Orientador : Chang Hung Kiang

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias

Resumo: O principal objetivo desta investigação é estudar os efeitos da interação entre águas de injeção e de formação, em três reservatórios sob operações de recuperação suplementar, situados em campos petrolíferos da porção emersa da Bacia Potiguar. Foram utilizados de dados rocha e fluidos destes...

Resumo: O principal objetivo desta investigação é estudar os efeitos da interação entre águas de injeção e de formação, em três reservatórios sob operações de recuperação suplementar, situados em campos petrolíferos da porção emersa da Bacia Potiguar. Foram utilizados de dados rocha e fluidos destes reservatórios, complementado com informações de produção e de macrogeometria. Foram efetuadas modelagens geoquímicas, baseadas em princípios de química de soluções eletrolíticas e de equilíbrio termodinâmico. Para a modelagem, foram utilizados programas geoquímicos apropriados - SOLMIN88, PTA System e programa PETROBRAS/CENPES. O programa SOLMIN88 permite calcular a distribuição das espécies dissolvidas e simular processos de interesse geoquímico entre águas, minerais e gases. OPTA System é apropriado para calcular e desenhar diagramas de fase, que são utilizados na determinação dos campos de estabilidade das reações entre minerais, gases e espécies dissolvidas. O programa de compatibilidade entre fluidos, da PETROBRÁSICENPES, permite estimar qualitativa e quantitativamente precipitações de carbonatos e sulfatos. A modelagem geoquírnica foi testada nos arenitos turbidíticos, deltaicos (Formação Pendência) e fluviais (Formação Açu) em fase de recuperação suplementar, denominados de reservatórios A, B e C respetivamente. Através da modelagem foi possível estabelecer que as reações de minerais, presentes no espaço poroso, estão controlando as concentrações de solutos e o pH das águas intersticiais. As fases mais reativas correspondem aos filossilicatos e aos carbonatos diagenéticos, que controlam o pH das águas intersticiais no Reservatório C. Foram determinados os campos de estabilidade de alguns minerais presentes nestes reservatórios. Nos reservatórios A e B, a clorita e os carbonatos formam fases estáveis, sendo as esmectitas metastáveis. No Reservatório C, a ilita e as esmectitas constituem as formas estáveis, sendo a caulinita metastável. Foi avaliada a utilização da solubilidade da sílica como geotermômetro no Reservatório C. As amostras mostraram-se compatíveis com a dissolução da calcedônia para baixas temperaturas e do quartzo para as altas, tornando viável o monitoramento de temperaturas em reservatórios submetidos a processos de recuperação termal. Os diagramas de misturas mostram que carbonatos de cálcio e de magnésio são fases supersaturadas, nas misturas com altas proporções de fluidos. Nos reservatórios A e B, foram adicionalmente calculadas supersaturações em barita, principalmente para aquelas com altas proporções de água de injeção. As quantidades precipitáveis podem ser pouco significativos, devido às baixas vasões registradas nos poços produtores destes reservatórios

Abstract: The main purpose of this investigation is to study of interactions among formation and injection waters, in three selected sandstone reservoirs of Potiguar Basin (NE-Brazil) under enhanced oil recovery operations. Geochemical modeling, based on equilibrium thermodynamics, has been...

Abstract: The main purpose of this investigation is to study of interactions among formation and injection waters, in three selected sandstone reservoirs of Potiguar Basin (NE-Brazil) under enhanced oil recovery operations. Geochemical modeling, based on equilibrium thermodynamics, has been performed to simulate rock-fluid interactions in turbiditic (A), deltaic (B) and fluvial (C) sandstones. Modeling has been executed using SOLMIN88, PT A System and PETROBRAS/CENPES computer programs. SOLMIN88 calculated the distribution of aqueous species whereas PT A is suitable for drawing phase diagrams. Carbonate and sulfate scaling calculations were also computed using PETROBRAS/CENPES system. Mineral reactions control the chemical speciation and the pH of intersticial waters. Clay mineraIs and carbonate cements are responsable for pH control on C Reservoir. Authigenic chlorite and carbonates (dolomite and calcite) are stable phase mineraIs in reservoir A and B while smectite is the metastable one. lllite and illite/smectite interlayers are stable in Reservoir C, while kaolinite is metastable phase. Silica solubility was also evaluated for its application as chemical geothermometer in C Reservoir. At low temperatures, water samples fall closer to chalcedonysolubility curve. At higher temperature solubility of quartz fits best to the available data. Silica geothermometer is a suitable method for temperature monitoring in thermal enhanced recovery plants in Potiguar Basin. Mixing diagrams show that calcium and magnesium carbonates, mainly calcite and dolomite, are oversaturated at elevated proportions of injection fluids. Oversaturation is reached by reservoir heating through hot steam-water mixture in C Reservoir, and by mixing bicarbonate bearing waters with high calcium-chIoride waters in reservoirs A & B. Barite becomes in this last two reservoir also oversaturated at high proportions of injection waters. However, the calculated precipitable volumes are low and, because of the low rates of oil-well productions, may be of minor annoyance in oi! field operations