Uma quantidade significativa da produção doméstica de petróleo dos EUA vem do xisto. A extração de petróleo e gás desses reservatórios não convencionais normalmente requer a perfuração de poços horizontais e o uso de técnicas de fraturamento hidráulico. No entanto, prever o efeito total dessas técnicas ainda é incerto porque a compreensão de como o fluido flui através do xisto ainda está em evolução.

O grupo de pesquisa do Dr. David Schechter desenvolveu um novo tipo de simulador que ilustra e prevê melhor os efeitos dessas técnicas. Este simulador robusto baseia-se em dados de experimentos de laboratório e os combina com dados geológicos conhecidos sobre fraturas. Em seguida, ele usa grade não estruturada e codificação desenvolvida recentemente para criar modelos que melhoram a compreensão de:

• como as fraturas afetam o fluxo do reservatório
• como fluidos de fraturamento com surfactantes adicionados (sabonetes) afetam a recuperação de óleo
• quais processos de recuperação de óleo aprimorados são melhores para diferentes situações de reservatório

Além de melhorar a compreensão, o grupo de pesquisa usou esses dados e esses modelos para desafiar as teorias atuais sobre a retenção de fluidos em reservatórios.

Fraturas afetam o fluxo

Schechter, um professor associado e o Aghorn Energy Career Development Professor no Harold Vance Department of Petroleum Engineering na Texas A&M University, não é estranho às fraturas. Seus interesses de pesquisa cobrem análises geológicas e petrofísicas, e ele é rápido em explicar os fundamentos da fratura.

"As fraturas não são necessariamente caóticas nas rochas reservatório, "disse Schechter." Se você conhece as regras da mecânica das rochas, e você estuda afloramentos na superfície e subsuperfície com ferramentas de fundo de poço, então você pode gerar redes de fratura com base em certas regras conhecidas. Algumas fraturas são bem comportadas em relação ao espaçamento e comprimento da fratura, alguns não são e alguns estão espaçados irregularmente. Se tivermos dados básicos suficientes, se entendermos a mecânica das rochas e as tensões que a bacia sofreu, então, os padrões de fratura resultantes geralmente seguem regras simples. "

A água flui em fraturas superficiais em afloramentos rochosos. Isso atrai vegetação, conforme mostrado na foto aérea (cortesia de John Lorenz). Na subsuperfície, padrões de fratura semelhantes permitem o transporte e a produção de petróleo. Geólogos mapeiam afloramentos rochosos superficiais com linhas de varredura, criar mapas de padrões de fratura em formações contendo líquido. O grupo de Schechter converte esses mapas em grades de simulação de reservatório usando uma técnica chamada grade não estruturada. Nesta técnica, as fraturas são representadas com grades poligonais complexas, não as grades cartesianas simples e retas que a maioria dos softwares usa.

Um estudante, Jianlei Sun, escreveu um código que converte padrões de fratura e grades não estruturadas em sofisticados sistemas de grade de simulação. O código contém propriedades de interesse necessárias para o simulador, como ataque e direção da fratura, tamanho da rachadura, e o comprimento e altura da fratura.

Outras formas de movimentos fluidos

O simulador de Schechter vai além da modelagem de propriedades de fratura, também lida com propriedades de fluidos. O fluxo de óleo em reservatórios de xisto é difícil de prever porque a rocha tem permeabilidade extremamente baixa devido aos poros microscópicos. A extração de óleo desta rocha estanque é feita por mecanismos de transporte, como alteração da molhabilidade para melhorar a embebição capilar.

Os laboratórios de Schechter são especializados em estudar a molhabilidade e a embebição em rochas. A molhabilidade é a capacidade de um fluido de manter contato com a superfície da rocha e não ser repelido por ela. Imbibição é a capacidade da rocha de absorver fluidos de fratura, como água misturada com surfactantes. Esses fluidos repelem e deslocam o óleo dentro dos poros da rocha para que o óleo possa ser recuperado. Sem mudar ou alterar a molhabilidade, a embebição capilar pode não acontecer.

“Se a água é repelida da superfície, não vai se mover para dentro da rocha, "disse Schechter." Mas se a água é atraída para a superfície, vai puxar a água, substituindo poros saturados de óleo devido à embebição capilar. Talvez você tenha pegado um cubo de açúcar e transformado em café? Um cubo de açúcar está saturado de ar (entre os cristais de açúcar), mas a superfície do cubo de açúcar prefere ser umedecida por água ou café em vez de ar. Quando você toca na superfície do café e ele suga o café, isso é embebição capilar. Estamos procurando melhorar a recuperação de óleo com surfactantes, que dependem da embebição líquido / líquido. É por isso que estudamos os ângulos de contato. "

O grupo de Schechter estuda os efeitos de diferentes misturas químicas em fluidos de fratura. Eles estão procurando misturas que mudem a molhabilidade da rocha de úmida com óleo para úmida com água, permitindo que o fluido penetre na rocha cheia de óleo em ambientes de laboratório. Os experimentos ajudam os pesquisadores a compreender e mapear os resultados dos ângulos de contato. Eles usam um tomógrafo para confirmar os resultados e, em seguida, transferem essas informações para o simulador.

A retenção de fluidos em reservatórios não convencionais é benéfica

"A revolução não convencional é tão surpreendente, "disse Schechter." Podemos pegar um tampão convencional de rocha porosa, como arenito, e podemos bombear fluidos nele. Sob pressão, podemos injetar óleo ou água com facilidade. As rochas não convencionais que estamos estudando, como xisto, são tão apertados que não podemos injetar nada neles. Contudo, quando os expomos a surfactantes que alteram a molhabilidade, ocorre embebição espontânea, transportando assim a fase aquosa para a rocha em taxas surpreendentemente rápidas. "

No passado, as empresas injetaram água e areia (ou propante) em poços de reservatório convencionais sob alta pressão para criar fraturas. Pensava-se que recuperar a maior parte da água (refluxo) era benéfico para que a água não bloqueasse o fluxo de óleo para fora. Os experimentos de Schechter com rochas não convencionais provam que as rochas não porosas se comportam de maneira diferente. Amostras saturadas com óleo foram expostas a água embebida em surfactantes. As tomografias computadorizadas medindo a densidade revelaram que o óleo menos denso foi substituído pelas misturas de água mais densas por meio de embebição. As fraturas então permitiram que o óleo fluísse.

"Descobrimos que você quer que o reservatório mantenha essa água, "disse Schechter." É contra-intuitivo. Está quebrando velhas práticas. Antes era assumido se a água penetra na formação, então vai bloquear o fluxo de óleo, reduzindo assim a produtividade do poço. O que estamos descobrindo é que se a água penetra por embebição capilar e você recebe muito pouca água de volta, a implicação é que a fase aquosa foi absorvida pela rocha e deslocou o óleo para as fraturas, e isso é realmente uma coisa boa. "

Previsões aprimoradas beneficiam a indústria

Com o uso da química, matemática e física, O grupo de Schechter desenvolveu uma ferramenta que melhor ilustra e maximiza a produção de poços para reservatórios de xisto. Seu simulador criou previsões mais robustas do que os simuladores atuais porque é baseado em dados abrangentes. Isso ajuda a indústria a reduzir os custos de operação desnecessários, ajudando os engenheiros a entender melhor como a rocha não convencional se comporta após tratamentos de fraturamento específicos.

"Basicamente é isso que eu estudo, que esta rocha está cheia de óleo, mas é incrível que o óleo saia desta rocha porque é tão apertado, "disse Schechter." A indústria está interessada na melhoria da recuperação, seja por injeção de fase aquosa com surfactantes ou injeção de gás, e investigamos todas as formas de recuperação aprimorada. Podemos prever o que vai acontecer. Podemos dimensionar nosso simulador para as dimensões do reservatório e quantificar a melhoria. "