Detalhes bibliográficos
| Ano de defesa: |
2021 |
| Autor(a) principal: |
Dantas, Letícia Rangel |
| Orientador(a): |
Não Informado pela instituição |
| Banca de defesa: |
Não Informado pela instituição |
| Tipo de documento: |
Dissertação
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| Tipo de acesso: |
Acesso aberto |
| Idioma: |
por |
| Instituição de defesa: |
Biblioteca Digitais de Teses e Dissertações da USP
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| Programa de Pós-Graduação: |
Não Informado pela instituição
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| Departamento: |
Não Informado pela instituição
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| País: |
Não Informado pela instituição
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| Palavras-chave em Português: |
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| Link de acesso: |
https://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/14/14132/tde-15062021-204706/
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Resumo: |
A distribuição de tamanho e conectividade dos poros em rochas reservatório permitem a estimativa de reserva, produtividade e planejamento de produção de petróleo, através de modelos petrofísicos confiáveis. Bandas de deformação, principalmente as cataclásticas, são estruturas marcadas por reorganização e fragmentação dos grãos. No entanto, há ainda poucos estudos que tratam das variações em microescala da porosidade nessas estruturas. Usualmente, somente dados de porosidade ou de permeabilidade em rocha total são reportados na literatura. O principal objetivo deste trabalho é caracterizar a distribuição e orientação dos macro e microporos, considerando os processos diagenéticos e deformacionais que influenciam na porosidade e na permeabilidade da rocha. Para tal foram comparadas as propriedades petrofísicas de arenitos com diferentes quantidades de bandas de deformação, desenvolvidas em afloramentos de duas unidades geológicas distintas: o Grupo Ilhas (depósitos fluvio-deltaicos) e o Grupo Massacará (depósitos fluvio-eólicos) da Bacia do Tucano, nordeste do estado da Bahia. Como principais métodos foram utilizadas a ressonância magnética nuclear (RMN) e a anisotropia de susceptibilidade magnética em amostras impregnadas com ferrofluido (ASMff). Adicionalmente, microscopia óptica e eletrônica, microtomografia computadorizada de raios X (µCT) e ensaios de petrofísica básica (porosidade e permeabilidade a gás; densidade), auxiliaram nas interpretações. Do ponto de vista petrográfico, foram observados poros primários, poros em fraturas e originados por dissolução. As bandas de deformação foram identificadas nos picos intermediários de tempos de relaxação transversal (T2), entre 3 e 50 ms, podendo também ter influência em picos menores. A intensidade desses picos está relacionada principalmente ao volume das bandas, enquanto a largura ou proporção relativa depende da geometria e orientação. Estruturas mais homogêneas apresentaram apenas um pico mais estreito, enquanto estruturas com geometria anastomosada, contendo pods de rocha menos deformada em seu interior, foram associadas a dois picos ou a um pico mais largo. Nesse caso, a intensidade dos picos pode refletir até mesmo diferentes graus de fragmentação granular. Devido à baixa susceptibilidade magnética das amostras e ao fato da distribuição de T2 ter sido medida em baixo campo magnético, não houve indícios de subestimação significativa dos valores de porosidade, em relação a outras técnicas. Também ficou claro que efeitos em T2 decorrentes dos aspectos texturais primários podem ser obliterados pela modificação da estrutura porosa por processos deformacionais. Com isso, a ressonância magnética nuclear se mostrou uma ferramenta eficiente para auxiliar na identificação de bandas de deformação cataclásticas nos arenitos estudados neste trabalho. Contudo, a técnica permitiu apenas uma análise qualitativa do conteúdo de bandas nas amostras. Quanto a orientação dos poros a anisotropia de suscetibilidade magnética por ferrofluido mostrou uma compatibilidade satisfatória, entretanto mais estudos são necessários. |
