A porosidade e a permeabilidade (k) são condições básicas para qualquer reservatório. A permeabilidade pode ser formulada como

!$ Q={\large{k(p_1-p_2)A \over \mu L}} !$

onde

Q = vazão

k = permeabilidade

(p₁ − p₂) = diferença de pressão na amostra

A = área da seção transversal da amostra

L = comprimento da amostra

O que é !$ \mu !$ ?

Faust (1953) encontrou uma fórmula empírica para estabelecer as velocidades sísmicas numa bacia sedimentar em função da profundidade (Z) e de uma propriedade (R) das rochas lida nos perfis

V = 2x10³(ZR)^1/6

O que é R?

A capilaridade é um fenômeno de deslocamento de fluido num “tubo” de pequenas dimensões denominado capilar. Em termos de reservatórios, a pressão capilar aumenta com a(o):

A porosidade de um reservatório pode ser primária, ou deposicional, e secundária, ou pós-deposicional. Indique a opção que apresenta dois exemplos de porosidade secundária.

Para um determinado reservatório, a porosidade (!$ \phi !$) pode ser estimada através da expressão

!$ \phi (\%)={\large{V_P\over V_T}}\times 100 !$

onde V_P = volume poroso e V_T é volume:

De acordo com a Sociedade de Engenheiros de Petróleo (SPE), as reservas de petróleo podem ser classificadas, de acordo com as três principais categorias, em:

A razão gás/óleo (GOR) num reservatório pode ser calculada de acordo com

!$ GOR={\large{Q_g\over Q_o}}={\large{\mu_oK_g \over \mu_gK_o}} !$

onde

Q_g = vazão (produção de gás)

Q₀ = vazão (produção de óleo)

K_g = permeabilidade efetiva para o gás

K₀ = permeabilidade efetiva para o óleo

O que são !$ \mu_o !$ e !$ \mu_g !$ ?

O volume de petróleo recuperável (VOR) num determinado reservatório pode ser calculado através da fórmula

!$ VOR={\large{V_r\phi S_oR \over FVF}} !$

onde

V_r = volume do reservatório (área x espessura)

!$ \phi !$ = porosidade (média)

S_o = saturação de óleo

FVF = fator volumétrico da formação

O que é R?

Entre as alterações que ocorrem num reservatório submetido à produção de petróleo, pode haver a formação de uma capa de gás, antes inexistente, denominada capa de gás secundária. O gás que forma esta capa secundária provém:

De acordo com Haldersen et al. (1987), existem três processos principais que controlam as heterogeneidades, descontinuidades ou barreiras nos reservatórios. Quais são?