Nesta página você pode encontrar links para o site Petrophysics Equations que é um blog de um professor venezuelano, que adaptou diversas funções utilizadas para cálculos de porosidade, permeabilidade, volume de shale e saturação de água para um formato online, porém com alguns limites. Eu tentei implementar as funções diretamente no site, porém acho que uma opção melhor seria apenas colocar links para o site, pois pouparia tempo, e seria apenas um cópia do que o site já oferece.
Porosidade é um importante parâmetro petrofísico da rocha, que é
definido como a relação entre o volume dos poros da rocha e o
volume total da rocha.
Porosidade = volume dos poros / volume total da rocha
Essa propriedade física limita a rocha no momento de acumular hidrocarbonetos
(óleo, condensados ou gás), porém, a porosidade deve estar interconectada
para adicionar valor comercial a um reservatório. Existem porosidade
total e porosidade efetiva, onde a primeira está relacionada a todos
os poros de uma rocha, e a segunda, apenas aos poros interconectados,
que são mais importantes no momento da produção de hidrocarbonetos.
Além disso, o volume de folhelho afeta a qualidade dos reservatórios,
e é por isso que correções têm que ser feitas ao calcular a porosidade,
conhecidas como valores corrigidos para folhelho.
Permeabilidade é um parâmetro que é definido pela facilidade com que um fluido flui através de um meio poroso.
Essa propriedade física foi definida por Darcy, e daí vem o nome das unidades que são usadas para os valores de permeabilidade.
A permeabilidade tem sido usada como um parâmetro de corte para diferenciar entre reservatórios convencionais e não convencionais, mas isso dependerá do tipo de fluido que será produzido (óleo ou gás).
Geralmente, a permeabilidade é calculada por métodos laboratoriais, onde uma amostra de rocha é testada com diferentes técnicas que medem o quão facilmente um fluido se move através dos poros das rochas. No entanto, essas medições tendem a ser imprecisas devido às condições das rochas após terem sido extraídas do poço, que em alguns casos são muito diferentes das condições originais.
Há diferentes equações que foram criadas por diversos autores para calcular a permeabilidade, mas as medições laboratoriais não foram substituídas por elas.
Também existem medições de permeabilidade derivadas de registros de poços por ressonância magnética nuclear (NMR), e algumas empresas de serviços de petróleo também oferecem valores de porosidade efetiva através desses registros de poços, que são estimados a partir do conteúdo de hidrogênio medido nos poros da rocha.
Dependerá do critério do petrofísico ou do reservatório quais valores serão usados para fazer estimativas, se a partir de dados de laboratório ou de valores derivados de equações.
Resistividade é definida como a oposição ou resistência que um material tem para interferir no fluxo de uma corrente elétrica.
No caso das rochas sedimentares, estas contêm fluidos em seus poros que têm diferentes tipos de resistividades.
Um volume de poros da rocha pode conter igualmente óleo, gás ou água. Óleo e gás têm um valor de resistividade mais alto do que a água, o que permite detectar a presença de hidrocarbonetos em um poço usando ferramentas de registro de resistividade, por exemplo.
No entanto, a salinidade da água também afeta a resistividade da água, e ela pode ter uma ampla gama de valores. A água salgada tem uma resistividade menor do que a água doce, portanto, tem um valor de resistividade mais baixo.
Além de ajudar a detectar a presença de hidrocarbonetos, a resistividade da água é amplamente utilizada para o cálculo da saturação de água, que é um valor muito importante na estimativa de reservas de hidrocarbonetos.
A saturação de um fluido é definida como a razão entre o volume que um fluido ocupa em um espaço poroso e o volume total desse meio poroso.
Saturação = volume do fluido / volume do poro
Assim, a saturação de água é definida como a razão entre o volume de água acumulado em uma rocha porosa e o volume total de poros dessa rocha.
O valor da saturação de água diminui para valores mínimos nas zonas de saturação de água irreversível, onde em rochas oleosas (leia sobre molhabilidade) os valores mais baixos estão em torno de 0,15 (15%), e em rochas que molham a água (molhável pela água), os valores de saturação de água são superiores a 0,2 (20%). Esses valores nos ajudam como guia quando calculamos a saturação de água, porque se obtermos um valor de saturação de água inferior a 20% em uma rocha molhada pela água, podemos inferir que algo está errado com nossos cálculos. Normalmente, rochas sedimentares são rochas molhadas pela água, mas no caso dos carbonatos, há uma proporção considerável de rochas oleosas. No entanto, também existe a molhabilidade mista.
É importante saber como obter um valor confiável de saturação de água, pois isso impactará consideravelmente na estimativa de reservas de hidrocarbonetos.
Para calcular a saturação de água a partir de registros de poços, podemos usar registros de resistividade e potencial espontâneo (SP).
O volume de folhelho é um valor fundamental para avaliar a qualidade de uma rocha reservatório.
De acordo com o volume de folhelho que uma rocha reservatório possui, será determinado o quão explorável um reservatório é ou não.
Existem diferentes métodos para calcular o volume de folhelho, onde podemos citar algumas dessas equações: Larionov, Larionov-rochas antigas, Steiber, Clavier. Algumas dessas equações utilizam os valores de registro de poço de raio gama, e algumas delas utilizam valores da ferramenta de registro de potencial espontâneo (SP).
Além disso, esse valor é usado para fazer correção de folhelho para valores de porosidade derivados de diferentes ferramentas de registro de poços, para que possamos ter um valor de porosidade mais confiável.
O cálculo da porosidade e da saturação de água desempenha um papel importante no momento de estimar as reservas de petróleo e gás, pois um erro considerável ao calcular esses dois valores pode trazer sérios problemas econômicos se estivermos falando de um reservatório gigante.
O fator de recuperação é outro parâmetro importante nos cálculos de estimativa de reservas, e esse valor dependerá do(s) mecanismo(s) de drenagem natural do reservatório (capa de gás, aquífero, etc.), que são muito diferentes entre eles. Além disso, o fator de recuperação pode aumentar com a aplicação de técnicas de recuperação secundária e terciária no reservatório, mas essa melhoria adiciona mais custos ao orçamento de exploração.