Possível Migração Primária de Óleo da Rocha Geradora na Fase Líquida: NOTAS GEOLOGICAMENTE

Resumo Acredita-se agora, de forma geral, que a maior parte do petróleo é gerada a temperaturas entre 60 e 150°C, correspondendo a profundidades de enterramento de 1.500 a 4.500 m. Nestas profundidades, as rochas fonte de xisto perderam a maior parte da sua água e praticamente toda a sua permeabilidade. Se uma boa rocha fonte ainda contém 500 ppm de hidrocarboneto, provavelmente expeliu uma quantidade similar. Se tal rocha foi submetida a uma perda de porosidade de 10 por cento durante o tempo que liberou 500 ppm em peso, a razão de hidrocarbonetos para hidrocarbonetos mais líquido é 12.000 ppm, ou 1,2 por cento em volume do líquido. Não há possibilidade de dissolver tanto óleo na água, mesmo com a ajuda de solubilizadores. Grande parte da superfície do xisto pode estar molhada por óleo, de modo que a saturação na qual o óleo fluirá como uma fase contínua pode ser inferior a 10 por cento. Além disso, grande parte da água nos poros é estruturada e pode se comportar como um sólido. Para o fluxo de fluidos, poderia ser considerado como parte da matriz sólida, e o óleo então formaria uma grande fração do líquido poroso. A permeabilidade relativa do xisto ao óleo se tornaria então maior do que à água. À medida que a compactação das rochas fonte avança, os xistos podem expelir óleo preferencialmente à água.