variavel0=Celso Peres Fernandes - celso@lmpt.ufsc.br Universidade Federal de Santa Catarina Luís Orlando Emerich Dos Santos - emerich@lmpt.ufsc.br Universidade Federal de Santa Catarina Paulo C. Philippi - philippi@lmpt.ufsc.br Universidade Federal de Santa Catarina Carlos R. O. Rodrigues - rodrigues@cenpes.petrobras.com.br PETROBRAS/CENPES/PDEP/Tecnologia de Rochas Henrique Cesar de Gaspari - henrique@lmpt.ufsc.br Universidade Federal de Santa Catarina Abstract. As propriedades petrofísicas de rochas, são, usualmente, obtidas em laboratório através de experimentos padrões, em geral de alto custo e demorados, em amostras de testemunhos retirados do reservatório. Por outro lado, o avanço de técnicas de análise de imagens digitais, aplicadas em seções planas de rochas, vem se mostrando uma metodologia rápida e de baixo custo para a predição destas propriedades, a partir unicamente do conhecimento da microestrutura da rocha. O presente artigo apresenta um método para a estimativa de propriedades petrofísicas utilizando a análise de imagens. A partir de imagens coloridas obtidas em um microscópio óptico em seções planas polidas, torna-se possível caracterizar a geometria da microestrutura porosa da rocha e gerar um modelo tridimensional (3-D) desta microestrutura preservando determinados parâmetros geométricos. Assumindo-se homogeneidade e isotropia estatísticas, modelos 3-D são gerados a partir de imagens 2-D, conservando as informações de porosidade e de correlação espacial da fase poro. No presente artigo, para a criação do modelo 3-D, utiliza-se um método de gaussiana truncada baseado na transformada de Fourier e o método das esferas sobrepostas. No modelo 3-D são realizadas simulações computacionais para a determinação do fator de formação. O método numérico usado para determinar a condutividade elétrica efetiva de rochas saturadas é baseado na técnica de "random walks". Os resultados são apresentados em termos do fator de formação, que é a razão entre a condutividade do fluido que satura a fase poro e a condutividade efetiva da rocha. O método é aplicado para calcular o fator de formação de rochas reservatório de petróleo de campos brasileiros. Uma análise é feita, comparando-se os resultados simulados com os obtidos em laboratório. Keywords. Petroleum reservoir rocks, formation factor, random walk, image analysis.