Visualização de Rochas Carbonáticas para a Identificação de Heterogeneidade do Tipo Vug

A maioria dos reservatórios de petróleo ao redor do mundo é formado por rochas carbonática. Dentre as características petrofísicas dessas rochas, as principais que são levadas em consideração na avaliação da viabilidade econômica da exploração e produção de hidrocarbonetos são: permeabilidade e a porosidade. a primeira refere-se ao quanto uma rocha permite que um fluido escoe em seu interior; enquanto a outra, diz respeito ao quanto é possível armazenar fluidos na rocha em análise. Estudos laboratoriais mostram como a presença de giga poros (vugs), afetam significativamente os resultados das análises de acidificação ou de métodos especiais de recuperação de óleo (EOR). Entretanto, o conhecimento acerca deste tema ainda é insípido e com pouca amplitude, isto é, os dados são escassos. Com isso, faz-se necessário mais estudos que levem em consideração técnicas conjuntas de análises da interação rochafluido para que haja uma investigação maior com o objetivo de obter resultados mais conclusivos nessa área. Assim esse trabalho tem como objetivo investigar amostras de rochas carbonáticas para identificar a presença de vugs, para isso foram realizadas e imagens de microtomografia computadorizada de Raios -X (µCT) de 4 amostras de rochas de formação Indiana Limestone, com as mesmas dimensões, 1,5 in de diâmetro e 8 in de comprimento, em conjunto com uma análise dos resultados experimentais de porosidade e permeabilidade. Os resultados mostraram que as amostras possuem porosidades parecidas, e que há presença de vugs em duas amostras, as quais tiveram menor permeabilidade, desse modo, foi possível concluir que a presença de vugs não afetou a porosidade das amostras, contudo, a heterogeneidade na distribuição, conectividade e tamanhos de poros afetou a permeabilidade de duas amostras, por apresentarem vugs mas esses não estarem conectados a outros poro, tal conclusão só foi possível através de uma análise em conjunto dos resultados de permeabilidade com as imagens em 3D das amostras.