Reservatório de rocha

Uma rocha reservatório é uma rocha formação cuja porosidade permite que a acumulação de fluidos. Esta porosidade é naturalmente ocupada por água mas, em contextos estruturais ou estratigráficos particulares , a água pode ser substituída por petróleo ou gás natural . Rochas de reservatório são às vezes usadas por humanos para o armazenamento subterrâneo de dióxido de carbono (caso do reservatório Lacq ).

Na geologia do petróleo, a rocha reservatório é um dos três componentes de um sistema petrolífero , junto com a rocha-mãe e a rocha de cobertura . Nós distinguimos:

reservatórios convencionais, que apresentam alta permeabilidade (geralmente arenitos ou calcários );
reservatórios não convencionais, com baixa permeabilidade (principalmente folhelhos e argilitos ).

Propriedades

A qualidade das rochas reservatório e sua classificação dependem dos valores de sua porosidade e de sua permeabilidade .

Porosidade

A porosidade de uma rocha é a razão entre o volume vazio (poros) e o volume total da rocha:

{\ displaystyle \ varphi = {\ frac {\ text {volume vazio (poros)}} {\ text {volume total da rocha}}}}

Esta porosidade é geralmente intergranular (entre os grãos de uma rocha detrítica), mas também pode ser fissural (dentro de fraturas).

Ao estudar um reservatório, distinguimos:

a porosidade absoluta ou total ( ) correspondente ao volume vazio total na rocha; ${\ displaystyle \ varphi _ {\ mathrm {a}}}$
a porosidade efetiva ( ) correspondente ao volume dos poros interligados (porosidade que permite a circulação de fluidos no interior da rocha); ${\ displaystyle \ varphi _ {\ mathrm {e}}}$
a porosidade efetiva ( ) correspondente ao volume de poro ocupado por um fluido móvel (ou "livre"), em oposição a: ${\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}$
a capacidade de retenção ( ) correspondente à quantidade de fluido fixado por capilaridade (fluidos cutâneos, higroscópicos e capilares). ${\ displaystyle c _ {\ mathrm {r}}}$

A porosidade absoluta é a soma dos componentes (porosidade efetiva) e (capacidade de retenção). Quanto menores as partículas de uma rocha reservatório, mais aumenta a superfície de grão disponível, mais diminui e aumenta. Assim, as argilas geralmente têm uma porosidade total maior do que as areias, mas, em virtude do tamanho e da geometria dos grãos, têm porosidade efetiva quase nula: ${\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}$ ${\ displaystyle c _ {\ mathrm {r}}}$ ${\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}$ ${\ displaystyle c _ {\ mathrm {r}}}$

Reservatório de rocha	Porosidade total ( ) ${\ displaystyle \ varphi _ {\ mathrm {a}}}$	Porosidade efetiva ( ) ${\ displaystyle p _ {\ mathrm {e}}}$
Areia e cascalho	25 a 40%	15 a 25%
Areia fina	30 a 35%	10 a 15%
Argila	40 a 50%	1 a 2%
Giz	10 a 40%	1 a 5%
Calcário	1 a 10%	10 a 50%

Permeabilidade

A permeabilidade, geralmente denotada por $k$ , é uma propriedade dos materiais que caracteriza sua facilidade em permitir a transferência de fluidos através de sua porosidade. Está envolvido na lei de Darcy , que expressa como o fluxo do fluido depende do gradiente de pressão aplicado à rocha:

{\ displaystyle Q = {\ frac {k} {\ eta}} \ left ({\ frac {\ Delta \, P} {\ Delta x}} \ right) S}

onde $Q$ denota a taxa de fluxo, $k$ a permeabilidade, $η$ a viscosidade do fluido, $(Δ P / Δ x )$ o gradiente de pressão e $S$ a seção transversal da amostra. Ao isolar $k$ , obtemos:

{\ displaystyle k = \ eta \, {\ frac {Q} {S}} \ left ({\ frac {\ Delta \, x} {\ Delta P}} \ right)}

Fluidos

Aquíferos

No domínio continental, falamos de aqüífero quando uma rocha reservatório tem alta permeabilidade e sua porosidade é ocupada por água doce. Diz-se que um aquífero é “cativo” quando está isolado das águas superficiais por um nível geológico impermeável e “livre” quando está em contacto com a superfície. A evolução dos gradientes de pressão em particular ligados às atividades antropogênicas (bombeamento ou injeção geotérmica ) pode causar a formação de cunhas salgadas nas costas, ou seja, a incursão da água salgada em um reservatório de rocha anteriormente cheio de água. 'Água pura.

Sistemas petrolíferos

Durante a produção de petróleo e gás natural por uma rocha geradora , os hidrocarbonetos sobem à superfície através da porosidade das rochas reservatório, graças a dois mecanismos:

A pressão litostática , pressão da coluna rochosa que tende a comprimir as rochas mais profundas reduzindo suas porosidades
A densidade , sendo a densidade dos hidrocarbonetos inferior à da água e esta estando inicialmente presente na maioria das rochas reservatório, os hidrocarbonetos irão subir para “flutuar” nos lençóis freáticos.

À medida que sobe para a superfície, o óleo pode se acumular em uma armadilha estratigráfica ou estrutural . Isso é chamado de reservatório de óleo, onde geralmente estão presentes gás natural, óleo e água (sal ou não). O gás está no topo da coluna, flutuando no óleo, ele próprio flutuando na água.

Referências

"A Total lança seu projeto de captura e armazenamento de CO 2em Lacq ”, Les Echos ,9 de fevereiro de 2007( leia online ).
(em) Colin P. North e Jeremy D. Prosser, " Characterization of fluvial and eolian tanks: problems and approach " , Geological Society, London, Special Publications , Vol. 73, n o 1,Janeiro de 1993, p. 1-6 ( DOI 10.1144 / GSL.SP.1993.073.01.01 ).
J.M. Vallée, " Estudo da porosidade e permeabilidade " , em eduterre.ens-lyon.fr , Ecole Normale Supérieure de Lyon ,24 de março de 2005(acessado em 24 de junho de 2019 )
Yves Géraud, " permeabilidade das rochas e lei de Darcy " , em planet-terre.ens-lyon.fr , Ecole Normale Supérieure de Lyon ,23 de março de 2000(acessado em 24 de junho de 2019 )
Jean-Jacques Biteau, Geologia do petróleo: História, gênese, exploração, recursos , Dunod , col. "Sup Sciences",junho de 2017( EAN 9782100763078 )