tre partículas elementares, como fótons e elétrons, as ligações químicas e suas escalas naturais de comprimento e tempo são imprescindíveis. As linhas de luz dos síncrotrons de 3ª e 4ª geração formam o conjunto essencial dessas ferramentas. Petróleo e gás natural Um dos maiores desafios na exploração de óleo e gás em águas profundas é a compreensão das propriedades mecânicas e de transporte de materiais altamente heterogêneos, sob os quais são encontrados o óleo e o gás[10,11]. Modelos microscópicos confiáveis para propriedades mecânicas e de transporte das rochas, baseados em tomogramas, são base para parâmetros fenomenológicos de equações constitutivas relacionadas ao comportamento macroscópico dos fáceis geológicos nas várias fases de exploração. No mapeamento sísmico, modelos de resposta mecânica que consideram a heterogeneidade cristalográfica e química das rochas carbonáticas, sua porosidade em múltiplas escalas de comprimento e a interação com os fluidos em seu interior são base para uma interpretação mais realista dos mapas sísmicos[12]. Na perfuração de poços, a previsão teórica da plasticidade das camadas de evaporitas e sua interação com os fluídos de perfuração estão entre os maiores desafios de exploração[13]. A heterogeneidade dos geomateriais, bem como suas propriedades multifásica e multiescala, exigem um conjunto de técnicas experimentais distintas que permitam a conexão entre a escala micro e a macroscópica, incluindo a possibilidade de medidas em diferentes condições de pressão e temperatura. Tomografia utilizando luz síncrotron tem se mostrado uma importante ferramenta para esse fim. Rochas carbonáticas e areníticas: Os parâmetros elásticos de dispersão e atenuação usados na interpretação de propagação de ondas sísmicas em reservatórios carbonáticos são, hoje em dia, obtidos a partir da microestrutura das rochas, a qual é obtida por microtomografia de raios X computadorizada (micro XCT), combinada com ensaios mecânicos em laboratório (digital rock e elastic up-scaling). Uma tese recente defendida por de Paula[12] utilizou uma combinação de técnicas de micro XCT para medir a distribuição de poros e sua conectividade 3D, microscopia eletrônica e nano-indentação para medir distribuição de fases e propriedades elásticas, o trabalho ilustra esse princípio. Os conhecimentos obtidos pela análise dos resultados experimentais foram, posteriormente, utilizados para otimizar modelos de
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simulação das propriedades elásticas de rochas carbonáticas. O modelo de dupla porosidade[14] (poros rígidos e poros maleáveis) foi empregado e foram previstas as velocidades de compressão e cisalhamento em rochas carbonáticas, a partir de suas microestruturas. Essa mesma abordagem também foi aplicada com sucesso em rochas areníticas [15].
Figura 8 – Adaptação das referências [22,23] - Imagens por tomografia feitas no síncrotron europeu ESRF de uma amostra de xisto da Statoil, a 391°C, no momento de abertura das fraturas (a) Renderização 3D da rede final de fraturas. Cada cor representa uma fratura que cresce independentemente (b) fatia 2D mostrando (em cor mais escura) fraturas alongadas que se desenvolvem paralelamente (c) Detalhe da figura B mostrando a fratura se nucleando ao redor de um grão de pirita. (seta)
O uso de técnicas de tomografia de raios X em síncrotrons para análise de transporte de fluídos em meios porosos, aplicado a óleo e gás, iniciou-se em um trabalho de pesquisadores da ExxonMobil[16–19]. Mais recentemente, o uso de micro-XCT de síncrotron foi explorado em um projeto financiado pela Shell para estudar o óleo residual em rochas areníticas[20], algo importante para processos de recuperação avançada ou mesmo para sequestro de CO2.[21] Além das vantagens mencionadas do uso de fontes síncrotron em tomografia por raios X em 3D, o alto fluxo permite uma alta resolução temporal, no que é chamado atualmente de tomografia 4D. Essa técnica vem sendo explorada pela Statoil[22,23] em síncrotrons de 3ª geração, para a compreensão da formação de microrachaduras durante o processo de craqueamento do xisto conforme apresentado na figura 8.