Tendo em vista as propriedades de rocha mais importantes a s...

A alternativa correta é D - porosidade específica da rocha e permeabilidade da rocha.

Para entender por que essa é a alternativa correta, é importante saber que na avaliação de reservatórios de petróleo, dois parâmetros petrofísicos são cruciais para a análise da produtividade: porosidade e permeabilidade.

Porosidade se refere à quantidade de espaço vazio em uma rocha, ou seja, a proporção de volume que não é preenchida por matéria sólida. Quanto maior a porosidade, mais fluido a rocha pode armazenar. A especificidade da porosidade é importante porque determina a capacidade da rocha de conter óleo ou gás.

Permeabilidade é a capacidade da rocha de permitir o fluxo de fluidos através dela. É um parâmetro crítico na produção de petróleo, pois não adianta o reservatório ter alta porosidade se os fluidos não puderem se mover através da rocha até o poço de produção.

Agora, vamos analisar as alternativas incorretas:

A - capilaridade da rocha e molhabilidade do fluido: Capilaridade e molhabilidade são importantes, mas estão mais relacionadas ao comportamento dos fluidos nos poros, e não à capacidade de armazenamento e fluxo do reservatório como um todo.

B - capilaridade da rocha e permeabilidade da rocha: Embora a permeabilidade seja um parâmetro crítico, a capilaridade não é tão relevante quanto a porosidade ao caracterizar a capacidade de armazenamento do reservatório.

C - porosidade total da rocha e molhabilidade do fluido: A porosidade total é relevante, mas a molhabilidade trata do comportamento de adesão dos fluidos, não diretamente da produtividade do reservatório.

E - porosidade específica da rocha e capilaridade da rocha: Assim como na alternativa B, capilaridade não é tão decisiva quanto a permeabilidade para avaliar a capacidade de fluxo do reservatório.

Esses conceitos são fundamentais para geólogos e engenheiros de petróleo que buscam avaliar o potencial produtivo de um campo, sendo porosidade e permeabilidade os parâmetros mais diretamente ligados à eficiência de extração de petróleo.

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Segundo (THOMAZ, 2001), a acumulação de petróleo ocorre quando, após o processo de geração, este é migrado até que seu caminho seja interrompido pela existência de uma armadilha geológica. O processo de geração é resultado da captação da energia solar, através da fotossínteses, e transformação da matéria orgânica com a contribuição do fluxo de calor oriundo do interior da terra. A migração é difícil de ser explicada, mas um dos meios mais aceitos é que o óleo flui por microfraturas existentes nas rochas geradoras até ser capturado por rochas sedimentares que possui alta porosidade e alta permeabilidade e, também, seja aprisionado por armadilhas geológicas, que são rochas selantes de alta permeabilidade.

As rochas porosas, ou sedimentares, são em grande parte constituídas de arenitos e calcarenitos (mais comuns no Brasil) e o que define se ela é um bom material absorvedor de petróleo são suas porosidades interligadas. O volume total das rochas sedimentares é dado pela relação entre o volume de poros e o volume de materiais sólidos (grãos, cimentos, matriz). Entretanto, a porosidade é dada pela razão entre o volume poroso pelo volume total, e aqui entra um conceito importante: a porosidade absoluta considera todos os poros da rocha, sejam eles interconectados ou não. A porosidade efetiva considera apenas os poros interconectados, e é essa porosidade que interessa a engenharia de petróleo, pois é ele quem determina o volume máximo de fluído que pode ser extraído da rocha.

Entretanto, o petróleo deve ser confinado em uma rocha reservatório, senão irá escoar até se degradar. Para que essa condição seja satisfeita, um outro conjunto de rochas, chamadas de rochas selantes, ou armadilhas, devem estar contidas no processo. Essas rochas devem possuir alta permeabilidade, de forma que o petróleo não consiga escoar. Historicamente, as armadilhas estruturais do tipo dobra anticlinal têm sido as grandes protagonistas de grandes jazidas de petróleo, e são fáceis de serem detectadas.

Então, como vimos, o que realmente importa é a porosidade específica da rocha reservatório e a permeabilidade da rocha selante.

Gabarito: D

Fonte: THOMAZ, J.E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Ed. Interciência: PETROBRÁS, 2001.