dc.creator.ID |
ALMEIDA, L. R. B. |
pt_BR |
dc.creator.Lattes |
http://lattes.cnpq.br/9442377156145035 |
pt_BR |
dc.contributor.advisor1 |
SOARES, José Agnelo. |
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dc.contributor.advisor1ID |
SOARES, J. A. |
pt_BR |
dc.contributor.advisor1Lattes |
http://lattes.cnpq.br/3513704271463341 |
pt_BR |
dc.contributor.referee1 |
NOGUEIRA, Francisco Cézar Costa. |
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dc.contributor.referee2 |
FARIAS NETO., Severino Rodrigues. |
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dc.description.resumo |
A ampla utilização do método sísmico de prospecção na indústria de petróleo
para gerar imagens das estruturas geológicas que encontram-se em subsuperfície e
para o monitoramento dos reservatórios de petróleo torna essencial o conhecimento
das propriedades petrofísicas e dos fatores que as afetam. Neste contexto, esta
pesquisa tem como objetivo realizar o estudo petrofísico e petrográfico de trinta
amostras de rochas sedimentares (arenitos e calcários), provenientes de formações
estadunidenses, consideradas padrões na indústria. Foram realizados ensaios de
caracterização petrofísica convencional, por métodos laboratoriais, empíricos -
através dos modelos de substituição de fluidos - e simulações por modelos
computacionais, utilizando os softwares Avizo Fire 8.1 e COMSOL Multiphysics 5.1,
bem como a análise composicional a partir da difratometria de raios X e da descrição
de lâminas delgadas em microscópio ótico. Os ensaios petrofísicos foram realizados
em diferentes condições de pressão e saturação. As propriedades petrofísicas foram
influenciadas por diversos parâmetros, que se diferenciam de acordo com o tipo
litológico da rocha. A saturação das rochas não atingiu 90%, sendo para as rochas de
matriz dolomítica muito inferior quando saturadas com óleo, possivelmente devido às
mesmas serem molháveis a água. A saturação fluida influencia definitivamente nas
propriedades elásticas das rochas em ambos os métodos estudados. Quando
saturados com óleo, a maioria dos plugues apresentaram velocidades compressionais
maiores em comparação às outras condições de saturação (seca ou saturada com
água). Os modelos de Gassmann e Brown & Korringa mostraram-se mais
representativos para as ondas compressionais, sendo em alguns casos eficientes
também para as cisalhantes. O modelo de Biot mostrou-se mais eficiente para as
ondas cisalhantes, principalmente nos arenitos. O método computacional mostrou-se
eficaz visto que a velocidade compressional, pelo menos para um dos pontos
receptores escohidos, se aproxima ou coincide com o valor medido laboratorialmente.
Os resultados obtidos mostram que o conjunto de amostras estudado apresenta um
bom potencial para reservatório. A composição mineralógica por DRX apresentou um
bom ajuste com a densidade de grãos medidas convencionalmente. |
pt_BR |
dc.publisher.country |
Brasil |
pt_BR |
dc.publisher.department |
Centro de Tecnologia e Recursos Naturais - CTRN |
pt_BR |
dc.publisher.program |
PÓS-GRADUAÇÃO EM EXPLORAÇÃO PETROLÍFERA E MINERAL |
pt_BR |
dc.publisher.initials |
UFCG |
pt_BR |
dc.subject.cnpq |
Exploração Petrolífera e Mineral |
pt_BR |
dc.title |
Análise petrofísica e petrográfica de padrões internacionais de arenitos e carbonatos. |
pt_BR |
dc.date.issued |
2017-02-24 |
|
dc.description.abstract |
The wide use of seismic prospecting method in the oil industry to generate images of
geological structures that are found in subsurface and to the monitoring of petroleum
reservoirs makes it essential to the knowledge of the petrophysical properties and the
factors that affect them. In this context, this research aims to carry out the petrophysical
and petrographical study of 30 samples of sedimentary rocks (sandstones and
limestones) from American formations, considered standards in the industry.
Petrophysical characterization tests were carried out by conventional laboratory
methods, empirical-through fluid-replacement models and simulations by computer
models, using the software Avizo Fire 8.1 and COMSOL Multiphysics 5.1, as well as
the compositional analysis from the x-ray diffractometry and thin sections description
in optical microscope. The petrophysical tests were performed under different
conditions of pressure and fluid saturation. The petrophysical properties were
influenced by several parameters, which differ according to the lithological rock type.
The saturation of rocks not reached 90%, being much lower for dolomitic matrix rocks
when saturated with oil, possibly due to their water wettability. Fluid saturation
influences definitely in elastic properties of rocks in both methods studied. When
saturated with oil most of the samples show higher compressional velocities as
compared to other conditions of saturation (dry or saturated with water). The models
of Gassmann and Brown & Korringa were more representative for the compressionais
waves, being efficient in some cases also for the shear ones. Biot model proved to be
more efficient for shear waves, especially in sandstones. The computational method
proved effective as the compressional velocity, at least for one of the receivers,
approaches or matches the value measured in the laboratory. The results obtained
show that the set of samples studied presents good potential for reservoir. The
mineralogical composition by DRX presented a good fit with the grain density
measured conventionally. |
pt_BR |
dc.identifier.uri |
http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/jspui/handle/riufcg/27988 |
|
dc.date.accessioned |
2022-11-24T16:29:18Z |
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dc.date.available |
2022-11-24 |
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dc.date.available |
2022-11-24T16:29:18Z |
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dc.type |
Dissertação |
pt_BR |
dc.subject |
Arenitos |
pt_BR |
dc.subject |
Carbonatos |
pt_BR |
dc.subject |
Análise petrofísica |
pt_BR |
dc.subject |
Análise petrográfica |
pt_BR |
dc.subject |
Padrões internacionais de arenitos e carbonatos |
pt_BR |
dc.subject |
Prospecção da indústria de petróleo |
pt_BR |
dc.subject |
Difratometria de raios x |
pt_BR |
dc.subject |
Software MicroCT |
pt_BR |
dc.subject |
Propriedades petrofísicas |
pt_BR |
dc.subject |
Propriedades elásticas |
pt_BR |
dc.subject |
Substituição de fluidos |
pt_BR |
dc.subject |
Modelos de substituição de fluidos |
pt_BR |
dc.subject |
Modelo de Gassmann - substituição de fluidos |
pt_BR |
dc.subject |
Modelo de Biot - substituição de fluidos |
pt_BR |
dc.subject |
Modelo de Brown & Korringa - substituição de fluidos |
pt_BR |
dc.subject |
Sandstones |
pt_BR |
dc.subject |
Carbonates |
pt_BR |
dc.subject |
Petrophysical analysis |
pt_BR |
dc.subject |
Petrographic analysis |
pt_BR |
dc.subject |
International sandstone and carbonate standards |
pt_BR |
dc.subject |
Oil industry prospecting |
pt_BR |
dc.subject |
x-ray diffraction |
pt_BR |
dc.subject |
MicroCT software |
pt_BR |
dc.subject |
Petrophysical properties |
pt_BR |
dc.subject |
Elastic properties |
pt_BR |
dc.subject |
Fluid replacement |
pt_BR |
dc.subject |
Fluid replacement models |
pt_BR |
dc.subject |
Gassmann Model - Fluid Substitution |
pt_BR |
dc.subject |
Biot Model - Fluid Replacement |
pt_BR |
dc.subject |
Brown & Korringa Model - Fluid Replacement |
pt_BR |
dc.rights |
Acesso Aberto |
pt_BR |
dc.creator |
ALMEIDA , Leyllane Renalle Batista de. |
|
dc.publisher |
Universidade Federal de Campina Grande |
pt_BR |
dc.language |
por |
pt_BR |
dc.title.alternative |
Petrophysical and petrographic analysis of international sandstone and carbonate standards. |
pt_BR |
dc.identifier.citation |
ALMEIDA, Leyllanne Renalle Batista de. Análise petrofísica e petrográfica de padrões internacionais de arenitos e carbonatos. 2017. 192f. (Dissertação de Mestrado) Programa de Pós-Graduação em Exploração Petrolífera e Mineral, Centro de Tecnologia e Recursos Naturais, Universidade Federal de Campina Grande - Paraíba - Brasil, 2017. Disponível em: http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/jspui/handle/riufcg/27988 |
pt_BR |