ANÁLISE DA DISTRIBUIÇÃO DO TAMANHO DE POROS APLICADO A ROCHA RESERVATÓRIO UTILIZANDO IMAGEJ

Resumo

As propriedades macroscópicas; porosidade e permeabilidade das rochas são requisitos fundamentais para a formação de reservatórios de petróleo. O petróleo, por possuir uma densidade média inferior a das rochas que constituem o subsolo, tende a migrar das rochas geradoras para a superfície. Se, no caminho, o óleo encontrar uma camada impermeável (armadilhas) que impeça a sua migração e uma estrutura porosa e permeável (reservatório) que faça o seu confinamento, acaba se formando um reservatório; exemplos de rocha-reservatório são os arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas. Já dentro dos reservatórios, os fluidos irão se organizar de acordo com as suas respectivas densidades e a distribuição do tamanho dos poros na rocha. A porosidade são espaços vazios no interior da rocha que dependem da forma, arrumação e variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha, enquanto a permeabilidade é a capacidade da rocha de transmitir fluido, dependendo principalmente da quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. O objetivo deste trabalho é obter dados do tamanho dos poros de uma rocha reservatório a partir do tratamento de imagens, foi usado o software imagej que por sua vez realiza o tratamento por meio de uma binarização que consiste na conversão de uma imagem com níveis de cinza para uma imagem com representação binária, como resultado obteve-se a média e o desvio padrão das propriedades geométricas em PDF (Gaussiana) dos poros da rocha reservatório. Foram usadas três médias em pixels das três imagens tratadas, com valores de 3,3;5,2 e 5,9 e a partir desses valores e dos seus respectivos desvios padrões (1,6;3,2;2,4) foi possível chegar ao resultado de heterogeneidade do tamanho dos raios dos poros da pedra pomes devido às variações encontradas em relação às médias dos tamanhos desses raios.