Simulação experimental; acidificação de matriz; ensaios de geomecânica; microtomografia computadorizada

As diferentes fases de construção e exploração de poços de petróleo podem causar danos à formaçãorochosa próxima ao poço, reduzindo sua permeabilidade e, consequentemente, a produção de petróleo. As técnicas de estimulação de poços buscam contornar esses fenômenos indesejados. A acidificação de matriz em carbonatos é uma técnica de estimulação que consiste na injeção de um fluido reativo para dissolver minerais carbonáticos da matriz rochosa do poço, criando canais para o fluxo de petróleo. O ácido clorídrico (HCl) é o ácido mais utilizado para essa técnica, mas sua alta taxa de reação com o carbonato pode reduzir sua penetração na formação. Sendo assim, para otimizar o consumo de ácido e aumentar a profundidade dos wormholes, é necessário o desenvolvimento de fluidos de estimulação contendo aditivos que reduzam a taxa de dissolução da matriz rochosa pelo ácido. O objetivo deste trabalho foi avaliar e compreender a influência de fluidos de estimulação, sob diferentes vazões de injeção, nas propriedades petrofísicas e geomecânicas da rocha. A microtomografia computadorizada (μTC), uma técnica de reconstrução 3D, foi utilizada para analisar os padrões wormholes formados Para isso, foram realizadas caracterizações dos fluidos reativos e das amostras de rochas carbonáticas, ensaios de porosidade e permeabilidade, ensaios de geomecânicas, ensaios de fluxo em meios porosos e microtomografia computadorizada de raios X. Como resultado, obteve-se que o tratamento ácido diminuiu a porosidade das amostras acidificadas, mas aumentou significativamente a permeabilidade. Os resultados também demonstraram que as propriedades mecânicas (módulo de Young e coeficiente de Poisson) apresentaram enfraquecimento da rocha após tratamento ácido. As amostras acidificadas com HCl 15% apresentaram valores do módulo de Young cerca de 96% inferiores aos das amostras das intactas. Ainda, as amostras acidificadas com HCl 15% mais aditivos apresentaram valores 22% mais baixos. Por outro lado, o grupo acidificado com HCl 15% apresentaram um coeficiente de Poisson 39% maior do que o grupo das intactas. Já o grupo acidificado com HCl 15% e aditivos, apresentou um coeficiente 15% maior. Além disso, a microtomografia computadorizada confirmou visualmente que o tratamento ácido cria efetivamente um caminho para o fluxo de fluido através do núcleo.