ser inserida dentro do core holder. Todos os passos

descritos estão representados na Figura 3.11.

Figura 3.10 – Aparato montado para realização do teste e os componentes principais: (1) bomba

DBR, (2) garrafa contendo salmoura carbonatada, (3) core holder contendo as amostras, (4)

transdutor diferencial de pressão, (5) válvula de contra-pressão, (6) separador gás/líquido e (7)

gasômetro.

48

Após a montagem da amostra no porta testemunho, acopla-se um manômetro para controle

da pressão de confinamento da amostra. Um transdutor diferencial de pressão na entrada e saída

do core holder foi utilizado para medir a queda de pressão e permitir o cálculo da permeabilidade

temporal do sistema. O sistema foi aquecido e controlado com o uso de uma manta térmica

projetada especialmente para o core holder em questão. A manta térmica utiliza resistores para

aquecimento do sistema e foram controladas utilizando o equipamento NOVOUS N1040

conectado a termostatos tipo J com faixa de operação entre -50° a 760 °C.

Garrafas de aço inoxidável foram utilizadas para solubilizar a salmoura com CO2 e posterior

utilização como reservatórios nos ensaios. As garrafas possuem pressão máxima de 15000 psi e

temperatura máxima de operação de 200°C. O deslocamento da salmoura foi realizado utilizando

uma bomba de deslocamento positivo DBR desenvolvida pela Schlumberger. A bomba opera de

duas maneiras: pressão constante ou fluxo constante. As especificações técnicas da bomba incluem

uma pressão máxima de operação de 20.000 psi, volume de 500 cm3 e máxima taxa de injeção de

1000 cm3/h.

Tabela 3.2 – Equipamentos utilizados para realizar os experimentos de injeção de salmoura

carbonatada

Transdutor de pressão Yokogawa DPharp EJA130a

Provetas graduadas 1 L

Becker graduado 2 L

Kitasato 2 L

Mariotte 2 L

Erlenmeyer 1 L

Bomba de vácuo Oerlic Trivac – Leybold Vaccum

Garrafas Aço Inoxidável (Pmáx = 15000 psi e Tmáx = 200°C)

Manômetro Instrucamp (15000 psi)

Bomba de deslocamento DBR Schlumberger

Tubos ¼ de polegada, aço inox

Válvula de Back pressure Temco EJA130a

49

Separador gás/líquido Ruska (Capacidade máxima: 30 ml)

Gasômetro Brooks Instruments (6 L)

Microtomografo Helical Scan (UNSW)

Porosimetro/permeabilimetro AP-608 (UNSW)

XPS Thermo Scientific K-Alpha™+ (CNPEM)

Figura 3.11 – Sequência de preparo da amostra para confinamento no core holder. (a)

envolvimento da amostra com teflon, (b) seguido por papel alumínio, (c) após nova camada de

teflon é inserido o termo retrátil e (d) borracha utilizada para confinar a amostra.

Uma válvula de contrapressão é inserida na saída do core holder para manter a

pressão do sistema constante na pressão desejada. A pressão deve ser alta o suficiente para manter

o CO2 em condições supercríticas e assim evitar a injeção de fluidos em duas fases. A válvula de

contrapressão foi escolhida para o trabalho foi a Yokogawa DPharp EJA130a (Figura 3.6) que

funciona baseada no princípio de balanço de pressão. A válvula possui um diafragma onde um dos

lados está em contato com os fluidos produzidos e o outro por nitrogênio. Com o auxílio de um

transdutor de pressão, a pressão do nitrogênio é controlada e o fluido de produção precisa superar

este valor pré-estabelecido para que o diafragma se movimente e permita a passagem do fluido

para a saída da válvula.

Os fluidos produzidos são enviados para um separador flash (Figura 3.12a) onde são

colhidos os líquidos para análise de cromatografia de íons e quantificados os volumes de gases

produzidos nos ensaios através de um gasômetro (Figura 3.12b). Todo o sistema é conectado por

50

linhas de aço resistentes a altas pressões e ao CO2. Os fluxos são controlados através de válvulas

HiP nas entradas e saídas do core holder e na saída da bomba DBR.

Figura 3.12 – (a) Separador flash e frascos utilizados para coleta de líquidos e (b) gasômetro

utilizado para quantificar o volume de gás produzido.

3.2.8. Microtomografia de Raios-X

Este trabalho utilizou imagens obtidas através de microtomografia de raios-X como a

principal ferramenta para analisar as mudanças na porosidade do sistema antes e após a injeção de

salmoura carbonatada. As amostras dos testes foram tomografadas no Laboratório de Micro-CT da

UNSW (Austrália) utilizando um micro tomógrafo próprio construído em parceria com a

australiana ANU (SAKELLARIOU et al, 2004; SHEPPARD et al, 2006).

3.2.8.1. Laboratório de Microtomografia de Raios-X da UNSW

O microtomógrafo de raios-X da UNSW está alojado em uma sala dedicada com

temperatura estabilizada (ΔT < 0,5 °C), revestida com chumbo. A instalação foi projetada para

obtenção de imagens tomográficas com uma ampla faixa dinâmica, excelente campo de visão

(FOV) e altíssima resolução. O equipamento fornece uma fonte de raios-X de180keV/20W e

detector de mesa de alta qualidade (3.072 × 3.072 pixels, taxa de leitura de 3,75 fps) em seu modo

de varredura helicoidal (método exato de reconstrução). As imagens computadorizadas foram

51

processadas em um software interno desenvolvido em parceria com a ANU com capacidade de

processamento em paralelo utilizando o supercomputador Raijin localizado no National

Computational Infrastructure (NCI).

3.2.8.2. National computational infrastructure (NCI)

NCI é um complexo computacional localizado na cidade de Camberra na Austrália que

opera dois supercomputadores para pesquisas científicas no país. Este trabalho utilizou para o

processamento de imagens o Raijin, um supercomputador híbrido de alto desempenho e memória,

obtido com financiamento do governo australiano. O sistema original foi instalado em 2012 e

entrou em uso de produção em junho de 2013. As atualizações do sistema entraram em produção

em novembro de 2016 e novamente em meados de 2017. O Raijin atualmente (ano de 2018)

compreende:

84,656 núcleos (Intel Xeon Sandy Bridge 2,6 GHz, Broadwell 2,6 GHz) em 4416

nós de computação;

120 GPUs NVIDIA Tesla K80 em 30 nós e 8 GPUs NVIDIA Tesla P100 em 2 nós;

32 Intel Xeon Phi (64 núcleos Knights Landing, 1,3 GHz) em 32 nós de

computação;

4 nós do IBM POWER8 (64 núcleos executando em 4.02GHz);

300 Terabytes de memória RAM principal;

8 Petabytes de capacidade de armazenamento operacional;

3.2.8.3. Aquisição e reconstrução das imagens

A aquisição de imagens de microtomografia começa pelo registro em série de projeções 2D

em diferentes ângulos de visão, enquanto a amostra é rotacionada em 360°. SAKELLARIOU et al,

(2004) relatam que o tempo total de aquisição de um experimento depende de muitos fatores, sendo

o principal o uso da filtragem de feixes. Diversas causas podem afetam os dados, sendo as mais

comuns os de raios cósmicos, a sensibilidade não linear e não-linearidade espacial na câmara de

raios-X, desalinhamento da geometria do feixe cônico e a rotação e variabilidade da amostra do

fluxo de raios-X a partir da fonte (SAKELLARIOU et al, 2004). Deve-se, então, realizar uma série

de etapas pré-processamento para minimizar esses artefatos. Após esse pré-processamento, os

52

dados passam pela reconstrução baseada na técnica de Feldkamp, gerando um tomograma

(FELDKAMP et al, 1984). Cada tomograma é uma matriz cúbica de voxels, onde cada voxel

representa a atenuação de Raios-X. Todo o tomograma é representado em escala de cinza de 16

bits, onde cada valor de cinza da imagem corresponde à densidade e composição do material.

3.2.8.4. Resolução e ruídos das imagens

Quando lidamos com rochas digitais, a resolução da imagem tem papel fundamental na

quantificação da estrutura interna dos poros. Este parâmetro deve ser maximizado para capturar as

estruturas chaves da amostra, principalmente no caso dos carbonatos com sua grande

heterogeneidade de poros. As amostras analisadas nesse trabalho utilizaram um campo de visão

completo da amostra, minimizando os dados que não pertencem à amostra. As microtomografias

de raios-X foram realizadas antes e após o teste de dissolução, sendo necessário um processo duplo

de registro para alinhamento das imagens e posterior comparação das mudanças na porosidade e

conectividade de poros. O tamanho da imagem que contém a amostra é importante para reproduzir

medidas microestruturais e macroscópicas representativas, particularmente para amostras reais de

rochas. Os experimentos de fluxo reativo foram realizados em amostras de 1 polegada e 5 cm de

comprimento, possibilitando obter imagens com tamanhos de voxel em torno de 10 μm.

A qualidade de uma imagem possui o ruído como fator mais degradante. SPRAWLS,

(1993) descreve o ruído como à variação aleatória no brilho da imagem. Para tamanhos menores

de voxel, a resolução espacial aumenta, mas o ruído também aumenta. Para análise quantitativa de

ruído neste trabalho, consideramos o parâmetro conhecido como relação sinal-ruído (Signal-to-

Noise Ratio – SNR) que compara o nível de um sinal desejado ao nível de ruído. BUSHBERG

(1994) define este parâmetro como a razão entre a média do sinal (μ) e o desvio padrão do sinal

(σ) e é dado por:

𝑆𝑁𝑅 =µ

σ Equação 3.4

No caso dos carbonatos, a presença de microporos (sub-resolução da imagem), voxels de

transição de borda e ruído faz com que a intensidade da imagem no histograma apresente baixa

atenuação de raios-X. Dessa forma, além da presença de picos distintos de alta e baixa intensidades,

ocorre uma separação com cauda entre os picos, produzindo incertezas na segmentação dos dados.

53

A variação de fatores como de aquisição e reconstrução da imagem produzem diferentes valores

de ruídos na imagem, ou diferentes valores de SNR. Dessa forma, caso tenhamos diferentes SNR,

a comparação entre poros e grãos nas imagens pré e pós injeção de água carbonatada (Carbon

Water Injection, CWI) serão de grande incerteza, levando a uma interpretação incorreta dos

fenômenos envolvidos. Para corrigir as incertezas resultantes de imagens sob diferentes condições,

utilizamos neste trabalho filtros de difusão anisotrópica que resultam em um mesmo valor de SNR,

produzindo assim um valor de ruído semelhante para as duas imagens e assim uma análise mais

precisa dos resultados.

3.2.8.5. Métodos computacionais

Este trabalho utilizou alguns métodos computacionais para melhorar a qualidade das

amostras microtomografadas antes e após os testes. Os dados processados podem então ser

quantitativamente e qualitativamente analisados de forma a obter resultados mostrando a influência

da injeção de salmoura carbonatada no meio poroso. Todo o tratamento das imagens foi realizado

utilizando softwares produzidos pela UNSW e pela ANU (SHEPPARD et al, 2004; SHEPPARD

et al, 2005) e utilizam métodos de computação paralela para processamento de imagens em três

dimensões (SAKELLARIOU et al, 2004). Nas próximas subseções serão detalhadas as técnicas de

processamento de imagens para análise de porosidade, bem como o método para análise de cenários

de evolução da porosidade voxel por voxel (QAJAR et al, 2013).

3.2.8.6. Registo de imagens

Registrar imagens é um processo que permite que as imagens antes e após os testes estejam

alinhadas, proporcionando a comparação precisa das mudanças voxel por voxel. O software

utilizado possui técnicas desenvolvidas por LATHAM et al, (2008) onde 7 parâmetros de

similaridade (3 translacionais, 3 rotacionais e 1 isotrópica) são utilizados para otimizar o registro.

Este processo permite registrar imagens com nível de confiança em torno de 98%. Para tanto, deve-

se procurar manualmente regiões das imagens antes e depois dos testes onde alterações sejam nulas.

Este procedimento é extremamente importante pois a comparação de evolução de cenários

descritas posteriormente é altamente dependente da posição da amostra na etapa de registro. A

Figura 3.13 ilustra o resultado do processo de registro de imagens.

54

Figura 3.13 – Registro de imagens 3D de coquina utilizada nos testes com 2560x2560 pixels e

resolução de aproximadamente ~10µm utilizando a técnica desenvolvida por LATHAM et al,

(2008). (a) Imagem antes dos testes e (b) imagem após o teste registrada e posicionada na mesma

posição pré-teste

3.2.8.7. Corte e máscara geométrica

As rochas foram submetidas a tomografias secas, onde no processo de aquisição e

reconstrução de imagens foram produzidas além da região de interesse, imagens com vazios ou

materiais que auxiliam a manter a rocha estabilizada no equipamento. A primeira etapa do processo

de análise é a retirada dos materiais que não compõem a região de interesse. Esse processo se dá

em duas etapas: (1) corta-se as imagens (Subset) que contém ar/materiais que não fazem parte da

região de interesse (Figura 3.14) e (2) recortar a imagem geometricamente (Figura 3.15) na foram

da região de interesse (máscara geométrica).

55

Figura 3.14 – Exemplo de imagem tomografada de coquinas (eixos x,z) e subset da imagem

original. O número original de imagens 2D é de 4760. Após o subset foram aproveitadas 3880

slices.

Figura 3.15 – (a) Imagem tomografada de coquina com 2560x2560 pixels, (b) após utilizarmos a

máscara geométrica temos uma imagem com 1160 pixels de raio (resolução: ~10,54µm)

56

3.2.8.8. Filtros

Com as imagens registradas e posicionadas na mesma posição, necessita-se reduzir o ruído

das imagens para melhorar a caracterização das mudanças no meio poroso. Como as imagens foram

obtidas em diferentes espaços de tempo e após testes de dissolução, necessita-se que os ruídos não

afetem as densidades dos poros e grãos. Neste trabalho utilizamos filtros que preservam as bordas

para que os SNR tenham valores muito próximos, permitindo uma análise mais precisa. Neste

contexto, foi utilizado um filtro de difusão anisotrópica não-linear (CATTÉ et al, 1992) pois trata-

se de um processo que conserva as intensidades da imagem e preserva as bordas. A aplicação do

filtro difusão anisotrópica não-linear (AD) exige a aplicação de um contraste que é definido como

a diferença entre as intensidades médias dos poros e grãos. A Figura 3.16 mostra a imagem antes

e após a aplicação do filtro AD.

Figura 3.16 – (a) Região de uma imagem microtomografada de coquina (tamanho do voxel:

~10,54µm, 512x512 pixels), (b) Mesma imagem após a aplicação do filtro AD

3.2.8.9. Segmentação e análise de microporosidade

Todas as etapas realizadas anteriormente visam obter imagens em tempos diferentes,

posicionadas no mesmo local e com o menor nível de ruído possível. Após essas etapas, ocorre a

segmentação da escala de cinzas em um sistema binário, onde cada voxel será designado a uma

fase (poros ou grãos) de acordo com sua intensidade. Esse passo deve ser realizado com cuidado

pois é a etapa mais importante para realizar uma boa análise de porosidade do sistema.

As segmentações usualmente utilizam um limiar para delimitar no histograma um valor que

separe as fases grão e poros. Idealmente para uma microtomografia de uma amostra seca, teríamos

57

um histograma bimodal onde ocorreria em um único limiar a separação de ambas as fases. Porém,

a presença de microporosidade (sub-resolução) e ruídos que degradam a imagem, principalmente

nas regiões de transições entre poros e grãos.

Essas interferências provocam no histograma uma “cauda” (ou uma extensão de valores de

baixa intensidade), fazendo com que não ocorra uma formação de picos distintos. Dessa forma,

propomos aqui a utilização de um método de segmentação de três fases (SHEPPARD et al, 2006).

Essa técnica, conhecida como contornos ativos convergentes (converging active contour ou CAC),

utiliza os métodos de watershed (VINCENT e SOILLE, 1991) e contorno ativo (CASELLES et al,

1997). A técnica foi desenvolvida por SHEPPARD et al, (2004) e necessita da utilização de dois

valores de thresholds, que foram determinados por inspeção visual das imagens. Todos os voxels

com valores menores que o menor threshold são considerados como poros e todos com valores

maiores que o maior threshold são considerados grãos. Os voxels presentes em valores entre os

dois valores de thresholds são considerados poros/grãos. Para realizar a segmentação, foram

utilizadas duas segmentações CAC, sendo a primeira definindo os poros resolvidos ou aqueles em

que temos certeza de serem poros. A segunda segmentação utiliza dois valores adicionais de

thresholds onde se quebra a fase anterior de grãos em duas fases (grãos resolvidos e fase

intermediária). Aqui, a fase intermediária é aquela que contém toda a região definida como

microporosidade. A Figura 3.17 ilustra um exemplo de como a imagem é dividida em três fases e

a Figura 3.18 nas divisões no histograma.

Figura 3.17 – Exemplo de segmentação CAC utilizada no trabalho. a) Imagem original em escala

de cinza e b) imagem segmentada em três fases: poros (preto), grãos (vermelho) e microporos

(verde).

58

Figura 3.18 – Exemplo de thresholds mostrando as intensidades finais definidas para poros

(preto), fase intermediária (verde) e grãos (vermelho) após duas segmentações CAC

A fase intermediária contém uma mistura de diferentes intensidades do histograma, levando

a um volume contendo poros e grãos. Neste trabalho, consideramos que os valores de intensidade

da fase microporosa são linearmente relacionados à porosidade da sub-resolução do voxel. Para

obtermos dois valores de intensidades de corte (Iporos e Igrãos), utilizamos um método desenvolvido

por GHOUS et al, (2007) onde ajustes Gaussianos são realizados para as fases poros e grãos,

determinando a Média (Mporos e Mgrãos) e os valores de desvio padrão (sporos e sgrãos) das

distribuições. As intensidades de cortes são dadas por:

𝐼𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 = 𝑀𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 + 𝑠𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 Equação 3.5

𝐼𝑔𝑟ã𝑜𝑠 = 𝑀𝑔𝑟ã𝑜𝑠 + 𝑠𝑔𝑟ã𝑜𝑠 Equação 3.6

Qualquer intensidade de voxels da fase intermediária menor que Iporos será atribuído 100%

de porosidade. Da mesma forma, qualquer intensidade de voxels maior que Igrãos será atribuído 0%

de porosidade. Os valores com intensidade (In) entre esses dois valores de cortes, utiliza-se uma

escala de microporosidade linear (n) dada por:

𝑛 =𝐼𝑔𝑟ã𝑜𝑠 − 𝐼𝑛

𝐼𝑔𝑟ã𝑜𝑠 − 𝐼𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 Equação 3.7

A escala de microporosidade linear (n) pode ser dividida em números de tamanhos de faixas

iguais (até 4096). Dessa forma, podemos segmentar a fase intermediária em n faixas criando o que

chamamos de fase intermediária ou microporosa. A microporosidade (φmic) é então calculada pelo

somatório dado por:

59

𝜑𝑚𝑖𝑐 =∑ 𝑛𝑁

1

𝑁𝑡 Equação 3.8

Onde N é o número de voxels na fase intermediária e Nt é o número total de voxels na

imagem excluindo os voxels que foram mascarados. A porosidade total da imagem então é

calculada pela soma da macroporosidade e microporosidade. A macroporosidade é calculada pela

divisão do número de poros resolvidos por Nt.

3.2.8.10. Rede de poros

Após a segmentação trifásica e análise de microporosidade, podemos definir parâmetros

estatísticos via particionamento de rede de poros para caracterizar a topologia e o espaço poroso.

A divisão do espaço poroso começa pela criação do Mapa de Distância Euclidiana que irá definir

a distância Euclidiana de cada voxel na fase porosa até a barreira de contato poro/grão. Em seguida,

deve-se realizar o Medial Axis. O eixo medial ou Medial Axis de um objeto é o conjunto de todos

os pontos com mais de um ponto com menor distância no limite do objeto (LINDQUIST et al,

1996).

O particionamento dos poros permite que modelos de redes de poros sejam construídos a

partir da imagem tomografada, onde o espaço poroso é representado por uma rede 3D de poros

maiores interligados através de menores espaços de poros (SHEPPARD et al, 2005). O maior

espaço de poros é definido como corpo poroso enquanto o menor espaço de poros de conexão é

referido como garganta. Além disso, o particionamento de poros nos permite definir vários

parâmetros estatísticos que caracterizam a estrutura e a topologia do espaço poroso. Os importantes

descritores de poros e garganta incluem raio de poros/gargantas, tortuosidade de poros/gargantas,

raio equivalente do volume do poro/garganta, número de coordenação e razão de aspecto

SHEPPARD et al, (2005) e JONES et al, (2009).

A tortuosidade é um parâmetro que mede a sinuosidade do caminho poroso da rocha.

A Razão de Aspecto mede a relação entre as duas dimensões (altura e largura) de uma imagem. O

número de coordenação é uma informação topológica e corresponde à quantidade de conexões de

um determinado poro com outros da rede criada. Os resultados do número de coordenação

proporcionam um melhor entendimento da conectividade do sistema.

60

3.2.8.11. Método para determinar a conectividade dos poros

A partir da análise de microporosidade descrita anteriormente podemos verificar a

conectividade do sistema de poros gerados (macro e micro) derivados do tomograma 3D na direção

z. Este processo foi desenvolvido por KNACKSTEDT et al, (2007) e aplicado nas imagens de

micro-CT utilizando um software interno desenvolvido pela ANU. O algoritmo começa analisando

a fase macroporosa verificando se esta fase está abrangendo toda a amostra na direção z, ou seja,

se apenas a fase macroporosa é suficiente para conectar a entrada e saída da rocha. Após esta etapa,

o algoritmo adiciona a fase de microporosidade de 100% à fase de macroporos e realiza a mesma

análise. O algoritmo continua adicionando os níveis de microporosidade subsequentes e executa as

mesmas análises de conectividade. Dessa forma, o algoritmo funciona adicionando os níveis de

microporosidade aumentando a abrangência no eixo z dos poros conectados. A Figura 3.19

apresenta um esquema de como é realizada a análise de conectividade do sistema.

Figura 3.19 – Representação de como o algoritmo calcula a conectividade do sistema poroso na

direção z. Inicialmente calcula-se apenas a macroporosidade e em seguida adiciona-se a

microporosidade.

3.2.8.12. Cenários de evolução de porosidade baseado em análise de voxel por voxel

Analisar propriedades petrofísicas através de imagens apresentam diversos desafios aos

pesquisadores. Seja pela incerteza associada à aquisição e reconstrução das imagens ou pelo

próprio método de processamento utilizado, existe uma dificuldade enorme em se comparar

qualitativamente e quantitativamente as propriedades da rocha antes e após um teste de

61

dissolução/precipitação. Para minimizar as dificuldades, pode-se controlar alguns erros com a

comparação de dados de porosidade obtidos a partir de laboratório com os dados obtidos por

imagens pós segmentação.

QAJAR et al, (2013) desenvolveu um método que incorpora em nível de voxel as mudanças

de uma imagem segmentada para outra, quantificando as mudanças gerais na porosidade da matriz.

Este trabalho utiliza o método criado pelo autor para identificar as evoluções da porosidade em

rochas coquinas nas escalas macro e microporosas. Para tanto, utiliza-se um histograma 2D,

construído a partir da comparação da intensidade da imagem pré-teste com o valor correspondente

a intensidade da imagem pós teste, voxel por voxel. O resultado dessa operação retorna à

probabilidade que um voxel tem de evoluir de uma fase para outra após o teste de injeção de

salmoura carbonatada. Dessa forma, é possível analisar a evolução de todos os voxels nas três fases

(macro, micro e grãos) e quantificar as frações envolvidas na dissolução/precipitação, bem como a

migração de finos. Mais detalhes do método podem ser obtidos através dos trabalhos de QAJAR

et al, (2013), QAJAR e ARNS (2016) e QAJAR e ARNS, (2017).

Realizamos o cálculo do histograma 2D consideraando um caso geral em que a fase

intermediária é dividida em N fases (49 fases foi o número escolhido para as análises deste

trabalho). Os valores de voxels variam então de 0 para a fase de macroporos a (N+1) para a fase de

grãos. Designando um valor ni para cada fração de vazio de cada voxel da imagem segmentada,

temos:

Macroporos: n0 = 1;

Grãos: nN+1 = 0;

Voxels intermediários (100% de porosidade): n1 = 1;

Voxels intermediários (0% de porosidade): nN = 0;

Voxels intermediários (entre 0 e 100% de porosidade): ni é calculado a partir da

Equação 3.7;

Todos os cálculos foram realizados utilizando um software interno desenvolvido pela ANU.

Primeiramente, extrai-se todos os valores de escala de cinza de todos os voxels do conjunto de

imagens segmentadas antes e após os testes. Calcula-se então o histograma 2D escolhendo o

intervalo de intensidades. Os voxels podem ter valores variando de 0 a N+1, sendo que o intervalo

62

de intensidades escolhido deve ser de N+2. Cada elemento do histograma (chamado de bin)

representará a frequência com que um determinado valor de escala de cinza está presente nos

voxels. Após esse procedimento, constrói-se o gráfico do histograma 2D, endereçando cada

frequência encontrada a linha (pré-dissolução) com a coluna (pós-dissolução) como mostrado pela

Figura 3.20a.

A leitura da Figura 3.20a deve ser feita imaginando cenários de evolução. As colunas (0,0)

e (N+1, N+1) representam as fases 100% macroporos e 100% grãos (ou 0% macroporos)

respectivamente. As colunas de 1 a N representam a fase microporosa. A Figura 3.20b ilustra um

exemplo fictício onde temos apenas dissolução. No gráfico temos a probabilidade de voxels que

antes eram grãos (N+1) e microporos (1 a N) tornarem-se poros após um teste de dissolução. Este

é um exemplo de leitura onde temos apenas dissolução. Caso tenhamos precipitação, a linha com

valor 0 no eixo pré-dissolução apresentará valores de probabilidade e assim por diante. Este gráfico

apresenta todas as possibilidades de variação de macroporos em microporos ou grãos e vice-versa.

Figura 3.20 – (a) Representação do histograma de intensidades 2D para as imagens antes e após

os testes de dissolução: macroporos (0), fase intermediária (1 a N) e grãos (N+1) e (b) exemplo

de teste onde ocorre apenas dissolução, tornando grãos e microporos em 100% poros

(macroporos).

63

4. RESULTADOS

Nesta seção serão apresentados os resultados para os testes de injeção de salmoura

carbonatada através da metodologia apresentada no capítulo anterior. Os resultados foram

divididos em 4 partes apresentando (1) a caracterização química da amostra através da técnica de

XPS, (2) a análise do decaimento da porosidade e permeabilidade com a pressão, (3) a descrição

de cada experimento com seus resultados apresentando os efeitos da injeção de salmoura

carbonatada para duas vazões de injeções e (4) os resultados das medições da concentração de íons

dos fluidos produzidos.

4.1. Resultados de XPS

Conforme apresentamos anteriormente, a técnica de XPS é utilizada para compreender a

composição química de uma amostra. Os testes foram realizados no CNPEM e analisados na

UNICAMP em uma amostra de coquinas de 2 cm de lado e 5 mm de espessura. Foram analisados

nove pontos diferentes da amostra resultando em 9 espectros com os elementos químicos

encontrados. Cada ponto gera um espectro de contagem de elétrons por segundo pela energia que

mantém o núcleo unido (Figura 4.1). O objetivo é determinar a composição da amostra pela simples

identificação dos maiores picos encontrados no espectro.

Em todos os espectros foram encontrados os elementos pertencentes a calcita (Ca, C e O).

A Tabela 4.1 apresenta a concentração atômica para os 9 pontos analisados e indica além dos

elementos presentes na calcita, resíduos de Silício (Si) em percentagem mínima se comparado aos

outros elementos. A presença de alumínio (Al), Cloro (Cl) e Sódio (Na) encontrados são

reconhecidas como impurezas da amostra visto que a análise realizada é superficial e impurezas no

sistema são comumente encontradas. As impurezas podem ocorrer devido à retirada do plug da

amostra e ao contato com a broca.

Os resultados mostrados na Tabela 4.1 indicam uma concentração de calcita da ordem de

94,3%, resultados aproximados aos obtidos por RUIDIAZ (2015), que utilizou um Microscópio

Eletrônico de Varredura com Espectroscopia de Dispersão de Raios-X onde obteve 100% de

carbonato de cálcio para diferentes áreas de uma coquina analisada.

64

Figura 4.1 – Espectro de uma das análises de XPS realizadas no CNPEM. Os resultados mostram

a presença de calcita majoritariamente na região. O espectro é formado pela contagem por

segundo (CPS) pela energia de ligação (eV)

65

Tabela 4.1 – Concentração atômica por análise de XPS para nove pontos superficiais de amostra

de coquina com 2 cm de lado e 5 mm de espessura

Elemento P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9 Média

O 1s 30.61 32.15 29.31 22.02 23.61 33.49 30.79 30.02 31.06 29.23

C 1s 36.19 29.30 33.92 46.56 41.64 21.77 26.11 33.93 23.48 32.54

Ca 2p 9.65 9.00 10.39 6.91 7.38 5.83 9.17 7.05 9.98 8.37

Ca 2s 5.76 4.79 6.53 4.23 4.59 3.66 5.68 3.82 6.41 5.05

Ca 3s 4.86 5.84 5.64 5.57 6.01 4.60 7.14 4.34 7.44 5.71

Ca 3p 12.93 12.27 14.21 11.16 12.84 11.32 16.18 12.56 17.14 13.40

Si 2p - 3.98 - 1.61 1.72 7.30 2.61 4.57 1.29 2.56

Si 2s - 2.67 - 1.49 1.71 6.18 2.32 3.71 1.41 2.17

Cl 2p - - - 0.45 0.50 - - - 0.82 0.19

Al 2p - - - - - 2.72 - - - 0.30

Al 2s - - - - - 3.13 - - - 0.34

Na 1s - - - - - - - - 0.97 0.11

4.2. Análise do decaimento da porosidade e permeabilidade com a

pressão

Para compararmos os resultados obtidos por imagens com os dados medidos em

laboratório, testamos como a porosidade e a permeabilidade da rocha variam com a pressão de

confinamento. As medidas de porosidade e permeabilidade das amostras foram realizadas

utilizando o porosimetro e permeabilimetro AP-608 descrito anteriormente. Utilizando uma

amostra separada de coquina, similar às utilizadas nos testes, com 4,59 cm de comprimento e 2,50

cm de diâmetro (Figura 4.2) para medir cinco vezes a porosidade e permeabilidade com pressões

de confinamento variando de 500 a 5000 psi, em um intervalo de 24 horas entre os conjuntos das

medições. Dessa forma, a amostra foi medida inicialmente variando as pressões entre 500 e 5000

psi, deixando-a descansar por 24 horas e repetindo as medições novamente.

66

Figura 4.2 – Coquina utilizada para medir a variação da porosidade e permeabilidade com o

aumento da pressão de 500 a 5000 psi.

A Tabela 4.2 e a Figura 4.3 mostram os resultados obtidos para as medições de porosidade e a

Tabela 4.3 e a Figura 4.4 os resultados obtidos para as medições de permeabilidade. Pode-

se observar que a porosidade e permeabilidade possuem um comportamento de decrescimento

exponencial com o aumento da pressão, porém, cabe ressaltar que o comportamento elástico da

amostra influenciou os resultados visto que entre a primeira e a segunda medida houve um

decréscimo de ~4,0% na porosidade e ~9,6% na permeabilidade. Esse resultado é interessante para

ressaltar que as medidas antes e após os testes de injeção de salmoura carbonatada apresentarão

diferenças devido não só ao processo de dissolução/precipitação, mas também ao stress que a rocha

sofre ao ser confinada a 3000 psi de pressão. A Figura 4.5 ilustra a relação da permeabilidade e

porosidade média com a pressão. Nota-se um comportamento com tendência de decaimento linear

da relação permeabilidade/porosidade com a pressão.

67

Tabela 4.2 – Medidas de porosidade variando a pressão de confinamento de 500 a 5000 psi. O

intervalo entre cada conjunto de medidas é de 24 horas, ou seja, após as medições da coluna

Medida 1, espera-se 24 horas e mede-se a porosidade encontrando os resultados da coluna

Medida 2 e assim por diante.

Pressão (psi) Medida 1 (%) Medida 2 (%) Medida 3 (%) Medida 4 (%) Medida 5 (%)

500 14,07 13,51 13,33 13,31 13,26

1000 13,16 12,90 12,73 12,72 12,72

1500 12,71 12,62 12,53 12,49 12,46

2000 12,51 12,45 12,37 12,30 12,34

2500 12,37 12,30 12,26 12,20 12,18

3000 12,26 12,23 12,18 12,14 12,15

3500 12,23 12,16 12,12 12,12 12,06

4000 12,13 12,10 12,09 12,05 12,03

4500 12,07 12,06 12,03 12,01 12,00

5000 11,99 12,01 11,99 11,96 11,94

Figura 4.3 – Gráfico com as medidas de porosidade variando-se a pressão de 500 a 5000 psi.

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

11.50

12.00

12.50

13.00

13.50

14.00

14.50

Pressão (psi)

Po

rosi

dad

e (%

)

Medida_1 Medida_2 Medida_3 Medida_4 Medida_5

68

Tabela 4.3 – Medidas de permeabilidade variando a pressão de confinamento de 500 a 5000 psi.

O intervalo entre cada set de medidas é de 24 horas, ou seja, após as medições da coluna Medida

1, espera-se 24 horas e mede-se a porosidade encontrando os resultados da coluna Medida 2 e

assim por diante.

Pressão

(psi)

Medida 1

(md)

Medida 2

(md)

Medida 3

(md)

Medida 4

(md)

Medida 5

(md)

500 15,47 13,99 13,82 13,74 13,84

1000 14,27 13,06 12,97 12,98 12,98

1500 13,28 12,66 12,62 12,52 12,60

2000 12,64 12,31 12,26 12,17 12,33

2500 12,27 12,09 12,06 12,03 12,09

3000 12,08 11,88 11,91 11,88 11,92

3500 11,76 11,75 11,78 11,72 11,73

4000 11,60 11,58 11,60 11,62 11,63

4500 11,33 11,43 11,54 11,45 11,49

5000 11,21 11,32 11,40 11,40 11,45

Figura 4.4 – Gráfico com as medidas de permeabilidade variando-se a pressão de 500 a 5000 psi.

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

11.00

11.50

12.00

12.50

13.00

13.50

14.00

14.50

15.00

15.50

16.00

Pressão (psi)

Per

mea

bili

dad

e (m

d)

Medida_1 Medida_2 Medida_3 Medida_4 Medida_5

69

Figura 4.5 – Gráfico mostrando a relação permeabilidade x porosidade variando-se a pressão de

500 a 5000 psi.

4.3. Experimento 1

O primeiro experimento reproduziu o fluxo de água carbonatada para vazões mais baixas

simulando aquelas encontradas em regiões longe do poço injetor. Para este experimento, injetou-

se a salmoura carbonatada com vazão de 0.1 cm3/min, com uma pressão de poro de 3000 psi e

temperatura de 65 °C. Foram injetados 50 volumes porosos (Vp) na amostra, com medições da

diferença de pressão entre a entrada e saída do core holder a cada um minuto. Para análise de íons

por cromatografia de íons, foram coletados fluidos produzidos antes dos testes, e nos volumes

porosos de 5, 10, 20, 35 e 50Vp injetados. A Figura 4.6 mostra uma imagem da amostra utilizada

para o primeiro experimento de injeção de salmoura carbonatada e a Tabela 4.4 apresenta as

condições experimentais para o experimento 1.

11.5 12 12.5 13 13.5 14 14.5

11

12

13

14

15

16

Porosidade (%)

Per

mea

bili

dad

e (m

d)

Data 1 Data 3 Data 4 Data 5 Data 2

70

Figura 4.6 – Amostra de coquina utilizada no teste de dissolução1.

Tabela 4.4 – Condições experimentais para o teste 1.

Variável Experimento 1

Nome da amostra A7

Diâmetro da amostra 2,49 cm

Comprimento da amostra 4,583 cm

Porosidade inicial 12,76 %

Permeabilidade inicial 25,23 md

Fluido injetado Salmoura 200k ppm 100% CO2

Taxa de injeção 0,1 cm3/min

Pressão de injeção 2000 psi

Pressão de confinamento 3000 psi

Temperatura 65 °C

Volume de salmoura carbonatada injetado 50 Vp

Duração do teste 23 horas e 47 minutos

71

4.3.1. Propriedades da rocha medidas em laboratório antes e depois da

injeção de salmoura carbonatada

Medidas de porosidade e permeabilidade em laboratório antes e após os testes foram

realizadas através de um porosimetro e permeabilimetro a gás. A Tabela 4.5 apresenta os valores

de porosidade e permeabilidade médias para pressão de confinamento de 1000 psi obtidos para a

amostra A7 antes e após os testes. É interessante notar que a porosidade praticamente se manteve

estável, porém a permeabilidade aumentou mais de 10 vezes em relação ao valor original medido

em laboratório. A Figura 4.7 mostra a face de injeção da rocha antes e depois da injeção de

salmoura carbonatada. Aparentemente o fluido reativo penetra na amostra preferencialmente

utilizando um ponto específico (círculo vermelho indicado na Figura 4.7b), podendo indicar a

formação de um wormhole.

Tabela 4.5 – Valores de porosidade e permeabilidade médias inicial e final obtidas para o

experimento 1

i (%) f (%) f/i ki (md) kf (md) kf/ki

12,76 12,67 0,99 25.23 259.98 10.30

Figura 4.7 – Imagem (a) pré e (b) pós alterações na face de injeção da amostra A7 com

destaque em vermelho para um furo encontrado na face após o teste.

4.3.2. Evolução da permeabilidade

A Figura 4.8 ilustra a evolução da permeabilidade em função do número de volumes

porosos injetados. Para realizarmos uma análise mais aprofundada dos dados, utilizamos o teste de

72

Dixon e Grubbs para verificar e eliminar a presença de outliers nos dados e a técnica de média

móvel (para 10 pontos) para suavizar os dados e melhor visualizar o comportamento da

permeabilidade no tempo. Os cálculos necessários para a remoção dos outliers e as médias móveis

dos dados são detalhadas em NUÑEZ (2017).


utilizando os dados originais e calculados através da equação de Darcy.

A Figura 4.9 ilustra a evolução da permeabilidade após aplicação das análises estatísticas

mencionadas anteriormente para os 50 Volumes Porosos Injetados. Como pode ser visto na Figura

4.9, a permeabilidade da amostra mostra um aumento constante da permeabilidade entre 15 e 35

volumes porosos (Vp) injetados e uma estabilização do sistema após esse período. Porém, embora

uma aparência geral mostre poucas mudanças na permeabilidade no início do teste, a Figura 4.10

mostra a evolução da permeabilidade nos primeiros 10 Vp injetados. Pode-se observar que a

permeabilidade diminui ao longo dos primeiros 5 PVI e depois aumenta para o mesmo nível de

permeabilidade. Este resultado já foi encontrado por muitos autores que investigaram experimentos

de dissolução (QAJAR et al, (2013); MANGANE et al, (2013); LUQUOT et al, (2014); GARING

et al, (2015). Os autores assumem que a diminuição da permeabilidade depende da precipitação de

partículas e/ou movimentação no meio poroso, onde podem ser retidos temporariamente. A

diminuição inicial da permeabilidade demonstra a importância do deslocamento de finos no curso

do fluxo reativo.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

k(m

d)

Volumes porosos injetados

73


após utilizar os métodos de Dixon, Grubbs e média móvel.


ilustrando a redução da permeabilidade no início do teste.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

k(m

d)


6

6.5

7

7.5

8

8.5

9

9.5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

k(m

d)


74

4.3.3. Evolução da concentração de íons

Os fluidos produzidos no primeiro teste foram coletados em intervalos pré-determinados

para análise de cromatografia de íons para determinar a concentração dos íons Ca2+, Mg2+ e K+.

Foram coletados 10 ml de fluidos em 0, 5, 10, 20, 35 e 50 Vp injetados. A Tabela 4.6 contém os

resultados dos íons produzidos em mg/L. Foram gerados gráficos de produções por volumes

porosos injetados de Ca2+ (Figura 4.11), Mg2+ (Figura 4.12) e K+ (Figura 4.13) e adicionada uma

linha base com a concentração inicial da salmoura. Nota-se que há um leve aumento nas

concentrações dos íons se comparado às concentrações da salmoura antes da injeção de salmoura

carbonatada. Esses dados mostram que houve uma leve dissolução no meio poroso, mais um

indício que pode haver a formação de um wormhole na amostra como mostra a Figura 4.7.

A partir das Equações 3.1 e 3.2, calculamos o volume de calcita dissolvida e a variação da

porosidade da amostra através das análises dos resultados de cromatografia de íons. A Figura 4.14

mostra a variação do volume dissolvido de calcita e a porosidade estimada através deste volume

dissolvido. Os resultados apresentam uma ligeira variação entre os valores da porosidade inicial e

final da amostra estimada através da cromatografia de íons, e estes resultados estão de acordo com

os valores medidos em laboratório (Tabela 4.5).


concentração de Ca2+, Mg2+ e K+ após 0, 5, 10, 20, 35 e 50 Vp injetados.

Vp injetados Ca2+ (mg/L) Mg2+ (mg/L) K+ (mg/L)

0 8473,38 300,09 3631,41

5 8992,09 308,80 3641,88

10 8997,43 319,24 3747,59

20 8698,45 298,39 3695,43

35 8956,92 318,80 3807,29

50 8836,72 312,15 3732,63

75

Figura 4.11 – Concentração de íons de Ca2+ produzidos no teste 1.

Figura 4.12 – Concentração de íons de Mg2+ produzidos no teste 1.

8400

8500

8600

8700

8800

8900

9000

9100

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Ca2

+(m

g/L)

Vp injetados

Concentração de Cálcio Linha base

295

300

305

310

315

320

325

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Mg2

+(m

g/L)

Vp injetados

Concentração de Magnésio Linha base

76

Figura 4.13 – Concentração de íons de K+ produzidos no teste 1.

Figura 4.14 – Volume dissolvido/precipitado de calcita, estimativa da porosidade inicial e final

medidas em laboratório e porosidade calculada através das Equações 3.1 e 3.2.

3620

3640

3660

3680

3700

3720

3740

3760

3780

3800

3820

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

K+

(mg/

L)

Vp injetados

Concentração de Potássio Linha base

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

-0.4

-0.3

-0.2

-0.1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Po

rosi

dad

e (

%)

Vo

lum

e d

isso

lvid

o/p

reci

pit

ado

(cm

3)

Vp injetados

Calcita Porosidade Porosidade inicial Porosidade final

77

4.3.4. Análise digital das imagens

A amostra de coquina A7 foi escaneada utilizando um micro tomógrafo helicoidal,

produzindo um set de imagens de 2560 x 2560 x 4760 (eixos x, y e z), totalizando aproximadamente

31,2 x 109 voxels. A Tabela 4.7 apresenta um resumo dos principais parâmetros de aquisição das

imagens da coquina A7. A técnica de registro 3D mencionada na seção 3.2.8.6. foi utilizada para

posicionar as imagens na mesma posição para efeito de comparação e análise das mudanças na

porosidade.

Tabela 4.7 – Parâmetros de aquisição utilizados para as imagens da coquina A7 antes e depois do

teste de injeção de salmoura carbonatada

Parâmetro Antes Depois

Tamanho de voxel (µm) 10,55 10,60

Energia do Raio-X (keV) 80 120

Corrente do tubo (µA) 100 70

Duração da aquisição (min) 677 684

A Figura 4.15 apresenta os histogramas de intensidades de raios-X gerado pelas imagens

antes e após o teste. Note que em ambos os histogramas não temos um pico muito evidente de

baixa intensidade (poros resolvidos) devido ao grande número de gargantas e poros menores que a

resolução da imagem (~10µm). MONTE-MOR e TREVISAN (2016) mostram o resultado de

porosimetria por intrusão de mercúrio de uma rocha retirada do mesmo bloco, que é a rocha

utilizada no teste, onde encontraram uma grande quantidade de garganta de poros menores que a

resolução da imagem, como mostra a Figura 4.16.

78

Figura 4.15 – Histograma de intensidade de raios-X das imagens antes e depois do teste de

dissolução 1.

Figura 4.16 – Resultado de porosimetria por intrusão e mercúrio de uma rocha coquina, do

mesmo bloco de onde a amostra foi retirada, mostrando a distribuição de gargantas de poros.

Note a quantidade de gargantas menores que a resolução da imagem de aproximadamente 10um

(adaptado de MONTE-MOR e TREVISAN, 2016).

Para que as imagens possam ser comparadas, analisamos o nível de ruído das imagens

utilizando a SNR (descrito na seção 3.2.8.4) para diferentes regiões de poros e grãos para obter a

SNR média similar entre os sets de imagens antes e depois do teste. A Tabela 4.8 apresenta o

0.00E+00

1.00E-04

2.00E-04

3.00E-04

4.00E-04

5.00E-04

6.00E-04

7.00E-04

8000 12000 16000 20000 24000

Fre

qu

ên

cia

Intensidade do Raio-X

Antes Depois

79

número médio de SNR para imagens pré e pós-dissolução para regiões de grãos e poros com e sem

o uso do filtro AD. Quanto maior a SNR média melhor será a qualidade da imagem. A partir da

Tabela 4.8 pode-se notar que o sinal de qualidade pré-dissolução para poros é ligeiramente melhor

que o sinal pós-dissolução e que o filtro AD aplicado aumentou os SNR dos poros e grãos. O uso

do filtro AD trouxe o SNR médio das imagens para valores próximos uns dos outros. Em média, o

valor de SNR pré-dissolução aumentou 68% e 78% para poros e grãos, respectivamente, e 83% e

92% para pós-dissolução.


não filtradas antes e depois do teste de dissolução.


Poros sem filtro AD 39,5 37,2

Poros com filtro AD 66,4 68,0

Grãos sem filtro AD 59,7 54,2

Grãos com filtro AD 106,2 104,2

4.3.4.1. Localização e evolução de mudanças na porosidade

Na Figura 4.7 observamos a formação de um caminho preferencial do fluido reativo na

amostra. O uso de microtomografia de raios-X nos permite visualizar as alterações do meio poroso

internamente dentro da resolução espacial alcançada. A Figura 4.17 ilustra os cortes de imagens

registradas antes (esquerda da imagem) e após (a direita da imagem) o teste.

Visualmente nota-se em regiões próximas a face injetora apresentam indícios de dissolução

da rocha pelo aumento dos poros, levando a um aumento da porosidade do sistema. O fluido reativo

aparentemente passou pelo lado esquerdo da amostra (referencial da imagem acima) onde

corrobora com a ideia da formação de um wormhole na rocha. Visualmente percebe-se que a

salmoura carbonatada aumentou localmente os diâmetros de poros na maioria das regiões da

amostra.

80

Figura 4.17 – Cortes de imagens pré (esquerda) e pós-teste (direita). As distâncias das imagens da

face de injeção são: (a e a*) 0,24 cm, (b e b*) 1,44 cm, (c e c*) 2,84 cm e (d e d*) 3,64 cm.

A Figura 4.17 ilustra cortes na amostra e não pode ser utilizada como observação geral para

localização das mudanças na porosidade. Dependendo das imagens utilizadas teremos regiões com

mais dissolução/precipitação. Este trabalho encontrou, como mostrado na Figura 4.18, regiões

onde ocorrem ambos os fenômenos de dissolução e precipitação. A Figura 4.18 ilustra um corte de

imagem antes e após o teste apresentando para um mesmo slice a presença de regiões com abertura

81

de poro e de fechamento. Esse dado é extremamente importante, pois nos fornece a ideia que a

porosidade antes e depois do teste é pouco alterada.

Figura 4.18 – Zoom de imagem antes (imagem superior) e depois (imagem inferior) do teste

ilustrando dentro dos retângulos vermelhos regiões em que ocorreram dissolução e precipitação

na mesma região da amostra.

Localizar mudanças na porosidade é um processo que requer uma técnica de segmentação

cuidadosa. Existem diversos métodos de segmentação e optamos pela segmentação descrita na

seção 3.2.8.9. A análise de segmentação trifásica utilizada neste trabalho escolhe os limites de

intensidades adequados considerando o caso onde os níveis de microporosidade, como definido

pela Equações 3.4 e 3.5, são classificados em 49 faixas de tamanhos iguais. Consequentemente, a

fase intermédia da imagem segmentada é dividida em 49 fases de microporosidade, isto é, N = 49,

incluindo fases de 0% e 100% de porosidade com base no histograma de atenuação. Dessa forma,

as imagens são divididas em 51 fases: a fase de macroporos, 49 fases de microporosidade e a fase

grãos. Na Figura 4.19a temos um exemplo de imagem original e os resultados das duas

segmentações utilizadas (Figura 4.19b e Figura 4.19c). A Figura 4.19d mostra o resultado da

segmentação utilizada com a fase macroporos (preto), fase microporosa (49 fases de tamanhos e

larguras iguais em escalas de cinza de tal forma que as regiões mais escuras representam mais

microporosidade) e grãos (branco).

82

Figura 4.19 – Série de imagens mostrando o processo de segmentação utilizado neste trabalho. a)



segmentação apresentando as 51 fases (macroporos, grãos e 49 fases microporosas).

Para a amostra A7, selecionou-se os valores de threshold (valor de corte do histograma que

define as fases) inferior e superior como 11828 e 19700 (escala de 0 a 65535) para as imagens pré

e pós-dissolução, fornecendo 48,98% e 52,86% de fase intermediária (microporosidade). A

porosidade medida é de 8,27% de macroporos, 6,48% de microporos com porosidade total de

14,75% para o set pré-dissolução. Para os dados pós-dissolução, a análise de imagem forneceu

9,21% de macroporos, 6,75% de microporos e uma porosidade total de 15,96%.

83

Os valores globais de macro e microporosidade, bem como a porosidade total derivada das

imagens pré e pós-dissolução, são mostrados na Tabela 4.9. No geral, a porosidade total baseada

em imagem pré e pós-alteração está em boa concordância com a porosidade medida em laboratório,

pois as imagens apresentam a porosidade total e não a efetiva da amostra. Devido à quantidade

considerável de fase intermediária em ambas as imagens, os grãos inalteráveis reconhecíveis em

imagens sucessivas não foram precisamente localizados.


amostra A7 antes e depois do teste de dissolução.

Parâmetro Macroporosidade Microporosidade Porosidade total

Pré-teste 8,27 6,48 14,75

Pós-teste 9,21 6,75 15,96

Podemos examinar a importância de incorporar microporosidade nos cálculos de evolução

baseados em voxel a partir da Tabela 4.9. No primeiro caso, caso as imagens fossem segmentadas

gerando espaço poroso resolvido (macroporos) e uma fase que compreende as fases intermediárias

e de grãos, teríamos apenas 8,27% de porosidade do sistema, ocultando um valor alto de poros

devido a sub-resolução das imagens. A utilização da segmentação trifásica em macroporos,

microporos e grãos possibilita estudar os efeitos da dissolução mesmo quando não “enxergamos”

os poros resolvidos, aumentando a precisão de análise dos dados ao localizar as evoluções de cada

voxel.

O efeito da adição da microporosidade no sistema pode ser verificado ao analisarmos a

conectividade do sistema como descrito na seção 3.2.8.11 visualizados na Figura 4.20. As curvas

com marcadores mostram a fração conectada da fase microporosa combinada com a macroporosa

e as linhas sem marcador mostram a porosidade total que está associada ao agrupamento de micro

e macroporos correspondente. Os resultados mostram que os macroporos da amostra A7 antes do

teste estão desconectados na direção z, ou seja, não a conexão entre a entrada e a saída da amostra.

A inclusão da microporosidade nos mostra que mesmo com a inclusão de níveis de

microporosidade de 100% a 60%, o sistema ainda continua desconectado. A partir da inclusão de

mais microporos ocorre um aumento substancial na conexão do espaço poroso.

84


do teste.

Os resultados pós teste mostram que os macroporos estão conectados entre a entrada e saída

do sistema. Esse dado nos mostra que a formação do wormhole conectou os macroporos do sistema.

A inclusão de microporosidade aumenta a conectividade do sistema, mas de forma menos drástica

do que a verificada pré-teste. Como pode ser visto na Figura 4.20, o experimento de fluxo reativo

aumentou muito a conectividade do sistema de poros, ampliando o espaço de poros e criando novos

caminhos de poros através da fase sólida, de forma que aproximadamente 70% dos macroporos

são conectados através de um cluster de macroporos.

A partir das imagens segmentadas, traçamos a variação da porosidade macro com a distância

ao longo da direção z da amostra (Figura 4.21). As parcelas da variação da porosidade macro da

amostra exibem uma variabilidade considerável. Como pode ser visto na Figura 4.21, o

experimento de fluxo reativo não alterou a porosidade macro ao longo do eixo de z uniformemente.

Podem-se observar tendências ligeiramente positivas de aumento da porosidade macro na face de

entrada do fluido reativo e na saída. As regiões de entrada e saída de fluxo apresenta uma

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

0.00%

3.00%

6.00%

9.00%

12.00%

15.00%

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Fraç

ão d

e p

oro

s in

terc

on

ecta

do

s

Po

rosi

dad

e co

nec

tad

a/Fr

equ

ênci

a d

e vo

xel

Nível de porosidade de Microporo para Macroporo

Porosidade conectada - pré-dissolução Porosidade conectada - pós-dissolução

Abrangência de voxels - pré-dissolução Abrangência de voxels - pós-dissolução

85

porosidade maior se comparada ao resto da amostra. Um dos motivos pode ser a perda de grãos no

momento de corte da amostra.

Figura 4.21 – Perfil de porosidade para poros resolvidos ao longo da amostra obtidas por imagens

de micro-CT antes e após o teste de dissolução

4.3.4.2. Visualização 3D do padrão de dissolução

Uma das vantagens de se utilizar a micro-CT é a possibilidade de visualizar em três

dimensões os poros e grãos presentes na amostra. A Figura 4.22 ilustra a amostra A7 reconstruída

tridimensionalmente antes do teste, ilustrando as fases grão (cinza) e macroporos (verde). Para

visualizarmos o padrão de dissolução encontrado, primeiramente calculamos a diferença do espaço

poroso (macroporos) final do espaço poroso inicial das imagens (registradas e filtradas), onde

obtemos uma nova fase que mostra apenas onde ocorreram as mudanças por dissolução e

precipitação. A visualização 3D foi realizada utilizando o software de renderização de volume

Drishti desenvolvido pela Australian National University. A Figura 4.23a ilustra o mapa de

dissolução/precipitação 3D onde se pode observar a formação de um canal predominante

(wormhole) a partir da face injetora. O resultado visualizado confirma as suposições feitas pela

análise de permeabilidade de que um wormhole cônico (Figura 4.23b) foi formado similar ao

ilustrado pela Figura 2.2.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5

Po

rosi

dad

e (%

)

Distância ao longo da amostra (cm)

Pré-dissolução Pós-dissolução

86


com a fase sólida (grãos) na cor cinza e poros na cor verde.

Figura 4.23 – (a) Mapa de dissolução da amostra A7. A fase porosa das imagens antes e após o

teste foi subtraída gerando um set de imagens ilustrando as mudanças no meio poroso. Na face de

injeção da amostra (topo da imagem) forma-se um wormhole (região dentro do retângulo

vermelho) gerado pela injeção de salmoura carbonatada. (b) Zoom do wormhole cônico formado.

4.3.4.3. Análise da rede de poros

A análise de rede de poros é uma técnica importante por fornecer informações sobre como

se alteram as propriedades da rocha após o teste de dissolução. Os dados gerados pela rede baseiam-

se em poros e gargantas completamente resolvidos e não incluem espaço de poros de sub-resolução

87

(microporosidade). Dados estatísticos (raio do poro, raio da garganta, razão de aspecto, número de

coordenação e tortuosidade da garganta) foram extraídos das redes relacionadas à topologia do

sistema e são mostrados na Figura 4.24.


coordenação e tortuosidade de garganta extraídos da rede de poros antes e após o teste.

Os resultados mostram um aumento no raio dos macroporos entre 13 e 35 μm com ligeiro

aumento da garganta dos poros, indicando alterações mais significativas nos poros e gargantas

menores. A conectividade dos poros também aumenta conforme mostrado pelo número de

coordenação (corresponde ao número de poros da rede vizinhos mais próximos). Embora os

resultados mostrem aumentos nos tamanhos dos poros e da garganta, o aspect ratio (relação

88

proporcional entre largura e altura.) e a tortuosidade da garganta (sinuosidade do caminho poroso

da rocha) permanecem quase intactas, indicando pequenas alterações na topologia da rede, mesmo

após o teste reativo. Os resultados da rede de poros ilustram pouca mudança no meio poroso, ao

contrário do indicado pela reconstrução 3D. A partir dos dados obtidos pela rede de poros, podemos

ver o peso que a sub-resolução (microporos) das imagens de micro-CT tem nas análises de

coquinas.

4.3.4.4. Caracterização da evolução porosa voxel por voxel

Conforme apresentado na seção 3.2.8.11, utilizamos o método de construção de um

histograma 2D para representar as mudanças na porosidade (macro e micro) do sistema antes e

após o teste de dissolução. A Figura 4.25 ilustra o histograma 2D de todo set de imagens da amostra

de coquina A7, apresentando a probabilidade de que um dado voxel tenha alterado de fase. O

histograma foi calculado para o caso de 49 fases microporosas, resultando em 51 fases

(macroporos, 49 fases microporosas e grãos) onde cada voxel pode assumir um valor inteiro entre

0 e 50. Para melhor visualização, o gráfico mostra 10 intensidades das 51 disponíveis onde cada

barra no gráfico 3D representa a probabilidade de um voxel na imagem anterior, alterar sua

intensidade. Em outras palavras, a probabilidade de um poro se tornar um grão ou microporos e

vice-versa.

Todo o conjunto de dados tem 2560x2560x4160 voxels e os resultados mostram que as

mudanças mais frequentes ocorrem entre grãos/microporos para macroporos (lado direito), poros

para microporos (parte inferior do mapa) e microporos para microporos/grãos (parte superior

esquerda do mapa). O histograma 2D indica que grãos e microporos têm maior probabilidade de

serem dissolvidos ou deslocados para outro local. A precipitação de minerais ocorre na parte

inferior do mapa, onde os poros da imagem pré-teste se transformam em microporos. Este resultado

é completamente coerente com os obtidos na Figura 4.18, pois ilustra a presença de dissolução e

precipitação no mapa de evolução. O histograma de intensidade 2D das imagens registradas

permite incorporar efetivamente a porosidade da sub-resolução na quantificação da evolução local

dos poros na escala de voxels da imagem.

89


dissolução para todo o conjunto de dados de imagens.

A análise anterior ilustra as alterações da porosidade que ocorreram em todo o conjunto de

dados. Para compreender melhor as evoluções locais, dividimos o conjunto de dados em quatro

blocos (Figura 4.26) contendo 2560x2560x1000 voxels cada, ilustrando os cenários de evolução

da porosidade da face de injeção para a face de produção da amostra.

Figura 4.26 – Divisão da amostra em blocos para computar os cenários de evolução através do

histograma 2D.

A Figura 4.27 apresenta os quatro histogramas 2D resultantes e, como esperado, os

macroporos do primeiro bloco (próximo à face injetora) apresentam maior probabilidade de

ocorrência de dissolução e precipitação do que os macroporos dos blocos subsequentes. A maior

90

ocorrência de dissolução no início também ilustra a presença do wormhole gerado. Esse dado

mostra que o fluido reativo interage primeiro com grãos no bloco 1, perdendo força nos demais

blocos. Porém, vê-se um aumento da atividade da região microporosa ao longo da amostra. A

ocorrência de precipitação explica a pequena mudança na porosidade medida nos dados de

laboratório e micro-CT. Os resultados encontrados mostram que a análise de histograma de

intensidade 2D se mostra uma importante ferramenta para rastrear as evoluções de voxels em

imagens de micro-CT devido à injeção de salmoura carbonatada.

Figura 4.27 – Histograma 2D resultantes da divisão da amostra em 4 blocos. Bloco 1 representa a

região próxima a face injetora e o bloco 4 a região próxima a produtora.

Nesta seção aplicamos o fluxo de trabalho e os procedimentos descritos no capítulo 3,

particularmente registro de imagem, segmentação trifásica e histogramas de intensidade 2D para

caracterizar a evolução das microestruturas de uma rocha coquina submetida a uma injeção de

salmoura sintética carbonatada. Os resultados de laboratório antes e após o teste mostram que a

porosidade praticamente não se altera apesar de se verificar um aumento de 10 vezes no valor da

permeabilidade final. A partir do uso de imagens de micro-CT antes e após o teste de dissolução,

91

foi possível verificar a presença de um wormhole cônico, explicando o motivo para o aumento

substancial da permeabilidade do sistema. O uso do método de histograma 2D permitiu analisar

voxel por voxel as alterações do meio poroso adicionando a sub-resolução do sistema, que tem

participação importante na conectividade e na porosidade final da rocha. Os resultados mostram a

presença de dissolução e precipitação na amostra, sendo maior a ocorrência dessas reações

próximas a face injetora.

4.4. Experimento 2

O segundo experimento deste trabalho procurou reproduzir o fluxo de água carbonatada

para vazões mais altas simulando aquelas encontradas em regiões próximas ao poço injetor. Para

este experimento, injetou-se a salmoura carbonatada com vazão de 0.5 cm3/min, com uma pressão

de poro de 3000 psi e temperatura de 65 °C. Foram injetados 50 volumes porosos (Vp) na amostra,

com medições da diferença de pressão entre a entrada e saída do core holder a cada um minuto.

Para análise de íons por cromatografia de íons, foram coletados fluidos produzidos antes dos testes,

e nos volumes poros de 5, 10, 20, 35 e 50Vp injetados. A coquina utilizada para o teste 2 está

apresentada na Figura 4.28 e a Tabela 4.10 apresenta as condições experimentais para o teste 2.

Figura 4.28 – Amostra de coquina utilizada no teste de dissolução 2.

92

Tabela 4.10 – Condições experimentais para o teste 2.

Variável Experimento 2

Nome da amostra A1

Diâmetro da amostra 2,49 cm

Comprimento da amostra 4,68 cm

Porosidade inicial 15,01 %

Permeabilidade inicial 46,45 md

Fluido injetado Salmoura 200k ppm 100% CO2

Taxa de injeção 0,5 cm3/min

Pressão de injeção 2000 psi

Pressão de confinamento 3000 psi

Volumes porosos injetados 50

4.4.1. Propriedades da rocha antes e depois do teste

O teste 2 utilizou a rocha coquina A1 em um teste de alta vazão de injeção. Este teste

danificou consideravelmente a rocha como se pode ver na Figura 4.29. A rocha ao ser retirada do

core holder, borracha, termo retrátil, alumínio e teflon apresentou uma fratura que atravessou a

amostra de um lado ao outro. Dessa forma, não foi possível realizar as medidas de porosidade e

permeabilidade em laboratório. A análise deste teste em questão será baseada apenas nos dados de

diferencial de pressão, cromatografia de íons e microtomografia de Raios-X.

4.4.2. Evolução da permeabilidade

A Figura 4.30 ilustra a evolução da permeabilidade em função do número de volumes poros

injetados. Seguindo os mesmos procedimentos para a análise do teste 1, utilizamos o teste de Dixon

e Grubbs para verificar e eliminar a presença de outliers nos dados e a técnica de média móvel

(para 5 pontos) para suavizar os dados e melhor visualizar o comportamento da permeabilidade no

tempo.

93

Figura 4.29 – (a) Coquina utilizada antes do teste 2 e (b) e (c) fratura encontrada após a retirada

da coquina do core holder, borracha, termo retrátil, alumínio e teflon.


utilizando os dados originais e calculados através da equação de Darcy.

A Figura 4.31 ilustra a evolução da permeabilidade após aplicação das análises estatísticas

mencionadas anteriormente para os 50 Volumes Porosos Injetados. A partir de 26 Vp injetados,

notamos que a permeabilidade do sistema começa a aumentar constantemente até o fim do

experimento. Novamente notamos que a permeabilidade reduz no início do teste (Figura 4.32).

Pode-se observar que a permeabilidade diminui ao longo dos primeiros 2 Vp injetados, mantem-se

flutuando constante por 24 e depois aumenta para o mesmo nível de permeabilidade inicial. A

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

k(m

d)

Vp injetados

94

diminuição inicial da permeabilidade demonstra a importância do deslocamento de partículas

locais no curso do fluxo reativo.


após utilizar os métodos de Dixon, Grubbs e média móvel.


ilustrando a redução da permeabilidade no início do teste.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 10 20 30 40 50

k (

mD

)

Vp injetados

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

0.00 7.00 14.00 21.00 28.00

k (

md)

Vp injetados

95

4.4.3. Evolução da concentração de íons

Os fluidos produzidos no experimento 2 foram coletados em intervalos pré-determinados

para análise de cromatografia de íons para determinar a concentração dos íons Ca2+, Mg2+ e K+.

Foram coletados 10 ml de fluidos em 0, 5, 10, 20, 35 e 50 Vp injetados. A Tabela 4.11 contém os

resultados dos íons produzidos em mg/L e a partir desses dados foram geradas os gráficos de

produção por volumes injetados de Ca2+ (Figura 4.33), Mg2+ (Figura 4.34) e K+ (Figura 4.35).

Utilizando novamente as Equações 3.1 e 3.2, calculamos o volume de calcita dissolvida/precipitada

e a variação da porosidade da amostra através das análises dos resultados de cromatografia de íons.

A Figura 4.36 mostra a variação do volume dissolvido de calcita e a porosidade estimada através

deste volume dissolvido. Os resultados apresentam uma ligeira variação entre os valores da

porosidade inicial e final da amostra estimada através da cromatografia de íons. Novamente

notamos que a porosidade final é ligeiramente menor do que a porosidade final.


concentração de Ca2+, Mg2+ e K+ após 0, 5, 10, 20, 35 e 50 Vp injetados.

Vp injetados Ca2+ Mg2+ K+

0 8745,43 310,62 3682,88

5 9023,01 289,19 3630,08

10 8801,44 294,52 3667,86

20 8637,18 295,32 3651,78

35 8806,00 301,58 3731,75

50 8726,76 305,48 3688,33

96

Figura 4.33 – Concentração de íons de Ca2+ produzidos no experimento 2.

Figura 4.34 – Concentração de íons de Mg2+ produzidos no experimento 2.

8600

8650

8700

8750

8800

8850

8900

8950

9000

9050

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Ca2

+(m

g/L)

Vp injetados

Concentração de Cálcio Linha base

285

290

295

300

305

310

315

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Mg2

+(m

g/L)

Vp injetados

Concentração de Magnésio Linha base

97

Figura 4.35 – Concentração de íons de K+ produzidos no experimento 2.

Figura 4.36 – Volume dissolvido/precipitado de calcita e estimativa da porosidade calculada

através das Equações 3.1 e 3.2.

3620

3640

3660

3680

3700

3720

3740

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

K+

(mg/

L)

Vp injetados

Concentração de Potássio Linha base

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

-0.3

-0.2

-0.1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0 10 20 30 40 50 Po

rosi

dad

e (%

)

Vo

lum

e d

isso

lvid

o/p

reci

pit

ado

(cm

3)

Vp injetados

Calcita Porosidade (%)

98

4.4.4. Análise digital das imagens

As microtomografias de raios-X realizadas na amostra A1 produziram um set de imagens

de 2560 x 2560 x 5200 (eixos x, y e z) para a amostra antes do teste, totalizando aproximadamente

34 x 109 voxels e 2560 x 2560 x 4760 (eixos x, y e z) para a amostra depois do teste, totalizando

aproximadamente 31,2 x 109 voxels. A Tabela 4.12 apresenta um resumo dos principais parâmetros

de aquisição das imagens da coquina A1.

Tabela 4.12 – Parâmetros de aquisição utilizados para as imagens da coquina A7 antes e depois

do teste de injeção de salmoura carbonatada


Tamanho de voxel (µm) 10,69 11,33

Energia do Raio-X (keV) 80 120

Corrente do tubo (µA) 100 160

Duração da aquisição (min) 611 678

Devido a fratura encontrada na amostra (Figura 4.37), este trabalho cortou as imagens

microtomografas em três regiões (Figura 4.38) retirando a parte central das análises (região

fraturada). Como não podemos afirmar se a fratura foi devido ao experimento ou ao

enfraquecimento da amostra e posterior fratura ao se retirar do core holder, as análises entre o antes

e depois serão realizadas nas regiões fora da fratura. O topo da imagem é a região de injeção do

teste. A técnica de Registro 3D mencionada na seção 3.2.8.6. foi utilizada duas vezes (região

superior e inferior não fraturadas) para posicionar os sets de imagens na mesma posição para efeito

de comparação e análise das mudanças na porosidade.

Novamente utilizamos o conceito de SNR descrito na seção 3.2.8.4 para diferentes regiões

de poros e grãos para obter um número médio de SNR similar entre os sets de imagens antes e

depois do experimento 2. A Tabela 4.13 apresenta o número médio de SNR para imagens pré e

pós-dissolução para regiões de grãos e poros com e sem o uso do filtro AD. Quanto maior o valor

de SNR melhor será a qualidade da imagem. A partir da Tabela 4.13, nota-se que o sinal pré-teste

tem uma qualidade muito maior que o sinal pós-teste. Para reduzir a diferença entre o erro das

imagens, aplicamos o filtro AD em ambas com o intuito de melhorar o SNR para que sejam

próximos e assim analisar as imagens.

99

Figura 4.37 – Microtomografias de raios-X da coquina A1 antes e depois do teste. (a) e (b)

representam cortes nos eixos x, z e (c) e (d) os cortes na direção y, z.

Figura 4.38 – Divisão da imagem em três regiões. A região fraturada (Região 2) não entrou na

análise das imagens. (a) corte no eixo x, z e (b) corte no eixo y, z.

100

Tabela 4.13 – Valores médios de SNR para as regiões de poros e grãos para as imagens filtradas

e não filtradas antes e depois do teste de dissolução 2.


Poros sem filtro AD 92,3 59,0

Poros com filtro AD 157,8 148,0

Grãos sem filtro AD 80,6 55,9

Grãos com filtro AD 212,3 198,0

4.4.4.1. Localização e evolução de mudanças na porosidade

Na seção 4.4.2 apresentamos as mudanças medidas em laboratório da permeabilidade com o

tempo como mostrado na Figura 4.31. Este resultado nos mostra que há uma grande mudança em

termos de abertura de gargantas e poros na amostra. A Figura 4.39 ilustra algumas imagens de

mudanças na porosidade ao longo da região 1 e a Figura 4.40 as mudanças em algumas imagens

próxima a região 3. Ambas as imagens apresentam um ligeiro aumento no tamanho dos poros

resolvidos, porém não infere em quais regiões temos dissolução e precipitação de minerais. A

Figura 4.41 apresenta um zoom em uma região de 960 x 650 pixels na amostra A1 antes e depois

do teste. Nota-se nessa imagem a presença novamente de dissolução e precipitação na amostra

assim como encontrado no experimento 1.

Para localizarmos as mudanças na porosidade, utilizamos novamente a segmentação descrita

na seção 3.2.8.9, com 49 bins de tamanhos iguais para classificar os valores de microporosidade.

Dessa forma, as imagens são segmentadas em 51 fases: a fase de macroporos, 49 fases de

microporosidade e a fase grãos. Na Figura 4.42a temos um exemplo de imagem original e os

resultados das duas segmentações utilizadas (Figura 4.42b e Figura 4.42c). A Figura 4.42d

apresenta o resultado da segmentação utilizada com a fase macroporos (preto), fase microporosa

(49 fases de tamanhos e larguras iguais em escalas de cinza de tal forma que as regiões mais escuras

representam mais microporosidade) e grãos (branco).

101


102


103

Figura 4.41 – Zoom de imagem (960 x 650 pixels) antes (esquerda) e depois (direita) do teste 2

apresentando regiões com precipitação e dissolução de minerais.

Para a amostra A1, escolhemos os valores de threshold inferior e superior como 11750 e

12085 (escala de 0 a 65535) para as imagens pré-dissolução, fornecendo 43,71% e 63,50% de fase

intermediária (microporosidade) para as regiões 1 e 3, respectivamente. Para as imagens pós

dissolução, os valores de thresholds inferior e superior foram de 11750 e 13373, fornecendo

44,81% e 62,50% de fase intermediária (microporosidade) para as regiões 1 e 3. Os valores globais

de macro e microporosidade, bem como a porosidade total derivada das imagens pré e pós-

dissolução, são mostrados na Tabela 4.14. Em ambas as regiões estudadas houve um aumento da

porosidade (macro, micro e total), fornecendo indícios de dissolução em toda a rocha.


amostra A1 antes e depois do teste de dissolução.

Região Parâmetro Macroporosidade Microporosidade Porosidade total

Injeção Pré-teste 9,82 3,77 13,58

Injeção Pós-teste 11,29 4,16 15,45

Produção Pré-teste 8,99 4,87 13,86

Produção Pós-teste 9.48 5,15 14,63

O efeito da adição da microporosidade no sistema pode ser verificado ao analisarmos a

conectividade de poros. A Figura 4.43 mostra a fração conectada da fase microporosa combinada

com a macroporosa e a porosidade total que está associada ao agrupamento de micro e macroporos

correspondente para a região 1. Devido a um erro no software não conseguimos os resultados para

a região antes do teste. O resultado pós-dissolução nos mostra que, considerando apenas

104

macroporos, temos 10% de porosidade efetiva na amostra com 90% dos poros conectados. Neste

caso a microporosidade desempenha um papel menor na conectividade no sistema.

Figura 4.42 – Série de imagens mostrando o processo de segmentação utilizada no teste 2. a)



segmentação apresentando as 51 fases (macroporos, grãos e 49 fases microporosas).

105

Figura 4.43 – Resultado da análise de conectividade do sistema para a amostra A7 depois do teste

de dissolução para a região próxima a face injetora.

A Figura 4.44 ilustra os resultados obtidos de conectividade de poros para a região 3. Os

resultados mostram que os macroporos da amostra A1 próximos a face produtora estão conectados

na direção z, com 5% de porosidade efetiva e ~60% de poros conectados. A inclusão da

microporosidade de níveis de 100% a 70% não altera a conexão. A partir da inclusão de mais

microporos ocorre um aumento gradual na conexão do espaço poroso.

Os resultados pós teste mostram que os macroporos estão mais conectados entre a entrada e

saída do sistema, indicando um aumento das gargantas e leve dissolução do sistema. A inclusão de

microporosidade aumenta a conectividade do sistema em uma taxa similar a pré-dissolução. A

Figura 4.44 mostra que o experimento de fluxo reativo aumentou a conectividade do sistema de

poros, ampliando o espaço de poros e criando novos caminhos de poros através da fase sólida,

porém menos impactante do que o encontrado no experimento anterior com a formação de um

wormhole.

A partir das imagens segmentadas, traçamos a variação da porosidade macro com a distância

ao longo da direção z da amostra para as regiões 1 e 3 (Figura 4.45 e Figura 4.46). O experimento

de fluxo reativo não alterou a porosidade macro ao longo do eixo de z uniformemente. Podem-se

observar tendências ligeiramente positivas de aumento da porosidade macro no fim da região 1 e

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%

14%

15%

16%

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Fraç

ão d

e p

oro

s in

terc

on

ecta

do

s

Po

rosi

dad

e co

nec

tad

a/Fr

equ

ênci

a d

e vo

xel


Porosidade conectada - pós-dissolução Abrangência de voxels - pós-dissolução

106

início da região 3. A fratura encontrada na amostra pode ser um dos motivos para essa maior

variação nessas regiões.


do teste de dissolução para a região 3.


imagens de micro-CT antes e após o teste de dissolução na região 1.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Fraç

ão d

e p

oro

s in

terc

on

ecta

do

s

Po

rosi

dad

e co

nec

tad

a/Fr

equ

ênci

a d

e vo

xel


Porosidade conectada - pré-dissolução Porosidade conectada - pós-dissolução

Abrangência de voxels - pré-dissolução Abrangência de voxels - pós-dissolução

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

1 4 7 10

Po

rosi

dad

e

Distância ao longo da amostra (mm)


107


imagens de micro-CT antes e após o teste de dissolução na região 3.

4.4.4.2. Visualização 3D do padrão de dissolução

A Figura 4.47 ilustra a amostra A1 reconstruída tridimensionalmente, antes e após o teste de

injeção de salmoura carbonatada. Na imagem, pode-se ver a fratura encontrada após o teste de

dissolução. A análise das imagens pré-dissolução mostra que a rocha possui regiões com micro

fraturas, o que pode explicar a razão pelo rompimento da amostra após o teste. A Figura 4.48 ilustra

a amostra A1 reconstruída tridimensionalmente antes do teste com as fases grão (cinza) e

macroporos (verde).

Para visualizarmos o padrão de dissolução encontrado, calculamos a diferença entre o espaço

poroso (macroporos) final e o espaço poroso inicial das imagens (registradas e filtradas), onde

obtemos uma nova fase que mostra apenas onde ocorreram as mudanças por dissolução e

precipitação. A Figura 4.49 ilustra o mapa de dissolução/precipitação 3D da região 1, onde se pode

observar a formação de um canal predominante (wormhole) a partir da face injetora. A Figura 4.50

ilustra o mapa de dissolução/precipitação da região 3 onde pela diferença de imagens não há

grandes mudanças no meio poroso.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

2.5 3 3.5 4 4.5 5

Po

rosi

dad

e

Distância ao longo da amostra (cm)


108

Figura 4.47 – Microtomografia de raios-X da amostra A1 antes (esquerda) e após (direita) o teste

de dissolução com destaque para a fratura na região central da amostra.


com a fase sólida (grãos) na cor cinza e poros na cor verde.

Figura 4.49 – Mapa de dissolução da região 1 da amostra A1. A fase porosa das imagens antes e

após o teste foi subtraída gerando um set de imagens ilustrando as mudanças no meio poroso.

Note a presença de um caminho preferencial gerado pela injeção de salmoura carbonatada.

109

Figura 4.50 – Mapa de dissolução da região 3 da amostra A1. A diferença de imagens não mostra

grandes mudanças no meio poroso.

4.4.4.3. Análise da rede de poros

A partir das imagens segmentadas, extraímos a rede de poros das regiões 1 e 3. Os dados

gerados pela rede baseiam-se em poros e gargantas completamente resolvidos e não incluem espaço

de poros de sub-resolução (microporosidade). Dados estatísticos (raio do poro, raio da garganta,

razão de aspecto, número de coordenação e tortuosidade da garganta) foram extraídos das redes

relacionadas à topologia do sistema e são mostrados na Figura 4.51 para a região 1 e pela Figura

4.52 para a região 3. Os resultados de ambas as regiões mostram pouquíssimas alterações em todos

os parâmetros. O número de coordenação aumenta para a região 3, mostrando um aumento da

conectividade desta região.

110

Figura 4.51 – Distribuição de tamanho de poros, gargantas, aspect ratio, número de coordenação

e tortuosidade de garganta extraídos da rede de poros antes e após o teste 2 para a região 1.

111


coordenação e tortuosidade de garganta extraídos da rede de poros antes e após o teste 2 para a

região 3.

4.4.4.4. Caracterização da evolução porosa voxel por voxel

Os histogramas 2D da amostra de coquina A1 para as regiões 1 e 3 estão representados pela

Figura 4.53 e pela Figura 4.54 respectivamente. O histograma 2D apresenta a probabilidade de que

um dado voxel tenha alterado de fase. O histograma foi calculado para o caso de 49 fases

microporosas, resultando em 51 fases (macroporos, 49 fases microporosas e grãos) onde cada voxel

pode assumir um valor inteiro entre 0 e 50.

112

A Figura 4.53 possui um conjunto de dados de 2560x2560x900 voxels e os resultados

mostram que as mudanças mais frequentes ocorrem entre grãos/microporos para macroporos (lado

direito), poros para microporos (parte inferior do mapa) e grãos para microporos (região superior

do mapa). O histograma 2D indica que grãos e microporos têm maior probabilidade de serem

dissolvidos ou deslocados para outro local na região 1, resultado que pode ser verificado na Figura

4.49. O resultado mostra que para uma alta vazão de injeção aumenta a probabilidade de alterações

de dissolução na amostra, seja para a formação de micro ou macroporos.

A Figura 4.54 ilustra a região 3 da amostra A1 com 2560x2560x1800 voxels, ilustrando uma

menor probabilidade de mudanças no meio poroso se comparado a região próxima a face de injeção

(região 1). O resultado mostra poucas mudanças na macroporosidade do sistema, coerente com a

diferença de imagens obtidas na Figura 4.50. Em ambos os histogramas, vê-se que há mais

dissolução/precipitação do sistema do que o apresentado pelo teste 1, onde a microporosidade

apresentou um papel mais importante nas alterações pós teste. Esse resultado pode ser explicado

pelo tempo de reação na amostra. Considerando uma vazão de injeção constante em rochas com

grandes quantidades de macroporos, o fluxo de água carbonatada apresenta menores velocidades

intersticiais, o que aumenta o contato entre água carbonatada e a rocha, aumentando a dissolução

dos grãos.


dissolução para a região 1 (próxima a injeção).

113


dissolução para a região 3 (após a região de fratura).

Nesta seção aplicamos o fluxo de trabalho e os procedimentos descritos no capítulo 3,

particularmente registro de imagem, segmentação trifásica e histogramas de intensidade 2D para

caracterizar a evolução das microestruturas de uma rocha coquina submetida a uma injeção de

salmoura sintética carbonatada a 0,5 cm3/min. Os resultados de laboratório antes e após o teste

mostram que a porosidade praticamente não se altera apesar de se verificar um aumento maior que

10 vezes do valor da permeabilidade inicial. A partir do uso de imagens de micro-CT antes e após

o teste de dissolução, foi possível verificar a presença de um wormhole endendo ao ramificado,

explicando o motivo para o aumento substancial da permeabilidade do sistema. O uso do método

de histograma 2D permitiu analisar voxel por voxel as alterações do meio poroso adicionando a

sub-resolução do sistema, que tem participação importante na conectividade e na porosidade final

da rocha. Os resultados mostram a presença de dissolução e precipitação na amostra, sendo maior

na região 1. A região 3 por estar conectada por poros resolvidos antes do teste, não apresentou

mudanças substanciais em sua estrutura.

114

5. CONCLUSÕES E DIREÇÕES FUTURAS

Neste trabalho investigou-se a injeção de salmoura carbonatada em rochas coquinas,

analisando os efeitos do transporte reativo na porosidade e permeabilidade da rocha. Rochas

coquinas são difíceis de descrever e caracterizar do ponto de vista petrofísico devido à alta

heterogeneidade de sua matriz. As características principais encontradas através da análise de XPS

e de imagens de microtomografia de raios-X nas amostras estudadas foram a presença de calcita e

de alta microporosidade no sistema.

Na revisão de literatura, mostrou-se os desafios por trás da implementação de micro-CT em

estudos de transporte reativo, em particular na necessidade de se conseguir uma alta resolução nas

imagens escaneadas. Com a tecnologia disponível atualmente, para se obter resoluções mais altas,

estudos envolvendo dissolução e precipitação de minerais em carbonatos devem ser realizados em

tamanhos de rochas menores. Neste trabalho obtivemos experimentalmente padrões de dissolução

na forma de wormholes, onde foram analisados através de imagens a estrutura microporosa da

rocha e sua conectividade antes e após os testes de dissolução.

Os resultados deste trabalho ilustram a eficiência do uso de microtomografia de raios-X para

reconstrução e análise do processo reativo. Foram realizados dois testes a alta pressão (2000 psi) e

alta temperatura (65°C) com o objetivo de apresentar e discutir o uso de rocha digital para

caracterizar a influência do fluido reativo na dissolução/precipitação de minerais na escala de

poros. Através de resultados de cromatografia de íons, utilizamos neste trabalho duas equações

para o cálculo do volume dissolvido/precipitado de calcita e a porosidade resultante. O cálculo da

porosidade através dos resultados de minerais produzidos estava de acordo com os resultados finais

medidos em laboratório da porosidade do sistema. Estas equações se mostram úteis para verificar

a confiabilidade do uso de porosímetro a gás nas medidas em laboratório.

Os valores de permeabilidade medidos em laboratório e através da equação de Darcy

mostram um aumento de aproximadamente 10 vezes do valor final da permeabilidade se

comparado ao valor pré-teste. Para o primeiro experimento, o aumento da permeabilidade foi

devido à formação de um wormhole cônico, diferente do segundo teste que apresentou um pequeno

wormhole seguido de uma fratura no meio da amostra. Para não haver dúvidas sobre se a fratura

foi causada por manuseio ou pelo teste de dissolução, as imagens de micro-CT do segundo teste

115

foram divididas em três regiões e foram analisadas apenas as regiões 1 e 3 (fora da fratura). No

início dos experimentos de fluxo reativo, a diminuição da permeabilidade em ambos os testes pode

estar relacionada ao deslocamento de partículas finas e, portanto, ao entupimento das poro-

gargantas. Mais tarde, ocorre o aumento da permeabilidade que pode ser devido à dissolução de

grãos, desentupimento de poro-gargantas e aumento da abertura e conectividade dos poros. Novos

testes devem ser realizados para estudar as causas da redução da permeabilidade no sistema no

início do teste.

Em ambos os experimentos o uso de imagens de micro-CT possibilitou analisar em escala de

poros as mudanças no meio poroso pelo fluido reativo. A técnica combinada com o método de

segmentação trifásica possibilitou a análise da evolução porosa voxel por voxel, da conectividade

do sistema antes e após o teste e o mapeamento das regiões de dissolução/precipitação de minerais.

O papel da microporosidade na evolução da conectividade dos poros mostrou que caso a

análise fosse realizada apenas com os poros resolvidos, não haveria conexão entre a entrada e saída

da amostra como ilustrado no experimento 1. A inclusão da microporosidade nos mostra que

mesmo com a inclusão de níveis de microporosidade de 100% a 60%, o sistema ainda continua

desconectado. A partir da inclusão de mais microporos ocorre um aumento substancial na conexão

do espaço poroso. Para o segundo teste analisando apenas a região 3, vemos que o sistema já está

conectado utilizando apenas os poros resolvidos. A microporosidade não teve um papel tão

expressivo como encontrado para o experimento 1.

Através da aplicação do histograma de intensidade 2D, foi realizado um mapeamento dos

voxels antes e após os testes de dissolução, permitindo quantificar a distribuição espacial da

dissolução e deposição de minerais dentro da amostra. A partir desta abordagem, encontramos que

há uma probabilidade maior de ocorrência de mudanças na porosidade nas regiões mais próximas

à região de injeção do que na região de produção, o que também pode ser verificado através da

visualização 3D da diferença das imagens antes e após os testes.

Este trabalho apresenta contribuições sobre um estudo com rochas coquinas sob um fluxo

reativo de salmoura carbonatada de alta salinidade para diferentes vazões de injeção. Os resultados

apresentaram padrões de dissoulução, diferentes equipamentos e métodos de análise de parâmetros

petrofísicos e a utilização do histograma 2D como estatística para mapear as mudanças locais que

ocorrem na amostra devido às reações no meio poroso. A adição da microporosidade nas análises

contribuiu para um melhor entendimento da porosidade final e da conectividade do sistema.

116

5.1. Direções Futuras

Embora esse trabalho forneça informações úteis sobre o fluxo e o transporte reativo de

carbonatos, há amplas oportunidades para trabalhos futuros. A combinação de outros métodos de

análise nos testes, como ressonância magnética nuclear, microscópios de elétrons de varredura,

porosimetria por intrusão de mercúrio e tomógrafo médico, permitirão um maior entendimento

estatístico dos processos reativos.

Para comparar com precisão as imagens de microtomografia pré e pós-testes, bem como

quantificar a evolução da microestrutura local, é interessante estudar o ruído causado após os

experimentos. Diferenças de níveis de ruído entre as imagens antes e após o teste de dissolução

foram encontradas e a aplicação de filtros de ruído pode não trazer a qualidade das imagens no

mesmo nível, aumentando a incerteza sobre os resultados da segmentação. A presença de regiões

com subresolução (microporosidade) dificultou a segmentação com o mesmo limiar, indicando que

novas técnicas de análise de subresolução podem ser criadas para aumentar a confiabilidade das

análises.

Este trabalho não conseguiu através de imagens capturar as mudanças na porosidade ao longo

do teste. A técnica para obtenção de imagens de micro-CT demanda um tempo considerável para

ser aplicada, muitas vezes maior que o tempo do teste em si. As imagens antes e após os testes

forneceram comparações qualitativas e quantitativas entre as microestruturas básicas pré e pós-

alteração. Novos modelos de microtomógrafos 4D podem ser utilizados para tentar visualizar as

alterações estruturais ao longo da realização do experimento.

Por último, diferenças na área de superfície, mudanças nas taxas de reação globais,

juntamente com heterogeneidades mineralógicas e estruturais, muitas vezes representam desafios

de upscaling em testes envolvendo dissolução de carbonatos. Portanto, técnicas de upscaling

podem ser desenvolvidas paralelamente a experimentos de dissolução para que esses possam ser

utilizados na transição de escala de poros para aplicações em campo.

117

REFERÊNCIAS

ANDREW, M.; BIJELJIC, B.; BLUNT, M. J. Pore-scale imaging of trapped supercritical carbon

dioxide in sandstones and carbonates. International Journal of Greenhouse Gas Control, v.22,

p. 1–14, 2014.

ALGIVE, L., BEKRI, S.; ROBIN, M.; VIZIKA, O. Reactive Transport: Experiments and Pore-

Network Modelling. International Symposium of the Society of Core Analysts. Calgary,

Canada: 10-12 September, 2007.

AL-KHULAIFI, Y.; LIN, Q.; BLUNT, M. J., BIJELJC, B. Reaction Rates in Chemically

Heterogeneous Rock: Coupled Impact of Structure and Flow Properties Studied by X-ray

Microtomography. Environmental Science Technology, 51(7), pp4108-4116, 2017.

AL-SHALABIA, E. W.; SEPEHROORIA, K.; POPE G. Geochemical investigation of the

combined effect of injecting low salinity water and carbon dioxide on carbonate reservoirs. Energy

Procedia, v.63, p. 7663-7676, 2014.

ARMSTRONG, R.; AJO-FRANLIN, J. Investigating biomineralization using synchrotron based

X-ray computed microtomography. Geophysical Research Letters, 2011.

ARNS, C.H.; SAKELLARIOU, A.; SENDEN, T.J.; SHEPPARD, A.P.; SOK, R.M.;

KNACKSTEDT, M.A.; PINCZEWSKI, W.V.; BUNN, G.F. Virtual Core Laboratory: Properties

of Reservoir Rock Derived From X-ray CT Images. International Exposition and Annual

Meeting of the Society for the Exploration Geophysicists, pp. 1477- 1480, 2003.

ARNS, C.H.,; BAUGET, F.; GHOUS, A.; SAKELLARIOU, A.; SENDEN, T.J.; SHEPPARD,

A.P.; SOK, R.M.; PINCZEWSKI, W.V.; KELLY, J.C.; KNAKSTEDT, M.A. Digital core

laboratory: Petrophysical analysis from 3D imaging of reservoir core fragments. Petrophysics,

46(4): p. 260-277, 2005a.

ARNS, C.H.; BAUGET, F.; LIMAYE, A.; SAKELLARIOU, A.; SENDEN, T.J.; SHEPPARD,

A.P.; SOK, R.M., PINCZEWSKI, W.V.; BAKKE, S.; BERGE, L.I.; OREN, R.E.;

KNACKSTEDT, M.A. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray microtomography.

SPE Journal. 10(4): p. 475-484, 2005b.

118

AZAMBUJA N.C.; ARIENTI, L.M.; CRUZ, F.E.G. Guidebook to the Rift-Drift Sergipe-Alagoas

Passive Margin Basin, Brazil. AAPG International Conference & Exibition, Rio de Janeiro, pp.

1-113, 1998.

BACCI, G.; KORRE, A.; DURUCAN, S. An experimental and numerical investigation in to the

impact of dissolution/precipitation mechanisms on CO2 injectivity in the wellbore and far field

regions. International Journal of Greenhouse Gas Control, v. 5, n. 3, p. 579–588, 2011.

BELILA, A. M. P. Caracterização petrofísica dos carbonatos da formação Morro do Chaves,

Bacia Sergipe-Alagoas. Dissertação (Mestrado) - Instituto de Geociências, Universidade Estadual

de Campinas, Campinas, 2014.

BERNARD, D.; 3D quantification of pore scale geometrical changes using synchrotron computed

microtomography. Oil & Gas Science and Technology-Rev. IFP. p. 747-762, 2005.

BUSHBERG, J.T.; The essential physics of medical imaging. Williams & Wilkins, 1994.

BUIJSE, M.A.; Mechanisms of Wormholing in Carbonate Acidizing. International Symposium

on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 1997.

CARBON CAPTURE JOURNAL: http://www.carboncapturejournal.com/news/understanding-

co2-eor-and-its-application-in-brazil/2832.aspx?Category=all. Último acesso em 05/04/2018.

CANTRELL, D.L.; HAGERTY R.M.; Microporosity in Arab Formation Carbonates. GeoArabia.

4 (2): p. 129-154, 1999.

CASELLES, V.; KIMMEL, R.; SAPIRO, G.; Geodesic active contours. International Journal of

Computer Vision, 22(1): p. 61-79, 1997.

CASTRO, J. C.; Evolução dos conhecimentos sobre as coquinas reservatório da Formação Lagoa

Feia no Trend Badejo-Linguado-Pampo, Bacia de Campos. Geociências, UNESP, v. 25, n. 2, p.

175 - 186, 2006.

CATTÉ, F.; LIONS, P.; MOREL, J.; COLL, T. Image Selective Smoothing and Edge Detection

by Nonlinear Diffusion. SIAM Journal on Numerical Analysis, 29(1): p. 182-193, 1992.

http://www.carboncapturejournal.com/news/understanding-co2-eor-and-its-application-in-brazil/2832.aspx?Category=all

http://www.carboncapturejournal.com/news/understanding-co2-eor-and-its-application-in-brazil/2832.aspx?Category=all

119

CHAPOY, A.; MOHAMMADI, A.; CHARETON, B.; TOHIDI, D. Measurement and modelling

of gas solubility and literature review of the properties for the carbon dioxide–water system. Ind.

Eng. Chem. Res., 43, 2004.

CHINELATTO, G. F.; Caracterização permo-porosa a partir da análise de imagens das

coquinhas da Formação Morro do Chaves, Bacia Sergipe-Alagoas, Brasil. Trabalho de

Conclusão de Curso, Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, Campinas,

2013.

COLES, M.E.; SPANNE, P.; MUEGGE, E.L.; JONES K.W. Computed Microtomography of

Reservoir Core Samples. International Symposium of the Society of Core Analysts Stavanger,

Norway: September 12-14, 1994.

CORBETT, P. W. M.; CÂMARA, H. W. R. N.; TAVARES, A. C.; AALMEIDA, L. F. B.;

PEROSI, F.; MACHADO, A., JIANG, Z.; MA, J.; BAGUEIRA, R.; Using the porosity exponent

(m) and pore-scale resistivity modelling to understand pore fabric types in coquinas (Barremian-

Aptian) of the Morro do Chaves Formation, NE Brazil. Marine and Petroleum Geology, 2017.

DETWILER, R. L.; GLASS, R. J.; BOURCIER, W. L. Experimental observations of fracture

dissolution: The role of Peclet number on evolving aperture variability. Geophysical Research

Letter, Vol. 30, n 12, 2003.

DUAN, Z.; SUN, R. An improved model calculating CO2 solubility in pure water and aqueous

NaCl solutions from 273 to 533 K and from 0 to 2000 bar. Chemical. Geology., 193 , pp. 257-

271, 2003.

DUAN, Z.; SUN, R. An improved model for the calculation of CO2 solubility in aqueous solutions

containing Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Cl−, and SO42−. Elsevier, Marine Chemistry, volume 98,

Issues 2-4, Pages 131-139, 2006.

EGERMANN, P.; BAZIN, B.; VIZIKA, O. An experimental investigation of reaction transport

phenomena during CO2 Injection. SPE MIDDLE EAST OIL AND GAS SHOW AND

CONFERENCE, Bahrain, 2005.

EGERMANN, P.; BEKRI, S..; VIZIKA, O. An integrated approach to assess the petrophysical

properties of rocks altered by rock-fluid interactions (CO2 injection). Petrophysics, 2010.

120

ELKHOURY, J. E.; AMELI, P.; DETWILER, R. L.; Dissolution and deformation in fractured

carbonates caused by flow of CO2-rich brine under reservoir conditions. International Journal of

Greenhouse Gas Control, 2013.

FELDKAMP, L.A.; DAVIS, L.C.; KRESS, J.W.; Practical Cone-Beam Algorithm. Journal of the

Optical Society of America a-Optics Image Science and Vision, 1984.

FIGUEIREDO, A. M. F.; Depositional Systems in the Lower Cretaceous Morro do Chaves and

Coqueiro Seco Formations, and their Relationship to Petroleum Accumulations, Middle Rift

Sequence, Sergipe–Alagoas Basin, Brazil. 275 p. Austin. PhD Thesis – The University of Texas

in Austin, 1981.

FREDD, C.N.; The Influence of Transport and Reaction on Wormhole Formation in

Carbonate Porous Media: A Study of Alternative Stimulation Fluids. PhD Thesis, University

of Michigan, Ann Arbor, 1998

FREDD, C.N.; FOGLER, H.S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous

media: influence of transport and reaction. SPE Journal 4 (3), 1999.

FREDD, C. and MILLER C.J.; Validation of Carbonate Matrix Stimulation Models. SPE

International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, 2000.

GARCIA-RIOS, M.; LUQUOT, L.; SOLER, J. M.; CAMA, J.; Influence of the flow rate on

dissolution and precipitation features during percolation of CO2-rich sulfate solutions through

fractured limestone samples. Chemical Geology 414, 2015.

GARING, C.; GOUZE, P.; KASSAB, M.; RIVA, M.; GUADAGNINI, A. Anti-correlated

Porosity–Permeability Changes During the Dissolution of Carbonate Rocks: Experimental

Evidences and Modelling, Transport in Porous Media, 107, 2, (595), 2015.

GHARBI, O.; BIJELJIC, B.; BOEK, E.; BLUNT, M. J. Changes in pore structure and connectivity

induced by CO2 injection in carbonates: A combined pore-scale approach. Energy Procedia, v.37,

p. 5367–5378, 2013.

GHARBI, O; Fluid-Rock Interactions in Carbonates: Applications to CO2 Storage. PhD

Thesis, Department of Earth Science and Engineering, Imperial College London, 2014.

121

GOUZE, P.; NOIRIEL, C.; BRUDERER, C.; LOGGIA, D.; LEPROVOST, R. X-ray tomography

characterization of fracture surfaces during dissolution. Geophysical Research Letters. p. 1267,

2003.

GOUZE, P.; LUQUOT, L. X-Ray microtomography characterization of porosity, permeability and

reactive surface changes during dissolution. Journal of Contaminant Hydrology. p. 45-55,

Volumes 120-121, 2011.

GHOUS, A.; SENDEN, T.J.; SOK, R.M.; SHEPPARD, A.P.; PINCZEWSKI, W.V.;

KNACKSTEDT, M.A.; 3D Characterisation of Microporosity in Carbonate Cores. SPWLA

Middle East Regional Symposium. Abu Dhabi, UAE: 15-19 April, 2007.

GOLFIER, F.; ZARCONE, C.; BAZIN, B.; LENORMAND, R.; LASSEUX, D.; QUINTARD, M.

On the ability of a Darcy-scale model to capture wormhole formation during the dissolution of a

porous medium. Journal of fluid Mechanics, 457 , 2002.

HOEFNER, M. L.; FOGLER, H. S. Pore evolution and channel formation during flow and reaction

in porous media. AIChE Journal, v. 34, n. 1, p. 45-54, 1988.

IZGEC, O.; DEMIRAL, B.; H. BERTIN; S. AKIN. CO2 Injection in Carbonates. SPE Western

Regonal Meeting, Irvine. 2005

JONES, A.C.; ARNS, C.H.; HUTMACHER, D.W.; MILTHORPE, B.K.; SHEPPARD, A.P.;

KNACKSTEDT, M.A. The correlation of pore morphology, interconnectivity and physical

properties of 3D ceramic scaffolds with bone ingrowth. Biomaterials,p. 1440-1451, 2009.

JUNG, H.B.; JANSIK, D.; UM, W. Imaging Wellbore Cement Degradation by Carbon Dioxide

under Geologic Sequestration Conditions Using X-ray Computed Microtomography.

Environmental Science & Technology, p. 283-289, 2012.

KECHAGIA, P.E.; TSIMPANOGIANNIS, I.N.; YORTSOS, Y.C.; LICHTNER, P.C. On the

upscaling of reaction-transport processes in porous media with fast or finite kinetics. Chemical

Engineering Science. 57(13): p. 2565-2577, 2002.

KNACKSTEDT, M.A.; ARNS, C.H.; SOK, R.M.; SHEPPARD, A.P.; 3D Pore Scale

Characterization of Carbonate Core: Relating Pore Types and Interconnectivity to Petrophysical

and Multiple Flow Properties. International Petroleum Technology Conference. Abu Dhabi,

UAE: 4-6 December, 2007.

122

KNACKSTEDT, M.A.; LATHAM, S.; MADADI, M.; SHEPPARD, A.; VARSLOT, T.; ARNS,

C. H.; Digital rock physics: 3D imaging of core material and correlations to acoustic and flow

properties. Leading Edge (Tulsa, OK), 28(1): p. 28-33, 2009.

KINOSHITA, E.M.; Modelagem sísmica-geométrica de fácies dos carbonatos lacustres do Mb.

Morro do Chaves, Bacia de Sergipe-Alagoas. Dissertação (Mestrado), Instituto de Geologia,

Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2007.

LATHAM, S.; VARSLOT, T.; SHEPPARD, A.P.; Image Registration: Enhancing and Calibrating

X-ray Micro-CT Imaging. International Symposium of the Society of Core Analysts, Abu

Dhabi, UAE: 29 October-2 November, 2008.

LI, Z.; DONG, M.; LI, S.; DAI, L. Densities and solubilities for binary systems of carbon dioxide

plus water and carbon dioxide plus brine at 59 °C and pressures to 29 Mpa. J. Chem. Eng. Data,

49, pp. 1026-1031, 2004.

LICHTNER, P.C.; STEEFEL C.I.; OELKERS E.H. Reactive Transport in Porous Media. Reviews

in Mineralogy. Vol. 34., Mineralogical Society of America: Washington, 1996.

LINDQUIST, W.B.; LEE, S.-M.; COKER, D.A.; JONES, K.W.; SPANNE, P.; Medial axis

analysis of void structure in three-dimensional tomographic images of porous media. J. Geophys.

101(B4): p. 8297-8310, 1996.

LIU, J.; REGENAUER-LIEB, K. Application of percolation theory to microtomography of

structured media: Percolation threshold, critical exponents, and upscaling. Physical Review E -

Statistical, Nonlinear, and Soft Matter Physics, 2011.

LUQUOT, L.; GOUZE, P. Experimental determination of porosity and permeability changes

induced by injection of CO2 into carbonate rocks. Chemical Geology, v. 265, n. 1-2, p. 148-159,

2009.

LUQUOT, L.; RODRIGUEZ, O.; GOUZE, P. Experimental Characterization of Porosity Structure

and Transport Property Changes in Limestone Undergoing Different Dissolution

Regimes, Transport in Porous Media, 101, 3, (507), 2014.

123

LUQUOT, L.; HEBERT, V.; RODRIGUEZ, O. Calculating structural and geometrical Parameters

by laboratory measurements and X-ray microtomography: a comparative study applied to a

limestone sample before and after a dissolution experiment. Solid Earth, 7, 441-456, 2016.

MACHADO, A. S.; OLIVEIRA, D. F.; LIMA I.; BORGHI, L.; LOPES, R. T. Comparison

Between X-ray Computed Microtomography and Classic Petrophysical Technique in the

Characterization of Carbonate Rocks. Digital Industrial Radiology and Computed

Tomography, 22-25 June, Belgium, 2015.

MACHADO, A. S., TELES, A. P.; PEPIN A.; BIZE-FOREST N.; LIMA I.; LOPES, R. T. Porous

media investigation before and after hydrochloric acid injection on a pre-salt carbonate coquinas

sample. Elsevier, Applied Radiation and Isotopes, 110, 2016.

MANGANE, P.O.; GOUZE, L.; GOUZE, P.; LUQUOT, L. Permeability impairment of a

limestone reservoir triggered by heterogeneous dissolution and particle migration during CO2-rich

injection. Geophysics. Res. Lett. 40 2017.

MENKE, H. P., ANDREW, M., BLUNT, M.; BIJELJIC, B. Reservoir condition imaging of reactive

transport in heterogeneous carbonates using fast synchrotron tomography—Effect of initial pore

structure and flow conditions. Chemical Geology 428 15-26, 2016.

MENKE, H.P.; REYNOLDS, C.A.; ANDREW, M.G.; NUNES, P.J.P.; BJEIJIC, B.; BLUNT, M.

4D multi-scale imaging of reactive flow in carbonates: Assessing the impact of heterogeneity on

dissolution regimes using streamlines at multiple length scales. CHEMICAL GEOLOGY, Vol:

481, Pages: 27-37, 2018.

MOGHADASI, J.; MÜLLER-STEINHAGEN, H.,; JAMIALAHMADI, M.; SHARIF, A. Model

Study on the Kinetics of Oil Formation Damage Due to Salt Precipitation from Injection. Journal

of Petroleum Science & Engineering, 46 (4): 299-299, 2005.

MONTE-MOR, L. S.; TREVISAN, O. V. Laboratory Study on Carbonate Rocks Characterization

and Porosity Changes Due to CO2 Injection. Brazilian Journal of Petroleum and Gas. v.10, n.2,

p.105-117, 2016.

MULLER, N.; RAN, Q.; MACKIE, E.; PRUESS, K. BLUNT, M; CO2 injection impairment due

to halite precipitation. Energy Procedia, Volume 1, Issue 1, 2009.

124

NOIRIEL, C.; BERNAD, D.; GOUZE, P.; THIBAULT, X. Hydraulic properties and

microgeometry evolution accompanying limestone dissolution by acidic water. Oil & Gas Science

and Technology-Rev. p. 177-192, 2005.

NOIRIEL, C.; MADE, B.; GOUZE, P. Impact of coating development on the hydraulic and

transport properties in argillaceous limestone fracture. Water Resources Research, 2007.

NUÑEZ, R. R. B.; Investigação dos Efeitos de Dissolução em Meios Porosos de Dolomita sob

Injeção de Água Carbonatada. Dissertação (Mestrado) – Faculdade de Engenharia Mecânica,

Universidade Estadual de Campinas, Campinas, 2017.

NUR, A.; VANORIO, T.; DIAZ, E. Effects of Carbon Dioxide Injection in Reactive Carbonates:

Computational Rock Physics Basis for Time-Lapse Monitoring. SPE/DGS Saudi Arabia Section

Technical Symposium and Exhibition. Al-Khobar, Saudi Arabia: 15-18 May, 2011.

PITAS, I. Digital Image Processing Algorithms and Applications. FTP, 2000.

POKROVSKY, O. S.; GOLUBEV, S. V.; SCHOTT, J. Dissolution kinetics of calcite, dolomite

and magnesite at 25° C and 0 to 50 atm CO2. Chemical Geology, 217(3), 239-255, 2005.

QAJAR, J. Reactive Flow in Carbonate Cores via Digital Core Analysis. PhD Thesis, School

of Petroleum Engineering, Faculty of Engineering, The University of New South Wales, Australia,

2012.

QAJAR, J.; FRANCOIS, N.; ARNS, C. H. Microtomographic Characterization of Dissolution-

Induced Local Porosity Changes Including Fines Migration in Carbonate Rock. SPE Journal,

Society of Petroleum Engineers, 2013.

QAJAR, J.; ARNS, C. H. Characterization of reactive flow-induced evolution of carbonate rocks

using digital core analysis- part 1: Assessment of pore-scale mineral dissolution and deposition.

Journal of Contamination Hydrology 192. Pages 60-86. 2016.

QAJAR, J.; ARNS, C. H.; Characterization of reactive flow-induced evolution of carbonate rocks

using digital core analysis- part 2: Calculation of the evolution of percolation and transport

properties. Journal of Contamination Hydrology 204. Pages 11-27. 2017.

125

RAMAKRISHNAN, T.S.; RAMAMOORTHY, R.; FORDHAM, E.; SCHWARTZ, L.; HERRON,

M.; SAITO, N.; RABAUTE, A. A Model-Based Interpretation Methodology for Evaluating

Carbonate Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans,

Louisiana, 2001.

ROSENBAUER, R. J.; KOKSALAN, T.; PALANDRI, J. L. Experimental investigation of CO2

brine–rock interactions at elevated temperature and pressure: Implications for CO2 sequestration

in deep-saline aquifers. Fuel processing technology, 86(14), 1581-1597, 2005.

RUIDIAZ M.E. Estudo da alteração da molhabilidade de carbonatos com injeção de água e

CO2. Tese (Doutorado), Faculdade de Engenharia Mecânica Universidade Estadual de Campinas.

Campinas, 2015.

SAHIMI, M. Flow and transport in porous media and fractured rock, Wiley-VCH Verlag GmbH,

1995.

SAKELLARIOU, A.; SENDEN. T.J.; SAWKINS, T.J.; KNACNSTEDT, M.A.; TURNER, M.L.;

JONES, A.C.; SAADATFAR, M.; ROBERTS, R.J.; LIMAYE, A.; ARNS, C.H.; SHEPPARD,

A.P.; SOK, R.M. An x-ray tomography facility for quantitative prediction of mechanical and

transport properties in geological, biological and synthetic systems. Developments in X-Ray

Tomography ,p. 473-484, 2004.

SAKELLARIOU, A.; SAWKINS, T.J.; SENDEN, T.J.; LIMAYE, A. X-ray tomography for

mesoscale physics applications. Physica a-Statistical Mechanics and Its Applications. 339(1-2):

p. 152-158, 2004.

SHEPPARD, A.P.; SOK, R.M.; AVERDUNK, H. Techniques for image enhancement and

segmentation of tomographic images of porous materials. Physica a-Statistical Mechanics and

Its Applications. 339: p. 145-151, 2004.

SHEPPARD, A.P.; SOK, R.M.; AVERDUNK, H. Improved Pore Network Extraction Methods.

International Symposium of the Society of Core Analysts. Toronto, 21-25 August, 2005.

SHEPPARD, A.R.; SOK R.M.; AVERDUNK H.; ROBINS, V.B.; GHOUS, A. Analysis of Rock

Microstructure Using High Resolution X-ray Tomography. International Symposium of the

Society of Core Analysts. Trondheim, Norway: 12-16 September, 2006.

126

SHEPPARD, A.R.; ARNS, C.H.; SAKELLARIOU, A.; SENDEN, T.J.; SOK, R.M.;

AVERDUNK, H.; SAADATFAR, M.; LIMAYE, A.; KNACKSTEDT, M.A.; Quantitative

properties of complex porous materials calculated from x-ray μCT images. Proc. SPIE, 6318,

631811. San Diego, CA, USA, 2006.

SPANNE, P.; THOVERT, J.F.; JACQUIN, C.J.; LINQUIST, W.B.; JONES, K.W.; ADLER, P.M.

Synchrotron Computed Microtomography of Porous Media: Topology and Transports. Physical

Review Letters. 73(14): p. 2001-2004, 1994.

SPRAWLS, P. The Physical Principles of Medical Imaging. 2nd Edition, Medical Physics, 1993.

SZYMCZAK, P.; LADD, A. J. C. Wormhole formation in dissolving fractures. Journal of

Geophysical Research, vol 114, 2009.

TELES, A. P.; MACHADO A. C.; PEPIN A. Analysis of subterranean Pre-Salt Carbonate

Reservoir by X-Ray Computed Microtomography. Journal of Petroleum Science and

Engineering, 144, 2016.

THOMPSON, D. L.; STLLWELL, J. D.; HALL, M. Lacustrine carbonate reservoirs from Early

Cretaceous rift lakes of Western Gondwana: Pre-Salt coquinas of Brazil and West Africa.

Gondwana Research, Elsevier, August 2015.

VAZ, R. G.; NUÑEZ B., R. R. N.; KOROIOSHI, E. T.; FILHO, R. D. G. F.; TREVISAN O. V.;

Carbonate Rock Dissolution under Carbonated Water Injection (CWI). International Symposium

of the Society of Core Analysts, Austria, 2017.

VINCENT, L.; SOILLE, P. Watersheds in Digital Spaces - an Efficient Algorithm Based on

Immersion Simulations. Ieee Transactions on Pattern Analysis and Machine Intelligence.

13(6): p. 583-598, 1991.

VOGEL, H.J.; WELLER, U.; SCHLUTER, S. Quantification of soil structure based on Minkowski

functions. Computers & Geosciences, 36(10): p. 1236-1245, 2010.

YAN, W.; HUANG, S.; STENDBY, E.H. Measurement and modeling of CO2 solubility in NaCl

brine and CO2 - saturated NaCl brine density. International Journal of Greenhouse Gas Control

5 (6), 1460–1477, 2011.

WATTS, J.F.; WOLSTENHOLME, J. An introduction to surface analysis by XPS and AES.

Chichester: John Wiley & Sons, 2003.

127

YASUDA, E. Y.; SANTOS, R. G.; TREVISAN, O. V. Kinetics of carbonate dissolution and its

effects on the porosity and permeability of consolidated porous media. Journal of Petroleum

Science & Engineering, v. 112, p. 284-289, 2014.

YOUSSEF, S.; ROSENBERG, E.; GLAND, N.; KENTER, J.A.M.; SKALINSKI, M.;VIZIKA, O.

High Resolution CT and Pore-Network Models to Access Petrophysical Properties of

Homogeneous and Heterogeneous Carbonates. SPE/EAGE Reservoir Characterization and

Simulation Conference, Abu Dhabi, UAE: 28-31 October, 2007.

ZEKRI, A.Y.; SHEDID, S. A.; ALMEHAIDEB, R. A. Investigation of supercritical carbon

dioxide, aspheltenic crude oil, and formation brine interactions in carbonate formations. Journal

of Petroleum Science and Engineering, 69:63–70, 2009.

injeÇÃo de salmoura carbonatada em rochas...

Documents