Resumo: Reservatórios carbonáticos geralmente são caracterizados por serem meios porosos heterogêneos que apresentam algumas particularidades, dentre as quais se destacam a sua molhabilidade e a presença de algum tipo de fraturamento. A molhabilidade de carbonatos é, na maioria dos casos, preferencial ao óleo ou intermediária, o que significa que há um filme de óleo adsorvido na superfície da rocha. A presença de fraturas, ou outros canais de escoamento preferencial, como camadas de elevada permeabilidade próximas a camadas de permeabilidade menor, desviam o escoamento dos fluidos injetados, resultando em fatores de recuperação baixos. Assim, em meios porosos fraturados com molhabilidade ao óleo ou intermediária, é provável que grande parte do óleo não seja deslocado, resultando em saturações de óleo residual elevadas. Existem algumas técnicas que promovem a alteração da molhabilidade no sentido da preferência à água, das quais, mais recentemente se tem destacado a injeção de águas com composição projetada. Esta técnica consiste na injeção de salmouras com composição específica que tem a capacidade de reagir com o sistema rocha-fluidos e promover a dessorção do óleo da superfície porosa. A alteração da molhabilidade tem ainda maior importância quando um dos principais mecanismos de deslocamento de fluidos é a embebição capilar. Neste caso, se o meio poroso apresentar uma molhabilidade preferencial ao óleo, há uma maior dificuldade da salmoura presente nas fraturas escoar ao longo dos blocos de matriz, e, consequentemente, menor a produção de óleo presente nos blocos da matriz. Desse modo, quanto maior for a alteração da molhabilidade na direção preferencial à água, mais fácil será a sua embebição pelos blocos de matriz, e maior o deslocamento de óleo contido nesses blocos. Este trabalho pretende estudar o escoamento de fluidos em meios porosos fraturados com intuito de incrementar a recuperação de óleo pela injeção de águas com composição projetada. Foram utilizadas amostras de dolomitos, nas quais foi induzida uma fratura sintética através de um furo longitudinal que foi preenchido com areia. Foi utilizado um procedimento para que todas as amostras apresentassem uma saturação de água inicial de 10% e todas as amostras foram submetidas a um processo de envelhecimento, de forma a promover uma molhabilidade preferencial ao óleo. A injeção de salmoura ocorreu continuamente durante 30 dias e ao final desse período foi injetada uma nova salmoura com composição distinta. Os ensaios foram divididos em dois conjuntos: DFD1, onde regularmente foram realizadas tomografias computadorizadas a fim de se monitorar a variação da saturação de óleo; e DFD2, onde se efetuou a coleta dos fluidos produzidos à pressão e temperatura de ensaio (70°C e 600 psi). Diferentes mecanismos para alteração da molhabilidade foram estudados utilizando diferentes composições de salmoura. Ao injetar uma água depletada de cloreto de sódio é facilitado o acesso de íons cálcio, magnesio e sulfato, os quais apresentam maior potencial para a alteração da molhabilidade da rocha. A injeção de uma salmoura com baixa salinidade (água de mar vinte vezes diluída) promove o desequilíbrio iônico entre a rocha e os fluidos e é potencializada a dissolução da calcita, que acaba desprendendo parte do filme de óleo adsorvido na superfície. Nos ensaios realizados foi possível observar que a salmoura com maior potencial para a recuperação adicional de óleo foi a água do mar depletada de cloreto de sódio. Ao utilizar a tomografia computadorizada foi possível observar os efeitos de diferentes condições de contorno, e explicar porque a injeção de salmouras com pouco potencial para recuperar óleo apresentaram recuperações tão significativas. Apenas pela observação dos dados de produção de óleo não seria possível explicar os motivos que levaram e essa situação Ver menos

Abstract: Carbonate reservoirs are usually very heterogeneous and have some peculiarities, among which are their wettability and the presence of some type of fracturing. In most cases the wettability of carbonates is mixed or preferential to oil, which means that there is an oil film adsorbed on the porous surface. The presence of fractures or other preferential flow paths or channels like layers of high permeability near layers of lower permeabilities diverts the flow of the injected fluids, resulting in low recovery factors. Thus, in fractured porous media with oil or mixed wettability, it is expected that much of the oil will not be displaced, resulting in high residual oil saturations. There are some techniques that may alter the surface rock wettability towards a water-wetness condition. Lately, the injection of designed brine compositions has shown to be a technique with significant additional oil recoveries, by the alteration of the rock wettability. This technique consists on the injection of brine with specific composition which has the ability to react with the rock-fluid system and promote the desorption of the oil-film from the porous surface. The alteration in wettability is even more important when one of the main mechanisms of fluid displacement is the spontaneous imbibition. If the porous medium has an oil-wet preference there is no tendency to absorb the injected water, and consequently, lower quantities of the oil present in the matrix will be displaced. This work intends to study the flow in fractured porous media and evaluate the additional oil recovery by the injection of designed brine compositions. Samples of dolomites were used in which a synthetic fracture was induced through a longitudinal bore that was filled with sand. All the samples used presented an initial water saturation of 10% and were submitted to an aging process in order to promote a preferential wettability to the oil. The brine injection occurred continuously for a period of 30 days and at the end of that time a new brine with different composition was injected. The experiments were divided into two sets: DFD1, where regular CT scans were performed in order to monitor the fluids saturation variation; and DFD2, where the produced fluids were collected at the test pressure and temperature (70 ° C and 600 psi). Different wettability alteration mechanisms were studied using different compositions of injected brines. The injection of seawater depleted of sodium chloride intended to facilitate the access of Ca2+, Mg2+ and SO42- ions, which have a great potential for the alteration of rock surface wettability. The injection of brine with low salinity (sea water twenty times diluted) promotes an ionic instability between the rock and the fluids and the dissolution of the calcite is observed, which release part of the oil-film adsorbed on the surface. In the tests carried out, it was possible to observe that the brine with the greatest potential for the additional recovery of oil was seawater depleted of sodium chloride. Using computerized tomography, it was possible to observe the effects of different boundary conditions and also to explain why the injection of brines with lower potential to recover oil showed such significant recoveries. Only by analysis of the oil production data it would not e possible to explain the reasons that led to this situation Ver menos