BR112012014902B1 - método de comparação de um processo de recuperação de óleo secundário com um processo de recuperação de óleo terciário usando espectroscopia de rmn, método implementado em computador de espectroscopia de rmn e sistema de espectroscopia de rmn - Google Patents

Abstract

método para mediação de molhabilidade da rocha um método de comparação de um processo de recuperação de óleo secundário com um processo de recuperação de óleo terciário , o processo de recuperação de óleo secundário e o processo de recuperação de óleo terciário sendo aplicado a um meio substancialmente fluido saturado poroso contendo uma fase de óleo e uma fase aquosa, o método compreendendo utilizar medições do tempo de relaxamento no cálculo de um fator de modificação do índice de molhabilidade para a fase de óleo ou a fase aquosa, assim, comparando o processo de recuperação de óleo terciário com o processo de recuperação de óleo secundário.

Description

MÉTODO DE COMPARAÇÃO DE UM PROCESSO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO SECUNDÁRIO COM UM PROCESSO DE RECUPERAÇÃO DE ÓLEO TERCIÁRIO USANDO ESPECTROSCOPIA DE RMN, MÉTODO IMPLEMENTADO EM COMPUTADOR DE ESPECTROSCOPIA DE RMN E SISTEMA DE ESPECTROSCOPIA DE RMN

A presente invenção refere-se medição da molhabilidade. Em particular, a presente invenção refere-se à medição das características de molhabilidade e/ou as variações das mesmas de um meio poroso tendo nele contido um fluido, por exemplo, um fluido de fase mista compreendendo duas ou mais fases, pelo menos, uma dos quais é um líquido.

Na indústria de petróleo e gás, obter uma compreensão das características de molhabilidade ou condição molhante contendo um hidrocarboneto, formação de subsuperfície (um reservatório) pode ser particularmente vantajoso. Por exemplo, esta compreensão pode ajudar na otimização do desenvolvimento do campo, uma vez que molhabilidade pode ter um efeito sobre o cálculo da reserva e/ou o comportamento dinâmico de um reservatório.

Molhabilidade pode ser definida como a tendência de um fluido para espalhar sobre ou aderir a uma superfície sólida, na presença de outros fluidos imiscíveis.

Assim, por exemplo, molhabilidade pode descrever a preferência relativa de uma rocha a ser coberta por uma certa fase, por exemplo, água ou óleo. Por exemplo, uma rocha pode ser dita por ser água-molhada se a rocha tem uma afinidade muito maior para a água do que para o óleo. Assim, no caso de uma rocha porosa de água-molhada contendo fases de água e óleo dentro dos seus poros,

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2/96 substancialmente a totalidade da superfície interna dos poros seria coberta com uma camada de água. Neste caso, a água pode ser chamada de fase molhante.

Inversamente, no caso de uma rocha porosa de óleomolhado, substancialmente toda a superfície interna dos poros seria coberta com uma camada de óleo. Neste caso, o óleo pode ser chamado de fase molhante.

Da mesma forma, uma rocha porosa de molhabilidade mista pode conter alguns poros que são água-molhada e alguns que são óleo-molhado. Além disso, algumas regiões de um poro individual pode ser água-molhada, enquanto que outros são óleo-molhado.

Na prática, será apreciado que molhamento de água extremo ou molhamento de óleo é raro em reservatórios contendo óleo.

Deve ser apreciado, contudo, que para um fluido de duas fases dentro de uma rocha porosa, a fase de umidificação vai cobrir a área de superfície mais porosa e têm uma afinidade mais forte da superfície com as paredes dos poros do que com a fase de não umidificação.

Em sistemas de fluidos compreendendo uma fase gasosa, por exemplo, sistemas de gás-líquido, podem ser seguramente assumidos que o gás não é a fase molhante.

A molhabilidade de uma rocha porosa dependerá do tipo de rocha e também será afetada por quaisquer minerais presentes no interior dos poros. Por exemplo, arenito limpo ou quartzo pode ser extremamente água-molhada, enquanto a maioria das formações rochosas de reservatórios contendo óleo podem tipicamente ser de molhabilidade mista. Para um reservatório, a alteração da molhabilidade do estado

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3/96 original de água molhante para um estado de umedecimento misto pode ter ocorrido após o petróleo bruto migrar para uma armadilha de reservatório e reduzir a saturação de água do reservatório para baixo para a saturação de água conata ao longo do tempo geológico. A molhabilidade do reservatório depende da composição do petróleo bruto, a química da água conata, e mineralogia da superfície da rocha, assim como a história de temperatura, pressão e saturação do reservatório. A distribuição de saturação do fluido inicial em uma formação petrolífera é dependente do equilíbrio entre as forças capilares e as forças de gravidade na escala de reservatório e na escala de poros. O estado de molhamento pode variar de acordo com poros e geometria da garganta de poros. Durante o processo de migração de óleo, a gravidade é insuficiente para vencer a pressão capilar grande dentro dos microporos e, assim, tipicamente os microporos permanecem completamente de água conata saturada, portanto, retendo o seu estado de águamolhada original. Enquanto grandes poros são frequentemente invadidos pelo óleo, uma película de água conata nas superfícies rochosas das grandes poros geralmente permanece. A alteração de molhabilidade dentro dos poros grandes depende da estabilidade desta película de água. Em condições extremas, a película de água pode ser estável e totalmente reveste a área da superfície dos poros grandes mantendo assim a fase oleosa de ter contacto direto com a superfície de poros. Assim, ao longo do tempo geológico, os poros grandes permanecem água-molhada. Alternativamente, toda a superfície dos poros grandes pode tornar-se revestida pela fase oleosa tal que os poros grandes são o

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4/96 óleo-molhado. Tipicamente, as superfícies dos poros grandes estão parcialmente em contacto com ambos a fase aquosa e a fase oleosa, e, portanto, têm características molhantes mistas.

Tradicionalmente, molhabilidade tem sido caracterizada em laboratório usando também os índices Amott ou US Bureau of Mines (USBM). No entanto, os métodos pelos quais estes índices são geralmente determinados são invasivos e estão há consumir muito tempo. Além disso, eles não podem ser facilmente transferidos para o campo.

Sabe-se que técnicas por ressonância magnética nuclear (RMN) podem ser utilizadas para verificar informação em relação a fluidos contidos dentro de um meio poroso. Vantajosamente, utilizando técnicas de RMN oferece um meio não invasivo para a determinação in-situ da molhabilidade de fluidos em rochas de reservatório, isto é, o processo de medição de RMN não interfere com a distribuição de fluido no interior dos poros da rocha. Assim, técnicas de RMN podem ser aplicadas para monitorar processos dinâmicos em andamento compreendendo alteração de molhabilidade, tais como, envelhecimento e processos secundário ou terciário de recuperação de óleo.

Técnicas de prótons (¹Ή) RMN podem ser particularmente bem adequadas para estudos de fluidos que contêm água e as fases de hidrocarbonetos, por exemplo, água e óleo, dentro de um meio poroso.

Espectroscopia de RMN pode ser usada para medir o tempo de relaxação spin-reticulado (longitudinal) (Ti) e/ou o tempo de relaxação spin-spin (transversal) (T2) do fluido. Por exemplo, espectroscopia de RMN de próton (¹Ή)

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5/96 mede o tempo de relaxação para prótons dentro do fluido. A partir destas medições, pode ser possível elucidar determinadas informações sobre a fluido e/ou o meio poroso.

Por exemplo, amostras de núcleo podem ser tomadas para análise subsequente usando equipamento de RMN terreste.

Alternativamente, as ferramentas de RMN podem ser vantajosamente implementadas no fundo do poço. Tais ferramentas geralmente empregam a assim chamada espectroscopia de campo baixo.

No entanto, as ferramentas de medição de RMN também sofrem de alguns inconvenientes. Por exemplo, elas não podem ser utilizadas em poços, ou seções dos mesmos que são alinhadas com invólucro de metal. Além disso, as ferramentas atuais normalmente só podem obter informações na região próxima ao poço, por exemplo, tipicamente dentro de uma distância radial de cerca de 10 cm (4 polegadas) a partir do poço. Prevê-se, no entanto, que as gerações futuras de ferramentas de medição de RMN podem ser capazes de obter informação relacionada com outras regiões do poço.

Óleo pode ser produzido a partir de um reservatório em uma variedade de fases, que podem ser classificadas como fases primárias, secundárias e terciárias.

Em	um estágio primário	de	recuperação de	óleo,	a
energia natural do	reservatório	é	suficiente para	produzir
óleo, sem	qualquer	assistência.	No	entanto, apenas	cerca	de

a 15 por cento do óleo original no lugar de um reservatório é recuperado durante a recuperação primária.

Em alguns reservatórios, no entanto, a pressão do reservatório natural pode não ser suficiente para conduzir

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6/96 somente o óleo até um poço de produção para a superfície. Por conseguinte, pode ser necessário para aumentar artificialmente a produção de óleo. A este respeito, é sabido que a produção de óleo a partir de um reservatório pode ser assistida por injeção de fluidos imiscíveis, tais como água ou gás, para dentro do reservatório, de modo a manter a pressão do reservatório, e/ou para deslocar o óleo para um poço de produção. A injecção de tais fluidos imiscíveis geralmente produz cerca de 20 a 40 por cento do óleo original no lugar.

Quando o fluido é inalterado, tipicamente água do mar ou outra água prontamente disponível, este processo pode ser classificado como sendo um processo secundário de recuperação de óleo (alternativamente um processo de modo secundário). Em geral, tal processo secundário de recuperação de óleo pode ser referido como uma inundação com água ou inundação de água.

Sempre que o fluido for tratado de alguma forma para modificar as suas propriedades, este processo pode ser classificado como sendo um processo de recuperação de óleo terciário. Por exemplo, os processos de recuperação terciária podem incluir inundação de água de baixa salinidade na qual uma fonte de água, tais como água do mar é tratada para reduzir a sua salinidade antes da injeção para dentro do reservatório e os processos em que o fluido a-ser-injectado compreende um ou mais aditivos escolhidos especialmente, por exemplo, produtos químicos e/ou micróbios. Por apropriadamente modificar o fluido de injeção, os processos de recuperação de óleo terciário podem ser utilizados para aumentar a produção de óleo a

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7/96 partir de e/ou prolongar a vida de produção de um reservatório. Tipicamente, os processos de recuperação de óleo terciário podem deslocar óleo a partir de um reservatório que não é deslocado por meio de processos de recuperação de óleo secundário. Processos de recuperação terciários podem ser normalmente referidos como processos de recuperação melhorada de petróleo (RMP). As técnicas RMP oferecem perspectivas para a recuperação total de 30 a 60 por cento, ou mais, de óleo original no lugar.

Durante a	vida	de produção	de	um reservatório
diferentes	métodos de	recuperação	de	óleo podem	ser
empregados.	Por	exemplo,	inicialmente,	o	reservatório	pode

ser produzido por um método de recuperação primário. No entanto, depois de um tempo, a pressão do reservatório pode cair e pode tornar-se necessário recorrer a processos de recuperação de petróleo secundário. Um período de recuperação de óleo secundário pode ser seguido por um dos processos RMP, a fim de maximizar a produção a partir do reservatório. Naturalmente, a pessoa técnica no assunto irá apreciar que outras sequências são possíveis: por exemplo, pode ser o caso de que o reservatório nunca é produzido em recuperação primária porque a pressão natural do reservatório não é suficientemente alta, alternativamente ou adicionalmente, um período de RMP pode ser aplicado apenas após a recuperação primária, com este processo de RMP a ser referido como um processo secundário de modo RMP. Em contraste, um processo de RMP pode ser efetuado após a conclusão de um processo secundário de recuperação de óleo, com este processo de RMP a ser referido como um processo terciário de modo RMP.

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É um objeto não exclusivo da presente invenção proporcionar um método melhorado para a determinação da molhabilidade de um meio fluido saturado poroso tal como uma rocha de reservatório tendo óleo e as fases de água presentes no interior dos seus poros.

É um outro objeto não exclusivo da presente invenção proporcionar um método para a determinação de mudanças nas características de molhabilidade de um reservatório, em especial antes de, durante e/ou depois de um processo secundário ou terciário de recuperação de óleo.

De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção é proporcionado um método de comparação de um processo de recuperação de óleo secundário com um processo de recuperação de óleo terciário, o processo de recuperação de óleo secundário e o processo de recuperação de óleo terciário sendo aplicado a um meio poroso fluido substancialmente saturado contendo uma fase oleosa e uma fase aquosa, compreendendo o método:

(a) proporcionar uma primeira amostra do meio poroso, a amostra tendo no interior dos poros dos mesmos um volume inicial conhecido da fase oleosa;

(b) medir um tempo de relaxação para o fluido no interior da primeira amostra;

(c) submeter à primeira amostra com o processo secundário de recuperação de óleo;

(d) medir um tempo de relaxação para o fluido remanescente no interior da primeira amostra, após o processo de recuperação de óleo secundário;

(e) proporcionar uma segunda amostra do meio poroso, a segunda amostra tendo no interior dos poros dos mesmos um

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9/96 volume inicial substancialmente conhecido semelhante da fase oleosa;

(f) medir um tempo de relaxação para o fluido no interior da segunda amostra;

(g) submeter à segunda amostra do processo de recuperação de óleo terciário ou, subsequente etapa (d) e sem a realização de etapas (e) e (f), sujeitando a primeira amostra com o processo de recuperação de óleo terciário;

(h) medir um tempo de relaxação para o fluido remanescente no interior da segunda amostra ou primeira amostra após o processo de recuperação de óleo terciário; e (i) utilizar as medições do tempo de relaxação no cálculo de um fator de modificação do índice de molhabilidade para a fase oleosa ou a fase aquosa, assim comparando o processo de recuperação de óleo terciário com o processo secundário de recuperação de óleo.

O método pode ser realizado em condições ambientes, em laboratório. Alternativamente, o método pode ser realizado sob condições de reservatório ou uma simulação de laboratório dos mesmos.

O meio poroso pode ser uma rocha, de preferência uma formação de rocha contendo hidrocarbonetos (uma rocha de reservatório) ou uma réplica da mesma. Rochas típicas de reservatório incluem rochas sedimentares, tal como rochas sedimentares clásticas e carbonatos.

A ou	cada	amostra	do	meio poroso pode ser	um tampão
retirado de	uma	amostra	de	núcleo. De preferência	, onde uma
pluralidade	de	tampões	é	usada, os tampões	podem ser

perfurados em estreita proximidade da amostra de núcleo e é, portanto, esperado ter propriedades de rocha

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10/96 semelhantes. Tais tampões são referidos como tampões irmã.

Alternativamente, a ou cada amostra pode ter sido preparada artificialmente em laboratório, por exemplo, a ou cada amostra pode compreender um pacote de areia.

A fase aquosa pode compreender salmoura, água doce, água salobra ou água do mar. De preferência, a fase aquosa pode ser substancialmente semelhante na composição para uma água de formação associada com um reservatório. Uma fase aquosa adequada pode ser preparada em laboratório. Assim, a

fase	aquosa pode compreender	uma solução	de	salmoura,	que
pode	compreender uma água	de	formação	ou	uma água	de
formação sintética.
	Quando o meio poroso	é	uma rocha	retirada de	um

reservatório que está sob recuperação primária, a formação de água pode ser água conata isto é, a água original no lugar na formação. Água conata pode conter uma vasta faixa de sólidos totais dissolvidos (STD), por exemplo, de cerca de 100 ppm a 100000 ppm, digamos cerca de 35000 ppm. Sempre que a rocha é retirada de um reservatório que está sob recuperação secundária, a água de formação pode compreender uma mistura de água conata e água que tenha sido injeatada para dentro do reservatório durante a recuperação secundária, por exemplo, a água do mar, água salobra, uma água aquífera, água de superfície, tais como rios ou lagos, ou uma água produzida. Tipicamente, a água do mar pode ter um teor de STD na região de 35000 ppm.

A fase oleosa pode compreender óleo bruto vivo, óleo de tanque de estoque (muitas vezes chamado de óleo cru morto) e querosene ou outros óleos refinados.

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O processo de recuperação de óleo secundário pode compreender um experimento de inundação de água e/ou um experimento de embebição. A inundação de água e/ou o experimento de embebição, pode utilizar uma solução de salmoura. Tipicamente, a solução de salmoura pode compreender água do mar, água salobra, uma água de aquífero, uma água de superfície, uma água produzida, uma água conata, uma água de formação ou de laboratório preparada de réplicas da mesma.

Os processos de recuperação de óleo terciário podem incluir: uma inundação de água de baixa salinidade; injeção de um fluido contendo um ou mais agentes especialmente selecionados ou aditivos, por exemplo, micróbios, produtos químicos, por exemplo, polímeros, álcalis ou tensoativos; ou métodos térmicos, por exemplo, água quente ou de injeção de vapor, ou combustão in-situ, ou injeção de gás, por exemplo, gases miscíveis/imiscíveis, como o dióxido de carbono, gás de hidrocarboneto ou de gás de nitrogênio.

Em uma inundação de baixa salinidade da água, uma solução aquosa é injetada no meio poroso, em que a solução aquosa é de um teor de sólidos totais dissolvidos selecionados (STD) e/ou teor de cátions multivalentes selecionados. Tipicamente, o teor de STD selecionado pode ser inferior a 10000 ppm, de preferência inferior a 8000 ppm, por exemplo, na faixa de 500 a 5000 ppm. Vantajosamente, a solução aquosa a-ser-injetada (a água de injeção) pode ser selecionada para ter um teor menor de cátion multivalente do que a fase aquosa (a fase residente) que está contida no meio poroso. Por exemplo, a razão entre o teor de cátions multivalentes da água de

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injeção para	o	teor de cátions	multivalentes	da	fase
residente é	de	preferência de	menos de 0,	9,	mais
preferencialmente	, de menos de 0,8,	em especial,	de	menos

de 0,5.

Quando o processo de recuperação de óleo terciário compreende a injeção de um fluido contendo um ou mais agentes ou aditivos especialmente selecionados, o fluido pode compreender uma solução aquosa, em que o ou cada um dos agentes ou aditivos podem estar presentes em uma concentração de menos de 10000 ppm , por exemplo, na faixa de 100 a 6000 ppm, de preferência de 200 a 5000 ppm.

Micróbios adequados podem incluir bacilos, Clostridia, pseudomonas, bactérias degradadoras de hidrocarbonetos, e as bactérias desnitrificantes.

Produtos químicos adequados podem incluir polímeros, agentes tensoativos, materiais alcalinos, ou uma combinação dos mesmos.

De preferência, as medições do tempo de relaxação podem ser feitas usando espectroscopia de RMN.

De preferência, o tempo de relaxação pode ser um tempo de relaxação spin-spin (transversal) (T2). Alternativamente, o tempo de relaxação pode ser um tempo de relaxação spin-reticulado (longitudinal) (T1) .

De preferência, o método pode compreender a etapa de normalizar as medições por referência às medições obtidas a partir de uma amostra porosa, em que a amostra pode ser saturada com uma fase única, por exemplo, com água ou óleo.

Preferivelmente, o método pode compreender tendo referência ou medições do tempo de relaxação de calibração para amostras a granel da fase aquosa e/ou a fase oleosa.

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Em um segundo aspecto da invenção é proporcionado um método de avaliação de uma mudança na molhabilidade de uma formação contendo hidrocarbonetos porosa e permeável na região em torno de um poço que penetra a formação, o método compreendendo:

(i) localizar uma ferramenta de medição de RMN dentro do poço, a uma profundidade correspondente com um intervalo da formação contendo hidrocarbonetos, (ii) medir um tempo de relaxação para o fluido localizado no interior da formação contendo hidrocarbonetos;

(iii) opcionalmente, remover a ferramenta de medição de RMN a partir do poço;

(iv) uma injeção de um fluido de processo de recuperação secundário ou terciário ou um fluido de processo de RMP por um período de tempo tal que um volume de poro conhecido ou volume de poro fracionado do fluido é inj etado;

(v) opcionalmente fechando o poço durante um período de tempo;

(vi) retornar o poço de volta para a produção e produzir e, opcionalmente, recuper os fluidos injetados;

(vii) após os fluidos injetados terem sido produzidos, se necessário, a relocalização da ferramenta de medição de RMN dentro do poço a substancialmente a mesma profundidade, como antes, e (viii) medir um tempo de relaxação para o fluido localizado dentro da formação contendo hidrocarbonetos.

(ix) opcionalmente repetir às etapas de número (iv) a (viii) com um fluido de recuperação diferente do utilizado

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14/96 na etapa (iv) originalmente.

De preferência, o método pode ser repetido em uma ou mais vezes para medir alterações nas características de molhabilidade da formação, por exemplo, antes, durante e/ou após processos de recuperação de óleo secundário e/ou terciário.

Tipicamente, o método deste segundo aspecto da presente invenção pode ser realizado em um poço de injeção, um poço de produção, um poço de teste e/ou de um novo poço perfurado.

Opcionalmente, o método deste segundo aspecto da presente invenção pode ser combinado com um único produto químico de teste de poço Tracer, teste SWCT que é concebido para medir a saturação de óleo in-situ (saturação de óleo residual) após a recuperação secundária implementada, recuperação terciária, ou processo de RPM.

Quando o método deste segundo aspecto da presente invenção é combinado com um SWCTT, o método é modificado usando um fluido aquoso como o fluido de injeção. O fluido de injeção aquosa é dividido em uma primeira porção (menor) e uma segunda porção (maior). A primeira porção do fluido de injeção aquosa é marcada com um marcador químico reativo, por exemplo, um éster tal como acetato de etila, que reage com água durante o período em corte para formar um traçador de produto (por exemplo, um álcool tal como etanol) que é praticamente insolúvel na fase oleosa que está presente nos poros da formação. Opcionalmente, ambas as primeira e segunda porções do fluido de injeção aquosa são rotulados com um traçador não reativo, o não particionamento (balanço de material), por exemplo,

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15/96 isopropanol. A quantidade da segunda porção de fluido de injeção aquosa que é usada na etapa (iv) é tipicamente suficiente para empurrar a primeira porção do fluido de injeção aquosa a uma distância radial de pelo menos 1,524 m (5 pés), por exemplo, entre 1,524 m a 4,572 m (5 a 15 pés) do poço. Fechando o poço na etapa (v) é essencial, a fim de permitir que uma quantidade (mensurável) detetável de marcador de produto para formar. Tipicamente, o poço é fechado em durante um período de um a dez dias.

Tipicamente, a conversão do traçador reativo para o traçador de produto (por exemplo, conversão de éster a álcool) é de 10 a 50%. Depois, o período de fechamento, o poço é produzido de volta e o fluido produzido é periodicamente amostrado e imediatamente analisado para o teor de traçador de éster não reagido (por exemplo, acetato de etila), o traçador de produto de álcool (por exemplo, etanol) e do traçador de balanço de material opcional (por exemplo, isopropanol). No início da etapa de volta a produção (vi), o traçador de éster que não reagiu e do traçador de produto de álcool são sobrepostos no local que está a uma distância radial de pelo menos 1,524 m (5 pés) a partir do poço. Particionamento do traçador de éster não reagido entre a fase oleosa residual imóvel e a fase aquosa móvel atrasa a produção do éster por um incremento de volume diretamente relacionada com a saturação de óleo residual. O traçador de produto de álcool, no entanto, não é atrasado, e flui de volta para o poço a quase à mesma taxa como a água. Uma vez que o álcool não gasta tempo na fase oleosa estacionária, que é produzido mais cedo do que o traçador de éster que não reagiu (por exemplo, acetato de

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16/96 etila), resultando numa separação entre as concentrações de pico do traçador de produto de álcool e traçadores de éster não reagido. A saturação do óleo residual é então calculada usando a quantidade de separação entre o traçador de éster e o traçador de produto de álcool. Assim, os resultados do teste SWCT para formações com altas saturações de óleo residual mostram uma grande separação entre o traçador de produto de álcool e do traçador de éster reativo enquanto os resultados de teste para as formações tendo saturações de óleo de baixo residual mostram uma pequena separação entre o traçador do produto de álcool e do traçador de éster reativo. O traçador de equilíbrio de material opcional permite para a interpretação dos resultados dos testes em caso de que todo o traçador de éster reage, ou se algum do éster é extraído a partir do fluido aquoso produzido por gás saindo do fluido ou por gás utilizado durante operações de elevação de gás. A mudança no índice de molhabilidade determinada utilizando as medições do tempo de relaxação determinados na etapa (viii) pode ser correlacionada com a saturação de óleo residual, tal como determinado durante o teste SWCT.

Testes de SWCT são descritos em mais detalhes, por exemplo, Deans, HA, e Carlisle, CT: Single-Well Tracer Tests in Complex Pore Systems, papel SPE/DOE 14886, apresentado no Quinto Simpósio sobre RMP em Tulsa, abril 20_23, 1986) .

Num terceiro aspecto da invenção é proporcionado um método de avaliação de uma mudança na molhabilidade de uma formação contendo hidrocarbonetos porosa e permeável na região em torno de um novo poço que penetra a formação, a

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17/96 mudança sendo devida, pelo menos em parte, ao ingresso de lama de perfuração para dentro da formação, o método compreendendo:

(i) localizar um poço pré-existente penetrando a formação contendo hidrocarbonetos ou uma formação semelhante;

(ii) localizar uma ferramenta de medição de RMN dentro do poço pré-existente, a uma profundidade correspondente com uma porção da formação contendo hidrocarbonetos;

(iii) medir um tempo de relaxação para o fluido localizado dentro da região do poço perto em torno do poço pré-existente;

(iv) perfurar um novo poço a uma nova localização removido a partir do poço pré-existente, em que o novo poço penetra na formação contendo hidrocarbonetos;

(v) localizar uma ferramenta de medição de RMN dentro do novo poço, a uma profundidade correspondente com uma porção da formação contendo hidrocarbonetos;

(vi) medir um tempo de relaxação para o fluido localizado dentro da região do poço perto em torno do poço novo; e (vii) comparar as medições do tempo de relaxação das etapas (iii) e (vi) para avaliar a mudança na molhabilidade do fluido na região perto do poço em torno do novo poço, a mudança sendo devida, pelo menos em parte, ao ingresso de lama de perfuração para dentro da formação durante a perfuração do novo poço.

A ferramenta de medição de poço de RMN pode ser uma ferramenta de rede fixa ou de registro durante a

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18/96 perfuração.

Tipicamente, o poço pré-existente é um poço de produção de hidrocarbonetos que foi colocado sobre a produção de tal modo que os fluidos de hidrocarbonetos estão presentes na região perto do poço.

Uma pluralidade de novos poços podem ser perfurados, cada um usando lamas de perfuração, por exemplo, à base de lamas de perfuração de óleo, tendo composições diferentes, por exemplo, contendo agentes tensoativos e/ou outros aditivos, a fim de comparar o efeito das lamas de perfuração na molhabilidade da formação.

Uma vez que os dados de campo suficientes foram obtidos, pode ser possível selecionar uma lama de perfuração mais apropriada para cada novo poço subsequentemente perfurado.

Num quarto aspecto da invenção é proporcionado um método de acompanhar o envelhecimento de uma amostra de um meio de fluido saturado poroso, em que o fluido está localizado dentro da estrutura do poro do meio poroso e o fluido compreende pelo menos dois componentes imiscíveis ou fases, pelo menos, um dos quais é um líquido, compreendendo o método:

(i) tomar uma primeira medição de uma distribuição de tempo de relaxação do fluido no interior do meio poroso;

(ii) tomar uma segunda medição da distribuição do tempo de relaxação do fluido no interior do meio poroso, após um intervalo de tempo;

(iii) tomar uma ou mais outras medições da distribuição do tempo de relaxação do fluido no interior do meio poroso em intervalos subsequentes de tempo até que a

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19/96 distribuição do tempo de relaxação é substancialmente inalterado a partir de uma medição para o outro, o que indica que a amostra é envelhecida completamente ou pelo menos numa extensão aceitável.

De preferência, os dois componentes ou fases podem compreender uma fase aquosa e uma fase oleosa.

A amostra de meio poroso pode ser uma amostra de núcleo, por exemplo, tomada a partir de uma rocha tal como uma rocha reservatório ou semelhante. Alternativamente, pode ser um pacote de areia ou similar, que tem sido especialmente preparado, tipicamente num laboratório.

As medições do tempo de relaxação podem ser efetuadas a intervalos regulares ou irregulares ao longo de um período de tempo. O número, a frequência e a regularidade das medições que são tomadas, bem como o período durante o qual elas são tomadas podem depender de um grande número de fatores, incluindo a natureza do meio poroso e a composição do fluido. Por exemplo, as medições do tempo de relaxação podem ser feitas uma vez por dia ou uma vez a cada poucos dias.

De preferência, o tempo de relaxação pode ser medido utilizando um espectrômetro de RMN.

De preferência, o tempo de relaxação pode ser um tempo de relaxação transversal (spin-spin).

Após envelhecimento, a amostra de meio poroso pode ser utilizada em testes posteriores ou experimentos.

De acordo com outro aspecto da presente invenção, é proporcionado um método de determinação das características de distribuição da molhabilidade em ambos escalas de poros e de campo de um reservatório, ou seja, a molhabilidade é

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20/96 determinada como funções de tanto o tamanho do poro e da altura acima de um nível de água livre em um reservatório.

Em um aspecto adicional da invenção é proporcionado um método implementado em computador para a determinação características de molhabilidade de um meio poroso contendo fluido, o método compreendendo as etapas de:

recepção de dados de medição indicativos de um tempo de relaxação do fluido presente no meio poroso a uma saturação de fluido definida;

recepção de dados de referência indicativos de um ou mais tempos de relaxação de referência ção do fluido, e calcular um índice de molhabilidade, com base em diferenças entre os dados de medição recebidos e os dados de referência recebidos, o dito índice de molhabilidade sendo indicativo das características de molhabilidade do meio poroso na saturação de fluido definido.

O método pode ainda compreender receber uma pluralidade de dados de medição, cada um dos quais é indicativo de um tempo de relaxação de fluido presente no meio poroso:

i) em diferentes pontos no tempo;

ii) em diferentes locais no meio poroso, ou iii) em diferentes fases antes, depois e/ou durante, de pelo menos, um de um processo de recuperação primária, secundária ou terciária de fluido;

cálculo do índice de molhabilidade para cada um da pluralidade de dados de medição, respectivamente, e cálculo com base numa comparação dos índices de molhabilidade calculados, um fator de modificação do índice de molhabilidade indicativo de uma alteração das

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21/96 características de molhabilidade do meio poroso.

O método para determinar as características de molhabilidade definidas acima desacopla certos fatores (tais como a saturação e distribuição microscópica de fluido, a estrutura dos poros, mineralogia de rocha, e distribuição de impurezas paramagnéticas sobre a superfície dos poros, bem como a composição do óleo bruto) de uma distribuição do tempo de relaxação de RMN, e inclui tanto a cobertura da superfície e fatores de afinidade de superfície para o índice de molhabilidade e o fator de modificação do índice de molhabilidade.

Este método também pode avaliar a cobertura de superfície e contribuição de afinidade de superfície para molhabilidade separadamente.

Vantajosamente, o fator de modificação do índice de molhabilidade pode ser usado para avaliar a alteração de molhabilidade de processos de recuperação de óleo melhorados através da comparação de cobertura de superfície e de afinidade de superfície de um processo de recuperação de óleo secundário com a de um processo de recuperação de óleo terciário.

O método pode ainda compreender a etapa de receber dados de parâmetro indicativos de parâmetros relativos ao tamanho dos poros, a pressão de capilaridade, a saturação do fluido do meio poroso e/ou a altura acima do nível de água livre no meio poroso, a fim de calcular o índice de molhabilidade como uma função dos parâmetros.

As localizações diferentes no meio poroso referido acima podem estar relacionadas com o primeiro e segundo poço disposto para penetrar no meio poroso, o fator de

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22/96 modificação do índice de molhabilidade calculado é indicativo de uma mudança entre as características molhabilidade do meio poroso com os primeiro e segundo poços.

O fluido presente no meio poroso pode compreender pelo menos dois componentes de fluidos imiscíveis ou fases, e o índice de molhabilidade pode ser calculado por pelo menos um dos ditos componentes de fluidos ou fases.

Os dados de referência podem compreender uma ou mais medições do tempo de relaxação feitos em:

i) uma amostra do meio poroso que está saturado com uma única fase aquosa;

ii) uma amostra do meio poroso que está saturado com uma fase oleosa única; e/ou iii) as amostras a granel de uma fase aquosa e/ou uma fase oleosa correspondente ao do meio poroso.

Uma assinatura de RMN de molhabilidade mista depois da água de inundação foi identificada na aplicação do método para determinação das características de molhabilidade definidas acima. Esta assinatura é caracterizada pelo valor de pico do tempo de relaxação (T2) o após uma inundação de água é maior do que qualquer componente do tempo de relaxação (T2) do óleo bruto a granel e um tampão núcleo saturado totalmente de água, mas menos do que o tempo de relaxação de água a granel. Esta assinatura de RMN de molhabilidade mista pode ser empregada para identificar características de molhabilidade mista num meio poroso que compreende componentes do fluido múltiplos ou fases.

O método pode ainda compreender normalizar os dados

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23/96 de medição com base nos dados de referência.

As medições do tempo de relaxação podem ser spin-spin as medições do tempo de relaxação (transversal) feitas usando espectroscopia de RMN.

O meio poroso pode compreender uma formação de rocha de reservatório, uma amostra do mesmo ou uma réplica do mesmo.

Em conformidade com o aspecto acima da invenção proporciona ainda um sistema para determinar as características de molhabilidade de um meio contendo fluido, o sistema que compreende:

meios de recepção de dados dispostos para receber os dados de medição indicativos de um tempo de relaxação do fluido presente no meio poroso a uma saturação de fluido definida;

meios de recepção de dados dispostos para receber dados de referência indicativos de um ou mais tempos de relaxação de referência do fluido, e meios de programas implementados em computador dispostos para calcular um índice de molhabilidade, com base em diferenças entre os dados de medição recebidos e os dados de referência recebidos, dito índice de molhabilidade sendo indicativo das características de molhabilidade do meio poroso na saturação de fluido definido.

O sistema pode ainda compreender:

meios de recepção de dados dispostos para receber uma pluralidade de dados de medição, cada um dos quais é indicativo de um tempo de relaxação de fluido presente no meio poroso:

i) em diferentes pontos no tempo;

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24/96 ii) em diferentes locais no meio poroso, ou iii) em diferentes fases antes, depois e/ou durante, pelo menos, um de um processo de recuperação primária, secundária ou terciária de fluido;

meios de programas implementados em computador dispostos para calcular o índice de molhabilidade para cada um da pluralidade de dados de medição, respectivamente, e meios de programas de computador implementados arranjados para calcular, com base numa comparação dos índices de molhabilidade calculados, um fator de modificação do índice de molhabilidade indicativo de uma alteração das características de molhabilidade do meio poroso.

A fim de que a invenção possa ser mais completamente compreendida, será agora descrito a título de exemplo apenas e com referência aos desenhos anexos nos quais:

A figura 1-1 mostra as distribuições de tempo de relaxação T2 de tampões de núcleo n° 156 e n° 157 de 100% de saturação de água.

A figura 1-2 mostra a distribuição de saturação de água inicial (SAI) como uma função do tamanho do poro (r) em diferentes pressões de capilaridade, calculado usando uma garganta de poro cilíndrica e modelo de corpo de poro esférico.

A figura 1-3 mostra a distribuição de saturação de água inicial (SAI) como uma função do tempo de relaxação a diferentes pressões de capilaridade, calculado usando uma garganta de poro cilíndrica e modelo de corpo de poro esférico.

A figura 1-4 mostra a distribuição do volume de água

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25/96 como uma função do tamanho do poro (r) com saturação de água de 100% (SA= l) e na saturação de água inicial (SAI= 0,2) para tampão de núcleo No. 156, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa), calculado usando uma

garganta	de poro	cilíndrica e modelo	de	corpo	de poro
esférico	.
A	figura 1-5	mostra a distribuição	do	volume	inicial
de óleo	como uma	função do tamanho	do	poro	(r) com

saturação de óleo inicial (SOI = 0,2) para tampão de núcleo No. 156, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) , calculado utilizando uma garganta de poro cilíndrica e modelo de corpo de poro esférico.

A figura 1-6 mostra a distribuição do volume de água como uma função do tamanho do poro (r) com saturação de água de 100% (SA= l) e na saturação de água inicial (SAI= 0,2) para tampão de núcleo No. 157, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa), calculado usando uma

garganta	de poro	cilíndrica e modelo	de	corpo	de poro
esférico	.
A	figura 1-7	mostra a distribuição	do	volume	inicial
de óleo	como uma	função do tamanho	do	poro	(r) com

saturação de óleo inicial (SOI = 0,2) para tampão de núcleo No. 157, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa), calculado utilizando uma garganta de poro cilíndrica e modelo de corpo de poro esférico.

A figura 1-8 mostra a saturação de óleo inicial como uma função do tamanho do poro (r) a uma de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) correspondente a uma saturação de óleo total inicial de 0,8 para tampões irmãos n°s 156 e 157, calculado utilizando uma garganta de poro cilíndrica e

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26/96 modelo de corpo de poro esférico.

A figura 1-9 mostra	as	distribuições	de tempo	de
relaxação T2 para um óleo	em	bruto a granel e para	um
tampão de núcleo (N°156)	em	condições de	saturação	de
diferentes fluidos.
A figura 1-10 mostra	as	distribuições	de tempo	de
relaxação T2 para um óleo	em	bruto a granel e para	um
tampão de núcleo N°157, em	condições de	saturação	de
diferentes fluidos;
A figura 1-11 mostra	o	índice de molhabilidade	da
fase oleosa como uma função do tamanho do poro (r) após
envelhecimento na saturação	de	óleo inicial	a uma pressão
de capilaridade de 182 psi	(1	,25 MPa) para	o tampão	de
núcleo a No. 156.
A figura 1-12 mostra	o	índice de molhabilidade	da

fase oleosa como uma função do tamanho do poro (r) após envelhecimento na saturação de óleo inicial a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) para o tampão de núcleo No. 157 .

A figura 2-1 mostra as distribuições de tempo de relaxação T2 de tampões de núcleo gêmeos após a inundação de água com três salmouras de salinidade diferentes.

A figura 3-1 mostra saturação de água inicial (SAI) como uma função do tempo de relaxação T2 para os tampões de núcleo ROMM a uma pressão de capilaridade de 100 psi (0,69 MPa) .

A figura 3-2 mostra saturação de água inicial (SAI) como uma função do raio poro-corpo (r) para os tampões de núcleo ROMM a uma pressão de capilaridade de 100 psi (0,69 MPa) .

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27/96

A figura 3-3 mostra a distribuição de volume de água como uma função do raio poro-corpo (r) em condições de 100% de água saturada (SA = l) e na saturação de água inicial (SAI = 0,28).

A figura 3-4 mostra distribuições de tempo de relaxação T2 para um óleo bruto a granel e para tampões de núcleo em condições diferentes de saturação de fluido para um experimento de tampão de núcleo ROMM.

A figura 4-1 mostra uma instalação experimental para uma primeira amostra de pacote de areia submetida a embebição de salmoura ao lado de uma segunda amostra de pacote de areia em recuperação de óleo melhorado microbiano (ROMM);

A figura 4-2 mostra distribuições T2 de experimentos de embebição em salmoura conduzidos no primeiro pacote de areia;

A figura 4-3 mostra distribuições T2 para experimentos ROMM conduzidos no segundo pacote de areia;

A figura 4-4 é um gráfico comparando distribuições T2 para o primeiro pacote de areia após embebição em salmoura e o segundo pacote de areia depois da ROMM;

A figura 4-5 é um gráfico mostrando a recuperação de óleo com o tempo a partir do primeiro pacote de areia e do segundo pacote de areia;

A Figura 4-6 mostra as distribuições T2 para um pacote de areia de salmoura 100% saturada, um pacote de areia de inóculo 100% saturado, e pacote de areia de inóculo saturado após envelhecimento durante seis dias.

Um poro de fluido saturado dentro de uma rocha pode ser dividido em duas regiões, a saber, uma região de

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28/96 superfície e uma região em volume. A região de superfície compreende uma camada relativamente fina, por exemplo, com uma espessura de não mais do que algumas moléculas, sobre a superfície interna do poro. A região em volume compreende o restante do volume interno do poro.

Verificou-se que, tipicamente, o tempo de relaxação para uma molécula na região de superfície é consideravelmente menor do que para uma molécula dentro da região em volume. Sem desejar ficar limitado por qualquer teoria, isto pode ser devido ao efeito sobre as moléculas dentro da região da superfície de centros paramagnéticos dentro das paredes dos poros. No caso de (¹Ή) espectroscopia de RMN de próton (¹Ή) , que pode também ser devido em parte à velocidade reduzida de rotação dos prótons de hidrogênio na superfície da rocha.

Em rochas reservatório porosas, os poros são tipicamente menores do que cerca de 100 pm de diâmetro. Por conseguinte, a região em volume pode ocupar uma proporção relativamente pequena de um poro individual.

O tempo de relaxação spin-spin para um fluido num poro pode ser afetada por contribuições a partir de três mecanismos de relaxação: (i) relaxação do fluido na região em volume; (ii) relaxação do fluido na região de superfície, e (iii) devido à auto difusão de relaxação do fluido no gradiente do campo magnético aplicado. Geralmente, pode ser difícil separar as contribuições relativas dos três mecanismos, particularmente quando o fluido contém mais do que uma fase, por exemplo, uma fase aquosa e uma fase oleosa.

Para um meio fluido saturado no caso em que a

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29/96 espectroscopia de RMN de baixo campo com um tempo de eco curto é usado, por exemplo, como pode ser tipicamente utilizado em medição de RMN de campo petrolífero, pode ser assumido que a contribuição para o tempo de relaxação spinspin devido a auto difusão pode ser negligenciável, uma vez que a difusão molecular em gradientes internos de campo magnético pode ser negligenciável.

Assim, para um meio poroso de água saturada 100% (em SA =1), o inverso do tempo de relaxação spin-spin (T₂) da fase aquosa em um poro no limite de difusão rápida pode ser expressa como:

t ^A v t ⁱ2,A1 ^{κ 1}ΐ\/,Ά

Na equação (1), T₂,ai é o tempo de relaxação spin-spin de rocha totalmente de água saturada p₂,A é a relaxividade spin-spin da fase aquosa, T₂v,a é o tempo de relaxação spinspin em volume da fase aquosa, A é a área da superfície dos poros dentro do meio poroso e V é o volume de poros.

A fase aquosa compreende tipicamente água conata, água de formação, ou semelhante.

No caso de uma rocha porosa de 100% de água saturada, Equação (1) pode muitas vezes ser aproximada por negligenciar o termo relaxação em volume. Isto pode ser feito, uma vez que o tempo de relaxação de água dentro da rocha porosa de um reservatório é muito mais curto do que o tempo de relaxação de água em massa. Portanto:

A

Aa.

(2)

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30/96

A relação V/A pode ser usada para medir o tamanho de poro pela seguinte equação:

ond e geométrica, que depende da forma dos poros e é igual a

1, 2 e para os poros planos ou fraturas, poros cilíndricos, e poros esféricos, respectivamente, e é metade da abertura do poro para poros planos ou fraturas e é o raio do corpo de poro para poros cilíndricos ou esféricos.

Para um poro de corpo e de modelo garganta de porogarganta garganta em de um meio poroso, uma relação de corpo para a do poro (RGP) pode ser definida como:

RGP

R que r é o raio de um corpo de poro que está ligado a outro corpo de poro por uma garganta de poro com raio de

R.

RGP pode ser determinado, por exemplo, por comparação da distribuição de tamanho de garganta de poro determinada através de experimentos de injeção de mercúrio e de distribuição de tamanho de corpo de poro determinada por RMN DDCI (declínio devido à difusão no campo interno) ou por análise de seções finas de amostras de rocha usando microscopia electrónica.

A seqüência de pulsos CPMG RMN (Carr-Purcell-MeiboomGill) é o método mais comum para medir o tempo de relaxação T₂. A sequência de pulso consiste de um pulso de 90° seguido por uma série de m 180° pulsos para gerar um eco após cada pulso de 180°, a qual faz um trem de m ecos como um resultado (onde m é um número inteiro) . O

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31/96 intervalo de tempo entre pulsos adjacentes de 180° é o tempo de eco, TE.

Para um fluido simples em volume como a água, a amplitude do eco decai como uma única função exponencial do tempo de eco como determinado por

M(mTE) = M (0) exp (-mTE/T₂v,A) onde M(mTE) é a magnetização transversal, e M(0) é a amplitude do sinal que corresponde a magnetização inicial transversal.

Um fluido (por exemplo, água) tendo meio poroso é tipicamente composto por uma ampla distribuição de tamanhos de poro. Por conseguinte, o sinal de RMN total é a soma dos sinais de fluidos dentro de todos os poros individuais do meio poroso. Ele pode ser expresso como um decaimento multi-exponencial em uma medição CPMG de magnetização transversal:

onde A, é a amplitude do sinal do componente inésimo com o tempo de relaxação característica T2,i.

Uma transformada inversa de Laplace de dados seguindo equação (6) vai produzir a distribuição do tempo de relaxação T₂. Em um limite de difusão rápida e em um regime de acoplamento fraco de difusão, a distribuição T₂ pode ser linearmente convertida para uma distribuição de tamanho de poros pela Equação (3).

A soma de amplitude do sinal (Ai) de todos os componentes (n) é igual à amplitude do sinal da magnetização inicial transversal tal como indicado na Equação (7):

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32/96 (7) í-l

A amplitude do sinal (Ai) é diretamente proporcional a fração do volume do poro do componente inésimo com o tempo de relaxação de T2j.

Um processo de análise do núcleo geralmente começa da limpeza dos tampões de núcleo dos reservatórios com solvente para um estado fortemente de água-molhada. Durante um processo de drenagem primária (para imitar a migração do óleo bruto) como um experimento de pressão drenagem de capilaridade num laboratório, um tampão de núcleo inicialmente totalmente de água saturada é dessaturada por ar ou óleo usando uma placa porosa ou técnicas de centrifugação. Por exemplo, quando se utiliza a técnica de placa porosa com ar ou água de deslocamento de gás de nitrogênio, após uma pressão de deslocamento ter sido aplicada e a pressão ter sido equilibrada para fixar a pressão de capilaridade (Pc), a saturação de água restante pode ser determinada medindo a quantidade de água produzida a partir do tampão de núcleo. Se a pressão aplicada excede a pressão limite de um poro determinado, o ar ou gás de nitrogênio vai invadir o poro e ocupar o centro do poro com o revestimento de água restante da superfície do poro como uma camada. Os poros vão permanecer totalmente saturados de água, se a pressão aplicada não exceda as pressões limites dos poros. De acordo com a equação de Young-Laplace para o sistema água-ar ou água-nitrogênio com ângulo de contato zero, a relação entre a pressão de capilaridade (P_c) e um raio limite da garganta cilíndrica de poro (Rt) , que permanece totalmente saturada de água é dada por

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33/96 onde σ é a tensão interfacial ou tensão de superfície que é 72 mN/m, para o sistema de ar-água.

Em um reservatório contendo óleo, a primeira curva de pressão de capilaridade de drenagem regula a água inicial e saturação de óleo acima do contacto óleo-água. Durante o processo de migração de óleo, a pressão de capilaridade é equilibrada por forças gravitacionais resultantes da diferença de densidade entre a água e o óleo na condição de

equilíbrio.	Por	conseguinte,	a distribuição	de fluido como
uma função	da	altura acima do	nível de água	livre (H) é:
Pc =	(Pa	-	Po) gH		(9)
onde	Pc	é	a pressão de	capilaridade,	Pa e po são as

densidades da fase aquosa e fase oleosa em um reservatório, respectivamente, g é a aceleração gravitacional, e H é a altura acima do nivel de água livre no reservatório.

De acordo com Equações (4) e (3), à pressão limite de capilaridade, o máximo correspondente da água totalmente saturada do raio do corpo de poro (rt) e o tempo de relaxação spin-spin T₂,t limite da fase aquosa são relacionados ao raio limite da garganta dos poros (Ri) por ^^RGP (10)

T (II) *P_íhA

Durante dessaturação de uma fase aquosa de uma fase de não-molhante (gás ou óleo) , os corpos dos poros vai permanecer totalmente saturado de água, se a pressão aplicada não exceder as pressões de capilaridade limite dos corpos de poros. Se a pressão aplicada exceder a pressão de

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34/96 capilaridade limite de um corpo de poro determinado, a fase não molhante vai invadir o corpo de poro através de uma garganta de poro ligada e vai ocupar o centro do corpo de poro com a fase aquosa restante formando um revestimento sobre a superfície da parede do poro. À pressão de capilaridade limite, presume-se que a espessura da camada da fase aquosa que permanece na fase não molhante (ar ou óleo) invadiu corpos de poros é igual ao raio de garganta de poro limite de Rt. Para o cálculo da saturação de água inicial durante os processos de dessaturação, o corpo de poro e modelo da garganta de poro também assume que o volume de gargantas de poros é negligenciável em comparação com o volume dos corpos de poros.

Portanto, durante um processo de dessaturação a saturação de água inicial, Saí, tal como uma função do raio do corpo de poro (r) , a pressão de capilaridade (P_c) e fator de forma de poro (k) pode ser determinado por:

(12a) ^{= 1} “I ~~----—or Saí =1 if r< r_t.

onde, como discutido acima, k é igual a 1, 2 e 3 para os poros planos ou fraturas, poros cilíndricos, e poros esféricos, respectivamente. A condição de limite físico de Saí é 0 <Saí<1.

Para um sistema de duas fases com água e óleo, a saturação inicial de óleo (Soí) , como uma função do raio de corpo de poro (r), a pressão de capilaridade (P_c) , e facor de forma de poro (k) pode ser determinado por:

=fif_r>rt; S_Oí=0ifr<r_t. ^(12b) ί ? )

Substituindo equações (3) e (11) na equação (12a) dá

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35/96 a saturação inicial de água, Saí, como uma função de tempo de relaxação spin-spin, T2,aí, pressão de capilaridade (P_c) e fator de forma de poro (k), para corpos de poros de água completamente saturada:

^(η.ΑΐΛ,υ=ιTj.Ai tfTj,Ai>Ta;í>r S_A1-] ifTj^Tst

Para um sistema de duas fases com água e óleo, a saturação inicial de óleo,

Soí, como uma função do tempo de relaxação spin-spin , a pressão de capilaridade (P_c) e fator de forma de poro (k) pode ser determinado por

S_Qf=O if T_3rA]<Tit (13b)

Como um exemplo, para um modelo de poro de forma esférica, onde k= 3, as equações (12a), (12b), (13a) e (13b) podem ser simplificada como equações (14a), (14b), (15a) e (15b), respectivamente:

íf r>r_t;

or S Ai—1 if r<r_t.

(14a)

if r>r_t;

or Soí -0 if r < r_v (14b) ⁵αΛΛα₍) = Η ífT>T2t;orSAi“l ifT2<T2t. (15a) ^fll l·⁷-^{! Rj}- ifTj._A!>T_It;or S_Oi-Q if T_2jA]<T₂₁ ^(15b) l ^J2._A] ]

Assim, as equações (14a) e (15a) podem ser usadas

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36/96 para determinar a saturação de água inicial como uma função do tamanho dos poros e, se desejado, como uma função do tempo de relaxação T2, a uma pluralidade de pressão de capilaridade diferente (por exemplo, em sete diferentes pressões de capilaridade), como mostrado nas figuras 1-2 e 1-3, respectivamente.

Alternativamente, o meio poroso pode ser modelado como tubos poligonais regulares ao analisar a distribuição inicial de saturação da água à escala de poro e a sua relação com a distribuição do tempo de relaxação T2 durante o processo de drenagem primária.

Ao aplicar a equação (2) para tubos poligonais regulares de N lados (onde N é um número inteiro, por exemplo, 3, 4, 5 ou 6), descobrimos que a distribuição do tempo de relaxação T2 de um tubo poligonal regular de água totalmente saturada é diretamente proporcional à apótema (L) dos polígonos regulares se ignoramos o relaxação em volume e os componentes de difusão de relaxação de T2:

t _ b (16)

As rochas porosas são inicialmente de água totalmente saturada e fortemente água molhante com um ângulo de contato de zero. Quando o meio poroso é modelado como tubos poligonais regulares, a pressão de capilaridade limite, Pci, é dada por:

onde Léo apótema do polígono regular de n lados.

Para o modelo que emprega tubos poligonais regulares,

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37/96 durante um processo de drenagem primária, um dado tubo pode ser invadido por fase não molhante (por exemplo, óleo ou ar) , se a pressão aplicada apenas excede a pressão de capilaridade limite definida na equação (17). Por conseguinte, a fase não molhante ocupa o centro do poro como um cilindro com o raio de L.

À medida que a pressão aplicada aumenta ainda mais, mais e mais água é deslocada pela fase não molhante. Consequentemente água restante reside nos cantos do espaço de poro e, como um revestimento de película fina de água nas paredes dos poros. Todos os poros menores, cujas pressões limite são maiores do que a pressão aplicada não podem ser invadidos pela fase não molhante e permanecem com água completamente saturada, por exemplo:

Saí=1 for Pc<P(| (18)

Nos poros de tubos poligonais regulares que foram invadidos pela fase não molhante, o raio de curvatura (R_c) da água remanescente nos cantos do espaço de poro está relacionada com a pressão de capilaridade (P_c) por

R,· = — (19)

Para poros invadidos pela fase não molhante de tubos poligonais regulares de N lados, o volume do revestimento fino da película de água sobre a superfície das paredes dos poros pode ser ignorado. Por conseguinte, a saturação de água inicial, Saí, como uma função do tempo de relaxação Τ₂,Αί, a pressão de capilaridade (P_c) e N podem ser determinados usando a seguinte equação:

λ π jVtanO/ N)j for Ρ_ρ>Ρ«ι, or Sai= 1 for PtSPci

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38/96 (20a)

Do mesmo modo, a saturação de água inicial, Saí, como uma função do tamanho do poro a pressão de capilaridade pode determinados usando seguinte equação:

S^L,F_CiN) =

Alaní^/Ã) J for Ρ_Ε>ΡΛ or S_A1=1 for P_c <P_d ^(20b) onde, como discutido acima, Léo apótema e N é o número de lados dos tubos poligonais regulares de N lados.

Para um sistema de duas fases com água e óleo, a saturação inicial de óleo, Soí, como uma função do tempo de relaxação spin-spin em saturação de água 100% (T2,aí) , a pressão de capilaridade (P_c) e N pode ser determinada por

for P_c>P_úb or Sqj^O for P_c <P₀| (20c)

Do mesmo modo, para um sistema de duas fases com água e óleo, a saturação inicial de óleo, Soí, como uma função do tamanho do poro (L), a pressão de capilaridade (P_c) e N pode ser determinada por

ir

N (an(^/7V) (20d) for P_€>P«|, or Süí'0 tor P_ç <P_C|

Substituindo a equação (9) em equações (12a), (12b), (13a), (13b), (20a), (20b), (20c), e (20d) dá distribuições de saturação iniciais de fluido como uma função da altura acima do nível de água livre (H) nos reservatórios contendo hidrocarbonetos.

A saturação inicial de água total (Saí) pode ser determinada a partir da função da saturação de água inicial (SAí(r,P_c)) com respeito ao tamanho de poro (r) , a pressão

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39/96 de capilaridade (P_c) , e a função de distribuição de tamanho de poro Ai(r) por

Sk ⁽²¹⁾

Observa-se que, quando modelando o meio poroso com tubos poligonais regulares, r pode ser substituído por L na equação 21.

Do mesmo modo, a saturação total de água inicial (Saí) pode ser determinada por função inicial de água de saturação (SAí(r,P_c)) com respeito ao tempo de relaxação spin-spin (T₂) , pressão de capilaridade (P_c) , e função de distribuição de tempo de relaxação spin-spin (T₂) , Ai (T₂) por

4,-2^(4-4:)4(4) ⁽²²⁾ f=l

De um modo similar com a equação (1), para um meio poroso de 100% de óleo saturado, o inverso do tempo de relaxação spin-spin (T₂) da fase oleosa em um poro no limite de difusão rápida pode ser expressado como:

k. _ „ I ¹(23) m prκττ ^J3,OL

Na equação (23), T₂,oí é o tempo de relaxação spinspin de rocha totalmente saturada de óleo, p₂,o éa relaxividade spin-spin da fase oleosa, T₂b,o é o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase oleosa, A é a área da superfície dos poros dentro do meio poroso e V é o volume de poros.

Para poros grandes de 100% de óleo saturado em um meio poroso, o inverso do tempo de relaxação spin-spin (Tb.oí.l) da fase oleosa nos poros grandes no limite de

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40/96 difusão rápida pode ser expressado como:

_ „ Λ , ¹ (24)

7’ ~ ^²·^υ y ⁺ τ ^{L ΐ3}·^ΰ _J é a área da superfície dos poros grandes dentro do meio poroso e Vl é o volume dos poros grandes.

Modelos de água inicial e saturação de óleo e da sua pressão de capilaridade limite (Pci) , raio de poro-corpo (ri) limite e raio de poro garganta limite (Ri) , bem como tempo de relaxação spin-spin (T₂,i) limite desenvolvidos na presente invenção podem ser usados para a distribuição de partição de tamanho de poro em poros pequenos com a saturação de água inicial de 100% e poros maiores que são inicialmente saturados com água e óleo. O raio de poro de corte (r_c) para os pequenos poros será dependente de um certo número de fatores, incluindo a pressão de capilaridade, tensão interfacial e geometria dos poros. O técnico no assunto seria capaz de selecionar o raio de poro de corte para uma formação contendo hidrocarbonetos em particular entre os poros pequenos que são 100% saturados com água e os poros maiores inicialmente saturados com água e óleo.

Após a drenagem primária, o óleo invade os poros grandes no reservatório. Se a fase oleosa invadida não contacta com a superfície das paredes dos poros, as rochas do reservatório permanecem água-molhante e a fase oleosa só proporciona a contribuição de relaxação em volume para o tempo de relaxação. Se a fase oleosa começa a contatar a superfície das paredes dos poros, as contribuições a partir de ambos mecanismo de relaxação da superfície e do mecanismo de relaxação em volume tem efeito, e o processo

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41/96 de alteração molhabilidade ocorre. Depois de alteração de molhabilidade de um meio parcialmente poroso de óleo saturado, o inverso do tempo de relaxação spin-spin (T₂) da fase oleosa em um poro grande no limite de rápida difusão pode ser expresso como:

<²⁵>

T„^s_a) “va, T_1Bfl

Na equação (25), T₂,o,l(S_qí) é o tempo de relaxação spin-spin da fase oleosa a saturação de óleo inicial de S_oí de um poro grande de óleo parcialmente saturado, S_oíl representa saturação de fase inicial do poro grande de óleo invadido, p₂,oí é a relaxividade spin-spin da fase oleosa a saturação inicial de fase oleosa Soí, Aoíl é a área da superfície do poro grande contactado por fase oleosa, e Vl é o volume do poro grande.

Como alteração de molhabilidade durante envelhecimento, a inundação de água, ou processos RMP ocorrem principalmente em poros grandes contendo óleo, índices de molhabilidade para poros grandes também podem ser formulados. Na condição inicial do óleo de saturação (Soí), o índice de molhabilidade da fase oleosa para a fase oleosa invadido de poros grandes é definido como:

(26a) em que S_oí,l é a saturação de óleo inicial na fase oleosa invadido de poros grandes.

A presente invenção permite índices de molhabilidade de RMN a serem definidos com base em dois fatores, isto é,

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42/96 a fração da superfície de poros em contato direto com o fluido, e a relaxividade da superfície relativa, que é a relação de relaxivities de superfície em estados de saturação diferentes para um meio poroso (para o mesmo meio poroso). Esta relaxividade de superfície relativa recentemente definida elimina a influência de outros fatores sobre a relaxividade da superfície, por exemplo, mineralogia de rocha, e impurezas paramagnéticas que estão presentes na superfície do poro, e está diretamente relacionada com a afinidade entre a superfície dos poros e os fluidos que estão presentes no espaço do poro.

Do mesmo modo, na condição de saturação do óleo residual (S_or) após embebição de água, inundação de água e/ou um processo de RMP, o índice de molhabibilidade de fase oleosa (Wi_or,L) para a fase oleosa invadida grandes durante um processo de drenagem primária é como:

Ori- j ₁

T T ‘25,0 de poros definido l___ΐ (^Or ) Ι'ίΒ.Ο em que S_Or,L é saturação de óleo residual na fase oleosa invadido de poros grandes durante um processo de drenagem primária.

Na condição de saturação de óleo residual (S_or) após embebição de água, inundação de água e/ou um processo de RMP, o índice de molhabilidade de fase aquosa (WIa,l) para a fase oleosa invadida de poros grandes é definido como:

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43/96 (26c) ^ϊ,Αΐ,ί. Utf.A onde Sa,l é a saturação de água na saturação de óleo residual na fase oleosa invadido de poros grandes durante o processo de drenagem primária.

Através da análise das distribuições do tempo de relaxação (T₂) na água inicial e estado de saturação inicial de óleo antes e depois do envelhecimento do núcleo, um tempo de relaxação spin-spin de corte (T₂,c) pode ser determinado para partição adicional do volume de poro de fase oleosa invadido de poros grandes em pequenos poros quando a alteração de molhabilidade não ocorre e poros grandes, onde alteração de molhabilidade ocorre. Por conseguinte, o índice de molhabilidade da fase oleosa para os poros grandes, onde ocorre a alteração de molhabilidade é definida como:

(26d) ^2.0JW

Todos os termos na equação (26d) são usados para descrever o índice de molhabilidade, tempo de relaxação spin-spin (T₂) , e saturação inicial de óleo nos poros grandes, onde ocorre a alteração de molhabilidade após o envelhecimento do núcleo. T₂,o,m (Soí) é o tempo de relaxação spin-spin de fase oleosa na saturação inicial de óleo, T₂,oi,m é o tempo de relaxação spin-spin de fase oleosa na saturação de óleo a 100%, e S_oí,m é saturação de óleo inicial na fase oleosa invadido de poros grandes quando a

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44/96 alteração de molhabilidade ocorre após o envelhecimento do núcleo.

Nas condições de saturação de óleo inicial (S_oí) , o índice de molhabilidade para a fase oleosa como uma função de ambos raio de poro (r) e pressão de capilaridade (P_c) é definido como:

(27)

Observa-se que, quando modelando o meio poroso com tubos poligonais regulares, r pode ser substituído por L na equação 27.

Substituindo a equação (12b) na equação (27) dá índice molhabilidade (WI) da fase oleosa como uma função do tamanho do poro (r) e pressão de capilaridade (P_c) para o modelo poro-corpo e poro-garganta:

__^]

TT/f / D \ T_2S q L. r J ~ ~ - t---------T-----------------se r>rt; ou WIoí = 0 se r<rt (28a)

Substituindo a equação (13b) na equação (27) dá índice molhabilidade (WI) da fase oleosa como uma função do tempo de relaxação spin-spin (T2) e a pressão de capilaridade (P_c) para o modelo poro-corpo e e porogarganta :

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45/96

1 1
	1__1 ^2,01 Cr)

τ ^{2σ Μί} *Ρ,Α^ ^ί.Αι se Τ₂,αι >T_2t; ou WIoí = 0 se T₂,ai ^T₂t (28b)

Substituindo a equação (20c) na equação (27) encontramos o índice molhabilidade (WI) da fase oleosa como uma função do tempo de relaxação spin-spin (T₂) e pressão de capilaridade (P_c) para o modelo de tubos poligonais regulares de N lados:

1___1 wi_a(T_t,p_c)= ^ηί°

π

TVtaufyr//V) (^r) se T₂,wi >T_2t; ou WIoí — 0 se T₂,wi —T₂t (29a)

Substituindo a equação (20d) na equação (27) encontramos o índice molhabilidade (WI) da fase oleosa como uma função do tamanho do poro (L) e pressão de capilaridade (P_c) para o modelo de tubos poligonais regulares de N lados:

1___1

A/tan^r/TV);

para P_c>Pct ou WIoí = 0 para Pc^Pct (29b)

Substituindo a equação (9) em equações (27), (28a), (28b), (29a), (29b) encontramos os índices molhabilidade

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46/96 como uma função da altura acima do nível de água livre (H) em reservatórios contendo hidrocarbonetos.

É notado que a relaxividade é influenciada por afinidade de superfície e da presença de quaisquer materiais paramagnéticos sobre ou perto da superfície de poros. O técnico no assunto estará ciente de que os valores para a relaxividade de fluidos podem ser obtidos a partir da literatura, embora estes valores não podem ser sempre confiavelmente precisos. Adicionalmente ou alternativamente, os valores de relaxividade podem ser determinados por experimento.

Vamos considerar uma situação na qual duas amostras porosas de fluidos saturados são tomadas ou preparadas, que as amostras que contêm uma certa proporção de óleo e água dentro de seus poros. O óleo pode ser produzido a partir de uma das amostras utilizando uma inundação de água ou processo de embebição de salmoura, isto é, um processo de recuperação de óleo secundário a partir da outra amostra utilizando um processo microbiano ou processo químico de RMP, isto é, um processo de recuperação de óleo terciário.

No primeiro caso, (por exemplo, água de inundação), o inverso do tempo de relaxação spin-spin (T2) da fase aquosa pode ser expresso como:

—---= — ^{+ (30)}

7₂,_A(Sod) rs_A1 T_1B,_A]

Na equação (30), T2,A(S_Ori) é o tempo de relaxação spin-spin da fase aquosa na saturação de óleo residual, Sori, após a inundação de água, Q2,ai é a relaxividade spinspin da fase aquosa após a inundação de água, T2b,ai é o tempo de relaxação grandes quantidades spin-spin em volume

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47/96 da fase aquosa, Aai é a área de superfície interna dos poros que está em contato com a fase aquosa após a inundação de água, Sai é o nível de saturação de água após a inundação de água e V é o volume de poros. Num sistema de duas fases, deve-se notar que a Sai = (l-S_Ori) .

Neste último caso (por exemplo, após RMP microbiana, a seguir referida como ROMM ou depois de um processo químico de RPM ou depois um processo RPM de injeção de água de baixa salinidade) o inverso do tempo de relaxação spinspin (Ta) da fase aquosa pode ser expressado como:

(31) ____1 ____ 4^2 | 1

Na Equação (31), T2,A(S_Or2) é o tempo de relaxação spin-spin da fase aquosa a uma segunda saturação de óleo residual, S_Or2, após a inundação RPM, p2,A2 é a relaxividade spin-spin da fase aquosa após a inundação RPM, T2b,a2 é o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase aquosa, Aa2 é a área da superfície interna dos poros que está em contato com a fase aquosa após a inundação RMP, Sa2 é o nível de saturação de água inicial e V é o volume de poros. Num sistema de duas fases, deve-se notar que Sa2 = (l-S_Or2) .

Equações (30) e (31) podem ser normalizadas em função da situação para a saturação de água a 100% (isto é, como descrito pela equação (1) acima), para fornecer os índices de molhabilidade de acordo com as seguintes equações:

(32)

Γ—- ⁵A1 iJi, Al γ₂₃,(Μ η_.

1___1_ ^2, Al ^2B,A

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48/96 onde a equação (32) fornece o índice de molhabilidade para a fase aquosa depois de inundação de água ou de embebição:

^Za.RMP ⁼

Pl.A^

1___1

A^^^) Íjj.Aí

ZZZZZ

7' 7’ ⁱ2.Ai *ϊ».Α (33) onde a equação (33) fornece o índice de molhabilidade para a fase aquosa após um ROMM ou inundação RMP.

Em medições de distribuição do tempo de relaxação spin-spin de fluidos dentro de meios porosos, as informações sobre a distribuição do fluido no interior dos poros e/ou a estrutura dos poros podem frequentemente ser sobrepostos um ao outro. Assim, a normalização descrita acima é levada a cabo, a fim de dissociar esta informação sobreposta.

Dividindo a equação (33) pela equação (32), um fator de modificação de índice de molhabilidade de RMN (EMIMa) pode ser derivado para a fase aquosa que compara, por exemplo, RMP com um processo de inundação de água. Isto é mostrado na equação (34) abaixo:

FMIM ^A PtA^A]

1	__1 _ ^2Í.A!	^A2
η α(^γ2)
1	1
Γ1ιΑ(&γ1)		JA1

(34)

Deve notar-se que as definições fornecidas pelas equações (33) e (34) são adequadas para processos de recuperação de óleo de modo secundário ou terciário.

Do mesmo modo, os índices de molhabilidade para a fase oleosa após inundação de água (ou de embebição) com

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49/96 saturação de óleo residual de processos saturação de óleo residual de S_Or2 pode equações (35) respectivamente:

de Sori e RMP com ser definida como

T_3fljO

Ϊ

2,0] ^J ΪΒ.0

RMP- .

02#^Λ

1___1

T_aa(Sc>r2) _Ü

2£Jl

Na equação (35)

WIo é o índice de molhabilidade para fase oleosa após uma inundação de água (ou de embebição)

Sori denota uma primeria saturação de óleo residual após a inundação de água, T2,o(S₀ri) é o tempo de relaxação spinspin da fase oleosa na primeira saturação de óleo residual, P2oi é a relaxividade spin-spin da fase oleosa na primeira saturação de óleo residual, T2b,o é o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase oleosa, Aoí é a área da superfície interna dos poros que está em contato com a fase do óleo, T2,oi é o tempo de relaxação spin-spin da fase oleosa para um meio poroso que é totalmente saturado com a fase oleosa (100% de saturação da fase oleosa), p2,o é a relaxividade spin-spin da fase oleosa, Τββ,ο é o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase oleosa, e A é a área da superfície dos poros dentro do meio poroso. Assim, a equação (35) refere-se a um processo secundário de recuperação de óleo.

Na equação (36), WIo,rmp é o índice de molhabilidade para a fase oleosa após uma inundação de recuperação melhorada de óleo, S_Or2 é a segunda saturação de óleo

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50/96 residual após a inundação RMP, T₂,o (S_or2) é o tempo de relaxação spin-spin da fase oleosa na segunda saturação de óleo residual, p₂,o₂ é a relaxividade spin-spin da fase oleosa na segunda saturação de óleo residual, T₂b,o é o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase oleosa, Aq₂ é a área da superfície dos poros dentro do meio poroso em contato com a fase oleosa, T₂,oi é o tempo de relaxação spin-spin da fase oleosa a 100% de saturação da fase oleosa, p₂,o é a relaxividade spin-spin da fase oleosa, T₂b,o é o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase oleosa e A é a área total da superfície dos poros dentro do meio poroso. Assim, a equação 36 refere-se a um processo de recuperação terciária.

O fator de modificação do índice de molhabilidade de RMN (FMIMo) para a fase oleosa quando se compara um processo RMP com um processo de inundação de água (ou embebição) é definido como:

	1	1
FMIM	r2O(5or2)	T1B,O .
ΰ —	]	1
		Tísf) _

(37)

Enquanto os índices de molhabilidade de RMN e os fatores de modificação de molhabilidade das equações (32) a (37) acima foram definidos em termos do tempo de relaxação spin-spin (T₂) , deve-se notar que eles são também aplicáveis a medições do tempo de relaxação spinreticulado. Quando se utiliza Ti em vez de T₂, p₂ deve ser utilizado em vez de p₂ nas equações.

Além disso, deve-se notar que as medições de RMN de tempos de relaxação geralmente gravam uma distribuição do

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51/96 tempo de relaxação. Como será descrito mais tarde, são os valores de pico (ou seja, o tempo de relaxação mais comum) ou os valores médios das distribuições adequadas que são inseridos nas equações acima enunciadas.

Um sistema para determinar as características de molhabilidade de um meio poroso contendo fluido será agora descrito. O sistema inclui meios de recepção de dados dispostos para receber os dados de medição indicativos de um tempo de relaxação de fluido presente no meio poroso a uma saturação de fluido definida. Deve ser entendido que, como explicado acima, o fluido para o qual o tempo de relaxação é medido pode compreender uma fase aquosa ou uma fase oleosa de fluido presente no meio poroso. A saturação do fluido definida pode ser, por exemplo, saturação de óleo inicial, saturação de óleo residual ou saturação de água na saturação de óleo residual, tal como definido com respeito às equações (26a) a (26c), respectivamente.

O sistema inclui ainda meios de recepção de dados dispostos para receber dados de referência indicativos de uma ou mais vezes tempos de relaxação de referência do fluido, por exemplo, os tempos de relaxação de referência na equação (26a) são o tempo de relaxação spin-spin do meio poroso saturado de 100% de óleo, e o tempo de relaxação spin-spin em volume da fase oleosa. Meios implementados em computador, sob a forma de um ou mais componentes de software, como um componente de cálculo do índice de molhabilidade, estão dispostos para calcular o índice de molhabilidade relevante (que, como descrito acima, é indicativo das características de molhabilidade do meio poroso). O índice de molhabilidade é calculado com base na

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52/96 diferença entre os dados de medição recebidos e os dados de referência recebidos, por exemplo, de acordo com as equações (26a) a (29b) e (32) para (36) definidas acima. O índice de molhabilidade calculado é indicativo das características de molhabilidade do meio poroso na saturação de fluido definida.

O sistema também pode receber quaisquer outros dados relevantes, tais como dados indicativos de tamanho de poro, pressão de capilaridade e/ou a saturação de óleo residual, necessários para calcular o índice de molhabilidade.

O sistema pode também compreender meios de recepção de dados dispostos para receber uma pluralidade de dados, cada um dos quais é indicativo de um tempo de relaxação de fluido presente no meio poroso. Por exemplo, os tempos de relaxação podem ser medidos em diferentes pontos no tempo, em diferentes locais no meio poroso, ou em diferentes fases antes, depois e/ou durante, pelo menos, um de um processo de recuperação primária, secundária ou terciária de fluido, como será ser descrito mais abaixo com referência a diversos exemplos. Neste caso, o sistema compreende meios implementados em computador, tal como o componente de cálculo do índice de molhabilidade, disposto para calcular o índice de molhabilidade para cada um da pluralidade de dados de medição, respectivamente. O sistema inclui ainda meios implementadaos em computador dispostos para calcular, com base numa comparação dos índices de molhabilidade calculados, o fator de modificação do índice de molhabilidade acima descrito na equação (37) . Este último cálculo pode ser realizado por um componente de cálculo do fator de modificação do índice de molhabilidade. O fator de

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53/96 modificação do índice de molhabilidade calculado é indicativo de uma mudança das características de molhabilidade do meio poroso.

O sistema é de preferência um sistema de processamento compreendendo sistema operativo convencional e componentes de armazenamento, tais como um sistema de barramento de ligação de uma memória de acesso aleatório (RAM), um disco rígido, uma unidade de processamento central (CPU), adaptadores de entrada/saída que facilitam a ligação a dispositivos de entrada/saída do usuário e, em algumas modalidades, interligação com outros dispositivos de uma rede. A memória RAM contém software do sistema operativo que controla, de uma maneira conhecida, a operação de baixo nível do sistema de processamento. A memória RAM contém o componente de cálculo do índice de molhabilidade, o componente de cálculo do fator de modificação do índice de molhabilidade, e quaisquer outros componentes de software, durante a execução da mesma. Cada componente de software é configurável com a medição e/ou dados predeterminados armazenados em uma ou mais bases de

dados ou outros	componentes	de	armazenamento que	são
operativamente acoplados ou	ligados ao sistema	de
processamento.
A presente	invenção	será	agora descrita	por

referência às seguintes figuras e exemplos.

EXEMPLOS

PROCEDIMENTOS GERAIS DE LABORATÓRIO

Experimentos que demonstram os princípios da presente invenção foram efetuados em laboratório.

Os experimentos podem ser realizados em amostras

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54/96 preparadas em laboratório destinadas a simular rocha de reservatório, por exemplo, pacotes de areia ou amostras de tampão de núcleo tomadas a partir do campo.

Quando se utiliza amostras de tampão do núcleo, pode ser preferido tomar um único tampão de núcleo e, em seguida, dividir este em uma pluralidade de menores chamados tampões irmãos. Isso irá ajudar a assegurar que as amostras de tampão utilizadas em um experimento particular são o mais semelhantes quanto possível.

Em geral, as amostras ou tampões do núcleo devem primeiro ser preparados e envelhecidos.

Por exemplo, onde a amostra é um tampão do núcleo, ela pode conter inicialmente muitas substâncias dentro dos seus poros, por exemplo, água conata, lama de perfuração, óleo bruto. Se for considerado necessário, a amostra de tampão do núcleo é limpa utilizando um solvente para remover estas substâncias.

Uma vez que a amostra foi limpa (se necessário), é, em seguida, saturada com uma fase aquosa, cuja fase pode ser destinada a simular a água conata que pode ser encontrada dentro de um reservatório particular.

Uma fase oleosa é então adicionada à amostra, deslocando uma porção da fase aquosa para proporcionar uma relação de fase aquosa para fase oleosa desejada. No laboratório, pode ser possível controlar condições tais que a soma do nível inicial de saturação de fase oleosa (Soí) e do nível inicial de saturação da fase aquosa (Saí) é igual a unidade, isto é, Soi + Saí = 1. Isto significa que os poros são completamente cheios e contem apenas as duas fases. Em geral, contudo, é mais provável que a Soi + Saí

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55/96 será ligeiramente menor que a unidade, uma vez que as outras fases tais como o ar podem estar presentes em pequenas quantidades dentro dos poros.

O nível inicial de saturação de fase oleosa (Soi) será selecionado para reproduzir as condições que possam ser encontradas dentro de um reservatório. Por exemplo, o óleo pode ser adicionado à amostra na quantidade necessária para dar um nível inicial de saturação de óleo de 0,4 a 0,9. O nível inicial de saturação de óleo pode ser, por exemplo, cerca de 0,4, 0,5, 0,6, 0,7, 0,8 ou 0,9.

A amostra é então deixada envelhecer para permitir que o fluido, isto é, a fase aquosa e a fase oleosa possam redistribui-se dentro dos poros da amostra até uma distribuição de equilíbrio seja alcançada.

Por exemplo, será apreciado que, quando a amostra é saturada com fase aquosa (isto é, antes de qualquer óleo seja adicionado), a fase aquosa irá ocupar todo o volume de poros da amostra. Considerando-se um único poro, quando o óleo é adicionado à amostra, inicialmente a fase oleosa irá em geral deslocar a fase aquosa a partir da região em volume do poro. A fase aquosa irá permanecer em contato com as superfícies dos poros. Durante o envelhecimento da fase oleosa e da fase aquosa irão redistribuir-se dentro do poro, por exemplo, de tal modo que uma porção da superfície dos poros é contatada pela fase oleosa. Por conseguinte, após o envelhecimento, o poro irá estar num estado de molhabilidade misto.

A molhabilidade controla a distribuição de fluido de um reservatório e, portanto, exerce uma influência fundamental sobre os comportamentos de fluxo, saturação de

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56/96 óleo residual e permeabilidade relativa. Assim, a molhabilidade também tem uma influência fundamental no desempenho do reservatório. Portanto, é mais desejável que a distribuição de molhabilidade dentro de uma amostra de teste é representativa do reservatório.

Por conseguinte, é importante que o processo de envelhecimento seja permitido correr o seu curso antes que uma amostra seja utilizada em todos os experimentos subsequentes. Se o envelhecimento não é completo ou não é substancialmente completo, em seguida, quaisquer previsões com base nos resultados de tais experimentos subsequentes podem ser sujeitos a um grau maior de erro, desde que a amostra não irá intimamente reproduzir as condições de reservatório.

O envelhecimento completo ou suficiente de uma amostra pode levar muito tempo, por exemplo, por vezes, da ordem de várias semanas ou mesmo meses.

Tomando medições de distribuição regulares T2, o processo de envelhecimento pode ser monitorado. Por exemplo, medições de distribuição T2 podem ser tomadas todos os dias ou a cada poucos dias.

A distribuição T2 irá mudar quando as fases redistribuirem-se entre os poros, por exemplo, quando mais óleo contata as superfícies dos poros. Quando a amostra foi envelhecida suficientemente ou completamente, a distribuição T2 não deixará de alterar significativamente a partir da tomada de uma medição para a próxima. Convenientemente, o processo de envelhecimento pode ser rastreado através da observação e traçando a tendência no meio logarítmico da distribuição T2, o que tenderá a

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57/96 assentar no ou em torno de um valor particular para o fim do processo de envelhecimento.

Quando as amostras de teste são obtidas a partir de amostras de núcleo, a molhabilidade do reservatório pode ser restaurada através da limpeza da ou de cada amostra de núcleo com um solvente, seguido pela aquisição de óleo inicial representativo e saturação de água, e envelhecimento (por exemplo, por imersão) em óleo bruto por um período de tempo para reestabelecer a molhabilidade do reservatório.

Experimentos de embebição (deslocamento de óleo) podem ser realizados nas amostras de teste. Estes podem ser experimentos de embebição forçados ou experimentos espontâneos de embebição.

As várias medições do tempo de relaxação T2 podem ser tomadas utilizando uma sequência de impulsos Carr-PurcellMeiboom-Gill (CPMG) com um tempo de eco de 0,2 ms, e uma frequência de ressonância de 2 MHz. Os dados obtidos CPMG podem ser invertidos para uma distribuição do tempo de relaxação T2 utilizando um algoritmo de transformação de Laplace inverso.

EXEMPLO 1

ESTUDOS DE MOLHABILIDADE DE RMN DURANTE ENVELHECIMENTO DE NÚCLEO E PROCESSOS DE EMBEBIÇÃO DE ÁGUA DE BAIXA SALINIDADE E ÁGUA DO MAR DE ALTA SALINIDADE

Duas amostras do tampão de núcleo de reservatório de arenito #156 e #157 foram selecionadas como um par. Os tampões foram limpos usando um fluxo através do método com solventes quentes.

Depois da limpeza de núcleo os tampões foram

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58/96 caracterizados. Os diâmetros das amostras de tampão #156 e #157 eram 3,8 centímetros e os seus comprimentos foram 7,7 centímetros e 7,6 centímetros, respectivamente. As amostras de tampão de núcleo #156 e #157 tinham uma porosidade de cerca de 0,15 e uma permeabilidade de cerca de 25 mD.

As duas amostras de tampão de núcleo foram levadas à saturação de água inicial (Saí) de 0,2 por gás de nitrogênio utilizando a técnica de placa porosa confinada com pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa).

As duas amostras de núcleo foram inseridas em suportes de núcleo hidrostáticos e uma pressão nominal de sobrecarrega de 400psi (2,76 MPa) foi aplicada. Os dois tampões do núcleo foram saturados com querosene a condição de saturação de água inicial (Saí) . As amostras de óleo bruto foram aquecidas até à temperatura de reservatório de 68°C e foram injetadas nas amostras de núcleo através de um filtro de 0,5 micron. Antes da injeção do óleo bruto, o querosene foi deslocado por um tampão de tolueno para evitar a deposição de asfaltenos a partir do óleo bruto, que pode de outro modo ocorrer se petróleo bruto contacta querosene. As duas amostras de tampão de núcleo em saturação de água inicial (Saí) e saturação de óleo inicial (Soí) foram aquecidas a uma temperatura de 68°C nos suportes de núcleo hidrostáticos e foram então envelhecidos durante um período de três semanas. Um volume de poro de 1,5 de óleo em bruto foi refrescado semanalmente, durante o período de envelhecimento.

Os dois tampões do núcleo foram submetidos à investigação de distribuições do tempo de relaxação T2 de RMN em cada fase de sua história de saturação:

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59/96 • na saturação de água 100%;

• na saturação de água inicial (Saí) e saturação de óleo inicial (Soí) antes do envelhecimento do núcleo;

• na saturação de água inicial (Saí) e saturação de óleo inicial (Soí) após o envelhecimento do núcleo;

• na saturação de óleo residual (Sor) pós embebição (com água do mar ou salmoura de baixa salinidade) • na saturação de óleo 100%.

Além disso, a resposta ao tempo de relaxação T2 de

RMN foi medida numa amostra a granel do óleo bruto e em amostras de água em volume (água do mar e salmoura de baixa salinidade).

Uma composição de salmoura de formação sintética foi utilizada como a fase aquosa dentro das amostras de tampão 15 envelhecidas. Detalhes da composição da salmoura sintética são dadas abaixo na Tabela 1-1.

Componente	Concentração (g/l)
NaHCOa	1,315
Na2SO4	0, 037
Na2CO3	0, 000
CaCl22H2O	1,367
MgCl26H2O	0,217
FeCl3	0, 000
BaCl22H2O	0, 009
KCl	0,200
SrCl26H2O	0, 067
LiCl	0, 011
NaCl	11,359

Tabela 1-1

Após envelhecimento do núcleo, os dois tampões do

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60/96 núcleo foram colocados em imbibiômetros. O tampão do núcleo #156 foi submerso em uma salmoura de baixa salinidade e o tampão do núcleo #157 foi submerso na água do mar sintética. Os imbibiômetros foram colocados dentro de um forno de laboratório e foram mantidos a uma temperatura de 68°C. O óleo produzido devido à embebição espontânea foi monitorado.

A composição da água do mar sintética é apresentada a seguir na Tabela 1-2.

Componente	Concentração do componente (g/l)
NaHCOa	0, 19
Na2SO4	3, 92
CaCl22H2O	1,47
MgCl26H2O	10, 64
KCl	0,72
NaCl	23,48

Tabela 1-2

A salmoura de baixa salinidade foi obtida por diluição da água do mar sintética com água desionizada de modo que o teor total de sólidos dissolvidos era 1500ppm, em massa.

Os dois experimentos de embebição de salmoura mostrou que o nível de saturação da água subiu rapidamente e atingiu um valor final maior para a salmoura de baixa salinidade (amostrade tampão de núcleo #156) do que para a salmoura de alta salinidade (amostra de tampão de núcleo #157) . A eventual diferença na saturação de água após 42 dias de embebição foi de 4,2 unidades de saturação (42,2% para salmoura de alta salinidade e 46,4% para salmoura de

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61/96 baixa salinidade (ver tabela 1-3)).

Tabela 1-3 Resultados de experimentos de embebição espontânea para amostras de tampão #156 e #157

Número do tampão	Soí	Sor	Produção de óleo (fração OOIP)
156	0,79	0,54	0,32
157	0, 80	0,58	0,27

Tabela 1-3

A figura 1-1 mostra as distribuições de tempo de relaxação T2 para tampões de núcleo irmãos de rocha na saturação de água 100% (Sa = 1) . As distribuições de tempo de relaxação para os dois tampões de saturação de água 100% eram praticamente idênticos, indicando que os dois tampões têm distribuições de tamanho de poros muito semelhantes.

Um experimento de placa porosa foi realizado para os dois tampões de núcleo de rocha, #156 e #157, com água deslocando o ar, onde Θ= 0, e σ= 72mN/m. A pressão de capilaridade aplicada foi 182 psi (isto é, Pc = 182 psi (1,25MN/m²) ) , que correspondia a um raio de garganta de poro de capilaridade limite (Rt) de 0,11 pm, determinado utilizando a equação (8). A saturação total de água inicial medida foi de 0,2.

A distribuição da saturação de água inicial (Saí) como uma função do tamanho de poros para um modelo de garganta de poro cilíndrica e corpo esférico de poro (equação 14a) foi utilizada para coincidir com a saturação total de água inicial determinada de 0,2 a pressão de capilaridade de 182 psi (l,25MN/m²) com a equação (21) proporcionando assim parâmetros correspondentes de relaxividade de água eficaz, Q2,a, de 26,1 um/s, e uma razão

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62/96 de corpo para a garganta do poro (BTR) de 1,5. Os parâmetros correspondentes determinados foram empregues na equação (14a) para determinar a distribuição de saturação de água inicial como uma função do tamanho de poro de seis diferentes pressões de capilaridade, ou seja, 5, 10, 25, 50, 100 e 400 psi (34,47 KPa, 68,95 KPa, 172,37 KPa, 344,74 KPa, 689,47 KPa, 2757,90 KPa), como mostrado na figura 1-2.

Do mesmo modo, a distribuição de saturação de água inicial (Saí) como uma função do tempo de relaxação (T2) para um modelo de garganta de poro cilíndrico e de corpo esférico (equação 15a) foi utilizada para coincidir com a saturação total de água inicial determinada de 0,2 psi (1,38 KPa) a pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) com a equação (22) proporcionando assim parâmetros correspondentes de relaxividade de fase aquosa eficaz, P2,a, de 26,1 pm/s, e BTR de 1,5. Os parâmetros correspondentes determinados foram empregados na equação (15a) para determinar a distribuição inicial de saturação de água como uma função do tempo de relaxação (T2) em seis diferentes pressões de capilaridade, ou seja, 5, 10, 25, 50, 100 e 400 psi (34,47 KPa, 68,95 KPa, 172,37 KPa, 344,74 KPa, 689,47 KPa, 2757,90 KPa), como mostrado na figura 1-3.

As distribuições do volume de água como uma função do tamanho do poro (r) com saturação de água de 100% (Sa=1) e na saturação de água inicial (Saí=0,2) foram determinadas para tampão de núcleo #156 a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa); estes são mostrados na figura 1-4. As distribuições de volume de água foram calculadas a partir do mopdelo de garganta de poro cilíndrico e de corpo esférico (equação (14a)) com um BTR de 1,5, uma

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63/96 relaxividade de fase aquosa eficaz, P2,a, de 26,1 pm/s, e uma tensão superficial de 72mN/m. A distribuição de volume de água como uma função da curva de tamanho de poro na condição totalmente de água saturada (Sa=1) na figura 1-4 foi convertida a partir da curva de distribuição do tempo de relaxação T2 de tampão de núcleo #156 da figura 1-1. A distribuição de volume inicial de água como uma função da curva de tamanho de poro da figura 1-4 foi determinada multiplicando as amplitudes na curva de água totalmente saturada da figura 1-4 pelo correspondente valor de saturação de água inicial (Saí) para a curva a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) mostrados na figura 1-2 .

A distribuição do volume de óleo inicial como uma função do tamanho do poro, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) e na saturação de óleo inicial de 0,2 para tampão de núcleo #156 é mostrado na figura 1-5 e foi calculada a partir do modelo da garganta cilíndrica de poro e de corpo de poro esférico (equação (14b)) com uma BTR de 1,5, relaxividade eficaz de fase aquosa, P2,a, de 26,1 pm/s, e uma tensão superficial de 72mN/m.

A distribuição de volume inicial de água como uma função do tamanho dos poros na condição de água totalmente saturada (Sa=1) e na saturação de água inicial (Saí=0,2) para tampão de núcleo #157 a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) é mostrado na figura 1-6. Estes foram calculados a partir do modelo da garganta cilíndrica de poro e de corpo de poro esférico (equação (14a)) com um BTR de 1,5, uma relaxividade eficaz de fase água, P2,a, de 26,1 pm/s, e uma tensão de superfície de 72mN/m. A distribuição

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64/96 de volume de água como uma função do tamanho dos poro na condição de água totalmente saturada (Sa=1) da figura 1-6 foi convertida a partir da curva de distribuição do tempo de relaxação T2 de tampão de núcleo #157 (figura 1-1) . A distribuição de volume de água inicial como uma função da curva de tamanho de poro na figura 1-6 foi determinada multiplicando as amplitudes da curva de água totalmente saturada na figura 1-6 pelo correpondente valor de saturação de água inicial (Saí) (da curva de 182 psi (1,25 MPa) na figura 1-2).

A distribuição de volume de óleo inicial como uma função do tamanho do poro, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) e na saturação de óleo inicial de 0,2 para tampão núcleo #157 é mostrado na figura 1-7 e foi calculada a partir do modelo de garganta cilíndrica de poro e de poro-corpo esférico (equação (14b)) com um BTR de 1,5, uma relaxividade de fase água eficaz, P2,a, de 26,1 pm/s, e uma tensão superficial de 72mN/m.

A saturação de óleo inicial como uma função do tamanho do poro, a uma pressão de capilaridade de 182 psi (1,25 MPa) e correspondente saturação total de óleo inicial de 0,8 para tampões de núcleo irmãos #156 e #157 é mostrado na figura 1-8. Isto foi calculado a partir do modelo de garganta cilíndrica de poro e de poro-corpo esférico e equação (14b) com um BTR de 1,5, uma relaxividade de fase água eficaz, P2,a, de 26,1 pm/s, e uma tensão superficial de 72mN/m.

A figura 1-9 mostra distribuições do tempo de relaxação (T2) de um óleo bruto a granel (bruto em massa rotulados) e para tampão de núcleo #156 em diferentes

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65/96 estados de saturação, ou seja, a saturação de salmoura 100% (rotulados SWl), a saturação de óleo a 100% (rotulados Sol), no óleo inicial e saturação de água antes do envelhecimento (rotulados Swi) e após envelhecimento durante três semanas (rotulados Envelhecidos @ Saí), e após embebição espontânea com água de baixa salinidade (rotulados como embebição).

Comparando-se as distribuições do tempo de relaxação T2 para tampão de núcleo #156 antes e depois do envelhecimento para os poros grandes mostraram que distribuição do tempo de relaxação T2 da amostra de rocha envelhecida foi mais curto do que para a amostra de rocha não envelhecida. Isto acontece porque a fase oleosa contacta com a superfície das paredes dos poros e resulta em alteração de molhabilidade nos poros grandes dimensões. Nos poros grandes, o processo de envelhecimento desloca a distribuição do tempo de relaxação T2 para o lado esquerdo, com escala semelhante, enquanto retendo uma forma similar. Portanto, o processo de envelhecimento nos poros grandes desloca a mudança de distribuição do tempo de relaxação T2 total para tempos de relaxação T2 mais curtos. Isto pode ser aproximadamente representado por uma mudança de valores de pico do tempo de relaxação T2 de 41884 ps a 31910 ps. Esta mudança é empregada na equação (28a) para o cálculo da distribuição do índice de molhabilidade da fase oleosa como uma função do tamanho do poro após o envelhecimento. Os valores de pico do tempo de relaxação T2 para o óleo bruto a granel e tampões de núcleo de 100% de óleo saturado são também utilizados como entradas na equação (28a). O índice de molhabilidade determinado como uma função do tamanho do

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66/96 poro é mostrado na Figura 1-11 para tampão de núcleo #156.

Os resultados apresentados na figura 1-9 mostram que as distribuições do tempo de relaxação T2 na água inicial e saturação de óleo antes e depois do envelhecimento eram quase inalterados para componentes do tempo de relaxação T2 menores que 2521 ps, estes componentes refletem as distribuições do tempo de relaxação T2 de água inicial e óleo de poros pequenos que permanecem fortemente águamolhada com um índice de molhabilidade da fase oleosa de zero depois de envelhecimento. Aplicando um corte do tempo de relaxação T2 (T2c) de 2521 ps para a distribuição do tempo de relaxação T2 em água inicial e saturação de óleo antes do envelhecimento, a água inicial e saturação de óleo total nos poros pequenos foi determinada como 0,214 PV (volume do poro). Antes do envelhecimento, a fase inicial do óleo não entra em contato com a superfície do grão de rocha e permanece como a fase não-molhante e, portanto, apresenta características de relaxação em massa na rocha.

Aplicando um corte do tempo de relaxação T2 de 2521 ps a distribuição do tempo de relaxação T2 do óleo bruto a granel, a relação do volume de poro de fase oleosa inicial nos poros pequenos para a fase oleosa inicial total foi determinada como sendo 0,093, o que dá a quantidade de fase aquosa inicial cobrindo completamente a superfície de uma parede do poro como 0,14 PV. Além disso, nos poros pequenos, não há 0,074 PV de fase oleosa inicial em contato com a superfície da parede do poro após o envelhecimento. Aplicando a saturação inicial de óleo determinado de 0,074 PV nos poros pequenos para a distribuição do volume de fase oleosa como uma função do tamanho do poro, um valor de

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67/96 corte de raio de poro, r_c, de 1 pm foi determinado. Isto deu uma condição limite atingindo um ângulo de contato (Θ) de zero, bem como um índice de molhabilidade da fase oleosa (Wloi) de zero e um índice de molhabilidade da fase aquosa (WIAi) de 1, para um raio de poro de menos de 1 pm, isto é, Θ = 0, e Wloi = 0, e WIwi = 1 para r <r_c.

Os valores de pico de distribuições do tempo de relaxação T2 da fase oleosa para a amostra #156 do tampão de núcleo em saturação inicial do óleo após o envelhecimento (Ιύ,ο (Soi)), na fase de saturação de óleo de 100% (T2,oi) , bem como o valor de pico do tempo de relaxação (T2) para uma amostra de óleo bruto a granel (T2b,o) são mostrados na tabela 1-4 abaixo:

T2b,o (ms)	T2,oi (ms)	T2,o (Soi) (ms)
50,21	26, 619	31,91

Tabela 1-4

Usando a saturação de óleo inicial determinada nos poros grandes, isto é, S_oí,m = 0,912, e os valores de pico de distribuições do tempo de relaxação T2 (mostrado na tabela 1-4) como entradas para o componente de cálculo do índice de molhabilidade, o componente de cálculo do índice de molhabilidade executa as etapas de acordo com a equação (26d), e gera um valor de 0,59 para o índice de molhabilidade médio para a fase oleosa nos poros maiores após o envelhecimento (WI_oí,m = 0,59) .

A figura 1-10 mostra as distribuições do tempo de relaxação (T2) de um óleo bruto a granel (rotulado como bruto em massa) e para tampão de núcleo #157 em diferentes estados de saturação, ou seja, a saturação em salmoura a 100% (rotulados SW1), a saturação de óleo a 100% (rotulados

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Sol), no óleo inicial e a saturação de água antes do envelhecimento (rotulados Saí) e após envelhecimento durante três semanas (rotulado envelhecido), e após embebição espontânea com água de salinidade elevada (rotulados como embebição).

Comparando as distribuições do tempo de relaxação T2 para tampão de núcleo #157 antes e depois do envelhecimento para os poros grandes mostraram que a distribuição do tempo de relaxação T2 da amostra de rocha envelhecida foi mais curto do que para a amostra de rocha não envelhecida. Isto acontece porque a fase oleosa contata com a superfície das paredes dos poros e resulta em alteração de molhabilidade nos poros grandes. Nos poros grandes, o processo de envelhecimento desloca a distribuição do tempo de relaxação T2 para o lado esquerdo, com uma escala semelhante, enquanto retendo uma forma similar. Portanto, o processo de envelhecimento nos poros grandes desloca o conjunto da distribuição do tempo de relaxação T2 para tempos de relaxação T2 mais curtos. Isto pode ser aproximadamente representado por uma mudança de valores de pico do tempo de relaxação T2 de 50210 ps para 38254ps. Esta mudança é empregada na equação (28a) para o cálculo da distribuição do índice de molhabilidade da fase oleosa como uma função do tamanho do poro após o envelhecimento. Os valores de pico do tempo de relaxação T2 para o óleo bruto a granel e tampões de núcleo de 100% de óleo saturado são também empregados como entradas para o componente de cálculo do índice molhabilidade, que executa etapas de acordo com a equação (28a). O índice de molhabilidade determinado como uma função do tamanho do poro é, em seguida, produzido pelo

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69/96 componente de cálculo do índice molhabilidade e é mostrado na figura 1-12 para tampão de núcleo #157.

Os resultados apresentados na figura 1-10 mostram que as distribuições do tempo de relaxação T2 em água inicial e saturação do óleo antes e após o envelhecimento eram quase inalterados para os componentes do tempo de relaxação T2 de menos de 3309 ps; esses componentes refletem distribuições de tempo de relaxação T2 da água inicial e óleo em poros pequenos que permanecem fortemente água-molhada com um índice de molhabilidade da fase oleosa de zero depois do envelhecimento. Aplicando um corte do tempo de relaxação (T2c) de 3309ps para a distribuição do tempo de relaxação T2 para a água inicial e saturação de óleo antes do envelhecimento, o total de água inicial e saturação de óleo nos poros pequenos foram determinados como 0,2524 PV (volume de poro). Antes de envelhecimento, a fase inicial do óleo não entre em contato com a superfície do grão de rocha e permaneceu como a fase não-molhante e, portanto, apresentaram características de relaxação em massa na rocha.

Aplicando um corte do tempo de relaxação T2 de 3309 ps para a distribuição do tempo de relaxação T2 do óleo bruto a granel, a relação de volume de poro de fase oleosa inicial nos poros pequenos para a fase oleosa inicial total foi determinada como sendo 0,1189, o que fornece a quantidade de fase aquosa inicial cobrindo completamente a superfície de uma parede do poro como 0, 1586 PV. Além disso, nos poros pequenos, não há 0,0938 PV de fase oleosa inicial em contato com a superfície da parede do poro após o envelhecimento. Aplicando a saturação de óleo inicial

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70/96 determinado de 0,0938 PV nos poros pequenos para a distribuição do volume de óleo de fase como uma função do tamanho do poro, um valor de corte de raio de poro, r_c, de 1 pm foi determinado. Isto deu uma condição de limite atingindo um ângulo de contato (Θ) de zero, bem como um índice de molhabilidade da fase oleosa (Wloi) de zero e um índice de molhabilidade da fase aquosa (WIAi) de 1, para um raio de poro inferior a 1 pm, isto é, Θ= 0, e Wl_oí= 0, e WIaí= 1 para r <r_c.

Os valores de pico dos tempos de relaxação T₂ da fase oleosa para a amostra de tampão de núcleo #157 em saturação inicial do óleo após o envelhecimento (T₂,o (S_oí) ) , a 100% de saturação de fase oleosa de fase (T₂,oi) , bem como o valor de pico de tempo de relaxação (T₂) para uma amostra a granel de óleo bruto (T₂b,o) são mostrados na tabela 1-5 abaixo:

T2b,o (ms)	T2,oi (ms)	T2,o (Soi) (ms)
50,21	29,145	38,254

Tabela 1-5

Usando a saturação de óleo inicial determinada nos poros grandes, isto é, Soí,m = 0, 939, e os valores de pico de distribuições do tempo de relaxação T₂ (mostrado na tabela 1-5) como entradas para o componente de cálculo do índice de molhabilidade, componente de cálculo do índice de molhabilidade executa etapas, de acordo com a equação (26d), e gera um valor de 0,41 para o índice médio de molhabilidade para a fase oleosa nos poros maiores após o envelhecimento (Wí_oí,m = 0,41) .

A tabela 1-6 mostra os valores de pico de tempos de relaxação T₂ da fase oleosa para a amostra de tampão de

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71/96 núcleo #156 na saturação de óleo residual após embebição da salmoura de baixa salinidade espontânea (T₂,o(Sor)) e na saturação de fase oleosa a 100% (T₂,oi) , bem como o valor de pico do tempo de relaxação T2 para uma amostra de óleo bruto a granel (T₂b,o) , e o valor de saturação de óleo residual (Sor,L) na fase oleosa que invadiu poros grandes após embebição espontânea de salmoura de baixa salinidade.

T2b,o (ms)	T2,0(So=1) (ms)	T2,0 (Sor) (ms)	Sor,L
50,21	29,145	50,21	0,56

Tabela 1-6

O índice de molhabilidade de fase oleosa de RMN para amostra de tampão de núcleo #156 a saturação de óleo residual (Sor) após embebição de salmoura de baixa salinidade espontânea foi determinado pelo componente de cálculo do índice molhabilidade utilizando a equação (26b) e os dados da tabela 1-6, dando um índice de molhabilidade de fase oleosa de saída de 0, indicando um estado fortemente de água molhada.

A tabela 1-7 mostra os valores de pico dos tempos de relaxação T2 de fase oleosa para a amostra tampão de núcleo #157 na saturação de óleo residual após embebição de água do mar de elevada salinidade espontânea (T2,O(Sor)) e de saturação de óleo de fase a 100% (T₂,oi) bem como o valor de pico do tempo de relaxação (T2) para uma amostra de óleo bruto a granel (T₂b,o) , e o valor de saturação de óleo residual (Sor,L) na fase oleosa que invadiu poros grandes, após embebição espontânea de alta salinidade da água do mar.

T2b,o (ms)	T2,0 (ms)	T2,0 (Sor) (ms)	Sor.L
50,21	29,145	41,884	0, 60

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Tabela 1-7

O índice de molhabilidade da fase oleosa de RMN para amostra de tampão de núcleo #157 na saturação de óleo residual após embebição espontânea de água do mar pode ser calculada pelo componente de cálculo índice de molhabilidade usando a equação (26b) e os dados na tabela 1-7, o que dá uma saída do índice de molhabilidade da fase oleosa de 0,17, indicando um estado misto molhado.

Os estudos de RMN do par de tampões de núcleo #156 e #157 mostra que a embebição espontânea de salmoura de baixa salinidade resulta em um estado mais molhado de água do que embibição da água do mar, e, conseqüentemente, a recuperação do óleo aumentou.

EXEMPLO 2

ESTUDOS DE MOLHABILIDADE DE RMN PARA ÁGUA DE INUNDAÇÃO COM SALMOURA DE ALTA SALINIDADE E DIFERENTES SALMOURAS DE BAIXA SALINIDADE

Neste exemplo, os experimentos de inundação de água foram realizados em três amostras de tampão de núcleo irmãos usando salmouras de salinidade diferentes como a água de injeção.

A permeabilidade das amostras de tampão do núcleo era 158mD. As amostras foram preparadas e envelhecidas a uma saturação de fase aquosa inicial de 17,6% (isto é, Saí= 0,176) . A fase aquosa era uma água de formação sintética. A fase oleosa era óleo do tanque de estoque (OTE).

O primeiro dos três tampões do núcleo irmãos foi submetido a uma água de inundação de formação de elevada salinidade. O teor dos sólidos totais dissolvidos (STD) da da água de alta salinidade foi 33.435 mg/1.

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O segundo dos três tampões do núcleo irmãos foi submetido a uma salmoura de baixa salinidade #1 (modo secundário) da água de inundação. O teor STD da salmoura de baixa salinidade #1 era 3144mg/l.

O terceiro dos três tampões do núcleo irmãos foi submetido a uma salmoura de baixa salinidade #2 (modo secundário) da água de inundação. O teor de STD da salmoura de baixa salinidade #2 foi de 441mg/l.

A figura 2-1 mostra as distribuições do tempo de relaxação T2 para as seguintes amostras: (i) OTE granel; (ii) um dos tampões do núcleo na saturação de água de 100% (rotulado SAl) (iii) um dos tampões do núcleo após o envelhecimento em água inicial e saturação de óleo inicial, (iv) o primeiro dos três tampões do núcleo irmãos na saturação de óleo residual após água de inundação da água de alta salinidade (rotulado alta salinidade Sor); (v) o segundo dos três tampões de núcleo irmãos na saturação de óleo residual após água de inundação da salmoura de baixa salinidade #1 (rotulado como baixa salinidade #1 Sor, e (vi) o terceiro dos três tampões do núcleo irmãos de saturação de óleo residual após água de inundação da salmoura de baixa salinidade #2 (rotulado baixa salinidade #2 Sor).

Na Figura 2-1, um sinal do estado misto de molhabilidade é identificado a partir das distribuições do tempo de relaxação T2 na saturação de óleo residual após três diferentes salinidades de água de inundação com, em cada caso, um tempo de relaxação T2 de pico maior do que os de óleo bruto a granel e tampão de núcleo totalmente saturado de água.

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A figura 2-1 mostra claramente que os principais componentes da distribuição do tempo de relaxação T2 da amostra envelhecida com OTE na saturação de água inicial (Saí) de 17,6% foi deslocada para o lado esquerdo, em comparação com a distribuição do tempo de relaxação T2 do OTE a granel. Isto pode ser devido a efeitos de relaxação de superfície, quando fase oleosa está em contacto com as superfícies dos poros após o envelhecimento devido a uma alteração no estado de molhabilidade da amostra.

As três distribuições do tempo de relaxação T2 para os três tampões do núcleo irmãos após a suas águas de inundação respectivas mostram alterações de forma significativa a partir da distribuição do tempo de relaxação T2 da amostra envelhecida com uma redução significativa dos picos de óleo e o aparecimento de picos adicionais lado direito do espectro. Os novos componentes adicionais têm valores de tempo de relaxação maior do que o valor mais longo do tempo de relaxação para o OTE a granel. Estes componentes, portanto, claramente resultam da água de injeção e, além disso, confirmam o desenvolvimento de um estado de molhabilidade misto. Uma vez que partes significativas da superfície dos poros tornaram-se coberta por óleo bruto, as áreas de superfície em contato com a água de injeção foi limitada, que resulta num aumento dramático no tempo de relaxação T2 para a água de injeção. O tempo de relaxação T2 para a água de injeção, no entanto, é menor do que a da água a granel devido ao contato parcial da água de injeção com a superfície de poros. A análise posterior das distribuições T2 para os componentes principais da água de injeção mostra claramente uma

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75/96 tendência decrescente do tempo de relaxação com a diminuição da salinidade da água de injeção. Isso indica alteração da molhabilidade, com uma tendência decrescente de óleo molhado quando a salinidade da água de injeção é reduzida. A tendência menor do óleo molhado é observada para a água de baixa salinidade optimizada.

Usando a definição de fator de modificação do índice de molhabilidade descrito anteriormente, a mudança de molhabilidade durante processos de recuperação de óleo de diferentes salinidades é analisada quantitativamente. A figura 2-1 mostra que todos os componentes do tempo de relaxação T2 de OTE a granel são menos de 160 ms. Por conseguinte, depois da água de inundação as componentes da distribuição T2 mais tempo do que 160 ms deve surgir a partir da fase aquosa. Assim, os valores médios logarítmicos de distribuições de tempo de relaxação mais longos do que 160 ms são calculados como T2A(Sorl) = 580ms, T2A(Sor2) = 446ms, T2A(Sor3) = 393ms, para água de inundação de alta salinidade, água de inundação de baixa salinidade e água de inundação de baixa salinidade otimizada, respectivamente. As saturações de óleo residuais determinados da inundação do núcleo são Sor1 de 0, 469, Sor2 de 0,321, e S or3 de 0,224, que corresponde a Sw1 de 0,531, Sw2 de 0, 679 e Sw3 de 0,776 para água de inundação de alta salinidade, água de inundação de baixa salinidade e água de inundação de baixa salinidade otimizada, respectivamente. O tempo de relaxação em volume para a fase aquosa é T2b,a= 2298ms. Os valores do tempo de relaxação T2 determinados nas saturações residuais de óleo após a água de inundação de alta salinidade, água de inundação de baixa salinidade

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76/96 (salmoura de baixa salinidade #1), e após a água de inundação de baixa salinidade otimizada (salmoura de baixa salinidade #2) foram introduzidos na equação (34). Em comparação com a água de inundação de alta salinidade, fatores de modificação de índice de molhabilidade calculados da fase aquosa (FMIMa) calculado e produzido pelo componente de cálculo do fator de modificação do índice de molhabilidade através da equação (34) foram 1,79 e 2,39 para águas de inundação de baixa salinidade e água da inundação de baixa salinidade otimizada, respectivamente.

Os resultados experimentais mostram que, em comparação com a água de inundação de alta salinidade, tanto o fator de recuperação de óleo e índice de molhabilidade da fase aquosa foram melhorados significativamente pela água de inundação de baixa salinidade e água de inundação de baixa salinidade otimizada.

EXEMPLO 3

ESTUDO DE MOLHABILIDADE de RMN PARA UMA INUNDAÇÃO DO

NÚCLEO DE ROMM

Nesse exemplo, três tampões de núcleo semelhantes foram empregados tendo uma porosidade de aproximadamente 30% e permeabilidade de cerca de 130mD. Distribuições do tempo de relaxação T2 de RMN foram obtidas em 100% de saturação da água de formação (Sa1) , em 100% da saturação do óleo bruto (So1), em saturação do óleo residual após inundação do núcleo de ROMM em condições de reservatório, e subsequente a 47 dias de difusão do tampão de núcleo em um reservatório de óxido de deutério (D2O) para obter a

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77/96 distribuição do tempo de relaxação da fase oleosa apenas em condições de saturação do óleo residual após o processo de ROMM em condições de reservatório. As distribuições de tempo de relaxação T2 de RMN também foram obtidas para uma amostra a granel de óleo bruto.

Um corpo do poro e modelo de garganta foram usados. A saturação da água inicial como uma função do tempo de relaxação T2 e como uma função do tamanho do poro é mostrada nas figuras 3-1 e 3-2, respectivamente, para os tampões de núcleo de ROMM a uma pressão de capilaridade da 100 psi (0, 689 MN/m²) . A distribuição do volume de água é mostrada na Figura 3-3 em função do raio do poro-corpo em 100% de saturação da água (Sa=1) e em uma saturação da água (inicial) irredutível (Saí=0,28). A saturação da água inicial em pequenos poros não-invadidos de óleo (Saís) determinada usando o corpo do poro e modelo de garganta é 0,097 que é consistente com a saturação total da água de um pequeno pico no lado esquerdo da distribuição do tempo de relaxação T2 de um tampão de núcleo saturado totalmente com água.

A Figura 3-4 mostra as distribuições do tempo de relaxação T2 de óleo bruto a granel (rotulado como bruto), o tampão de núcleo em condição de 100% de saturação da água (rotulado como Sa1) e em condição de 100% de óleo saturado (rotulado como Sol), assim como em condição de saturação do óleo residual após uma inundação do núcleo de ROMM em condições de reservatório (rotulados como Sor + SAor) e depois da difusão do tampão de núcleo por 47 dias em um grande reservatório de óxido de deutério (D2O) nas condições de saturação de óleo residual de MOER (Sor)

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78/96 (rotulado como Sor D2O) . O óxido de deutério (D2O) substituído com água (H2O) que estava originalmente presente no tampão de núcleo permitindo que a distribuição do tempo de relaxação T2 da fase oleosa (Sor) seja determinada; isso é porque o óxido de deutério (D2O) não pode ser detectado com o espectrômetro de RMN de baixo campo. A distribuição do tempo de relaxação T2 da fase aquosa na saturação do óleo residual ROMM (rotulado como SAor) foi determinada pela subtração do sinal da fase oleosa residual (Sor D2O) da distribuição do tempo de relaxação T2 após inundação do núcleo de ROMM em condições de reservatório (rotulado como Sor + SAor) ·

A tabela 3-1 mostra os valores de pico do tempo de relaxação T2 das distribuições do tempo de relaxação mostradas na Figura 3-4 para o óleo bruto a granel e tampão de núcleo em condições de saturação diferentes antes e depois de ROMM, assim como a saturação do óleo residual (SorL) e saturação da água (Sal) em grandes poros invadidos com óleo durante o processo de drenagem primária.

T2B,O	T2,a (SA=1)	T2,o (So=1)	T2A (Sor)	Sal	T2,o (Sor)	SorL
(ms )	(ms)	(ms)	(ms)		(ms)
68,335	54,974	26,619	60, 19	0,732	38,934	0,268

Tabela 3-1

Após ROMM, o índice de molhabilidade (de grandes poros invadidos por óleo durante o processo de drenagem primária) calculado e o rendimento pelo componente do cálculo do índice de molhabilidade é 0,13 para a fase oleosa (WIor,L) , e 0,67 para a fase aquosa (WIa,l ) · Estes valores foram calculados pelo componente de cálculo do

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79/96 índice de molhabilidade usando equações (26b) e (26c), respectivamente. Esse resultado mostra que o processo de inundação do núcleo de ROMM em condições de reservatório resulta nas amostras de tampão de núcleo tendo um estado mais água-molhada e menos oleo-molhado.

EXEMPLO 4

EXPERIMENTOS COM PACOTES DE AREIA

Nesse exemplo, os experimentos de embebição espontâneos foram realizados em dois pacotes de areia, #110, 210, que foram destinados para simular uma formação de rocha porosa. Os pacotes de areia foram preparados inicialmente saturando uma areia produzida (obtida a partir de um reservatório de óleo) em salmoura, e parcialmente seca a areia para remover excesso de salmoura. A areia/salmoura foi então misturada com óleo para um peso conhecido de óleo, salmoura e areia. O excesso de óleo e/ou salmoura foi removido da superfície de cada pacote de areia. Os dois pacotes de areia foram então envelhecidos. Os dois pacotes de areia foram preparados de modo a ser tão similares quanto possível.

Após o envelhecimento, um dos pacotes de areia foi destinado a ser submetido à embebição em salmoura para produzir óleo do mesmo, enquanto o outro foi destinado a ser submetido a um processo ROMM.

Em um experimento de embebição espontânea, as amostras preparadas e envelhecidas são somente embebidas ou submersas em um corpo de fluido aquoso, o qual é extraído na amostra pela ação de capilaridade para deslocar óleo. O fluido embebido está em pressão ambiente.

As medições por RMN iniciais da distribuição T2 para

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80/96 o fluido dentro de cada pacote de areia envelhecido foram realizadas.

A figura 4-1 mostra um conjunto experimental, nos quais os dois pacotes de areia, #110, 210 estão acondicionados cada dentro de um aparelho similar, os dois aparelhos 1, 2 sendo posicionados lado a lado.

O primeiro conjunto de aparelho 1 compreende uma base 190 em engate rosqueado com um vaso 120 e um pacote de areia 110, o pacote de areia 110 sendo localizado sobre a base 190 e no interior do vaso 120. Estendendo-se a montante a partir do vaso 120 em uma direção substancialmente vertical está em um tubo alongado 130, cujo tubo 130 está em comunicação de fluido com o volume interno do vaso 120. O tubo 130 é fornecido na sua extremidade superior com uma torneira 140 para controlar a

passagem	do	fluido	do tubo	130	para	uma	abertura	150
situada para	além	da	torneira	140.	O tubo	130	e o vaso	120
são ambos	feitos	de	vidro. O	tubo	130 é	fornecido no	seu

exterior com marcações para avaliar a quantidade ou nível de um fluido contido no mesmo.

Também, estendendo-se para fora a partir de uma parede lateral do vaso 120 que está um tubo de entrada 160, que fornece comunicação de fluido com o volume interno do vaso 120. O tubo de entrada 160 está ligado a uma linha de fornecimento de fluido 170, que comunica com uma fonte de fluido (não mostrado) . O tubo de entrada 160 é fornecido com uma torneira 180 para controlar o fluxo de fluido a partir da linha de alimentação de fluido 170 e para dentro do vaso 120 através do tubo de entrada 160.

A fonte do fluido compreende um recipiente para um

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81/96 corpo de fluido. A linha de fornecimento do fluido 170 comunica com uma porção inferior do recipiente tal que, em uso, o fluido é forçado ao longo da linha de fornecimento 170 pelo peso do fluido no recipiente. No aparelho 1, o fluido compreende uma solução de salmoura simples.

O segundo conjunto do aparelho 2 compreende uma base 290 em engate rosqueado com um vaso 220 e o pacote de areia 210, o pacote de areia 210 estando localizado sobre a base 290 e no interior do vaso 220. Estendendo-se para cima a partir do vaso 220 em uma direção substancialmente vertical está um tubo alongado 230, cujo tubo 230 está em comunicação de fluido com o volume interno do vaso 220. O tubo 230 é fornecido na sua extremidade superior com uma torneira 240 para controlar a passagem do fluido do tubo 230 para uma abertura 250 localizada do outro lado da torneira 240. O tubo 230 e o vaso 220 são ambos feitos de vidro. O tubo 230 é fornecido no seu exterior com marcações para avaliar a quantidade ou nível de um fluido contido no mesmo.

Também, estendendo-se para fora a partir de uma parede lateral do vaso 220 está um tubo de entrada 260, que fornece comunicação do fluido com o volume interno do vaso 220. O tubo de entrada 260 está ligado a uma linha de fornecimento do fluido 270, que comunica com uma fonte de fluido (não mostrada) . O tubo de entrada 260 é fornecido com uma torneira 280 para controlar o fluxo do fluido a partir da linha de alimentação de fluido 270 e para dentro do vaso 220 através do tubo de entrada 260. A fonte de fluido compreende um recipiente para um corpo de fluido. A linha de fornecimento de fluido 270 comunica-se com uma

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82/96 porção inferior do recipiente tal que, em uso, o fluido é forçado ao longo da linha de fornecimento 270 pelo peso do fluido no recipiente. No aparelho 2, o fluido compreende uma solução de salmoura na qual é dissolvido duas cepas de micróbios (uma primeira cepa que é capaz de gerar um biofilme e uma segunda cepa que é capaz de modificar as propriedades molhantes de superfície da areia).

Pacotes de areia 110 e 210 foram preparados como descritos acima. Por conseguinte, será observado que os pacotes de areia 110 e 210 são envelhecidos antes de serem incluídos no aparelho experimental. Assim, pacotes de areia 110, 210 contêm um volume conhecido de fase aquosa (salmoura) e fase oleosa (o óleo bruto).

No experimento de deslocamento do óleo realizado em um aparelho 1, torneiras 180 e 150 são inicialmente abertas, conforme uma solução de salmoura flui a partir do recipiente para dentro do vaso 120 através da linha 170. Uma vez que o nível do fluido resultante dentro do tubo 130 atinge uma altura pré-determinada (tipicamente próxima do topo das marcas do lado de fora do tubo 130), as torneiras 180, 150 são fechadas. De preferência, a torneira 180 é fechada, pouco antes da torneira 150.

À medida que o experimento progride após as torneiras 180, 150 serem fechadas, a solução de salmoura é embebida no pacote de areia 110, deslocando assim o óleo bruto. O volume de óleo bruto deslocado é medido dentro do tubo 130.

No experimento de deslocamento de óleo realizado em um aparelho 2, torneiras 280 e 250 são inicialmente abertas, com a solução de salmoura fluindo a partir do recipiente para dentro do vaso 220 através da linha 270.

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Uma vez que o nível de fluido resultante dentro do tubo 230 atinge uma altura pré-determinada (tipicamente próxima do topo das marcas do lado de fora do tubo 230), as torneiras 280, 250 são fechadas. De preferência, a torneira 280 é fechada, pouco antes da torneira 250.

À medida que o experimento progride após as torneiras 280, 250 serem fechadas, solução de salmoura é embebida no pacote de areia 210, deslocando assim o óleo bruto. O volume de óleo bruto deslocado é medido no interior do tubo 230.

Será observado que o experimento realizado em um aparelho 2 foi exatamente o mesmo que aquele descrito acima em relação ao aparelho 1, exceto que a solução de salmoura fornecida ao longo da linha 270 contendo as duas cepas de micróbios .

Diferenças no volume de solução embebida (óleo deslocado) e no perfil de distribuição T2 entre os dois experimentos podem ser atribuídas aos efeitos dos micróbios na atividade interfacial, por exemplo, molhabilidade, entre o óleo e as paredes dos poros dentro do pacote de areia.

No final do experimento de deslocamento de óleo, as medições do tempo de relaxação T2 por RMN foram tomadas do fluido remanescente dentro dos pacotes de areia (em saturação de óleo residual).

Os resultados para os dois pacotes de areia foram então comparados.

Pontos	de referência	úteis para	a análise de	dados
subsequentes	podem ser	obtidos	pela medição	das
distribuições	de tempo de	relaxação	T2 para amostras a
granel das	fases oleosa	e aquosa,	uma amostra	porosa

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84/96 comparável que é 100% saturada com a fase aquosa e uma amostra porosa comparável que é 100% saturada com a fase oleosa.

A Figura 4-2 mostra as distribuições de T2 (ps) para um número de amostras, a saber: (i) pacote de areia 110 em saturação de óleo residual após embebição em salmoura, (ii) pacote de areia 110 após o envelhecimento, mas antes da embebição em salmoura, (iii) uma amostra de pacote de areia comparável 100% saturada com a fase aquosa, (iv) uma amostra de pacote de areia comparável 100% saturada com fase oleosa, e (v) uma amostra de fase oleosa a granel.

As amostras (iii), (iv) e (v) representam pontos de referência úteis para análise de dados subsequentes. Frequentemente, será também útil para a obtenção de dados do tempo de relaxação T2 para uma amostra a granel de fase aquosa.

As curvas de distribuição não se encontram em cima uma da outra. Em particular, pode-se observar que o pico da curva de embebição em salmoura ocorre em um tempo de relaxação maior do que o pico da curva para o pacote de areia após envelhecimento e antes da embebição em salmoura. Isso é porque a embebição em salmoura desloca óleo do pacote de areia.

A Figura 4-3 é similar à Figura 4-2, mas mostra dados de um experimento ROMM. Por conseguinte, a figura 4-3 mostra as distribuições T2 (ps) para as seguintes amostras:

(i) pacote de areia 210 em saturação de óleo residual após embebição em ROMM, (ii) pacote de areia 210 após o envelhecimento, mas antes de embebição em ROMM, (iii) uma amostra de pacote de areia comparável 100% saturada com a

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85/96 fase aquosa, (iv) uma amostra de pacote de areia comparável 100% saturada com fase oleosa, e (v) uma amostra da fase oleosa a granel.

Novamente, as curvas de distribuição não se encontram em cima uma da outra. Em particular, pode-se observar que o pico da curva de embebição em ROMM ocorre em um tempo de relaxação maior do que o pico da curva para o pacote de areia após envelhecimento e antes de embebição em salmoura.

Na figura 4-4, as curvas de distribuição T2 em saturação de óleo residual a partir das Figuras 4-2 e 4-3 são apresentadas nos mesmos eixos. A saturação do óleo residual (Sro1) para o primeiro pacote de areia 110 após embebição em salmoura foi revelada ser 12,6% e a saturação de óleo residual (Sor2) para o segundo pacote de areia 210 após embebição em ROMM foi revelado ser 8,1%. Como pode ser claramente visto, as duas curvas não se encontram em cima uma da outra. As distribuições T2 para o primeiro pacote de areia 110 após embebição em salmoura (i) e o segundo pacote de areia 210 após embebição em ROMM (ii) podem, por conseguinte, ser comparadas. A curva para o experimento de embebição em ROMM é deslocada para tempos de relaxação mais curtos em comparação com a curva para o experimento de embebição em salmoura. Em particular, o tempo de relaxação do pico para o experimento em ROMM é deslocado para um tempo mais curto do que aquele para o experimento em salmoura. Isso se deve a uma interação mais forte entre a fase aquosa e a parede do poro, isto é, aumento da molhabilidade para a fase aquosa. Assim, o processo de embebição em ROMM pode ter liberado pelo menos uma porção do óleo residual que não foi deslocado pelo processo de

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86/96 embebição em salmoura.

A figura 4-5 serve para demonstrar a recuperação avançada do óleo que foi obtida do pacote de areia 210 utilizando o processo ROMM (ii) em comparação com do pacote de areia 110 através da embebição em salmoura (i). A figura 4-5 mostra uma quantidade denominada de fator de recuperação de óleo em função do tempo (t, (minutos)), o fator de recuperação do óleo sendo uma medida da proporção (expressa como uma percentagem) do óleo dentro do pacote de areia antes da embebição (um quantidade conhecida uma vez que o óleo foi adicionado durante a preparação da amostra), que foi deslocado do pacote de areia durante a embebição. A quantidade de óleo deslocado é medida registando o volume de óleo dentro dos tubos 130 e 230 dos aparelhos 1 e 2, respectivamente.

Como pode ser visto, inicialmente a taxa de recuperação do óleo dos pacotes de areia aumentou de forma relativamente rápida antes do aplanamento para uma taxa muito mais lenta a partir de cerca de 500 minutos. Após o período inicial durante a qual a taxa de recuperação do óleo é relativamente rápida, o fator de recuperação do óleo para o experimento ROMM (pacote de areia 210) é consistentemente mais alto em qualquer tempo fornecido do que para o experimento em salmoura (pacote de areia 110). A leitura feita depois de mais 8500 minutos registrou fatores de recuperação do óleo finais de 85,5% e 90,6% para embebição em salmoura (pacote de areia 110) e ROMM (pacote de areia 210), respectivamente.

A tabela 4-1 abaixo mostra os valores de pico das distribuições de tempo de relaxação spin-spin em condições

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87/96 de saturação diferentes para o processo de embebição em salmoura realizado em pacote de areia 110.

T2B,A2	T2B,O	T2,a(Sa=1)	T2,o(So=1)	T2A (Sor1)	Sa1	T2,o(Soí)	Soi
(ms)	(ms )		(ms )	(ms)		(ms)
2297,8	68,335	113,532	54,974	113,532	0,874	59,109	0, 869

Tabela 4-1

T2b,a2 é o tempo de relaxação no pico para uma amostra de fase aquosa a granel. T2b,o é o tempo de relaxação no pico para uma amostra de fase oleosa a granel. T2,a (Sa=1) é o tempo de relaxação do pico para um pacote de areia comparável saturado com a fase aquosa. T2,o (S0=1) é o tempo de relaxação do pico para um pacote de areia comparável saturado com a fase oleosa. T2A (Sor1) é o tempo de relaxação no pico medido após a conclusão do experimento de embebição em salmoura (deslocamento do óleo) conduzido em pacote de areia 110 no aparelho 1. T2,o (So1) é o tempo de relaxação do pico medido após pacote de areia 110 ter sido envelhecido.

S_wi é o nível de saturação da água final dentro do pacote de areia 110 no fim do experimento de deslocamento do óleo (embebição em salmoura) realizado em um aparelho 1. S0i é o nível de saturação inicial do óleo no pacote de areia envelhecido 110.

Sa1 pode ser calculado a partir de So1 e o fator de recuperação do óleo, uma vez que So1 é conhecido para uma dada amostra preparada em laboratório e o fator de recuperação do óleo é determinado pelo experimento. Por exemplo, considere um pacote de areia preparado tal que Soi + Saí= 1, onde Soi= 0,7 e Saí = 0,3, em que o pacote de areia é então submetido a um experimento de recuperação do óleo

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88/96 que retorna um fator de recuperação do óleo de 80%. Nesse caso, o nível de saturação do óleo residual será de 0,14, ou seja, 20% de Soi, e o nível de saturação de fase aquosa residual será 0,86.

Os valores mostrados na Tabela 4-1 podem ser inseridos nas equações acima expostas, a fim de calcular os índices de molhabilidade desejados.

Por exemplo, introduzindo os valores para o componente de cálculo do índice molhabilidade, que executa as etapas de acordo com a equação (26a), o rendimento do índice de molhabilidade em fase oleosa pelo componente de cálculo do índice de molhabilidade (na condição inicial de saturação do óleo para pacote de areia 110, WIoi) é 0,56.

Similarmente, se o componente de cálculo do índice de molhabilidade está disposto para executar as etapas de acordo com a equação (32), calcula-se que o índice de molhabilidade em fase aquosa (a condição de saturação do óleo residual (Sorl) após o processo de embebição em salmoura, WIa) é 0,87.

A tabela 4-2 abaixo mostra os dados equivalentes à

Tabela 4-1, mas no que diz respeito ao processo ROMM realizado no pacote de areia 210.

T2B,A2	T2B,O	T2,a(Sa=1)	T2,o(So=1)	T2A ( Sor2 )	SA2	T2,0(Soi)	Soi
(ms )	(ms)	(ms)	(ms)	(ms)		(ms)
2249,7	68,335	113,532	54,974	73,475	0,919	59,109	0,865

Tabela 4-2

T2b,a2 é o tempo de relaxação do pico para uma amostra de fase aquosa a granel. T2b,o é o tempo de relaxação do pico para uma amostra de fase oleosa a granel. T2,a(Sa=1) é o tempo de relaxação do pico para um pacote de areia

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89/96 comparável saturada com a fase aquosa. T2,o (So=1) é o tempo de relaxação no pico para um pacote de areia comparável saturada com a fase oleosa. T2a (Sor2) é o tempo de relaxação do pico medido após a conclusão do experimento de embebição em salmoura (deslocamento de óleo) conduzido em pacote de areia 210 no aparelho 2. T2,o (Soi) é o tempo de relaxação do pico medido após pacote de areia 210 ter sido envelhecido.

Sa2 é o nível de saturação de água final dentro do pacote de areia no final do experimento de deslocamento de óleo (ROMM) conduzido no pacote de areia 210 no aparelho 2. Soi é o nível de saturação de óleo inicial no pacote de areia envelhecido 210. Sa2 pode ser calculado em uma forma semelhante à Sa1.

Os valores mostrados na Tabela 4-2 podem ser inseridos nas equações acima expostas, a fim de calcular os índices de molhabilidade desejados.

De acordo com a equação (26a), o componente de cálculo do índice de molhabilidade pode calcular que o índice de molhabilidade em fase aquosa (na condição de saturação do óleo inicial para pacote de areia 210, WIoi) é 0,56. É observado que esse é o mesmo valor que para pacote de areia 110 o que sugere que as duas amostras do pacote de areia eram comparavelmente similares, como desejado, antes de serem submetidas a embebição em salmoura ou embebição em ROMM conforme o caso pode ser.

Se o componente de cálculo do índice de molhabilidade está disposto para executar etapas de acordo com a equação (33), pode ser calculado que o índice de molhabilidade em fase aquosa em condição de saturação de óleo residual (Sor2)

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90/96 para pacote de areia 210 após o processo de embebição em ROMM é WIa,rmp = 1,45. Esse é um valor consideravelmente mais alto do que para pacote de areia 110 após embebição em salmoura, o que sugere que o meio poroso (o pacote de areia) torna-se relativamente mais aquoso após o processo ROMM, devido ao efeito de modificação da molhabilidade do processo ROMM.

Usando estes valores e a equação (34), é possível que o componente de cálculo do fator de modificação do índice de molhabilidade para calcular o fator de modificação do índice de molhabilidade para a fase aquosa devido ao processo ROMM em comparação com a embebição em salmoura como FMIMa = 1,66. Isso sugere que o processo ROMM resulta em uma modificação de molhabilidade muito forte para o estado de molhabilidade da água em comparação com o processo de embebição em salmoura.

Um outro experimento com pacote de areia foi realizado como um controle adicional. Assim, um pacote de areia foi preparado utilizando a mesma areia produzida que foi usada para preparar pacotes de areia 110, 210. A areia era 100% saturada com um inóculo (sendo imersa no inóculo). O inóculo foi de composição idêntica à solução de salmoura contendo as duas cepas de micróbios que foram utilizadas no experimento de embebição em ROMM para pacote de areia 210. Após a remoção do inóculo em excesso, o pacote de areia foi deixado envelhecer durante seis dias para permitir um biofilme crescer na superfície da areia. Este tempo de envelhecimento correspondia ao período de tempo que o pacote de areia 210 foi submetido à embebição em ROMM (6 dias). Deve observar que o pacote de areia empregado nesse

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91/96 experimento de controle não foi exposto ao óleo bruto. Devido à ausência do óleo bruto, não houve alteração na cobertura da superfície em fase aquosa no pacote de areia (isto é, o pacote de areia permaneceu 100% saturado com inóculo).

A figura 4-6 mostra as distribuições do tempo de relaxação T2 para (i) pacote de areia 100% saturada em salmoura na ausência de micróbios (tomada a partir da figura 4-3), (ii) pacote de areia 100% saturada inóculo antes envelhecimento e (iii) areia 100% saturada inócula após envelhecimento durante 6 dias. Pode ser visto que a distribuição do tempo de relaxação T2 do pacote de areia 100% saturada inóculo antes do envelhecimento é muito semelhante àquela para o pacote de areia 100% saturada em salmoura. No entanto, após 6 dias de envelhecimento, a distribuição do tempo de relaxação T2 do pacote de areia 100% saturada inóculo tinha deslocado para o lado esquerdo de forma significativa. Acredita-se que a mudança na distribuição do tempo de relaxação é causada pelo crescimento de um biofilme (resultante da cepa geradora de biofilme de micróbios). Esse biofilme gerado (tipicamente compreendendo biopolímeros) adere à superfície do grão de areia, o que reduz a mobilidade em fase aquosa, reduzindo assim os tempos de relaxação T2 (o biofilme permite a fase aquosa aderir mais fortemente às partículas de areia). Os

resultados	também mostram	que	as medições	da	distribuição
de tempo	de relaxação T2	por	RNM podem	ser	usadas	para
monitorar	o crescimento	de	biofilme	em	meio	não

intrusivamente poroso.

Como discutido acima, com base no valor do tempo de

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92/96 relaxação T2 do pico para pacote de areia 210 quando 100% saturada com salmoura (em Sa=1), o índice de molhabilidade em fase aquosa (em saturação de óleo residual após o processo ROMM, WIa.rmp) foi revelado ser 1,45. Esse índice de molhabilidade, por conseguinte, representa ambos um efeito da modificação da superfície de cobertura pela cepa de micróbios modificadores de superfície e um efeito de modificação de afinidade da superfície pela cepa de micróbios geradores de biofilme.

A tabela 4-3 é semelhante à tabela 4-2 na medida em que mostra os valores das distribuições do tempo de relaxação T2 no pico em diferentes condições de saturação durante o processo de embebição em ROMM para pacote de areia 210. No entanto, na tabela 4-3, o valor do tempo de relaxação T2 do pico para o pacote de areia 100% saturada inóculo após envelhecimento durante 6 dias (73,475 ms) é usado para o estado 100% saturado em fase aquosa (Sa=1) . Quando este dado é aplicado para calcular o índice de molhabilidade para pacote de areia 210, o efeito da modificação de afinidade da superfície devido ao biofilme gerado pode ser cancelado já que a mudança no valor do tempo de relaxação T2 do pico para pacote de areia 100% saturada inóculo após o envelhecimento só pode surgir como um resultado do crescimento de biofilme no pacote de areia. Utilizando a equação (33) e os dados na tabela 4-3, o índice molhabilidade em fase aquosa (em condição de saturação de óleo residual (Sor2) após o processo ROMM para pacote de areia 210, WIa.rmp) , calculado pelo componente de cálculo do índice de molhabilidade é 0,92. Esse índice de molhabilidade, por conseguinte, apenas leva em conta o

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93/96 efeito da modificação da cobertura da superfície resultante a partir da cepa de micróbios que modificam as propriedades de molhabilidade (interfaciais) da superfície. A cepa de micróbios que muda as propriedades interfaciais ou de molhabilidade da superfície da areia pode liberar o óleo a partir da areia e, assim, reduzir a cobertura da superfície da fase oleosa e aumentar a cobertura da superfície da fase aquosa.

T2B,A2	T2B,O	T2,a(Sa=1)	T2,o(So=1)	T2A ( Sor2 )	SA2	T2,o(Soi)	Soi
(ms)	(ms)	(ms)	(ms )	(ms)		(ms)
2249,7	68,335	73,475	54,974	73,475	0,91	59,109	0,865
					9

Tabela 4-3

Será observado que as técnicas de RMN de acordo com a presente invenção podem ser utilizadas para confirmar ou determinar a eficácia relativa dos processos de recuperação do óleo, em particular, processos de recuperação do óleo de modo terciário, para os tipos de rochas de reservatório particulares. Como consequência, pode ser possível selecionar um processo de recuperação do óleo ótimo ou mais apropriado para um reservatório de óleo fornecido.

Embora os exemplos anteriores demonstrem a aplicação dos métodos da invenção dentro do laboratório, prevê-se que os métodos também seriam úteis e aplicáveis fora do laboratório, por exemplo, em um campo de petróleo, onde a medição da molhabilidade e/ou as suas mudanças seriam desej áveis.

Por exemplo, experimentos poderiam ser realizados no campo em que registro de RMN do poço de perfuração pode ser

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94/96 utilizado para obter dados de molhabilidade na região de uma formação contendo hidrocarbonetos em torno de um poço. Dados de RMN para a fase aquosa a granel podem ser obtidos no campo usando um registro de RMN do poço de perfuração de um aquífero subjacente que está em comunicação hidráulica com a formação contendo hidrocarbonetos. Dados de RMN para a fase oleosa a granel podem ser obtidos usando uma amostra de óleo bruto que foi produzido a partir da formação contendo hidrocarbonetos.

Pode ser	necessário trabalhar a	saturação do	óleo
original como	uma	base para calcular	uma estimativa da
quantidade de	óleo	no lugar dentro de	uma formação.	Além
disso, um perfil de	saturação pode ser necessário.

Prevê-se que também seria possível avaliar a extensão de quaisquer alterações nas características de molhabilidade e/ou danos para uma dada formação que podem ser causados pelo processo de perfuração utilizando RMN.

Durante a perfuração de um poço, um poço será tipicamente preenchido de fluido de perfuração (também conhecido como lama de perfuração). O fluido de perfuração pode escoar para fora do poço e para dentro da região do poço perto da formação, o qual pode por sua vez deslocar o óleo para longe do poço.

Assim, será observado que as condições de saturação dentro da região do poço perto da formação irão variar com a distância a partir do poço como uma consequência da infiltração do fluido de perfuração na formação. Por exemplo, devido à infiltração do fluido de perfuração dentro da formação, a rocha mais próxima ao poço pode não ter mais o nível de saturação original do óleo da formação.

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Ao medir as características de molhabilidade da região perto do poço usando uma ferramenta de registro de RMN, pode ser possível determinar a extensão da infiltração da lama de perfuração através da verificação de que distância a partir do poço a rocha tem o nível de saturação original do óleo.

Assim, mudanças na molhabilidade na área próxima do poço devido à presença no interior da formação de fluido de perfuração podem ser comparadas.

Usando uma lama de perfuração à base de óleo com um agente tensoativo pode alterar as condições de molhabilidade da formação. Por conseguinte, será observado que as técnicas da presente invenção podem ser usadas para avaliar e/ou comparar os efeitos de diferentes fluidos ou lamas de perfuração sobre as características de molhabilidade da região perto do poço de uma formação.

Similarmente, os testes comparativos de molhabilidade poderiam ser realizados após um processo de recuperação do óleo de modo secundário, por exemplo, um processo de inundação de água (ou salmoura) ou recuperação do óleo de modo terciário tal como ROMM.

Além disso, deve-se observar que o registro de RMN pode ser efetuado em poços de injeção e/ou poços de produção. No caso de um poço de injeção, por exemplo, o registro de RMN pode ser usado para medir os tempos de relaxação para o fluido na região próxima do poço. Assim, prevê-se que pode ser possível determinar o quanto de óleo foi deixado para trás dentro da região próxima do poço de perfuração, por exemplo, após uma inundação de água ou processo RMP.

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Será observado que de prótons (¹H) de RMN podem ser particularmente bem adequados para estudos de meios porosos contendo nele fluidos compreendendo fase aquosa e hidrocarbonetos. No entanto, antecipa-se que outros modos 5 de RMN podem ser úteis para a investigação de outros sistemas de fluido em fase mista em meios porosos e que os princípios dessa invenção podem ser aplicáveis quando se utilizam tais outros modos de espectroscopia de RMN.

Claims (9)

1. Reivindicações

   1. Método de comparação de um processo de recuperação de óleo secundário com um processo de recuperação de óleo terciário usando espectroscopia de RMN, o processo de recuperação de óleo secundário e o processo de recuperação de óleo terciário sendo aplicado a um meio substancialmente poroso de fluido saturado contendo uma fase oleosa e uma fase aquosa, o método caracterizado pelo fato de que compreende:

   (a) medir um tempo de relaxação do fluido no interior de uma primeira amostra do meio poroso usando espectroscopia de RMN, a primeira amostra tendo poros, e no interior dos poros há um volume inicial conhecido da fase oleosa;

   (b) submeter a primeira amostra ao processo de recuperação de óleo secundário;

   (c) medir um tempo de relaxação do fluido remanescente no interior da primeira amostra, após o processo de recuperação de óleo secundário usando espectroscopia de RMN;

   (d) medir um tempo de relaxação do fluido no interior da segunda amostra do meio poroso usando espectroscopia de RMN, a segunda amostra também tendo poros, e no interior dos poros da mesma há um volume inicial conhecido substancialmente semelhante ao da fase oleosa;

   (e) submeter a segunda amostra ao processo de recuperação de óleo terciário ou, subsequente a etapa (d) e sem a realização de etapas (e) e (f), sujeitando a primeira amostra ao processo de recuperação de óleo terciário;

   (f) medir um tempo de relaxação para o fluido

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2. 2/9 remanescente no interior da segunda amostra ou primeira amostra após o processo de recuperação de óleo terciário usando espectroscopia de RMN;

   (g) utilizar o tempo de relaxação medido após o processo de recuperação de óleo secundário de modo a calcular um primeiro índice de molhabilidade RMN indicativo das características de molhabilidade do meio poroso após o processo de recuperação de óleo secundário;

   (h) utilizar o tempo de relaxação medido após o processo de recuperação de óleo terciário de modo a calcular um segundo índice de molhabilidade RMN indicativo das características de molhabilidade do meio poroso após o processo de recuperação de óleo terciário; e (i) comparar o primeiro índice de molhabilidade RMN e o segundo índice de molhabilidade RMN de modo a calcular de um fator de modificação do índice de molhabilidade RMN indicativo de uma mudança nas características de molhabilidade do meio poroso para a fase oleosa ou a fase aquosa, estabelecendo assim uma comparação dos efeitos do processo de recuperação de óleo terciário no meio poroso com os do processo de recuperação de óleo secundário.

   2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições do tempo de relaxação são feitas para a fase oleosa e/ou a fase aquosa.
3. 3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o meio poroso substancialmente saturado de fluido é uma rocha reservatório ou uma réplica da mesma, e contém uma fase oleosa selecionada a partir de: um óleo bruto vivo e um óleo bruto de tanque de estoque que está associado com a

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   3/9 rocha reservatório; e uma fase aquosa selecionada a partir de: uma água conata e uma água de formação que está associada com a rocha reservatório.

   Método de acordo com a reivindicação 1 caracterizado pelo fato de que o processo de recuperação de óleo secundário compreende uma inundação de água e/ou embebição de salmoura, que utiliza uma solução salina selecionada da água do mar, água salobra, uma água de aquífero, uma água produzida, uma água conata, uma água de formação e réplicas/modelos preparadas em laboratório da mesma.

   5.

   Método de acordo com a reivindicação caracterizado pelo fato de que a solução de salmoura contém um micróbio selecionado de; bacilo, clostridia, pseudomonas, bactérias degradadoras de hidrocarbonetos, e bactérias desnitrificadoras.

   6. Método de acordo com reivindicação 4 caracterizado pelo fato de que a solução de salmoura é uma água de baixa salinidade tendo um teor total de sólidos dissolvidos na faixa de 500 a 5000 ppm e uma razão do teor de cátions multivalentes da água de baixa salinidade para o teor de cátions multivalentes da água conata, ou a água de formação, de menos do que 1, de preferência, menos do que 0,9.

   7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições do tempo de relaxação são do tempo (T2) de relaxação spin-spin (transversal) feitas usando espectroscopia de RMN.

   8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições são normalizadas

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4. 4/9 com um processador por referência às medições do tempo de relaxação efetuadas usando espectroscopia de RMN numa amostra do meio poroso que é saturado com uma fase única de água, e/ou sobre uma amostra do meio poroso que é saturada com uma fase única de óleo e/ou em amostras a granel da fase aquosa e/ou a fase oleosa.

   9. Método implementado em computador de espectroscopia de RMN que, quando executado por um processador, determina as características de molhabilidade de um meio poroso de suporte de fluido, em processos de recuperação de fluido primário, secundário ou terciário, o método caracterizado pelo fato de compreender as etapas de:

   recebimento de uma pluralidade de dados de medição a partir de um sistema de espectroscopia de RMN, cada medição do mesmo sendo indicativos de um tempo de relaxação do fluido que está presente no meio poroso a uma saturação de fluido definida feita usando espectroscopia de RMN, com a pluralidade de dados de medição sendo recebidos a partir do sistema de espectroscopia de RMN ocorrendo:

   i) em diferentes pontos no tempo;

   ii) em diferentes locais no meio poroso; e/ou iii) em diferentes fases, em que cada um de i), ii) ou iii) ocorre antes, depois e/ou durante a realização dos processos de recuperação de fluido primário, secundário ou terciário;

   recebimento de dados de referência de espectroscopia de RMN, de uma base de dados que compreende mídia nãotransitória legível por computador, indicativos de um ou mais tempos de relaxação de referência do fluido, na saturação de fluido definida, feita usando espectroscopia

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5. 5/9 de RMN;

   o cálculo, com uma unidade central de processamento, de um índice de molhabilidade para cada um da pluralidade dados de medição, respectivamente, com base em diferenças entre os dados de medição recebidos e os dados de referência recebidos, cada um dos ditos índices de molhabilidade calculados sendo indicativo das características de molhabilidade do meio poroso na saturação de fluido definida;

   o cálculo, com uma unidade central de processamento, de um fator de modificação do índice de molhabilidade RMN, indicativo de uma mudança nas características de molhabilidade do meio poroso, com base em uma comparação dos índices de molhabilidade calculados; e a exibição, dos fatores de modificação do índice de molhabilidade RMN calculados em um dispositivo de saída;

   um fator de modificação do índice de molhabilidade

   RMN que é indicativo de uma mudança nas características de molhabilidade do meio poroso com base em uma comparação dos índices de molhabilidade calculados; e um dispositivo de saída disposto de modo a exibir o fator de modificação do índice de molhabilidade RMN calculado.

   10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de recepção do sistema de espectroscopia de RMN de dados indicativos de parâmetros relativos ao tamanho do poro, a pressão de capilaridade, a saturação do fluido do meio poroso e/ou a altura acima do nível de água livre no meio poroso, de modo a calcular o índice de molhabilidade como

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6. 6/9 uma função dos parâmetros com a unidade central de processamento.

   11. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os ditos locais diferentes referem-se a primeiro e segundo furos de poços dispostos de modo a penetrar no meio poroso, o fator de modificação do índice de molhabilidade calculado que é calculado sendo indicativo de uma mudança entre as características de molhabilidade do meio poroso nos ditos locais diferentes no primeiro e segundo poços.

   12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os ditos locais diferentes referem-se a primeiro e segundo furos de poços dispostos de modo a penetrar no meio poroso, o fator de modificação do índice de molhabilidade calculado que é calculado sendo indicativo de uma mudança entre as características de molhabilidade do meio poroso nos ditos locais diferentes no primeiro e segundo poços.

   13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9, caracterizado pelo fato de que o fluido presente no meio poroso compreende pelo menos dois componentes de fluido imiscíveis ou fases de fluido imiscíveis, e em que o índice de molhabilidade é calculado para pelo menos um dos ditos componentes de fluido imiscíveis ou fases de fluido imiscíveis.

   14. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os dados de referência de espectroscopia de RMN recebidos compreendem medições de

   tempo de relaxação feitas, usando espectroscopia de RMN, sobre:

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7. 7/9

   i) uma amostra do meio poroso que está saturada com uma fase única aquosa;

   ii) uma amostra do meio poroso que está saturada com uma fase única de óleo; e/ou iii) de amostras a granel de uma fase aquosa e/ou de um fase oleosa correspondente ao do meio poroso.

   15. Método, de acordo com reivindicação 9 caracterizado pelo fato de que compreende normalizar os dados de medição de tempo de relaxação com base nos dados de referência de espectroscopia de RMN recebidos da base de dados.

   16. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que as medições do tempo de relaxação recebidas são medições do tempo de relaxação spin-spin (transversa) feitas usando espectroscopia de RMN.

   17. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o meio poroso compreende uma formação de rocha reservatório, uma amostra da formação de rocha reservatório ou uma réplica da formação de rocha reservatório.

   18. Sistema de espectroscopia de RMN configurado para determinar as características de molhabilidade de um meio poroso de suporte de fluido, em processos de recuperação de fluido primário, secundário ou terciário, o sistema caracterizado pelo fato de compreender:

   meios de recebimento dos dados dispostos para receber de um sistema de espectroscopia de RMN uma pluralidade de dados de medição, cada medição do mesmo sendo indicativa de um tempo de relaxação do dito fluido presente no meio poroso, a uma saturação de fluido definida feita usando

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8. 8/9 espectroscopia de RMN; com a pluralidade de dados de medição sendo recebidos a partir dos meios de recebimento do sistema de espectroscopia de RMN:

   i) em diferentes pontos no tempo;

   ii) em diferentes locais no meio poroso; e/ou iii) em diferentes fases, em que cada um de i), ii) ou iii) ocorre antes, depois e/ou durante a realização dos processos de recuperação de fluido primário, secundário ou terciário;

   meios de recebimento de dados dispostos para receber, de uma base de dados que compreende mídia não-transitória legível por computador, uma plularidade de dados de referência de espectroscopia de RMN que é indicativa de um ou mais tempos de relaxação de referência do fluido feitos usando espectroscopia de RMN;

   meios implementados de computador dispostos para calcular um índice de molhabilidade com relação a cada uma da pluralidade de dados de medição recebidos encontrados em i), ii) e/ou iii) respectivamente, com base em diferenças entre os dados de medição recebidos e os dados correspondentes de referência recebidos da base de dados, o dito índice de molhabilidade sendo indicativo das características de molhabilidade do meio poroso na saturação de fluido definida;

   meios implementados de computador dispostos para calcular um fator de modificação do índice de molhabilidade RMN que é indicativo de uma mudança nas características de molhabilidade do meio poroso com base em uma comparação dos índices de molhabilidade calculados; e um dispositivo de saída disposto de modo a exibir o

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9. 9/9 fator de modificação do índice de molhabilidade RMN calculado.