Análise da distribuição do tamanho de poros aplicado à rocha reservatório
| Main Authors: | Cabral, Rayssa Costa, Barros, Lauriany Maria dos Santos, Santos, Jaianne Raíze dos, Granja, Luana Paula dos Santos, Santos, Dheiver Francisco |
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| Format: | Article Journal |
| Terbitan: |
, 2020
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| Online Access: |
https://zenodo.org/record/4284587 |
Daftar Isi:
- As propriedades macroscópicas; porosidade e permeabilidade das rochas são requisitos fundamentais para a formação de reservatórios de petróleo. O petróleo, por possuir uma densidade média inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar das rochas geradoras para a superfície. Se, no caminho, o óleo encontrar uma camada impermeável (armadilhas) que impeça a sua migração e uma estrutura porosa e permeável (reservatório) que faça o seu confinamento, acaba se formando um reservatório, exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas. Já dentro dos reservatórios, os fluidos irão se organizar de acordo com as suas respectivas densidades e a distribuição do tamanho dos poros na rocha. A porosidade são espaços vazios no interior da rocha que dependem da forma, arrumação e variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha, enquanto a permeabilidade é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. O objetivo desse trabalho é obter dados do tamanho dos poros de uma rocha reservatório a partir do tratamento de imagens, foi usado o software imagej que por sua vez realiza o tratamento através de uma binarização que consiste na conversão de uma imagem com níveis de cinza para uma imagem com representação binária, como resultado obteve-se a média e o desvio padrão das propriedades geométricas em PDF (Gaussiana) dos poros da rocha reservatório