Pesquisa, desenvolvida no Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP), acaba de ser publicada em periódico científico internacional
Uma pesquisa desenvolvida no Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP), da UENF, acaba de ganhar reconhecimento internacional com a publicação do artigo An integrated petrophysical–geological framework for reliable permeability prediction in carbonate reservoirs, bridging core and log scales na revista Acta Geodaetica et Geophysica, da editora Springer. O trabalho, assinado pelos pesquisadores Abel Carrasquilla, Heitor Lichotti e Herson Rocha, apresenta uma metodologia capaz de aumentar significativamente a precisão na estimativa da permeabilidade de reservatórios carbonáticos de petróleo, uma informação essencial para a exploração e produção de hidrocarbonetos.
A publicação é resultado de uma linha de pesquisa desenvolvida no LENEP há vários anos e teve origem na dissertação de mestrado de Heitor Lichotti, defendida em 2017. O estudo fez parte do projeto “Estimativas de parâmetros petrofísicos em reservatórios de petróleo utilizando perfis geofísicos de poços, dados de laboratório e abordagens modernas de interpretação”, financiado pela Petrobras, e seus resultados foram sendo aprimorados até chegar na publicação internacional deste ano.
Segundo o professor Abel Carrasquilla, o objetivo do trabalho foi desenvolver uma nova abordagem para estimar a permeabilidade das rochas-reservatório, um dos parâmetros mais importantes da engenharia de reservatórios e também um dos mais difíceis de determinar. Ele explica que a caracterização de um reservatório depende de propriedades como litologia, porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos. Entre elas, a permeabilidade é a mais complexa de estimar porque depende de diversos fatores que se relacionam de forma não linear.
— A metodologia procura identificar unidades hidráulicas com fluxo uniforme, privilegiando as características petrofísicas em vez das geológicas. A viabilidade do processo depende de dados de porosidade e permeabilidade medidos em amostras de rocha em laboratório, sendo que cada unidade apresenta uma relação específica entre ambos. A inovação resulta da combinação dos dados de laboratório com a porosidade obtida no perfil geofísico de poço sónico, permitindo estimativas por unidade. Uma análise de regressão linear avalia com precisão a permeabilidade ao longo de todo o poço — explica o professor.
Entendendo o comportamento das rochas
A permeabilidade representa a facilidade com que fluidos, como petróleo, gás e água, conseguem atravessar uma rocha. Estimar corretamente essa propriedade permite prever o comportamento dos reservatórios e tomar decisões mais seguras sobre perfuração de poços, planejamento da produção e técnicas de recuperação de petróleo.
O desafio é ainda maior quando se trata de reservatórios carbonáticos. Essas rochas apresentam grande heterogeneidade devido aos processos geológicos que modificam sua estrutura ao longo de milhões de anos, tornando muito mais difícil prever o fluxo dos fluidos em seu interior.
— Os reservatórios carbonáticos possuem origem biológica e química e sofrem intensos processos de diagênese, que alteram continuamente sua estrutura e porosidade. Apesar dessa complexidade, eles concentram aproximadamente 60% das reservas mundiais de hidrocarbonetos e têm enorme importância para a produção de petróleo no Brasil — destaca Carrasquilla.
Integração de dados aumenta a confiabilidade
Para superar essas limitações, os pesquisadores integraram informações geológicas obtidas em testemunhos de rochas com dados de perfis geofísicos de poços do Campo de Linguado, na Bacia de Campos. A metodologia permitiu identificar unidades hidráulicas de fluxo dentro do reservatório e criar modelos específicos para cada uma delas, tornando a estimativa da permeabilidade muito mais precisa.
Os resultados demonstraram um avanço expressivo em relação aos métodos tradicionalmente empregados para estimar a permeabilidade. Enquanto modelos empíricos convencionais apresentaram baixo desempenho, a metodologia desenvolvida no LENEP atingiu coeficientes de determinação superiores a 0,97 (o maior valor é 1,0), indicando elevada concordância entre as estimativas e os dados laboratoriais.
Aplicações para a indústria do petróleo
Segundo os pesquisadores, estimativas mais precisas da permeabilidade permitem prever com maior confiabilidade a produtividade dos reservatórios, otimizar o posicionamento de novos poços, reduzir incertezas durante o desenvolvimento dos campos e aumentar a eficiência das operações.
— Uma estimativa adequada da permeabilidade reduz custos operacionais, melhora o planejamento da produção e evita erros de projeto. Modelos precisos também auxiliam na escolha das melhores técnicas de recuperação de petróleo, contribuindo para o aproveitamento de campos maduros —afirma Carrasquilla.
Pesquisa consolida linha científica do LENEP
Embora o artigo tenha utilizado como estudo de caso o Campo de Linguado, a metodologia já vem sendo aplicada em outros reservatórios da Bacia de Campos, como Espadarte, Enchova e Namorado. Além disso, tem-se usado em campos do pré-sal da Bacia de Santos, entre eles Lapa, Lula, Iara, Sépia, Itapu, Mero e Sapinhoá.
Essa linha de pesquisa consolidou-se ao longo dos últimos anos no LENEP, resultando em mais de 20 dissertações de mestrado, cinco teses de doutorado e mais de 25 artigos publicados em periódicos científicos nacionais e internacionais.
Para Carrasquilla, a publicação representa não apenas o reconhecimento do trabalho desenvolvido pela equipe, mas também da capacidade da UENF de produzir ciência aplicada voltada aos desafios da indústria de óleo e gás.
A pesquisa contou com apoio do CNPq, da Petrobras, da Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES), da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e da infraestrutura de pesquisa do LENEP/UENF.
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(Reportagem: Luana Fernandes, estagiária, sob supervisão da jornalista Fúlvia D’Alessandri – ASCOM/UENF)
