2012-Monografia-Tiago de Freitas Terço Dias

ESTIMATIVA DE POROSIDADE ATRAVÉS DE MEDIDAS DE
LABORATÓRIO E PERFIS DE POÇOS
TIAGO DE FREITAS TERÇO DIAS
UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE
LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MACAÉ - RJ
MARÇO - 2012
ESTIMATIVA DE POROSIDADE ATRAVÉS DE MEDIDAS DE
LABORATÓRIO E PERFIS DE POÇOS
TIAGO DE FREITAS TERÇO
Monografia apresentada ao Centro de Ciências e Tecnologia da Universidade Estadual do Norte Fluminense, como parte das
exigências para obtenção do título de Engenheiro de Exploração e Produção de Petróleo.
Orientador: Prof. Roseane Marchezi Misságia, D.Sc.
MACAÉ - RJ
MARÇO - 2012
ESTIMATIVA DE POROSIDADE ATRAVÉS DE MEDIDAS DE
LABORATÓRIO E PERFIS DE POÇOS
TIAGO DE FREITAS TERÇO DIAS
Monografia apresentada ao Centro de Ciências e Tecnologia da Universidade Estadual do Norte Fluminense, como parte das
exigências para obtenção do título de Engenheiro de Exploração e Produção de Petróleo.
Aprovada em 23 de Março de 2012.
Comissão Examinadora:
Prof. Marco Antônio Rodrigues de Ceia (D.Sc, Engenharia) - LENEP/CCT/UENF
Prof. Antonio Abel Gonzalez Carrasquilla (D.Sc, Engenharia) - LENEP/CCT/UENF
Prof. Roseane Marchezi Misságia (D.Sc, Engenharia) - LENEP/CCT/UENF (Orientador)
Dedicatória
A meu pai, Francisco, por todo o sacrifício para que eu pudesse ter essa
oportunidade.
ii
Agradecimentos
A Deus. por tudo.
Aos meus pais, Francisco e Deusinéia e a toda minha família, pelo suporte não
apenas no decorrer da graduação e sim ao longo de toda a vida.
A orientadora, professora Roseane Marchezi Misságia, pela orientação, ensinamentos e paciência que contribuiram para o desenvolvimento deste trabalho.
Aos membros da banca, professores Antonio Abel Gonzalez Carrasquilla e Marco
Antônio Rodrigues de Ceia.
Aos professores e funcionários do LENEP/CCT/UENF.
A ANP/PRH 20 pela bolsa de Iniciação Científica ao longo deste processo.
Ao LENEP/CCT/UENF pela estrutura física.
A SPE Seção Macaé pelo financiamento ao acesso aos artigos do OnePetro.
A todos os amigos da Graduação, em especial aos amigos Stephan Marques,
Carlos Pedrosa, Felipe Mota, Thiago Gomes e Michel Vicente.
A Lia Dellarmelina pela paciência e companheirismo.
iii
Agradecimentos
iv
Sumário
Resumo
xi
Abstract
xii
1 Introdução
1
1.1 Escopo do Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1
1.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2
1.3 Organização do Documento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
2 Perfilagem de Poços
5
2.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5
2.2 Perfil de Raios Gama
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11
2.3 Perfil Sônico
2.4 Perfil de Densidade
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
16
2.5 Perfil Neutrônico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20
3 Modelos Utilizados
27
3.1 Cálculo da Argilosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
27
3.2 Modelos para correção da porosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
29
4 Metodologia
4.1 Bacia de Campos
35
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
4.2 Campo de Namorado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
37
4.3 Meios Materiais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
39
4.4 Métodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
41
Sumário
5 Resultados e Análises
45
5.1 Poço NA02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
5.2 Poço NA04 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
48
5.3 Poço NA011
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
52
5.4 Poço NA022
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
55
6 Conclusões
59
6.1 Conclusões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
59
6.2 Sugestões Para Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
62
Apêndice A -- Propriedades de Rochas
67
A.1 Parâmetros Petrofísicos de Rochas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
67
A.2 Propriedades Físicas das Rochas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
87
Apêndice B -- Dados Experimentais dos Poços Utilizados
101
B.1 Poço NA02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
B.2 Poço NA04 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
B.3 Poço NA011
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
B.4 Poço NA022
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
vi
Lista de Figuras
1
Trecho do primeiro perfil obtido pelos irmãos Schlumberger. Modificado
de (CHOPRA et al., ). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2
Elementos típicos de uma operação de perfilagem. Modificado de (ELLIS; SINGER,
3
6
2008). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7
Linhas base para arenitos e folhelhos para um Perfil de Raios Gama.
Extraído de (MIMBELA, 2005). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
11
4
Ferramenta Sônica com dois receptores. Modificado de (GLOVER, 2005).
13
5
Influência dos três tipos de interação dos raios gama. Modificado de
(ELLIS, 2003). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
Efeito Compton, o raio gama é espalhado perdendo energia pela colisão
com um elétron, o qual é deslocado. Extraído de (MIMBELA, 2005). . . .
7
17
17
Esquema da ferramenta que registra o perfil de densidades. Retirado
de (SAMPAIO, 2010). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
19
8
Zoneamento energético dos neutrôns. Modificado de (NERY, 1990). . .
22
9
Esquema de uma ferramenta CNL. Extraído de (GILCHRIST, 2008). . . .
23
10
Configuração de uma ferramenta DNL. Modificado de (SCHLUMBERGER,
1989). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
24
11
Carta de correção para a porosidade. Modificado de (GLOVER, 2005). .
25
12
Carta de correção densidade - neutrôn. Extraído de (ELLIS et al., 2004).
26
13
Distribuição da argila nos poros. Modificado de (GLOVER, 2005). . . . .
28
14
Gráfico para o Modelo de Crain. Modificado de (LIMA, 2000) . . . . . . .
30
15
Campos da Bacia de Campos. Extraído de (MIMBELA, 2005). . . . . . .
36
16
Localização do Campo de Namorado. Modificado de (LEMOS, 2004). . .
38
17
Coluna estratigráfica da Bacia de Campos com destaque para o Arenito
Namorado. Extraído de (MIMBELA, 2005). . . . . . . . . . . . . . . . . .
39
Lista de Figuras
18
Localização dos poços estudados. Modificado de (MIMBELA, 2005). . . .
19
Comparação entre diferentes métodos para cálculo da argilosidade. Extraído de (JESUS, 2004). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20
40
43
Perfis corridos no poço NA02 com destaque a possíveis zonas de interesse. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
46
21
Comparação entre os modelos e dados de laboratório para o poço NA02. 47
22
Comparação entre os modelos de Argilosidade para o poço NA02. . . .
47
23
Curvas de porosidade para o poço NA02. . . . . . . . . . . . . . . . . .
48
24
Perfis corridos no poço NA04. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
49
25
Comparação entre os modelos e os dados de laboratório para o poço
NA04. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
50
26
Comparação entre os modelos de argilosidade para o poço NA04. . . .
51
27
Curvas de porosidade para o poço NA04. . . . . . . . . . . . . . . . . .
52
28
Perfis corridos no poço NA011. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
53
29
Comparação entre os modelos e dados de laboratório para o poço NA011. 54
30
Comparação entre os modelos de argilosidade para o poço NA011. . .
54
31
Curvas de porosidade para o poço NA011. . . . . . . . . . . . . . . . .
55
32
Perfis corridos no poço NA022. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56
33
Comparação entre os modelos e dados de laboratório para o poço NA022. 57
34
Comparação entre os modelos de argilosidade para o poço NA022. . .
57
35
Curvas de porosidade para o poço NA022. . . . . . . . . . . . . . . . .
58
36
Poros Isolados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
68
37
Poros Interconectados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
68
38
Variação da porosidade com o tamanho dos grãos. . . . . . . . . . . . .
70
39
Diferentes geometrias de empacotamento . . . . . . . . . . . . . . . . .
71
40
Seleção dos sedimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
71
41
Angulosidade de sedimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
71
42
Abundância de rochas sedimentares. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
76
viii
Lista de Tabelas
43
Produção por tipo de rocha. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
76
44
A) Estratificação do reservatório. B) Água na zona de óleo. . . . . . . .
78
45
Representação do contato óleo (o)/água (w) e da água retida nas estreitas gargantas de poros de uma rocha. . . . . . . . . . . . . . . . . .
46
79
A) Gás em solução no óleo, B) Gás começando a se desprender, C)
Saturação do gás se torna maior que a crítica e o gás começa a se
movimentar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
80
47
Definição de Permeabilidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
82
48
Geometria Linear. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
83
49
Geometria Radial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
83
50
Permeabilidade Relativa em função da Saturação para um sistema águaóleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
85
51
Efeito de grãos grandes e planos na permeabilidade direcional. . . . . .
86
52
Efeito de grãos grandes e arredondados na permeabilidade direcional. .
86
53
Emissão de Radiação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
88
54
Decaimento do Urânio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
89
55
Fio sendo percorrido por corrente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
91
56
Condução Eletrônica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
92
57
Condução Eletrolítica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
92
58
Modelo conceitual de uma rocha do ponto de vista da perfilagem. . . .
93
59
Variação da condutividade para vários sais. Modificado de (Serra, 1984). 94
60
Relação entre resistividade, salinidade e temperatura. . . . . . . . . . .
95
61
Ondas P e S. Retirado de (LIMA, 2005). . . . . . . . . . . . . . . . . . .
99
62
Chegada do sinal acústico no receptor. Extraído de (SERRA, 1984). . . .
99
ix
Lista de Tabelas
1
Suíte básica de uma operação de perfilagem. Modificado de (MIMBELA,
2005). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8
2
Descrição dos poços estudados. Fonte: www.bdep.gov.br . . . . . . . .
40
3
Intervalo de reservatório para os poços estudados. Modificado de (LEMOS,
2004). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
41
4
Comparação entre zonas de interesse. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
60
5
Outras possíveis zonas de interesse identificadas. . . . . . . . . . . . .
60
6
Alguns tipos de porosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
73
7
Valores de Porosidade para certas litologias . . . . . . . . . . . . . . . .
74
8
Classificação da porosidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
74
9
Classificação da permeabilidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
84
10
Resistividade de alguns materiais. Modificado de (LIMA, 2005). . . . . .
91
11
Parâmetros da Lei de Archie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
98
Estimativa de Porosidade Através de Medidas de Laboratório e Perfis de Poços
Resumo
Os perfis de poços têm grande aplicação na localização de hidrocarbonetos. Os
perfis geofísicos comumente empregados nas avaliações das formações correspondem ao conjunto dos perfis Sônico, Raios Gama, Resistividade, Densidade e Neutrônico, sendo que para estimativa da porosidade os mais utilizados atualmente são
os perfis Neutônico e de Densidade. Nesse trabalho foram feitas comparações entre valores de porosidade obtidos a partir da perfilagem de poços (método indireto) e
valores obtidos a partir da análise petrofísica de testemunhos (método direto). Essa
comparação foi feita para se determinar um modelo adequado de correção para a porosidade efetiva. Foram feitas comparações entre diferentes modelos de argilosidade
para se determinar qual o mais adequado. Além disso, foi utilizada toda a suíte de
perfis para se fazer uma caracterização da área de estudo. Para isso, foram analisados dados de perfis e de laboratório relativos a quatro poços do Campo Escola de
Namorado, localizado na Bacia de Campos. A partir dos dados dos perfis Neutrônico e
de Densidade, se calcula a porosidade corrigida utilizando quatro modelos diferentes
(Lemos, Mimbela, Crain e Anyaehie). Em seguida são plotados os resultados desses
modelos, juntamente com os valores de porosidade obtidos experimentalmente, afim
de determinar o melhor modelo. Com os dados do perfil de Raios Gama, se calcula
a argilosidade de acordo com três modelos diferentes (Linear, Larionov e Clavier). A
análise dos resultados indica que, com a metodologia aplicada nesse trabalho, o modelo mais adequado para correção da porosidade é o de Anyaehie. Os resultados
mostram também que as possíveis zonas portadoras de hidrocarbonetos identificadas
nesse trabalho estão de acordo com o reportado na literatura. No entanto, não foi
possível determinar qual modelo de argilosidade é o mais adequado.
Palavras chave: [Porosidade, Argilosidade, Perfilagem, Perfil de Densidade,
Perfil Neutrônico].
xi
Porosity Estimation by Laboratory Measurements and Well Log Analysis
Abstract
Well logs have a great applicability in the search and evaluation of hydrocarbon.
The most commom well logs applied in formation evaluation are Sonic, Gamma Ray,
Resistivity, Density and Netronic logs. For porosity estimation, the most commonly
used are Density and Neutronic logs. In this study comparisons were made between
values of porosity obtained from well logging (indirect method) and values obtained
from petrophysical analysis of cores (direct method). This comparison was performed
to determine an appropriate correction model for the effective porosity. Comparisons
were made between different models of shaliness to determine the most appropriate.
Furthermore, the entire suite of logs were used to make a characterization of the studied area. For this, were analyzed data from well logs and laboratory from four wells in
the Namorado School Field, located on Campos Basin. From the data of Density and
Neutronic logs, it was possible to calculate the corrected porosity using four different
models (Crain, Lemos, Mimbela and Anyaehie). Then, the porosity values obtained
from these models and porosity values obtained experimentally are plotted together in
order to determine the best model. With data from the Gamma Ray log, the shaliness
is calculated according to three different models (Linear, Larionov and Clavier). The
analysis indicates that, with the methodology applied in this work, the most appropriate model for correction of porosity is the Anyaehie model. The results also show that
the hydrocarbon bearing potential areas identified in this study are consistent with that
reported in the literature. However, it was not possible to determine which model is the
most appropriate to shaliness.
Keywords: [Porosity, Shaliness, Well Logging, Density Log, Neutronic Log].
xii
1
1
Introdução
No presente trabalho desenvolve-se um estudo para estimativa da porosidade através da comparação entre dados medidos em laboratório e dados obtidos a partir da
perfilagem geofísica de poços, ambos provenientes do Campo Escola de Namorado,
localizado na Bacia de Campos. Para isso foi desenvolvido um programa que utiliza dados dos perfis de Raios Gama, Resistividade, Sônico, Densidade e Neutrônico,
dados experimentais e, além desses, modelos de correção para a porosidade já existentes na literatura.
1.1
Escopo do Problema
A atual extração de hidrocarbonetos, realizada em profundidades cada vez maiores e em áreas com geologia complexa, demanda altos riscos exploratórios e grandes
investimentos financeiros. Ou seja, pertence ao passado, a época em que a prospecção petrolífera era bem sucedida à menores custos. Esta crescente dificuldade
na exploração de hidrocarbonetos exige maior capacidade para determinação de parâmetros petrofísicos de um determinado reservatório. Dessa maneira, são sempre
bem vindas propostas de novas metodologias, que em conjunto com outras já existentes, venham a aumentar a confiabilidade na caracterização de um reservatório de
óleo e gás (reduzindo riscos, porém sem aumentar os custos).
Dentre os parâmetros petrofísicos mais importantes de um reservatório, podemos
citar a permeabilidade, saturação de fluidos e porosidade. A porosidade é a medida
da capacidade de armazenamento da rocha, tem aplicação direta nos cálculos de reservas petrolíferas e pode ser medida através da testemunhagem de poços ou através
da análise de perfis geofísicos.
A testemunhagem é um importante processo da perfuração de um poço. Através das análises de testemunhos são obtidas informações sobre litologia, indícios de
hidrocarbonetos, diagênese, geoquímica e parâmetros petrofísicos. Porém, esse mé-
2
todo apresenta elevado custo, pois existe a necessidade da paralisação da perfuração
para retirada dos testemunhos. E tendo em vista os elevados valores de operação de
uma sonda de perfuração, uma metodologia se faz necessária para obter esses dados
de forma mais confiável possível.
O perfil de um poço é definido como um registro, em profundidade, de alguma
propriedade da formação rochosa atravessada por um aparelho de medição presente
no poço (SERRA, 1984). A aplicação da perfilagem tem como objetivo propiciar um
melhor conhecimento das propriedades do reservatório. Desse modo, as principais
propriedades, tais como: porosidade, litologia, argilosidade, permeabilidade e saturação de fluidos podem ser medidas de maneira indireta a partir de sensores (sondas
de perfilagem) que percorrem o poço.
A porosidade é um dos parâmetros mais importante de um reservatório e pode ser
definida como:
• Total, quando representa diretamente a capacidade de armazenar fluidos;
• Efetiva, quando representa a quantidade de fluido que pode ser deslocado do
reservatório.
Esta última pode ser determinada a partir do perfil Sônico ou da combinação entre
os perfis Densidade e Neutrônico (cartas de correção).
Essas cartas utilizam gráficos para corrigir a porosidade para diferentes litologias
e presença de argila. Essas correções também podem ser feitas a partir dem modelos
empíricos que utilizam valores de porosidade obtidos dos perfis Densidade e Neutrônico. Nesse trabalho, foram utilizados os modelos introduzidos por (CRAIN, 1986),
(LEMOS, 2004), (MIMBELA, 2005) e (ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010). Explicações acerca
dessas cartas serão feitas ao longo do trabalho.
Neste trabalho foram utilizados dados públicos, tanto experimentais quanto de perfilagem de poços, do Campo Escola de Namorado.
1.2
Objetivos
Os objetivos deste trabalho são:
• Objetivo geral:
3
– Efetuar uma análise do uso da perfilagem de poços, através da análise comparativa entre perfis (Sônico, Densidade e Neutrônico) e medidas efetuadas
em amostras cilíndrica de rochas em laboratório para estimativa da porosidade.
• Objetivos específicos:
Em função das características do meio poroso:
- Determinar qual modelo de correção para estimativa da porosidade é mais o
apropriado.
- Determinar qual modelo para cálculo da argilosidade da formação é o mais apropriado.
- Utilização dos perfis para uma caracterização petrofísica do reservatório.
- Identificar possíveis zonas de interesses (portadoras de hidrocarbonetos) ao
longo do intervalo perfilado.
1.3
Organização do Documento
No Capítulo 2, “Perfilagem”, apresenta-se uma revisão bibliográfica e conceitual
detalhada sobre o principal tema deste trabalho, a Perfilagem Geofísica de Poços.
Para isso foram utilizados livros e artigos técnicos e científicos relacionados às áreas
de estudo. Tem como finalidade mostrar conceitos básicos, pertinentes ao entendimento do trabalho.
No Capítulo 3, “Modelos Utilizados”, serão apresentados os modelos empíricos
que serão utilizados nesse trabalho para cálculo da argilosidade e para a correção da
porosidade utilizando os perfis densidade e neutrônico.
No Capítulo 4, “Metodologia”, apresenta-se uma descrição das etapas utilizadas
nesse trabalho, assim como informações sobre a área estudada, instrumentos utilizados, dados obtidos e formas de análise e interpretação desses dados.
No Capítulo 5, “Resultados”, são apresentados os resultados obtidos a partir de
um programa computacional desenvolvido para comparar os diferentes modelos e caracterizar o reservatório.
No Capítulo 6, “Conclusões”, são apresentadas as conclusões deste trabalho e
sugestões para trabalhos futuros.
4
A seguir, são apresentadas as Referências Bibliográficas e os Apêndices.
Apêndice A: É feito um detalhamento conceitual relativo aos parâmetros petrofísicos e propriedades físicas das rochas.
Apêndice B: São apresentados dados obtidos experimentalmente de testemunhos
do Campo de Namorado.
5
2
Perfilagem de Poços
Este capítulo tem como objetivo realizar uma revisão dos fundamentos teóricos
utilizados nesse trabalho, ou seja, o objetivo é fornecer subsídios para um melhor
entendimento dos temas abordados. Neste contexto, são agrupados os conceitos
que serão discutidos nesse trabalho, tais como os conceitos relativos a perfilagem de
poços.
Para uma melhor compreensão da perfilagem de poços, é necessário um entendimento prévio dos parâmetros petrofísicos básicos das rochas, tais como porosidade,
permeablidade e saturação. Além disso é necessário conhecer as propriedades físicas das rochas. Esses assuntos são abordados no Apêndice A.
2.1
Introdução
A perfuração de um poço é a última etapa da prospecção de petróleo. Durante
a perfuração, torna-se necessário identificar os vários tipos de rochas perfuradas, localizar aquelas que possam conter hidrocarbonetos e avaliar o significado comercial
destas. Os resultados obtidos através destes procedimentos se constituem numa avaliação da formação.
Um dos procedimentos para esta avaliação é o acompanhamento geólogico do
poço. Esse acompanhamento consiste na coleta de amostras (por exemplo, amostras de calha e testemunhos) das rochas atravessadas pelo poço, para análises mais
diretas das suas características.
Dependendo da profundidade, do tempo da perfuração, da pressão de bombeio do
fluido de perfuração e de outras variáveis, as amostras de calha não representarão as
profundidades referidas pelo sondador. Além disso, uma operação de testemunhagem
é um método de elevado custo, assim, o acompanhamento geológico do poço, durante
a perfuração, não é um método suficiente para definir se um reservatório é portador de
petróleo e se tem potencial para produção, sendo necessárias operações adicionais
6
como a Operação de Perfilagem (LEMOS, 2004).
Perfil de um poço é uma imagem visual, em relação a profundidade, de uma ou
mais características ou propriedades das rochas atravessadas por um poço (NERY,
1990). Perfilagem possui diferentes significados para diferentes pessoas (ELLIS; SINGER,
2008). Para geólogos, é uma técnica de mapeamento para exploração em sub-
superfície. Para petrofísicos, significa avaliar o potencial de produção de hidrocarbonetos de um reservatório. Para geofísicos é uma fonte complementar de dados para
análises sísmicas. Para engenheiros de reservatório, é uma fonte de dados a serem
usados em um simulador.
A perfilagem foi inicialmente desenvolvida para a indústria petrolífera pelos irmãos
Schlumberger em 1927, com a criação de uma ferramenta de resistividade para se
detectar diferenças na porosidade dos arenitos do campo de Pechelbronn, leste da
França. Parte do perfil original dos irmão Schlumberger é mostrado na figura 1.
Figura 1: Trecho do primeiro perfil obtido pelos irmãos Schlumberger. Modificado de
(CHOPRA et al., ).
Pode-se destacar duas princiais aplicações dos perfis de poços:
• Qualitativas: Correlação poço a poço, identificação litológica, identificação do
tipo de fluido das camadas, identificação das fraturas das rochas, diâmetro dos
poços perfurados, permeabilidade das camadas, qualidade das cimentações dos
revestimentos dos poços, identificação de camadas de evaporítos, controle de
intervalos canhoneados para a produção de hidrocarbonetos.
• Quantitativas: Cálculo dos seguintes parâmetros: porosidade, saturação de fluidos, fluidos móveis, espessuras, permeabilidades, resistividades, densidades,
velocidades sônicas, constantes elásticas das rochas, percentual de misturas
litológicas, conteúdo radioativo, volume de argila das rochas, reservas de reservatórios e controle de profundidades perfuradas.
Uma operação típica de perfilagem é esquematizada na figura 2. O primeiro é a
7
ferramenta de medida, a sonda. Existem vários tipos de sondas de perfilagem que
utilizam diferentes funções e geram diferentes informações. Algumas delas são ferramentas de medidas passivas, isto é, não geram um sinal; outras exercem influência na
formação, cuja propriedade ela está medindo. Estas medidas são transmitidas para a
cabine laboratório, instalada em um caminhão (operações onshore), na superfície, por
um cabo blindado, conhecido como wireline.
Figura 2: Elementos típicos de uma operação de perfilagem. Modificado de (ELLIS;
SINGER,
2008).
A tabela 1 mostra alguns perfis e as propriedades derivadas desses perfis.
8
PERFIL
PROPRIEDADES DERIVADAS
Potencial Espontâneo
Salinidade da água de formação, litologia, argilosidade e permeabilidade.
Indução ou Lateroperfil
Resistividade de grandes volumes de rochas.
Raios Gama Convencional
Litologia e argilosidade
Sônico
Porosidade, velocidades e constantes elásticas das rochas
Densidade
Porosidade e densidade da rocha
Neutrônico
Porosidade e presença de hidrocarbonetos leves
Cáliper
Diâmetro do poço
Tabela 1: Suíte básica de uma operação de perfilagem. Modificado de (MIMBELA,
2005).
Para a avaliação de um reservatório, é necessária a análise conjunta das curvas
que compõem a suíte básica de perfis. Nas seções seguintes serão discutidos os
perfis de raios gama, sônico, densidade, neutrônico.
2.2
Perfil de Raios Gama
Todas as rochas sedimentares apresentam alguma radioatividade natural. O perfil
de Raios Gama (RG), mede essa radiação natural. Este mede a amplitude de um
pulso radioativo, proveniente das rochas, sendo função da energia do fóton que penetra no detector. A intensidade, ou quantidade da radiação, está relacionada com o
número de fótons detectados na unidade de tempo. A energia do fotón que penetra no
detector é função da concentração de material radioativo nas rochas e de atividades
específicas desses materiais na formação (HALLENBURG J., 1998).
A radiação natural das rochas são originadas, principalmente, a partir de três fontes:
• Principais elementos filhos do decaimento radioativo do Urânio235 : Bismuto214 e
Chumbo214 .
• Principal elemento filho do decaimento radioativo do Tório232 : Tálio208 .
• Potássio40 : responsável por aproximadamente 20% da emissão total de raios
gama das argilas e, consequentemente, dos folhelhos.
A predominância desses elementos na radioatividade natural das rochas é devido
9
aos elevados valores do tempo de meia vida destes (da ordem da idade da Terra, 4,5
bilhões de anos).
Quaisquer elementos radioativos de ocorrência natural, ocorrem originalmente nas
rochas ígneas. Esses elementos passam por processos de intemperismo, erosão,
transporte e sedimentação. Dessa maneira, estarão distribuídos pelas rochas sedimentares. A radioatividade das rochas sedimentares será menor que a das rochas
ígneas devido a possíveis diluições e contaminações que ocorrem durante a diagênese.
Argilas são os elementos mais naturalmente radioativos. Isso é devido a habilidade
que as argilas têm de reter íons metálicos (urânio e tório) e devido à presença de
potássio. Esses elementos ocorrem nas argilas das seguintes maneiras:
• Tório: A maior parte do tório na argila é proveniente de partículas insolúveis
provenientes da rocha matriz.
• Urânio: Urânio apresenta alta solubilidade quando oxidado e é insolúvel quando
reduzido. Dessa maneira, argilas apresentarão maiores ou menores quantidades
de urânio a depender da fonte (rocha matriz) da argila, ambiente deposicional e
história diagéntica.
• Potássio: Argilominerais contendo potássio são provenientes da alteração de
micas, feldspatos potássicos e outros componentes menos importantes. Na alteração dos feldspatos o potássio é diluido e transportado na forma de solução
enquanto o potássio resultante da alteração de micas é diluido ou permanece na
forma cristalina.
O tório é solúvel em altas temperaturas, enquanto o urânio é muito solúvel quando
oxidado. Nessas condições, estes podem ser transportados em solução e, eventualmente, poderão preencher fraturas, planos de falhas e qualquer outro caminho passível de migração fluida, formando assim, depósitos residuais de materiais radioativos.
De forma reduzida, pode-se afirmar que as argilas e, consequentemente, os folhelhos, são as rochas sedimentares com maior radiação natural e essa radiação é
oriunda basicamente do potássio, de quantidades razoáveis de tório, de quantidades
bem variáveis de urânio e presença de matéria orgânica, sendo o potássio a principal
fonte de radiação (ELLIS; SINGER, 2008).
Nas demais rochas sedimentares importantes para a acumulação de hidrocarbonetos, a radiação natural irá depender da presença de materiais radioativos e do am-
10
biente deposicional. A seguir, são listadas essas rochas:
• Arenitos: A radiação esperada para um arenito é baixa, pois a maioria dos minerais (como o quartzo) apresentam baixa ou nenhuma radiação, devido ao alto
grau de organização estrutural, o que impede a presença de materiais radioativos. Porém podem ocorrer arenitos com alta radioatividade. Essa radiação é
devida a alguns fatores, tais como: presença de feldspatos potássicos (arenitos
arcoseanos), contaminação por argilominerais e, em casos mais raros, percolação de soluções contendo urânio e tório.
• Calcários: São resultado de esqueletos de organismos marinhos. Dessa maneira, a radioativdade esperada é a mais baixa possível.
• Dolomitos: São mineralizados por águas percolantes, que podem apresentar
traços de elementos radioativos. Portanto, apresentam radioatividade maiores
que os calcários.
As principais aplicações do Perfil de Raios Gama são:
• Indicador litológico: Este perfil ainda é um dos melhores indicadores litológicos, tendo em vista que pode ser utilizado para se distinguir folhelhos de arenitos
e/ou carboantos (desde que estes não estejam contaminados).
• Correlação entre poços: Camadas contínuas de folhelhos podem ser identificadas em poços separados por uma grande distância devido às suas “assinaturas”
radioativas (ELLIS; SINGER, 2008).
• Aplicações em poços revestidos: Os raios gama perdem somente metade da
sua energia ao penetrarem em
1
2
polegada de aço (NERY, 1990). Dessa maneira,
esse perfil é muito útil em trabalhos de completação e de restauração de poços.
• Indicador da argilosidade da formação: O perfil de raios gama refleta a proporção de argila na formação. A partir dele, pode-se calcular o índice de raios
gama e, consequentemente, calcular a argilosidade. Os modelos para o cálculo
da argilosidade serão discutidos no capítulo 3.
O Íncide de Raios Gama (IRG ) pode ser calculado com a seguinte expressão:
IRG =
RGlog − RGmin
RGmax − RGmin
(2.1)
11
Onde:
RGlog : valor lido no perfil.
RGmin : valor mínimo de raios gama no perfil (linha base dos arenitos), indica areia
limpa.
RGmax : valor máximo de raios gama (linha base dos folhelhos), indica folhelho.
A identificação das linhas base e, consequentemente, dos valores máximos e mínimos de raios gama é mostrada na figura a seguir:
Figura 3: Linhas base para arenitos e folhelhos para um Perfil de Raios Gama. Extraído de (MIMBELA, 2005).
2.3
Perfil Sônico
O Perfil Sônico ou Acústico mede o tempo de trânsito de uma onda elástica através
da formação. Diferentemente das medidas resistivas, que podem ser usadas direta-
12
mente para detecção de hidrocarbonetos e de medidas nucleares que foram desenvolvidas inicialmente para determinação da porosidade, a perfilagem acústica começou
como uma informação complementar para a exploração sísmica (ELLIS; SINGER, 2008).
Um exemplo da utilização do perfil sônico como informação complementar à sísmica pode ser o cálculo, através do tempo de trânsito, das velocidades de propagação
de uma onda compressional nas camadas atravessadas por um poço. Essas velocidades são utilizadas para cálculo da Impedância Acústica que servirá de informação
a priori para modelos de inversão sísmica (TETYUKHINA et al., 2010).
A ferramenta sônica consiste, basicamente, no registro do tempo decorrido entre
o momento em que um pulso sonoro compressional é emitido por um transmissor, até
sua chegada a dois receptores distintos. A diferença entre os dois tempos de chegada
(transmissor - receptor mais próximo transmissor - receptor mais distante) é chamada
de tempo de trânsito (∆t) ou delay time (DT). Esse sistema com dois receptores é
utilizado para remover a contribuição do caminho que a onda compressional percorre
no fluido de perfuração (BASSIOUNI, 1994). Essa remoção pode ser demonstrada matematicamente (figura 4):
A
B
C
+
+
VL VR VL
(2.2)
B
D
E
A
+
+
+
VL VR VR VL
(2.3)
tR1 =
tR2 =
∆t = tR2 − tR1 =
D
VR
Onde:
tR1 é o tempo decorrido até a chegada do sinal no receptor mais próximo.
tR2 é o tempo decorrido até a chegada do sinal no receptor mais distante.
A, C, E é a distância percorrida pelo sinal acústico no fluido de perfuração.
B, D é a distância percorrida pelo sinal acústico na rocha.
VR é a velocidade do sinal na rocha.
VL é a velocidade do sinal no fluido de perfuração.
∆t é o tempo de trânsito registrado no perfil.
(2.4)
13
Conforme é mostrado na equação 2.4 o tempo de trânsito medido no perfil (∆t) é
independente do caminho que o sinal acústico percorre no fluido de perfuração (A, C
e E).
Figura 4: Ferramenta Sônica com dois receptores. Modificado de (GLOVER, 2005).
Ambos os receptores encontram-se posicionados no mesmo mandril em que se
encontra o transmissor, a uma distância fisicamente determinada em cerca de 30,48
cm, para que não sejam detectadas reflexões, mas somente refrações (LIMA, 2005).
O intervalo de tempo de trânsito registrado no perfil depende da litologia e da porosidade, isto é, o intervalo registrado é a soma do tempo que um sinal acústico leva
para viajar através da parte sólida da rocha (matriz da rocha) e o tempo que ela leva
para viajar através dos fluidos presentes nos poros. A partir dessa relação, torna-se
possível inferir quantitativamente a porosidade pela equação de Wyllie, mostrada a seguir (nota: nesse trabalho a porosidade proveniente do perfil sônico será denominada
φDT ):
φDT =
∆tlog − ∆tma
∆tf − ∆tma
(2.5)
Onde:
∆tlog é o valor do tempo de trânsito lido no perfil.
∆tma é o valor do tempo de trânsito da matriz.
∆tf é o valor do tempo de trânsito no fluido. Quando não se conhece o fluido
presente no poro, utiliza-se o valor para água (∆tf = 189µs/f t) .
A fórmula 2.5 (conhecida como fórmula do tempo médio de Wyllie) só calcula
14
porosidades realistas das rochas quando estas apresentam os seguintes casos:
• Completamente saturada com água.
• Compactadas.
• Porosidade intergranular.
• Isentas de argila.
No caso onde existir porosidade secundária (por exemplo, porosidade vugular
de carbonatos) os valores calculados pela equação 2.5 serão mais baixos que os
reais. Isso ocorre pois o perfil sônico é sensível apenas a porosidade intergranular. A
porosidade secundária pode ser calculada através da diminuição da porosidade sônica
da porosidade total (ASQUITH; GIBSON, 1982). A porosidade total pode ser obtida dos
perfis neutrônico e densidade.
Para formações inconsolidadas, a equação de Wyllie fornece valores maiores que
os reais para a porosidade. Dessa maneira, um fator de compactação empírico é
introduzido para corrigir a porosidade. Esse fator é calculado da seguinte maneira:
Bcp =
∆tSH
100
(2.6)
Onde:
Bcp é o fator de compactação.
∆tSH é o tempo de trânsito do folhelho adjacente à zona analizada.
A equação de Wyllie se torna:
φDT =
∆tlog − ∆tma
∆tf − ∆tma
×
1
Bcp
(2.7)
A presença de argila significa uma maior quantidade de água intersticial na rocha.
Uma maior quantidade de água resultará em uma diminuição na velocidade de propagação da onda compressional pala rocha, o que acarretará em um maior tempo
de trânsito da onda. Maior tempo de trânsito implica em valores maiores para a porosidade (NERY, 1990). Dessa maneira, na presença de argila a equação de Wyllie
fornecerá valores de porosidade maiores que os reais, nessecitando correção.
A correção da porosidade para a argilosidade é feita com a seguinte expressão:
15
φDT =
∆tlog − ∆tma
∆tf − ∆tma
− VSH
∆tSH − ∆tma
∆tf − ∆tma
(2.8)
Onde:
VSH é a argilosidade da formação.
∆tSH é o tempo de trânsito do folhelho adjacente à zona analisada.
∆tlog é o valor do tempo de trânsito lido no perfil.
∆tma é o valor do tempo de trânsito da matriz.
∆tf é o valor do tempo de trânsito no fluido.
O termo introduzido na equação de Wyllie para correção para argilosidade é conhecida como “porosidade aparente do folhelho”.
O tempo de trânsito de uma onda acústica em uma formação será maior se esta
contiver hidrocarbonetos nos seus poros. Isso ocorre pois hidrocarbonetos são menos
densos que a água, o que diminui a velocidade de propagação das ondas e, consequentemente, aumenta o tempo de trânsito das mesmas.
Esse aumento vai acarretar em uma elevada estimativa da porosidade na presença
de hidrocarbonetos, principalmente na presença de gás, pois este é ainda menos
denso que a água. As seguintes correções empíricas são empregadas, respectivamente, para se corrigir o efeito da presença de óleo e gás (HILCHIE, 1982).
φcor = φDT × 0.9
(2.9)
φcor = φDT × 0.7
(2.10)
Onde:
φcor é a porosidade corrigida.
φDT é a porosidade obtida pela equação de Wyllie.
O Perfil Sônico também pode ser usado em poços revestidos. Nesse caso são
usados para se determinar a qualidade da aderência entre o revestimento e o cimento
(CBL - Cement Bond Log) e para determinar a qualidade da aderência entre o revestimento e o cimento e entre o cimento e a formação (VDL - Variable Density Log).
16
2.4
Perfil de Densidade
O perfil de densidade é o registro contínuo das variações das densidades das
rochas atravessadas por um poço. No caso de rochas porosas, a medição realizada
pelo perfil inclui tanto a densidade da matriz da rocha, como a do fluido contido no
espaço poroso (NERY, 1990).
Na obtenção do perfil de densidade, a formação é sujeita à emissão de raios gama
a partir de uma fonte especial (Cobalto-60 ou Césio-137). Estes raios gama, ou fótons, colidem com a matéria e sofrem três tipos de interação, dependendo da energia
incidente: produção de pares elétron-pósitron, espalhamento Compton e efeito fotoelétrico (SERRA, 1984).
• Produção de pares: Acontece normalmente para radiações incidentes de alta
energia. Após a radiação ser absorvida é produzido, em contrapartida, um par
elétron-pósitron.
• Efeito Fotoelétrico: Ocorre para radiações de menor intensidade, para raios
gama com energia menor que 0.5 Mev. Após a radiação ser absorvida, os elétrons das formações são excitados. Os elétrons são deslocados de sua órbita
normal e ocorre a emissão de um Raio X.
• Efeito Compton: No contexto da perfilagem é o tipo de interação da radiação
com a matéria que ocorre com maior frequência, em razão do controle da faixa
energética das radiações interagentes que permanecem entre 0.6 e 1.3 Mev.
Durante a ocorrência do efeito Compton, os raios gama são defletidos pelos
elétrons da formação. Parte da energia cinética dos raios gama incidentes é
transferida aos elétrons dos elementos da formação.
As figuras a seguir (5 e 6) ilustram, respectivamente, as faixas energéticas onde
ocorrem cada um desses efeitos e o efeito Compton.
17
Figura 5: Influência dos três tipos de interação dos raios gama. Modificado de (ELLIS,
2003).
Figura 6: Efeito Compton, o raio gama é espalhado perdendo energia pela colisão
com um elétron, o qual é deslocado. Extraído de (MIMBELA, 2005).
O poço é bombardeado por um fluxo de raios gama produzido por uma fonte que
se encontra no interior da ferramenta. Um cintilômetro, montado no mesmo corpo
ferramental e protegido da radiação direta da fonte, registra o fluxo de raios gama
difundido pela formação. O sinal observado é relacionado com a densidade da formação, uma vez que ele é representativo do número de raios gama que foram desviados
de sua trajetória original, no interior da formação. Assim, quanto menor for o fluxo de
raios gama detectados, maior é o número de elétrons (densidade eletrônica) respon-
18
sáveis pela mudança na trajetória dos raios gama pelo Efeito Compton, o que implica
em um maior número de átomos por unidade de volume.
Dessa maneira, pode-se perceber que a ferramenta, na realidade, mede a densidade eletrônica da formação, a qual é bem próxima da densidade total da formação
e facilmente corrigida (BIGELOW, 2002). Então, uma correção é aplicada internamente
na ferramenta durante a operação. Essa correção é feita através da seguinte equação:
ρlog = 1.0704ρe − 0.1883
(2.11)
Onde:
ρlog é a densidade da formação.
ρe é a densidade eletrônica da formação.
As ferramentas antigas consistiam de uma fonte de raios gama e um único detetor. Essas ferramentas eram muito sensíveis às condições do poço e eram fortemente
afetadas pelo reboco, fluido de perfuração ou irregularidades na parede do poço. Existiam cartas de correções, porém os resultados não eram bem sucedidos devido ao não
conhecimento da espessura real do reboco (BROWN, 1967).
Para corrigir esses efeitos, foi desenvolvido o Perfil de Densidade Compensada.
Essas ferramentas mais modernas (figura 7) incorporaram dois detectores que estão colocados em um tubo, que os protege da radiação direta proveniente da fonte.
O detector próximo é mais influenciado pelo reboco (ou fluido, se estiver em zonas
desmoronadas) do que o detetor afastado, mais afetado pela formação.
Com estas duas leituras, em diferentes profundidades de investigação, acrescida
da medida da espessura do reboco com a curva do caliper, a ferramenta realiza correções internas, ou compensações no valor da densidade, e apresenta valores de
densidade bem mais realistas que as antigas ferramentas de um detetor.
19
Figura 7: Esquema da ferramenta que registra o perfil de densidades. Retirado de
(SAMPAIO, 2010).
A estimativa de porosidade em um reservatório utiliza a relação de balanço de
massas, na qual a densidade total de uma zona é a soma das densidades dos materiais desta zona, multiplicado por suas respectivas proporções volumétricas. Para
o cálculo da porosidade é necessário o conheciento prévio das densidades da matriz
rochosa e do fluido que satura o meio poroso. Para uma formação isenta de argila, a
equação apropriada é escrita na forma:
ρb = φD .ρf + (1 − φD )ρma
(2.12)
Isolando a porosidade:
φD =
ρb − ρma
ρf − ρma
Onde:
φD é a porosidade do perfil densidade.
ρb é a densidade total da formação (lida no perfil).
ρf é a densidade do fluido no espaço poroso.
(2.13)
20
ρma é a densidade da matriz.
No caso da presença de argila, seu efeito deve ser corrigido para o cálculo da
porosidade. A argila entope os poros interconectados, alterando os valores medidos.
O erro cometido devido a presença de argila pode ser corrigido utilizando um modelo
similar ao proposto acima. Dessa vez, considerando o volume da estrutura rochosa
como divida em três partes: volume efetivo de poros, volume de argila e o volume da
parte sólida. Dessa maneira, a porosidade pode ser definida como:
ρb − ρma
φD =
− VSH
ρf − ρma
ρSH − ρma
ρf − ρma
(2.14)
Onde:
ρSH é a densidade do folhelho adjacente à zona estudada.
VSH é a argilosidade da formação.
2.5
Perfil Neutrônico
O neutrôn é uma partícula encontrada no núcleo de todos os átomos (exceto hidrogênio, que contém apenas um próton). Este tem, aproximadamente, a mesma massa
do próton, porém é neutro. O fato de ser pequeno e eletricamente neutro faz do neutrôn um “projétil” ideal para penetrar na matéria, atingindo os núcleos dos elementos
que compõem a rocha (BATEMAN, 1985).
A fonte mais comun de neutrôns usada na perfilagem é uma mistura de um elemento α- emissor com outro produtor de neutrôns. A combinação mais comum é o
uso de Amerício-Berílio (AmBe).
No perfil TDT (Thermal Decay Time) utiliza-se uma fonte que emite pulsos de
neutrôns de alta energia. Esse perfil é mais utilizado para acompanhar a saturação de
água e a variação do contato água - óleo em poços de desenvolvimento.
Os neutrôns podem ser classificados de acordo com a sua energia:
• Rápidos: Energia acima de 0.1 MeV.
• Epitermais: Energia entre 0.1 MeV e 0.025 eV. São resultantes de interações
dos neutrôns rápidos com os núcleos dos átomos presentes nas rochas.
• Termais: Após mais colisões, os neutrôns estarão em equílibrio térmico com o
21
meio. Energia média da ordem de 0.025 eV. Nesse estágio, o núcleo captura o
neutrôn com a emissão de um raio gama (raio gama de captura).
As ferramentas neutrônicas são constituídas por uma fonte de nêutrons e de
um, dois ou quatro detectores (ferramentas SNP e CNL). A fonte emite nêutrons rápidos que penetram nas camadas adjacentes ao poço. Através de sucessivas colisões
elásticas, os nêutrons perdem parte da energia com que foram emitidos, atingindo os
estágios epitermal e termal.
Esta perda de energia depende da quantidade, da massa relativa e da seção eficaz
do núcleo com o qual o nêutron colide. A seção eficaz do núcleo é definida como a
área efetiva apresentada pelo núcleo para que ocorra a interação (colisão) com os
neutrôns incidentes (SERRA, 1984).
A maior quantidade de perda energética ocorre quando os nêutrons se chocam
com núcleos de massa praticamente igual à sua, portanto, com o núcleo de hidrogênio.
Além da massa praticamente igual à massa do neutrôn, outro fator que contribui para a
grande perda de energia do neutrôn é a seção eficaz de amortecimento do hidrogênio,
que é a maior encontrada.
Dessa maneira, a perda de energia pode ser relacionada com a concentração de
hidrogênio na rocha. O hidrogênio em uma formação porosa se concentra nos fluidos
presentes nos poros, assim, a perda de energia pode ser diretamente relacionada com
a porosidade da formação.
Após suficientes amortecimentos, os neutrôns estarão distribuidos nas rochas em
zonas concêntricas (figura 8) a partir da fonte e, provavelmente, todos com a mesma
energia. Tendo em vista esse distribuição, a configuração de uma ferramenta neutrônica é relativamente simples, ou seja, a distância fonte-detector é escolhida de acordo
com o nível energético que se deseja mapear.
Para se registrar neutrôns rápidos, utiliza-se uma configuração na qual o detector
é posicionado bem próximo à fonte. Para o registro de neutrôns de baixa energia,
usa-se um espaçamento fonte-detector o maior possível. Um problema para grandes
espaçamentos é o chamado efeito da matriz. Esse efeito ocorre pois quanto mais afastados da fonte, os neutrôns sofrem mais influências de outros elementos presentes na
matriz rochosa, e não do hidrogênio presente nos poros.
22
Figura 8: Zoneamento energético dos neutrôns. Modificado de (NERY, 1990).
As ferramentas atuais apresentam quatro detectores, onde dois são sensíveis aos
neutrôns termais e os outros dois aos epitermais. Para reduzir a probabilidade dos
neutrôns da fonte viajarem até os detectores sem interagir com a formação, uma blindagem é colocada entre a fonte e os detectores perto e longe (ELLIS et al., 2003).
A evolução das ferramentas neutrônicas ocorreu na seguinte sequência:
• Ferramenta GNT (Gamma Ray Neutron tool): Usa uma fonte e apenas um
receptor e este é sensível a raios gama de captura e a neutrôns termais. A
ferramenta é corrida centralizada, o que implica em forte influência do fluido de
perfuração e da espessura do reboco nas leituras. Por detectar raios gama de
captura e neutrôns termais, é fortemente afetada por elementos absorvedores,
principalmente o cloro presente no fluido de perfuração, no filtrado do fluido e
na água de formação, assim como por elementos presentes na matriz rochosa
(efeito da matriz).
• Ferramenta SNP (Sidewall Neutron Porosity tool): Fonte e receptor são pressionados contra a parede do poço, o que implica em redução dos efeitos do fluido
de perfuração e do reboco. O receptor é sensível a neutrôns epitermais, o que
diminui os efeitos de elementos absorvedores e efeitos da matriz nas leituras. As
principais desvantagens são as seguintes: irregularidades na parede do poço e
não podem ser corridos em poços revestidos.
• Ferramenta CNL (Compensated Neutron Log tool): Possui uma fonte mais
23
potente e dois receptores sensíveis à neutrôns termais e é corrida pressionada
contra a parede do poço. Os receptores ficam a distâncias diferentes da fonte
(receptor perto e longe), o que proporciona duas profundidades de investigação
distintas, onde uma é mais afetada pelo reboco e outra pela rocha. A partir
dessas diferentes profundidades de investigação, a ferramenta fará correções
para resultar em valores mais realistas para a porosidade. A desvantagem dessa
ferramenta é o uso de detectores termais, o que leva a um efeito de absorvedores
e efeito da matriz rochosa.
• Ferramenta DNL (Dual-Energy Neutron Log): Também conhecidas como CNTG. São as ferramentas mais modernas. Aproveitam as vantagens da SNP e da
CNL pois apresentam uma fonte e dois detectores termais (um longe e outro
perto) e dois detectores epitermais (um longe e outro perto). Comparando-se as
razões das leituras termais e epitermais, tira-se proveito de ambos resultados,
com apresentação de porosidades ainda mais realistas.
As figuras 9 e 10 mostram, respectivamente, as ferramentas CNL e DNL.
Figura 9: Esquema de uma ferramenta CNL. Extraído de (GILCHRIST, 2008).
24
Figura 10: Configuração de uma ferramenta DNL. Modificado de (SCHLUMBERGER,
1989).
Dentre todos os efeitos que podem influenciar nas medidas das ferramentas neutrônicas, três merecem maior destaque: o efeito da litologia, o efeito do gás (ou óleo
leve) e o efeito da argila.
As ferramentas são calibradas em unidades de porosidade aparente de calcário,
arenito e dolomita. Assim, se uma formação é composta de calcário e o perfil neutrônico é registrado na unidade de porosidade aparente do calcário, então, a porosidade
aparente é igual a porosidade verdadeira. Contudo, se a formação é composta de
arenito ou dolomita, a porosidade aparente do calcário deve ser corrigida para a porosidade verdadeira com o uso de uma carta de correção apropriada. Esse é o efeito da
litologia.
Conhecendo-se a litologia, a figura 11 pode ser utilizada para a correção da porosidade:
25
Figura 11: Carta de correção para a porosidade. Modificado de (GLOVER, 2005).
Sempre que os poros estiverem preenchidos por gás, a porosidade neutrônica
será menor que a real. Isso ocorre pois o gás apresenta uma menor concentração de
hidrogênio quando comparado com óleo ou água. Esse é o efeito do gás. A porosidade
derivada do perfil de densidade é maior que a real para poros contendo gás. Isso
ocorre pois a densidade real do fluido no poro (gás) é menor que a densidade do
fluido usada no cálculo (água).
Essas variações dos valores de porosidade devido a presença de gás, faz com
que exista um cruzamento entre os perfis neutrônico e de densidade (densidade apresentando valores maiores). Essa “pista” visual da presença de gás faz da combinação
densidade/neutron um padrão interessante para os programas de perfilagem por mais
de quarenta anos (ELLIS et al., 2004).
Por último e não menos importante, temos o efeito da argila. Esse efeito ocorre
pois os argilominerais apresentam hidroxilas (OH) como parte da sua estrutura ou,
em alguns casos, apresentam água adsorvida em sua estrutura, aumentando a concentração de hidrogênio. Esse hidrogênio afetará o amortecimento dos neutrôns da
mesma maneira que o hidrogênio presente nos poros da formação.
Nenhuma ferramenta neutrônica é capaz de diferenciar essas fontes distintas de
hidrogênio, portanto, a alta concentração de hidrogênio será interpretada como alta
porosidade e a porosidade medida em zonas argilosas será maior que a real (ELLIS et
26
al.,
2004).
Existem correções empíricas para a porosidade devido a presença de gás e argi-
losidade. Estas serão vistas no capítulo seguinte.
Um dos métodos mais utilizados para se determinar a litologia e corrigir a porosidade é pelo uso de cartas de correção entre os valores de porosidade neutrônica e de
porosidade do perfil densidade. Uma carta para essa correção é mostrada na figura
12.
Figura 12: Carta de correção densidade - neutrôn. Extraído de (ELLIS et al., 2004).
27
3
Modelos Utilizados
Nesse capítulo, serão apresentados os modelos existentes na literatura para o
cálculo da argilosidade de uma rocha e modelos para se efetuar correções entre os
perfis Densidade e Neutrônico.
Esses modelos são a base para todos os cálculos efetuados no presente trabalho
e seus resultados serão comparados com dados experimentais para se verificação de
qual é o mais apropriado à rocha reservatório em análise.
3.1
Cálculo da Argilosidade
A argilosidade é um parâmetro muito importante na caracterização petrofísica das
rochas, pois influencia diretamente todas as propriedades da rocha (velocidade, porosidade, permeabilidade, densidade, etc). A argila ocorre de três maneiras nas rochas,
a saber, argila laminar (formando microcamadas entre os grãos da matriz quartzosa),
argila estrutural (formando agrupamentos granulares de argila entre os grãos da matriz quartzosa) e argila dispersa ou autigênica (minerais de argila envolvem os grãos
da matriz quatzosa), esta última possui a maior relevância porque tende a ocupar os
espaços porosos, obstruindo o fluxo dos fluidos através do reservatório. A figura 13
mostra a distribuição da argila no espaço poroso.
A argila presente no espaço poroso também influencia, em muito, as respostas
físicas das rochas, medidas pelas ferramentas de perfilagem e refletidas nos perfis de
porosidade, tais como o perfil neutrônico e o perfil de densidade.
A determinação da argilosidade continua sendo um tema em discussão, existindo
diversos métodos, sendo que os mais utilizados serão abordados nesse capítulo, tais
como o Método Linear, Larionov, método de Clavier et al, método de Streiber e o
método de Oliveira et al.
28
Figura 13: Distribuição da argila nos poros. Modificado de (GLOVER, 2005).
3.1.1
Modelo Linear
Com esta equação (CRAIN, 1986), se compara a argilosidade com o índice de radioatividade. É a relação mais utilizada e serve como base para as outras metodologias.
Essa relação é dada por:
Vsh = IRG =
RGlog − RGmin
RGmax − RGmin
(3.1)
Onde:
Vsh : Argilosidade.
RGlog : valor lido no perfil.
RGmin : valor mínimo de raios gama no perfil (linha base dos arenitos), indica areia
limpa.
RGmax : valor máximo de raios gama (linha base dos folhelhos), indica folhelho.
3.1.2
Modelo Larionov
(CRAIN, 1986), apresenta também dois modelos empíricos propostos por Larionov,
em 1969, para o cálculo da argilosidade. O primeiro é para rochas do Terciário (rochas
“jovens”) e é dado por:
29
Vsh = 0.083 23.7IRG − 1
(3.2)
O segundo modelo foi proposta para rochas antigas e é dado por:
Vsh = 0.33 22IRG − 1
(3.3)
Onde IRG é o índice de raios gama e é calculado através do perfil de raios gama.
3.1.3
Modelo de Clavier et al
(CLAVIER et al., 1984) propôs um modelo empírico para cálculo da argilosidade.
Esse modelo é dado por:
Vsh = 1.7 −
3.1.4
q
3.38 − (IRG + 0.7)2
(3.4)
Modelo de Streiber
É outra relação empírica para o cálculo da argilosidade. É dada por (BASSIOUNI,
1994):
Vsh =
3.1.5
IRG
3 − 2IRG
(3.5)
Modelo de Oliveira et al
(OLIVEIRA et al., 2004) propôs um modelo onde se usa a média aritmética entre as
argilosidades calculadas pelas relações de Larionov (tanto rochas antigas quanto recentes) e de Clavier et al. A utilização da média aritmética é uma tentativa de suavizar
os efeitos da composição arcoseana do arenito Namorado.
3.2
Modelos para correção da porosidade
Os perfis Neutrônico e de Densidade são os mais utilizados para estimativa da
porosidade. Porém, o uso desses perfis de forma isolada, acarretaria em grandes
30
erros no cálculo da porosidade tendo em vista diversos efeitos que podem influenciar
a medida das ferramentas, conforme já foi discutido anteriormente.
Para corrigir esses efeitos, foram criadas as cartas de correção entre os perfis
Neutrônico e de Densidade. Essas cartas basicamente correlacionam as propriedades
físicas mensuradas com a litologia, argilosidade e porosidade.
Além das cartas, existem também modelos empíricos para se efetuar as correções entre esses perfis. Os modelos empíricos que serão utilizados nesse trabalho
serão apresentados nessa seção. Os modelos para correção na estimativa da porosidade utilizados neste trabalho são: (CRAIN, 1986), (LEMOS, 2004), (MIMBELA, 2005) e
(ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010).
3.2.1
Modelo de Crain (1986)
Considere a figura 14:
Figura 14: Gráfico para o Modelo de Crain. Modificado de (LIMA, 2000)
Na figura 14, temos quatro retas. E de acordo com (CRAIN, 1986), cada uma
31
representa o seguinte:
1: Reta de litologia limpa, ou seja, a argilosidade é nula.
2: Reta dos folhelhos. Nessa reta, a argilosidade aumenta de 0% (origem do
sistema, apenas matriz) até 100% que é o ponto de folhelho (φN SH ,φDSH ). φN SH e
φDSH são, respectivamente, as porosidades dos perfis Neutrônico e de Densidade
para o folhelho adjacente à área estudada.
3: Reta de Isoporosiade.
4: Reta de Isoargilosidade.
A reta de Isoprosidade é que nos fornece a correção da porosidade para arenito
argiloso de acordo com o modelo de Crain. Essa correção nos fornece a porosidade
efetiva. O cálculo da porosidade é dado por:
φE =
φD .φN SH − φN .φDSH
φN SH − φDSH
(3.6)
Onde:
φE
é a porosidade efetiva calculada pelo modelo de Crain.
φN
é a porosidade neutrônica lida diretamente do perfil.
φN SH é a porosidade obtida pelo perfil Neutrônico no folhelho adjacente ao intervalo estudado.
φD
é a porosidade lida densidade diretamente do perfil.
φDSH é a porosidade obtida pelo perfil de Densidade no folhelho adjacente ao
intervalo estudado.
3.2.2
Modelo de Lemos (2004)
Em sua Dissertação de Mestrado, (LEMOS, 2004), tinha como objetivo comparar
estimativas de porosidade obtidas do perfil Sônico com resultados obtidos através
dos perfis Neutrônico e Densidade. Essa comparação foi efetuada para se viabilizar a
utilização do perfil Sônico para avaliação petrofísica da Bacia de Almada, Bahia, tendo
em vista que na suíte dos perfis corridos nessa bacia, não estavam presentes os perfis
de Densidade e Neutrônico.
No seu trabalho ela apresenta um modelo para correção da porosidade através
32
dos perfis Neutrônico e de Densidade. O modelo é dividido em algumas etapas. Primeiro se calcula a porosidade Neutrônica corrigida:
φN cor = φN − (VSH .φN SH )
(3.7)
Onde:
φN cor é a porosidade Neutrônica corrigida.
φN
é a porosidade lida diretamente do perfil.
VSH é argilosidade.
φN SH é a porosidade obtida pelo perfil Neutrônico no folhelho adjacente ao intervalo estudado.
Em seguida, se calcula a porosidade Densidade corrigida:
φDcor = φD − (VSH .φDSH )
(3.8)
Onde:
φDcor é a porosidade Densidade corrigida.
φD
é a porosidade lida diretamente do perfil.
VSH é argilosidade.
φDSH é a porosidade obtida pelo perfil de Densidade no folhelho adjacente ao
intervalo estudado.
Finalmente, uma relação empírica para cálculo da porosidade:
φE =
(14.5.φN cor ) + (50.5.φDcor )
65
(3.9)
Onde φE é a porosidade efetiva calculada pelo modelo de Lemos.
3.2.3
Modelo de Mimbela (2005)
Em sua Dissertação de Mestrado, (MIMBELA, 2005) tinha como objetivo pesquisar
a possibilidade de aplicar Regra Fuzzy para ajustar a porosidade utilizando os perfis
Neutrônico e de Densidade e posteriormente fazer uma estimativa da permeabilidade
para ser comparada com outros métodos, identificando a confiabilidade desta técnica.
33
Os dados utilizados na execução de seu trabalho são provenientes do Campo Petrolífero de Namorado, situado na Bacia de Campos.
Em seu trabalho, ele apresenta o seguinte procedimento para calcular uma porosidade ponderada entre os perfis Neutrônico e Densidade:
1. Se φN > 1.2.φD indicativo de folhelho, assim a porosidade é dada por:
φM ED =
(2.φD + φN )
3
(3.10)
2. Se φN < φD indicativo de gás, a porosidade é dada por:
r
φM ED =
(φ2N + φ2D )
2
(3.11)
3. Em qualquer outro caso, a litologia é considerada como arenito limpo e a porosidade é dada por:
φM ED =
3.2.4
φN + φD
2
(3.12)
Modelo de Anyaehie (2010)
Em seu trabalho, (ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010) tinham como objetivo estabelecer uma correção para efeitos da presença de hidrocarbonetos e argila para cálculo
da porosidade, utilizando os perfis Neutrônico e de Densidade. O objetivo principal
era determinar um método rápido para estimativa da porosidade sem a necessidade
dos complexos algoritmos de correção das empresas, ou seja, visava uma correção
unificada.
Para isso, usou dados da bacia do Delta do rio Niger, na Nigéria. A formulação do
seu método tem como objetivo compensar alguns efeitos, tais como:
• Superestimação da porosidade do perfil Neutrônico em zonas argilosas.
• Superestimação da porosidade do perfil de Densidade em zonas com hidrocarboneto leve ou gás.
• Subestimação da porosidade Neutrônica em zonas com hidrocarbonetos leves.
Como resultado, obtiveram a seguinte relação:
34
φE = 0.5.{φD .(1 + VSH ) + φN .(1 − VSH )}
(3.13)
No capítulo a seguir, será detalhada a aplicação desses métodos neste trabalho.
No capítulo posterior (resultados), será feita uma comparação entre esses modelos.
35
4
Metodologia
Nesse capítulo será apresentada a metodologia utilizada neste trabalho. Inicialmente, uma breve descrição da Bacia de Campos e do Campo de Namorado. Em seguida, será detalhado como foram obtidos os dados, tanto dos perfis de poços quanto
de laboratório, usados no trabalho. Serão apresentados também os softwares utilizados. Por fim, será mostrado o procedimento de cálculo utilizado para se corrigir os
valores de porosidade.
4.1
Bacia de Campos
Localizada na porção sudeste do Brasil, ao longo da costa norte do Estado do Rio
de Janeiro, a Bacia de Campos possui uma área de 100 mil Km2 , e lâmina d’água
de até 3.000 m. É uma bacia típica de margem divergente, originada pela ruptura do
supercontinente Gondwana, coincidindo em aspectos gerais com a história evolutiva
das demais bacias de margem leste brasileira.
Fatores como o baixo grau de afinamento crustal, reativação das fontes de sedimentos, intensa tectônica adiastrófica e as variações globais do nível do mar no Neocretáceo e Terciário, propiciaram a acumulação de grande volume de hidrocarbonetos,
conferindo a esta área qualidades singulares em termos de potencial petrolífero.
O pacote sedimentar é constituído por seis unidades litoestratigráficas (SECCO et
al.,
2007):
• Formação Cabiúnas: Designa os derrames basálticos eocretáceos, intercalados
com rochas vulcanoclásticas e sedimentares, constituindo o assoalho oceânico
de todo preenchimento sedimentar da Bacia de campos;
• Formação Lagoa Feia: Composta por rochas de naturezas diversas, como conglomerados polimíticos, arenitos com estratificação cruzada, carbonatos lacustres e folhelhos negros, principal rocha geradora de hidrocarbonetos da bacia;
36
Figura 15: Campos da Bacia de Campos. Extraído de (MIMBELA, 2005).
• Formação Macaé: representa os calcirruditos, calcarenitos e calcilutitos depositados durante o Albiano-Turoniano, sendo subdividida em três membros:
(i) Membro Goitacás;
(ii) Membro Quissamã;
(iii) Membro Outeiro.
Este último consiste em calcilutitos cimentados sobrepostos por margas e folhelhos e com ocorrência de camadas isoladas de arenitos turbidíticos, conhecidos como
“Arenito Namorado”. Sobreposto à Formação Macaé, o Grupo Campos é subdividido
em três formações:
• Formação Carapebus: composta por arenitos finos a conglomeráticos, intercalados com os pelitos da Formação Ubatuba, se distribui do Turoniano ao Holoceno,
sendo que suas designações informais se dão em função de sua idade ou da
presença de hidrocarbonetos em campos produtores.
• Formação Ubatuba: é constituída por espessa sucessão de folhelhos cinzaescuro e esverdeados, argilas e margas cinza-claro, calcilutitos cinza/creme e
diamictitos cinzentos.
• Formação Emboré: é composta por arenitos e carbonatos impuros, sobrepostos e lateralmente interdigitados com os pelitos da Formação Ubatuba, sendo
37
subdividida em três membros:
(i) Membro São Tomé (composto por clásticos grossos vermelhos que ocorrem ao
longo da borda oeste da bacia, em ambiente de plataforma interna);
(ii) Membro Siri;
(iii) Membro Grussaí.
Esses dois últimos compostos basicamente por calcarenitos bioclásticos, em ambiente de plataforma externa.
4.2
Campo de Namorado
O Campo Escola Namorado é um dos campos de petróleo da Bacia de Campos
que nos dias de hoje é considerado um campo maduro por possuir uma produção em
declínio. A grande quantidade de dados coletados ao longos dos anos fez com que
o Campo Namorado fosse considerado um Campo Escola. Seus dados são disponibilizados para instituições de pesquisa e ensino pela agência regulamentadora desse
setor - Agência Nacional do Petróleo, ANP - para estudos de geofísica e geologia.
O Campo fica localizado na porção central-norte da Bacia de Campos entre os
campos de Marlin, Garoupa, Barracuda e Badejo, situando-se a 80km da costa. O
campo foi descoberto em 1975 com a perfuração do poço 1-RJS-19 em uma lâmina
d’água com espessura de 144 metros, porém as atividades de produção de óleo começaram somente em junho de 1979. A figura 16 mostra a localização do Campo de
Namorado.
Estimava-se que o volume total de óleo recuperável era de 42.000.000 m3 de um
total de 106.000.000 m3 , que constituia o primeiro campo gigante formado por arenitos tubidíticos das bacias sedimentares brasileiras. Turbidito é o termo utilizado para
se definir depósitos originados por correntes de turbidez. No caso dos arenitos turbidíticos do campo Namorado, a referência se faz a areias grossas transportadas por
intermédio de correntes de turbidez em águas profundas que foram depositadas em
camadas horizontais. Correntes de turbidez formam um importante mecanismo de
transporte de sedimentos.
O principal reservatório deste campo é o Arenito Namorado, de origem turbidítica
e idade cenomiana inferior. Essa unidade sedimentar compõe a porção superior da
formação Macaé e, na área do campo, ocorre a profundidades variáveis entre 2900 e
38
Figura 16: Localização do Campo de Namorado. Modificado de (LEMOS, 2004).
3400 m. As principais características desse reservatório são (LEMOS, 2004):
• Geometria externa: lenticular/tabular.
• Limite inferior: carbonatos da formação Macaé.
• Limite superior: folhelhos e margas da formação Macaé.
• Limites laterais: norte e sul, por pinchout e sudeste, noroeste e sudoeste, por
falhas.
• Direção principal de ocorrência de noroeste a sudeste.
• Espessura média de 60m, variando entre cinco e 130 m.
• Geometria interna heterogênea de baixo grau.
• Estruturas primárias dominantes de arenitos maciços.
• Constituição de arenitos arcósios.
• Textura de granulometria desde fina a grosseira e com tamanho médio dominante.
• Seleção variando de boa a má, sendo em média regular.
• Grau de arredondamento e esfericidade geralmente baixo.
39
Figura 17: Coluna estratigráfica da Bacia de Campos com destaque para o Arenito
Namorado. Extraído de (MIMBELA, 2005).
4.3
Meios Materiais
Para a realização deste trabalho, foram utilizados dados provenientes do Campo
Escola de Namorado, situado na Bacia de Campos. Foram analisados dados obtidos
com a perfilagem e dados obtidos com a análise petrofísica de testemunhos. Os poços
utilizados são os que apresentam maior representatividade das medidas experimentais.
Um conjunto de quatro poços verticais do Campo de Namorado foi analisado neste
trabalho. Estes ocupam a região central do reservatório. Esta análise foi feita através
de uma suíte de cinco perfis para os três primeiros poços (Raios Gama, Sônico, Resistividade, Densidade e Porosidade Neutrônica), e quatro perfis para o último poço
(Raios Gama, Resistividade, Densidade e Neutrônico).
Os dados foram fornecidos pela Agência Nacional e Petróleo (ANP) através do
Campo Escola de Namorado, que corresponde a uma banco de dados de 56 poços
verticais, disponível para as universidades com o objetivo de se desenvolver programas de ensino e pesquisa.
Os dados geofísicos são compostos pelos perfis de raios gama ou GR, presente
em 55 poços; resistividade ou ILD, presente em todos os poços; sônico ou DT, presente em 18 poços; densidade ou RHOB, presente em todos os poços e porosidade
40
neutrônica ou NPHI, presente em 54 poços. A escolha dos poços a serem analisados foi baseada segundo a quantidade dos testemunhos (os que apresentam maior
número), e pelo grau de representatividade destes (grau de correlação existente das
medidas). A Tabela 2 apresenta as identificações e características gerais e a figura 18
mostra um mapa de localização dos poços.
No apêndice B serão apresentadas as tabelas com os dados obtidos experimentalmente para os quatro poços estudados neste trabalho.
Nome do poço
Intervalo perfilado (m)
Lâmina d’água (m)
Resultado
Profundidade (m)
NA02
NA04
NA011
NA022
2975 - 3175
2950 - 3150
3000 - 3200
3140 - 3280
154
211
220
229
Extensão produtor de óleo
Extensão produtor de óleo
Descobridor de nova jazida
Subcomercial
3250
3200
3425
3405
Tabela 2: Descrição dos poços estudados. Fonte: www.bdep.gov.br
Figura 18: Localização dos poços estudados. Modificado de (MIMBELA, 2005).
A partir da análise de testemunhos fornecida pela ANP, (LEMOS, 2004) determinou o intervalo de reservatório para três dos quatro poços aqui estudados. Esses
resultados são expressos na tabela 3.
41
Nome do Poço Intervalo de reservatório (m)
NA02
3039 - 3053
NA04
3027 - 3050
NA011
3125 - 3140
Tabela 3: Intervalo de reservatório para os poços estudados. Modificado de (LEMOS,
2004).
4.4
Métodos
Nessa seção são descritos inicialmente os métodos aplicados para a visualização
dos perfis. Em seguida, serão descritos os métodos aplicados para cálculo da porosidade total, da argilosidade e para o cálculo da porosidade efetiva a partir dos perfis
Densidade e Neutrônico.
4.4.1
Visualização dos perfis
Os registros (medidas) dos perfis dos quatro poços analisados encontram-se em
um arquivo no formato Log ASCII Standard (LAS). Para visualização das curvas dos
perfis as medidas foram carregadas e representadas graficamente, utilizando-se o
aplicativo matemático MATLAB.
4.4.2
Cálculo da porosidade total
São usados três perfis para a determinação da porosidade total. Para o perfil
Neutrônico, as medidas já são fornecidas em unidades de porosidade (PU - porosity
unity, em inglês). É importante lembrar que os índices D, DT e N são referentes,
respectivamente, aos perfis Densidade, Sônico e Neutrônico.
Para esse cálculo da porosidade a partir do perfil de Densidade, é utilizada a equação 2.13. Nesse caso, o programa desenvolvido utiliza o vetor com os dados de densidade do intervalo perfilado. Esse vetor está no arquivo no formato Log ASCII Standard
(LAS) que é carregado durante a execução do programa.
Para se efetuar o cálculo da porosidade com o perfil Sônico, é utilizada a equação 2.5. O programa utiliza o vetor com os dados de tempo de trânsito do intervalo
perfilado. Esse vetor está no arquivo no formato Log ASCII Standard (LAS) que é
42
carregado quando se executa o programa.
4.4.3
Cálculo da argilosidade
No capítulo 3 foram apresentados os modelos para cálculo da argilosidade. Nessa
seção o modelo não será detalhado, será mostrada apenas a equação implementada
no programa. Pelo modelo de Crain, também conhecido como Linear, a argilosidade
é cálculada de acordo com a equação 3.1.
Para o modelo de Larionov, a argilosidade é calculada de acordo com a equação
3.3:
Para o modelo de Clavier et al, a argilosidade é calculada de acordo com a equação 3.4:
Para esse cálculo, o programa utiliza o vetor com os dados da leitura de raios gama
do intervalo perfilado. Esse vetor está no arquivo no formato Log ASCII Standard (LAS)
que é carregado durante a execução do programa. Além disso, o programa reconhece
a maior e a menor leitura de raios gama para cálculo do índice de raios gama.
Os modelos de Streiber (1994) e Oliveira et al (2004) não foram implementados.
No caso do primeiro, não foi possível implementá-lo e no caso do segundo, seria
uma aproximação muito grosseira para o Arenito Namorado, que é uma rocha antiga,
portanto não seria coerente utilizar um modelo que utilize uma média entre valores
para rochas antigas e recentes.
4.4.4
Cálculo da porosidade efetiva
Ao longo deste trabalho já foram apresentados os modelos para cálculo da porosidade efetiva. Portanto, os modelos não serão detalhados, e somente as equações
implementadas serão mostradas nessa seção. Pelo modelo de Crain (1986), a porosidade efetiva é calculada de acordo com a equação 3.6:
Para o modelo de Lemos (2004), a porosidade efetiva é calculada de acordo com
a equação 3.9:
Para o modelo de Mimbela (2005), a porosidade efetiva é calculada a partir de um
sistema de equações. Ver capítulo 3, as equações 3.10, 3.11 e 3.12.
No modelo de Anyaehie (2010), a porosidade efetiva é calculada a partir da equação 3.13:
43
4.4.5
Procedimentos
Todos os modelos para cálculo da porosidade efetiva, são funções da argilosidade.
Assim, o leitor pode ficar em dúvida em relação a qual modelo utilizar para efetuar
esses cálculos. A escolha do modelo de argilosidade a ser utilizado é resultado da
análise do trabalho de (JESUS, 2004). Neste trabalho foram comparados valores de
argilosidade obtidos com diferentes modelos e valores de argilosidade obtidos em
laboratório para a Bacia de Almada, Bahia. A figura 19 ilustra essa comparação. A
partir da análise da figura, o modelo utilizado para cálculo das porosidades efetivas foi
o modelo Linear (ou de Crain), pois este foi o que apresentou melhor ajuste com os
dados experimentais.
Figura 19: Comparação entre diferentes métodos para cálculo da argilosidade. Extraído de (JESUS, 2004).
O procedimento para se determinar o modelo mais adequado para porosidade
efetiva pode ser resumido da seguinte forma:
• Calcula-se diferentes curvas de porosidade efetiva, ou seja, uma para cada modelo. Para essa etapa, foi fixado o modelo Linear para a argilosidade.
• Plota-se, simultâneamente, todas essas curvas de porosidade e os valores pontuais de porosidade obtidos em laboratório.
• Determina-se qual curva apresenta o melhor ajuste com os dados de laboratório.
44
Após se determinar o melhor modelo para cálculo da porosidade efetiva, o caminho
inverso foi realizado na tentativa de descobrir o melhor modelo de argilosidade. Os
procedimentos são os seguintes:
• Fixa-se o modelo de porosidade efetiva.
• Para diferentes modelos de argilosidade, calcula-se diferentes curvas de porosidade (reparar que o que muda agora são os modelos de argilosidade e não os
modelos de porosidade efetiva).
• A partir dessas curvas de porosidade, tentar observar qual curva, consequentemente, qual modelo de argilosidade se ajusta melhor aos dados de laboratório.
Todo esse procedimento, os cálculos, e os gráficos resultantes foram implementados em um programa escrito no aplivativo matemático MATLAB. Os resultados obtidos
serão discutidos no capítulo seguinte.
45
5
Resultados e Análises
Neste capítulo serão apresentados os resultados obtidos com a metodologia apresentada no capítulo anterior. Para isso, serão analisados dados de perfilagem e análises de testemunhos de quatro poços do Campo de Namorado: poços NA02, NA04,
NA011 e NA022. Esses poços foram escolhidos pois apresentam uma maior representatividade em relação aos dados de laboratório.
Para cada poço é feita uma análise integrada qualitativa dos perfis disponíveis com
a finalidade de identificar possíveis zonas de interesse. Em seguida são apresentados
os gráficos com a comparação entre os diferentes modelos de cálculo da porosidade
apresentados neste trabalho. E finalmente, são mostrados os resultados para a comparação dos diferentes modelos de argilosidade apresentados neste trabalho.
5.1
Poço NA02
Para esse poço, o intervalo perfilado foi de 2975m até 3175m. Os perfis corridos
nesse poço foram: Raios Gama, Resistividade, Sônico, Neutrônico e Densidade. A
análise de testemunhos apresenta uma porosidade média de 0,26 enquanto que a
porosidade média obtida com os perfis foi 0,22. A argilosidade média do intervalo
perfilado é 37%.
Na figura 20 são mostrados os perfis corridos no poço:
46
Figura 20: Perfis corridos no poço NA02 com destaque a possíveis zonas de interesse.
Nessa figura foram destacadas duas zonas. Na primeira (entre 3040m e 3055m)
é possível verificar baixos valores do perfil de Raios Gama. O perfil de Raios Gama
mede a radioatividade natural da formação, sendo que os folhelhos são as rochas
mais radioativas. Dessa maneira, uma baixa leitura desse perfil é indicativo de um
arenito. O perfil Neutrônico apresenta altos valores de porosidade nessa zona e o
perfil de Densidade apresenta baixos valores, o que também indica alta porosidade,
porém, esses poros podem conter tanto água quando hidrocarbonetos. A identificação
do fluido no poro pode ser feita a partir da análise do perfil de Resistividade, que
apresenta altos valores, o que representa uma zona portadora de hidrocarbonetos.
O outro retângulo em destaque (entre 3090m e 3105m) apresenta as mesmas
características da zona anterior, podendo representar um intervalo portador de óleo
ou gás.
A figura 21 é o resultado da comparação entre os diferentes modelos de cálculo
da porosidade para a zona destacada pelo primeiro retângulo azul da figura anterior.
47
Figura 21: Comparação entre os modelos e dados de laboratório para o poço NA02.
Por esse gráfico, pode-se perceber que os modelos de Rabelo (LEMOS, 2004) e
James (ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010) representam o melhor ajuste entre os valores
de porosidade obtidos com os perfis e valores obtidos pela análise de testemunhos,
sendo que o modelo de Anyaehie representa o melhor ajuste.
A figura 22 é o resultado da análise da argilosidade para a mesma zona destacada:
Figura 22: Comparação entre os modelos de Argilosidade para o poço NA02.
Esse gráfico mostra curvas de porosidade, calculadas com o modelo de Anyaehie,
48
para diferentes modelos de Argilosidade. A idéia original era verificar qual curva apresentaria melhor ajuste com os dados de laboratório. Porém, conforme é visto na figura
anterior, as curvas estão praticamente sobrepostas, o que impossibilita a definição de
um modelo de argilosidade que melhor ajuste os valores de porosidade. Portanto, a
comparação com os dados de laboratório não chegou a ser feita.
A figura 23 é apenas uma comparação entre as curvas de porosidade obtida
de diferentes maneiras: Perfil Sônico, Neutrônico, Densidade e combinação Neutrônico/Densidade (Porosidade corrigida). Em destaque a zona que foi inferida como
possível interesse. Essa figura apenas confirma que essa zona apresenta alta porosidade, ou seja, poderia ser um bom reservatório.
Figura 23: Curvas de porosidade para o poço NA02.
5.2
Poço NA04
Para esse poço o intervalo perfilado foi de 2950m até 3150m. Os perfis corridos
nesse poço foram: Raios Gama, Resistividade, Sônico, Neutrônico e Densidade. A
análise de testemunhos apresenta uma porosidade média de 0,26 enquanto que a
porosidade média obtida com os perfis foi 0,16. A argilosidade média do intervalo
perfilado é 32%.
Nafigura 24 são mostrados os perfis corridos no poço:
49
Figura 24: Perfis corridos no poço NA04.
Aqui também são destacadas duas zonas. Na primeira (entre 3030m e 3050m)
é possível verificar baixos valores do perfil de Raios Gama, o que é indicativo de um
arenito. O perfil Neutrônico apresenta altos valores de porosidade e o perfil de Densidade apresenta baixos valores para essas zonas, o que indica uma alta porosidade.
Para identificar o fluido presente nesta zona, basta analisar o perfil de Resistividade,
que apresenta elevados valores, representando uma zona com hidrocarbonetos.
Abaixo dessa primeira zona, ainda é possível identificar uma baixa leitura do perfil
de Raios Gama, indicando a continuidade do arenito destacado anteriormente. Os
perfis Densidade e Neutrônico também indicam boa porosidade. A diferença é que
o perfil de resistividade apresenta valores baixos, o que é indicativo de água. Dessa
maneira, é possível identificar um possível contato óleo/água nessa região.
O outro retângulo em destaque (entre 3090m e 3110m) apresenta as mesmas
características da zona anterior, ou seja, pode se tratar de uma zona portadora de
óleo ou gás.
A figura 25 é o resultado da comparação entre os diferentes modelos de cálculo
da porosidade para o intervalo de arenito. Esse intervalo está entre 3030m e 3110m
e foi inferido a partir das baixas leituras do perfil de Raios Gama.
50
Figura 25: Comparação entre os modelos e os dados de laboratório para o poço NA04.
A análise desse poço apresentou as maiores diferenças entre porosidade obtidas
com os perfis e com análise de testemunhos. Neste caso, não foi obtido um bom
ajuste entre as medidas diretas (testemunho) e indireta (perfis). Os modelos que mais
se aproximaram foram de Crain (CRAIN, 1986) e Anyaehie (ANYAEHIE; OLANREWAJU,
2010).
Essa discrepância entre medidas diretas e indiretas podem ser explicadas baseadas em alguns fatores, tais como: heterogeinedades litológicas e possíveis erros de
medição no laboratório. Outro fator que deve ser levado em consideração é o efeito
do alívio de pressão. Isso ocorre pois o testemunho não se encontra mais confinado
pela pressão do reservatório e sim em condições ambiente, o que pode resultar em
valores maiores para a porosidade, levando a erros nas medidas. Esse efeito pode ser
a explicação para a grande diferença entre a porosidade média das amostras (0,26) e
a porosidade obtida com os perfis (0,16).
A figura 26 é o resultado da análise da argilosidade para o mesmo intervalo de
arenito:
51
Figura 26: Comparação entre os modelos de argilosidade para o poço NA04.
Esse gráfico mostra curvas de porosidade, calculadas com o modelo de Anyaehie,
para diferentes modelos de Argilosidade. Mais uma vez, não foi possível definir um
modelo de argilosidade que melhor ajuste a porosidade, pois as curvas estão sobrepostas, o que impossibilita qualquer análise.
Por final, é feita uma comparação entre as curvas de porosidade obtida de diferentes maneiras: Perfil Sônico, Neutrônico, Densidade e combinação Neutrônico/Densidade
(Porosidade corrigida). Em destaque, as duas possíveis zonas portadoras de hidrocarbonetos. A figura 27 apenas confirma que essas zonas apresentam altas porosidades,
ou seja, poderiam representar potenciais reservatórios.
52
Figura 27: Curvas de porosidade para o poço NA04.
5.3
Poço NA011
Para esse poço o intervalo perfilado foi de 3000m até 3200m. Os perfis corridos
nesse poço foram: Raios Gama, Resistividade, Sônico, Neutrônico e Densidade. A
análise de testemunhos apresenta uma porosidade média de 0,09 enquanto que a
porosidade média obtida com os perfis foi 0,05. A argilosidade média do intervalo
perfilado é 24%.
Na figura 28 são mostrados os perfis corridos no poço:
53
Figura 28: Perfis corridos no poço NA011.
A partir da análise desses perfis pode-se inferir algumas características desse intervalo. Pelo Perfil de Raios Gama, podemos interpretar que o topo do intervalo é um
folhelho e o restante se trata de um arenito. O perfil de Densidade apresenta altos
valores de densidade, indicando baixa porosidade. Seguindo a mesma tendência, o
perfil Neutrônico também mostra baixos valores para a porosidade ao longo do intervalo.
Para esse poço foi possível destacar uma possível zona portadora de óleo ou gás
(entre 3120m e 3140m). Nessa zona, os valores do perfil Densidade são menores,
o que pode ser interpretado como um aumento na porosidade. O perfil Neutrônico
também apresenta um aumento na porosidade dessa zona. Além disso, o perfil de
Resistividade mostra altas leituras, o que indica uma zona com hidrocarbonetos.
A figura 29 é o resultado da comparação entre os diferentes modelos de cálculo da
porosidade para o intervalo mais representativo desse poço. Esse intervalo é o mais
representativo pois é onde os dados de análise de testemunho estão concentrados.
54
Figura 29: Comparação entre os modelos e dados de laboratório para o poço NA011.
Analisando esse gráfico, pode-se perceber que os modelos de Mimbela (MIMBELA,
2005) e Anyaehie (ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010) representam o melhor ajuste entre os valores de porosidade obtidos com os perfis e valores obtidos pela análise de
testemunhos, sendo que, mais uma vez, o modelo de Anyaehie representa o melhor
ajuste.
A figura 30 é o resultado da análise da argilosidade para o intervalo considerado
como possível portador de hidrocarbonetos (retângulo azul na figura 28):
Figura 30: Comparação entre os modelos de argilosidade para o poço NA011.
55
Esse gráfico mostra curvas de porosidade, calculadas com o modelo de Anyaehie,
para diferentes modelos de Argilosidade. O objetivo de analisar qual melhor modelo
melhor se ajusta aos valores de porosidade obtidos diretamente não foi alcançado
pois as curvas estão praticamente sobrepostas, o que impossibilita a definição de um
modelo de argilosidade que melhor ajuste os valores de porosidade.
Mais uma vez, é feita uma comparação entre as curvas de porosidade obtida
de diferentes maneiras: Perfil Sônico, Neutrônico, Densidade e combinação Neutrônico/Densidade (Porosidade corrigida). Em destaque, a possível zona portadora de
hidrocarbonetos. A figura 31 apenas confirma que essa zona apresenta valores mais
altos de porosidade, ou seja, poderia ser um reservatório.
Figura 31: Curvas de porosidade para o poço NA011.
5.4
Poço NA022
Para esse poço o intervalo perfilado foi de 3140m até 3280m. Esse poço não
conta com o perfil Sônico, portanto os perfis corridos nesse poço foram: Raios Gama,
Resistividade, Neutrônico e Densidade. A análise de testemunhos apresenta uma porosidade média de 0,21 enquanto que a porosidade média obtida com os perfis foi
0,11. Essa diferença pode ser explicada pelo alívio de pressão ao se levar o testemunho das condições de reservatório para as condições ambientais. A argilosidade
média do intervalo perfilado é 39%.
A figura 32 mostra os perfis corridos no poço:
56
Figura 32: Perfis corridos no poço NA022.
Na figura 32 destaca-se uma zona (entre 3170m e 3190m). Essa zona foi interpretada como possível portadora de hidrocarbonetos devido algumas características
lidas nos perfis tais como baixos valores no perfil de Raios Gama (indicando arenito),
porosidades neutrônica mais altas, valores de densidade mais baixos e altas leituras
do perfil de resistividade, o que indica hidrocarbonetos.
A figura 33 é o resultado da comparação entre os diferentes modelos de cálculo da
porosidade para o intervalo mais representativo desse poço. Esse intervalo é o mais
representativo pois é onde os dados de análise de testemunho estão concentrados.
57
Figura 33: Comparação entre os modelos e dados de laboratório para o poço NA022.
Pela análise desse gráfico, pode-se perceber que, embora o ajuste não seja tão
bom, o modelo de Anyaehie (ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010) representa o melhor ajuste
entre os valores de porosidade obtidos com os perfis e valores obtidos pela análise de
testemunhos.
A figura 34 é o resultado da análise da argilosidade para o intervalo considerado
como mais representativo do poço NA022:
Figura 34: Comparação entre os modelos de argilosidade para o poço NA022.
58
Finalmente, na figura 35, é feita uma comparação entre as curvas de porosidade
obtida de diferentes maneiras: Perfil Sônico, Neutrônico, Densidade e combinação
Neutrônico/Densidade (Porosidade média). Em destaque, a possível zona portadora
de hidrocarbonetos.
Figura 35: Curvas de porosidade para o poço NA022.
59
6
Conclusões
No presente trabalho desenvolveu-se um estudo para estimativa da porosidade
através da comparação entre dados medidos em laboratório (método direto, feito em
amostras cilíndricas de rocha) e dados obtidos a partir da perfilagem geofísica de poços (método indireto), ambos provenientes do Campo Escola de Namorado, localizado
na Bacia de Campos. Para isso foi desenvolvido um programa que utiliza dados dos
perfis de Raios Gama, Resistividade, Sônico, Densidade e Neutrônico, dados experimentais e, além desses, modelos de correção para a porosidade já existentes na
literatura.
Os objetivos desse trabalho foram:
• Realizar uma análise integrada dos perfis dos poços para uma caracterização
do Arenito Namorado e, consequentemente, identificar possíveis zonas de interesse, ou seja, zonas com potencial em serem portadoras de hidrocarbonetos.
• Comparar dados de porosidade obtidas com a perfilagem (método indireto) e
porosidade obtidas experimentalmente (método direto) para se determinar qual
é o modelo mais adequado de correção da porosidade.
• Determinar qual o modelo é o mais adequado para o cálculo da argilosidade,
que, assim como a porosidade, é um parâmetro muito importante na caracterização petrofísica das rochas.
6.1
Conclusões
Pode-se chegar a algumas conclusões importantes analisando os resultados obtidos nesse trabalho:
• O modelo de Anyaehie foi o que melhor se ajustou aos dados de laboratório,
portanto é o modelo mais adequado para correção da porosidade.
60
Esse melhor ajuste se deve provalvelmente a similaridades litológicas entre as
areas de estudo deste trabalho (Campo de Namorado) e da área estudada por Anyaehie (Delta do Rio Niger). O estudo feito por Anyaehie tinha o objetivo de corrigir a
porosidade para para altos valores de argilosidade e, conforme foi visto no capítulo
anterior, os valores de argilosidade são elevados para os poços analisados neste trabalho (chegando até aos 39%).
• A análise integrada dos perfis de cada poço obteve resultados coerentes com
os resultados existentes na literatura, ou seja, as zonas de interesse aqui destacadas estão de acordo com os intervalos de reservatório reportado por (LEMOS,
2004). Ver tabela 4.
Poço
Intervalo de reservatório (LEMOS, 2004) (m)
Intervalo determinado nesse trabalho (m)
NA02
3039 - 3053
3040 - 3055
NA04
3027 - 3050
3030 - 3050
NA011
3125 - 3140
3120 - 3140
Tabela 4: Comparação entre zonas de interesse.
• Com essa integração dos perfis foi possível identificar outras possíveis zonas de
interesse não reportados na literatura. Ver tabela 5.
Poço
Intervalo de Interesse (m)
NA02
3090 - 3105
NA04
3090 - 3110
NA011
3120 - 3140
NA022
3170 - 3190
Tabela 5: Outras possíveis zonas de interesse identificadas.
• Os altos valores de argilosidade encotrados para os intervalos perfilados confirmam a informação de que o Arenito Namorado é um arenito de composição
arcoseana, ou seja, rico em feldspato, o que influencia na leitura do perfil de
Raios Gama.
• Não foi possível estabelecer qual o melhor modelo para cálculo da argilosidade
pois as curvas de porosidade não se mostraram sensíveis à variação do modelo
de argilosidade
61
De maneira resumida, pode-se concluir que a metodologia aplicada nesse trabalho foi bem sucedida quanto a determinar um modelo adequado de correção para a
porosidade, sendo o modelo de Anyaehie (ANYAEHIE; OLANREWAJU, 2010) o que apresentou os melhores resultados. Foi possível integrar os perfis e identicar zonas com
grande potencial produtor de hidrocarbonetos. Porém, essa metodologia não foi eficaz
em determinar o melhor modelo de argilosidade a se utilizar.
62
6.2
Sugestões Para Trabalhos Futuros
A partir dos resultados obtidos nesse trabalho, é possível sugerir algumas abordagens em trabalhos futuros. A primeira delas seria o uso da metodologia aqui apresentada para realizar a caracterização de mais poços, com a identificação de mais
áreas que sejam possíveis portadoras de hidrocarbonetos, contribuindo assim para
um melhor entendimento do Campo de Namorado.
Seria interessante também, uma análise mais detalhada do efeito da despressurização das amostras no cálculo da porosidade em laboratório. Outro fator importante
que não pôde ser implementado nesse trabalho foi a correção ambiental dos perfis
(correção para efeitos do poço) utilizando um software especialista (por exemplo, o
PetroWorks Pro da LANDMARK/HALLIBURTON). Essa análise pode levar a melhores
resultados pois os perfis apresentariam registros mais realistas.
Por fim, seria muito importante se desenvolver uma metodologia para determinação do modelo de argilosidade mais adequado. A melhor solução seria dispor de
valores de argilosidade medidos experimentalmente e compará-los aos modelos empíricos existentes.
63
64
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67
APÊNDICE A -- Propriedades de Rochas
A.1
Parâmetros Petrofísicos de Rochas
A acumulação e produção de hidrocarbonetos estão intimamente ligadas às propriedades das rochas reservatório e aos seus processos de fluxo. O conhecimento
dessas propriedades é de extrema importância para a caracterização e avaliação
econômica de um reservatório. Dessa meneira, é de importância científica e prática o
conhecimento de parâmetros como porosidade, permeabilidade e saturação de fluido.
A.1.1
Porosidade
A porosidade se constitui em uma das mais importantes propriedades de uma
rocha reservatório, tendo em vista que mede a capacidade de armazenamento de
fluido de uma rocha.
A porosidade é definida como a relação entre o volume de espaços vazios (Vv) e o
volume total (Vt) da rocha, onde o volume total é definido como a soma do volume de
vazios e o volume de sólidos (Vv + Vs). O volume poroso pode ser relativo a espaços
intragranulares ou intergranulares, vugues, fraturas, dissoluções, entre outros.
Deve-se notar que a porosidade em si não fornece nenhuma informação a respeito
do tamanho de poros, sua distribuição e seu grau de conectividade. Portanto, rochas
com porosidades iguais podem ter propriedades amplamente diferentes.
Com relação a uma rocha reservatório, é necessário considerar dois tipos de porosidade: a absoluta e a efetiva. Em relação à sua origem, a porosidade é função de dois
fatores: primários, que originam a porosidade primária (deposicional) e secundários,
que originam a porosidade secundária (pós-deposicional).
Durante o processo de sedimentação e litificação, alguns poros formados inicialmente tornam-se isolados de outros poros. Isso ocorre devido a vários processos
68
diagenéticos tais como cimentação e compactação. Dessa forma, muitos poros estarão interconectados enquanto outros estarão completamente isolados. Temos assim,
duas categorias distintas de porosidade, a absoluta (total), relativa a todo espaço vazio
da rocha, interconectado ou não, e a porosidade efetiva, relativa aos poros interconectados. A diferença entre as porosidades absoluta e efetiva é denominada “porosidade
isolada” (TIAB; DONALDSON, 2004).
As figuras 36 e 37 mostram, respectivamente, uma rocha com os poros isolados e
uma rocha com poros interconectados, tendo assim uma boa transmissibilidade.
Figura 36: Poros Isolados
Figura 37: Poros Interconectados
A.1.1.1
Porosidade Absoluta
É simbolizada por φt , e definida como a relação entre o volume de vazios de uma
rocha (poros, vugues, fraturas, entre outros), sendo esses vazios interconectados ou
não, e o volume total da rocha.
Matematicamente:
φt =
onde:
φt é a porosidade total (absoluta).
VP
VT
(A.1)
69
VV é o volume de vazios na rocha.
VT é o volume total da rocha.
A.1.1.2
Porosidade Efetiva
É simbolizada por φe e representa a razão entre o volume dos espaços vazios
interconectados e o volume total de uma rocha. A porosidade efetiva é o parâmetro
buscado por todos os segmentos da indústria de petróleo, tendo em vista que representa o espaço preenchido por fluidos móveis.
Matematicamente:
φe =
Vi
VT
(A.2)
onde:
φe é a porosidade efetiva.
Vi é o volume de poros interconctados.
VT é o volume total da rocha.
A porosidade efetiva é afetada por vários fatores litológicos, tais como: tamanho
dos grãos, seleção dos grãos, empacotamento e cimentação dos grãos, conteúdo
e hidratação de argilas presentes na rocha e qualquer processo de intemperismo e
lixiviação que possa ter afetado a rocha.
Durante a produção, os hidrocarbonetos devem fluir centenas de metros através do
espaço poroso da rocha antes de alcançar o poço de produção. Se o petróleo estiver
contido em poros não conectados, não poderá ser produzido. Portanto, a porosidade
efetiva é o valor usado nos cálculos de Engenharia de Reservatório.
Em rochas com materiais granulares, pobre a moderadamente cimentados, a porosidade total é aproximadamente igual à efetiva. Já em rochas mais cimentadas,
como carbonatos, podem ocorrer grandes diferenças entre porosidade total e efetiva.
A.1.1.3
Porosidade Primária
A porosidade primária, também conhecida como porosidade original, é aquela desenvolvida durante a deposição do material detrítico ou orgânico. Como exemplo de
porosidade primária pode-se citar a porosidade intergranular dos arenitos e as poro-
70
sidades intercristalina e oolítica dos carbonatos. Este tipo de porosidade é controlada
por alguns fatores, tais como:
•Tamanho dos grãos: para modelos de empacotamento ordenado que consideram os grãos como esferas idênticas, a porosidade é independente do tamanho
dos grãos. No entanto, em ambientes reais de deposição não se verifica o empacotamento ordenado. Os grãos são distribuídos em tamanhos aleatórios devido
a energia do ambiente. Tem se demonstrado, empiricamente, que a porosidade
aumenta quando o tamanho dos grãos diminui. Isso pode ser explicado devido
ao fato de sedimentos mais finos, por serem mais angulosos, sustentarem melhor um empacotamento mais aberto, apresentando assim, maiores porosidades.
A figura 38 ilustra a variação da porosidade com o tamanho do grão.
Figura 38: Variação da porosidade com o tamanho dos grãos.
•Empacotamento: é um parâmetro muito importante, porém muito difícil de ser
medido devido ao desconhecimento do controle do ambiente e dos processos
deposicionais no empacotamento. Existem seis possíveis geometrias de empacotamento de esferas idênticas e estas são mostrados na figura 39 com os
respectivos valores de porosidade.
•Seleção: a porosidade aumenta com o incremento do grau de seleção. Isso
ocorre pois, quanto maior o grau de seleção das partículas de um sedimento,
71
Figura 39: Diferentes geometrias de empacotamento
menor será a quantidade de detritos finos que preencheriam os poros, diminuindo a porosidade. A figura 40 mostra três conjuntos de sedimentos variando
sua seleção.
Figura 40: Seleção dos sedimentos
•Angulosidade: foram feitos poucos estudos com relação a esse parâmetro.
Verifica-se que, quanto mais arredondado for o sedimento, menor sua porosidade. Grãos arredondados formam um empacotamento mais firme (fechado),
significando uma menor porosidade. A figura 41 mostra a variação da angulosidade para três conjuntos de sedimentos.
Figura 41: Angulosidade de sedimentos
72
•Compactação: o peso dos sedimentos superpostos torna os sedimentos sobrepostos mais compactados, aproximando os grãos. Isso diminui a porosidade.
•Grau de cimentação: a cimentação ocorre durante a litificação pela precipitação
de minerais presentes na água que percola os sedimentos. O processo é essencialmente o de preencher os espaços vazios com esses minerais, reduzindo a
porosidade. Os principais cimentos são: sílica e calcita.
•Conteúdo de argila: partículas tamanho argila, por serem muito pequenas, podem preencher os espaços entre grãos maiores, diminuindo a porosidade.
A.1.1.4
Porosidade Secundária
A porosidade secundária, também conhecida como porosidade induzida, é aquela
resultante de processos geológicos subsequentes à deposição dos sedimentos. Alguns desses processos são:
•Cimentação: o mesmo processo de cimentação que ocorre durante o processo
de litificação, também ocorre pós deposicionalmente, diminuindo a porosidade.
•Compactação: peso das camadas superiores compactando a rocha, diminuindo
a porosidade.
•Desenvolvimento de fraturas: aberturas criadas devido a falhas estruturais na
rocha reservatório (dobramenos, falhas), aumentando a porosidade.
•Dolomitização: é um processo no qual calcário é transformado em dolomito,
pela substituição do cálcio por magnésio presente na água percolante. A dolomitização aumenta a porosidade pois o volume iônico do magnésio é bem menor
que o volume do cálcio.
•Dissolução: aumenta a porosidade pois forma canais devido a circulação de
soluções aquecidas.
Alguns processos atuam de maneira a diminuir a porosidade, tais como cimentação
e compactação e outros atuam de maneira e aumentar a porosidade tais como fraturamento (arenitos, folhelhos e carbonatos) e dissolução e dolomitização de carbonatos
devido a percolação de águas subterrâneas.
Devido a sua natureza quebradiça e sua composição química, os carbonatos são
os melhores exemplos de porosidade secundária. Outros tipos de porosidade podem
ser definidos, conforme é resumido na tabela 6:
73
Tipo de Porosidade Definição
Intergranular
Ocorre entre os grãos
Intragranular
Ocorre dentro dos grãos
Intercristalina
Ocorre entre cristais de cimento ou matriz recristalizada
Móldica
Ocorre devido a dissolução seletiva de certos componentes
Fenestral
Relativa a algas que morrem e liberam gás carbônico na lama calcária
Fraturas
Ocorre devido ao fraturamento da rocha
Vugular
Ocorre devido a espaços gerados pela dissolução da rocha (vugs)
Tabela 6: Alguns tipos de porosidade
A.1.1.5
Valores de Porosidade na Natureza
Em sedimentos inconsolidados e recentes, como pode ser encontrado no fundo
oceânico, porosidade pode ser bem alta. Em materiais mais comuns, como arenitos
inconsolidados, a porosidade pode chegar até a 45%, porém esses arenitos são bem
instáveis ou suportados pelo cimento. Altas porosidades podem ocorrer quando esta é
devida a dissolução da rocha, como ocorre especialmente em carbonatos. No caso de
carbonatos, a porosidade absoluta pode ser bem alta e, no entanto, a permeabilidade
pode ser bem baixa. Isso é devido ao fato de que os espaços que formam a estrutura
porosa da rocha não são conectados.
Por outro lado, os valores de porosidade podem ser bem baixos. Em carbonatos
maciços esse valor pode ser tão baixo quanto 1%. Rochas ígneas e metamórficas
quase sempre apresentam porosidades menores que 1%. A tabela 7 fornece algumas
variações aproximadas de valores de porosidade para litologias mais comuns.
74
Litologia
Porosidade (%)
Arenitos incosolidados
35-45
Arenitos (Reservatórios)
15-35
Arenitos compactados
5-15
Folhelhos
0-45
Carbonatos maciços
5-10
Carbonatos vugulares
10-40
Dolomitos
10-30
Granitos
<1
Basaltos
< 0.5
Gnaisse
<2
Tabela 7: Valores de Porosidade para certas litologias
A tabela 8 mostra valores de porosidade para fins de classificação da mesma.
Porosidade (%) Classificação
0-5
Irrelevante
5-10
Pobre
10-15
Regular
15-20
Boa
> 20
Muito boa
Tabela 8: Classificação da porosidade.
Para fins práticos, definem-se valores de corte (“Cut off” ) para a porosidade tanto
para arenitos quanto para carbonatos, ou seja, valores aceitáveis para a porosidade.
Esses valores são 9% para arenitos e 12% para carbonatos.
A.1.1.6
Porosidade de rochas reservatório
Uma rocha reservatório é uma rocha com porosidade e permeabilidade suficientes
para permitir tanto o armazenamento quanto o fluxo de fluidos através do seu interior.
A maioria dos depósitos comerciais de petróleo ocorre, principalmente, em arenitos e carbonatos. No entanto, outras rochas podem apresentar porosidade o suficiente
para serem consideradas como reservatórios. Nesse caso, a porosidade é devida principalmente ao fraturamento da rocha. Como exemplo pode-se citar que o petróleo do
75
primeiro poço produtor comercial brasileiro, perfurado em 1939 em Lobato, proveio de
gnaisses fraturados.
1. Arenitos
São as mais freqüentes rochas reservatório encontradas no mundo. A porosidade
dos arenitos pode ser, principalmente, de dois tipos: intergranular e por fraturas. A
porosidade intergranular depende do grau de seleção dos grãos. Se as dimensões
dos grãos forem muito variadas, a porosidade será menor, pois grãos menores preencherão os interstícios existentes entre os grãos maiores. De uma maneira geral, a
cimentação e irregularidades entre os grãos diminuem o valor da porosidade original
de valores entre 30 e 40% para valores entre 10 e 20 %.
Poros devidos à dissolução de materiais (muito comum em carbonatos) podem
ser importantes em reservatórios de arenitos. Arenitos fechados ou zonas fechadas
dentro de um arenito são, principalmente, devido a uma completa cimentação, não
seleção dos grãos e presença de silte ou argila.
Uma rocha reservatório com melhores características permoporosa é aquela na
qual os grãos de areia foram trabalhados mais de uma vez. É provável que a maioria
dos arenitos sejam constituídos de grãos provenientes de outros arenitos.
2. Carbonatos
São os calcários, dolomitos e rochas intermediárias entre esses tipos. Sua procedência pode variar, desde fósseis de carapaças e esqueletos calcários de organismos
vivos até por precipitação química.
A porosidade de uma rocha carbonática pode ser primária, resultado da acumulação da carapaça e de esqueletos de seres vivos. Nesse caso, a precipitação de calcita
ou dolomita e a recristalização diagenética atuam no sentido de diminuir a porosidade.
Apesar de carbonatos apresentarem porosidade primária, sua porosidade é quase
sempre secundária, devido a processos de dissolução, dolomitização e fraturamento
da rocha. Dessa maneira, os poros de carbonatos podem ser bem maiores que os do
arenito, conferindo à rocha boa permeabilidade.
3. Outras Rochas
Já foi abordado que os principais reservatórios de hidrocarbonetos encontrados no
mundo são arenitos e carbonatos. Porém, outras rochas podem apresentar características de reservatório, principalmente devido ao desenvolvimento de fraturas na rocha.
Os seguintes tipos de rocha podem ser encontrados como rocha reservatório:
76
•Conglomerados e brechas.
•Folhelhos fraturados.
•Siltitos.
•Arcósios.
•Rochas íneas e metamórficas fraturadas.
As figuras a seguir (42 e 43) mostram, respectivamente, a abundância dos tipos de
rochas sedimentares e a produção de hidrocarbonetos por tipo de rocha.
Figura 42: Abundância de rochas sedimentares.
Figura 43: Produção por tipo de rocha.
A.1.2
Saturação de fluidos
A caracterização de um reservatório depende de certos parâmetros críticos. Dois
deles são a porosidade e a permeabilidade que representam, respectivamente, a capacidade de armazenamento e a capacidade de permitir o fluxo do fluido através da
rocha. Além dessas propriedades, é de grande importância o conhecimento do conteúdo de cada fluido presente no meio poroso. Diferentes quantidades de fluidos definem o valor econômico de um reservatório.
77
O espaço poroso é ocupado por fluidos. Em reservatórios de hidrocarbonetos
esses fluidos são: óleo, gás e água. Define-se a saturação de um determinado fluido
como sendo a fração do volume poroso que é ocupada por esse fluido.
Matematicamente:
Sf =
Vf
Vp
(A.3)
onde:
Sf é a saturação do fluido.
Vf é o volume do fluido que ocupa o espaço poroso.
Vp é o volume poroso.
Se o meio poroso contiver apenas um fluido, a saturação deste será 1 ou 100%.
No caso de haver a presença de água, óleo e gás a soma de suas saturações deverá
totalizar 100% ou seja:
So + Sg + Sw = 1
(A.4)
onde:
So é a saturação de óleo.
Sg é a saturação de gás.
Sw é a saturação de água.
A.1.2.1
Saturação de água
A quantidade de cada um dos fluidos presentes no reservatório depende de forças
gravitacionais, que tendem a estratificar os fluidos de acordo com suas densidades,
isto é, água sobreposta por óleo que é sobreposto por gás, forças hidrodinâmicas
externas como fluxo de um aquífero e forças interfaciais que atuam entre os fluidos do
reservatório e outros fluidos e entre esses fluidos e a rocha.
Na formação de um reservatório, é aceito que este estava, inicialmente, completamente saturado de água. Esta é água do mar presa aos sedimentos na época da
sedimentação. Posteriormente, após sua geração, o óleo migra para o reservatório
e desloca essa água, porém não a desloca totalmente. Desse modo, além da água
78
separada por forças gravitacionais, haverá água distribuída por toda a zona de óleo ou
gás do reservatório. Essa água é chamada de água conata.
A figura 44 mostra a distribuição de fluidos no reservatório e a presença da água
conata na zona de óleo.
Figura 44: A) Estratificação do reservatório. B) Água na zona de óleo.
A saturação de água conata é importante à medida que diminui o espaço para a
presença de óleo e gás no reservatório. Essa água não é uniformemente distribuída e
depende de alguns fatores como litologia e permeabilidade.
As forças que retém a água nas zonas de óleo e gás são referidas como forças
capilares, devido ao fato de que o sistema poroso é considerado como sendo formado
por tubos capilares. As forças capilares geram a pressão capilar. A figura 45 ilustra
esse fenômeno.
A pressão capilar corresponde à diferença de pressão entre o fluido molhante e
não molhante. Esta pressão auxilia ou dificulta o deslocamento de fluidos no meio
poroso.
A molhabilidade é a tendência de um fluido de aderir à superfície de um sólido,
em presença de outros fluidos imiscíveis e ela atua na distribuição dos fluidos no
reservatório. A dependência da pressão capilar com a molhabilidade se faz através da
tensão superficial entre os fluidos em contatos, determinando ou não o deslocamento
destes através das gargantas de poros.
79
Como exemplo, em uma rocha com poros muito pequenos, as forças capilares de
retenção serão bem maiores, conforme a equação de Laplace-Young para a pressão
capilar:
Pc =
2σcosθ
r
(A.5)
onde:
Pc é a pressão capilar.
σ é a tensão superficial.
θ é o ângulo de contato água/óleo.
r é o raio do poro.
Figura 45: Representação do contato óleo (o)/água (w) e da água retida nas estreitas
gargantas de poros de uma rocha.
A saturação de água simplesmente se refere à quantidade de água existente no
reservatório e não diz nada a respeito da producibilidade dessa água. Em um reservatório contendo pouca água, baixa pressão capilar e a água não estando adsorvida
nos grãos, seria possível produzir essa água. No entanto, se a água está adsorvida
ao grão e existe uma grande pressão capilar, essa água não seria produzida e seria
possível produzir hidrocarbonetos livres de água.
Para quaisquer reservatórios, existe um certo valor para a saturação de água no
qual toda a água contida no reservatório estará trapeada por pressão capilar ou por
adsorção nos grãos da rocha. Essa é definida como saturação de água irredutível
(Swirr ). A magnitude dessa saturação dependerá do tipo de porosidade, tamanho dos
poros, diâmetro e interconexão das gargantas de poros e natureza dos grãos da rocha
(alguns sólidos retêm água melhor que outros).
Na saturação irredutível, toda a água dentro do reservatório seria imóvel, portanto,
80
a produção de hidrocarbonetos seria livre de água.
A.1.2.2
Outras Definições
•Saturação crítica de óleo: é a saturação mínima, abaixo da qual o óleo não flui
no meio poroso.
•Saturação móvel de óleo: é a quantidade de óleo que pode ser deslocada no
meio poroso.
•Saturação residual de óleo: é a quantidade de óleo que permanece no reservatório após o deslocamento do óleo.
•Saturação crítica de gás: com a diminuição da pressão do reservatório, devido
à produção, abaixo do ponto de bolha, o gás começa a se desprender do óleo,
aumentando a sua saturação até um valor em que começa a se movimentar,
conforme é mostrado na figura 46:
Figura 46: A) Gás em solução no óleo, B) Gás começando a se desprender, C) Saturação do gás se torna maior que a crítica e o gás começa a se movimentar
A.1.3
Permeabilidade
Além de ser porosa, uma rocha reservatório necessita de ter a capacidade de permitir o fluxo de fluidos em seu interior, através dos poros interconectados. A habilidade
de conduzir fluidos é denominada permeabilidade. Esse fluxo não deve deformar estruturalmente a rocha e nem causar um deslocamento relativo de suas partes (SUGUIO,
1985).
Apesar de não existir uma relação direta entre a porosidade e a permeabilidade,
a permeabilidade depende da porosidade efetiva da rocha, portanto, é afetada pelo
81
tamanho, forma e seleção dos grãos, empacotamento, compactação e cimentação.
Presença de argila também é um importante fator, pois pode bloquear o espaço poroso
da rocha. Além da rocha em si, a permeabilidade depende também do gradiente de
pressão hidrostática.
Assim como a porosidade, a permeabilidade também pode ser dividida entre primária e secundária. A permeabilidade primária é aquela desenvolvida durante a deposição dos sedimentos, enquanto a permeabilidade secundária é aquela gerada por
alterações subsequentes que ocorram na rocha. Certos fatores secundários, como
compactação e cimentação, tendem a diminuir a permeabilidade. Por outro lado, dissolução e fraturas tendem a aumentá-la. Dissolução e fraturamento são muito importantes no que diz respeito a carbonatos de baixa permeabilidade original (primária).
O conhecimento quantitativo da permeabilidade é de extrema importância para se
estimar a produção de um poço, avaliar o comportamento do reservatório e executar estudos de simulação de reservatórios e projetos de recuperação secundária. No
entanto, é um parâmetro muito difícil de medir, sendo constantemente utilizadas medições em testemunhos. Porém, essas medidas têm a desvantagem de serem pontuais
e descontínuas, além do alto custo de uma operação de testemunhagem.
A.1.3.1
Cálculo da Permeabilidade
Em 1856, o engenheiro francês Henry Darcy correu simples experimentos em pacotes de areia e, assim, desenvolveu uma fórmula empírica que se tornou uma das
principais fórmulas da engenharia de petróleo. Se um fluxo linear, horizontal, de um
fluido incompressível é estabelecido através de uma amostra de comprimento L e com
área da secção transversal A (conforme a figura 47), a equação para a vazão desse
fluido é definida como:
Q=
kA dP
µ dL
onde:
Q é a vazão do fluido.
A é a área da seção transversal.
µ é a viscosidade do fluido.
dP
dL
é o gradiente de pressão na direção do fluxo.
(A.6)
82
Pela equação A.6 pode-se notar que a vazão é diretamente proporcional a pressão
e inversamente proporcional à viscosidade do fluido, ou seja, Q ∝
P
µ
. Essa proporcio-
nalidade é simbolizada por k (eq. A.6) e representa a permeabilidade.
Matematicamente, uma rocha com 1 Darcy de permeabilidade é definido como
uma rocha na qual uma vazão de 1cm3 de um fluido com viscosidade de 1 cp escoa
em 1cm de rocha através de uma seção transversal de 1cm2 no intervalo de 1s, com
um diferencial de pressão de 1 atm. Rochas reservatório com permeabilidade da
ordem de 1 D (Darcy) são raras, assim, para se evitar o uso de frações, é comum o
emprego do md (miliDarcy).
Figura 47: Definição de Permeabilidade.
A equação A.6 pode ser resolvida para diferentes geometrias. Por exemplo, para
um sistema linear (figura 48), a equação da vazão se torna:
Q=
kA ∆P
µ L
(A.7)
Para um sistema radial (figura 49), a equação A.6 se torna:
Q=
2πkh (Pe − Pw )
µ
ln rrwe
onde:
Q é a vazão do fluido.
k é a permeabilidade.
h é a espessura do meio poroso.
µ é a viscosidade do fluido.
re é o raio de drenagem.
rw é o raio do poço.
Pe é a pressão no raio de drenagem do poço.
(A.8)
83
Pw é a pressão no poço.
Figura 48: Geometria Linear.
Figura 49: Geometria Radial.
A Lei de Darcy só é válida sob certas condições ou hipóteses:
•Fluido satura 100% o meio poroso.
•Fluxo isotérmico, laminar e permanente.
•Fluido incompressível, homogêneo e de viscosidade invariável com a pressão.
•Meio poroso homogêneo e não reagente com o fluido presente.
A.1.3.2
Classificação da Permeabilidade
Valores de permeabilidade variam desde 1 nanodarcy (1x10−9 D) a 1 microdarcy
(1x10−6 D) para granitos, folhelhos e argilas, que formam rochas capeadoras ou compartimentam o reservatório, até vários Darcy para ótimos reservatórios. Geralmente
um valor de corte de 1 md é aplicado, ou seja, para valores abaixo de 1 md a rocha
84
não é considerada como reservatório, a não ser nos casos de reservatórios não convencionais de hidrocarbonetos, como por exemplo os “shale gas” ou “tight gas”, nos
quais os reservatórios apresentam valores muito baixo de permeabilidade (nanodarcy
e microdarcy, respectivamente).
A tabela 9 mostra a classificação de permeabilidade para rochas reservatório:
Permeabilidade (md)
Classificação
1-15
Pobre a regular
15-50
Moderada
50-250
Boa
250-1000
Muito boa
> 1000
Excelente
Tabela 9: Classificação da permeabilidade.
A.1.3.3
Permeabilidade Absoluta, Efetiva e Relativa
A Lei de Darcy assume um único fluido no meio poroso, ou seja, leva em consideração a permeabilidade absoluta, que é a permeabilidade quando um fluido satura
100% os poros. Porém, um reservatório pode conter dois ou até três fluidos (água,
óleo e gás). Nesses casos, precisa-se considerar fluxo multifásico e a permeabilidade
efetiva de cada fluido.
A permeabilidade efetiva descreve a passagem de um fluido através de uma rocha
na presença de outros fluidos nos poros. Esta depende das propriedades da rocha,
das propriedades e das saturações dos outros fluidos. Em um fluxo multifásico, a soma
das permeabilidades efetivas é sempre menor ou igual à permeabilidade absoluta, isto
é:
ko + kg + kw ≤ k
onde:
k é a permeabilidade absoluta.
ko é a permeabilidade efetiva ao óleo.
kg é a permeabilidade efetiva ao gás.
kw é a permeabilidade efetiva à água.
(A.9)
85
As permeabilidades relativas (kro , krw , krg ) são, simplesmente, as razões entre as
permeabilidades efetivas e a permeabilidade absoluta. Variam de 0 a 1 e podem ser
expressas em porcentagem. O conjunto de equações abaixo (A.10) definem, respectivamente, as permeabilidades relativas ao óleo, água e gás.
kro =
ko
kw
kg
; krw =
; krg =
k
k
k
(A.10)
A figura 50 mostra uma típica variação da permeabilidade relativa com a saturação
para um sistema óleo-água, em uma rocha molhada por óleo.
Pela figura, pode-se notar que conforme a saturação de água cresce, a permeabilidade relativa à água (krw ) também cresce, enquanto a permeabilidade relativa ao
óleo (kro ) diminui. Dessa maneira, a água fluirá com maior facilidade através da rocha
e poderá ser produzida em quantidades cada vez maiores na superfície. Quando a
saturação de óleo cair até sua saturação residual (Sor ), a permeabilidade efetiva do
óleo será zero e somente água irá fluir. Neste ponto, a saturação de água atinge um
valor denominado saturação limite de água (Sw )lim , a partir da qual, a produção de
óleo não será mais economicamente viável.
Figura 50: Permeabilidade Relativa em função da Saturação para um sistema águaóleo.
A.1.3.4
Permeabilidade Direcional
Reservatórios com permeabilidade direcional são chamados de anisotrópicos (TIAB;
DONALDSON, 2004).
A anisotropia afeta muito as características de fluxo na rocha. Tem
sido observado que a orientação dos grãos é, em geral, paralela à direção de fluxo de
areias de canais fluviais, turbiditos e bancos arenosos marinhos e que essa orientação
coincide com a permeabilidade preferencial. Essa é a razão pela qual a permeabilidade na direção paralela ao acamamento das rochas é mais alta do que na direção
86
perpendicular.
Alguns fatores afetam a permeabilidade direcional, tais como:
•Forma e tamanho dos grãos: se os grãos são grandes e planos e com a maior
direção na horizontal (conforme a figura 51), a permeabilidade horizontal (kh )
será grande enquanto a permeabilidade vertical (kv ) será média. Se a rocha for
composta por grãos grandes e arredondados, a permeabilidade será alta e com
mesma magnitude em ambas as direções (figura 52).
Figura 51: Efeito de grãos grandes e planos na permeabilidade direcional.
Figura 52: Efeito de grãos grandes e arredondados na permeabilidade direcional.
•Laminação: minerais placóides, como a muscovita, e laminações de folhelhos
atam como barreiras à permeabilidade vertical. Desse modo, a permeabilidade
horizontal será ainda maior que a permeabilidade vertical.
Existem os casos onde kv pode ser maior que kh . Isso ocorre devido a fraturamento
vertical ou a canais verticais de dissolução nas rochas. Além de aumentar a permeabilidade vertical, essas fraturas ou os canais podem atuar como barreiras à permeabilidade horizontal se forem preenchidos por argila ou por minerais menores.
87
A.2
Propriedades Físicas das Rochas
As propriedades mais importantes das rochas, do ponto de vista da perfilagem,
são as propriedades radioativas, elétricas e acústicas. O conhecimento dessas propriedades é muito importante para se entender o princípio de funcionamento das ferramentas de perfilagem.
A.2.1
Propriedades Radioativas
A radioatividade é usada em diferentes ferramentas de perfilagem. Existem as ferramentas que medem a radiação natural gerada pelas rochas (perfil de Raios Gama)
e existem aquelas que medem a resposta das rochas a uma radiação emitida pela
própria ferramenta (perfis Densidade e Neutrônico). Nessa seção serão abordados
alguns princípios básicos de Geofísica Nuclear.
Um átomo é a menor partícula de um elemento químico que pode existir sozinho
ou em associação com outros átomos. O átomo consiste do núcleo e de elétrons
orbitais. O núcleo consiste da combinação entre prótons, com 1 U.M.A. (unidade de
massa atômica) e carga positiva e de nêutrons, também com 1 U.M.A. e nenhuma
carga. A massa do elétron é cerca de 1/1836 a massa de um próton.
O número de prótons em um átomo irá definir seu número atômico (Z). Para um
átomo neutro, o número de elétrons orbitais será igual ao seu número atômico Z.
O número de massa, A, é a soma dos prótons e dos nêutrons presentes no núcleo
do átomo. Um núcleo pode ser representado da seguinte forma:
ZX
A
, onde X é o
elemento e A e Z são, respectivamente, número de massa e número atômico.
Um nuclídeo é uma combinação específica de nêutrons e prótons. Definem-se
isótopos de um elemento como nuclídeos que apresentam diferentes valores de A,
porém com mesmos valores para Z, ou seja, diferentes números de nêutrons. Por
exemplo, o urânio se apresenta das seguintes formas,
92 U
234
,
92 U
235
e
92 U
238
, dentre
os quais, somente o Urânio 235 é radioativo.
Isótopos podem ser estáveis, ou seja, não mudam sua estrutura ou estado energético ou podem ser instáveis, que mudam sua estrutura e seu estado energético. Um
isótopo estável existe no mais baixo nível energético, conhecido como estado fundamental. Este pode atingir altos níveis energéticos, conhecido como estado excitado.
Um nuclídeo em um estado excitado deve liberar esse excesso de energia para voltar
ao estado fundamental. Um isótopo instável é dito radioativo pois libera energia na
88
forma de radiação para se estabilizar.
Radioatividade natural é o decaimento espontâneo de certos isótopos em outros
isótopos, com liberação de energia na forma de radiação. Os produtos do decaimento
podem ser estáveis ou sofrer novo decaimento até atingirem um isótopo estável. A
radioatividade é acompanhada da emissão de partículas α (alfa), β (beta), raios gama
e pela geração de calor (SERRA, 1984).
•Partículas α: são formadas por dois prótons e dois nêutrons e representadas
por 2 α4 . São fisicamente idênticas ao núcleo de hélio. Devido à sua massa
elevada,apresentam baixo poder de penetração.
•Partículas β (β+1 ou β-1): são fisicamente idênticas ao elétron e podem ser carregadas positivamente (pósitron) ou negativamente (elétron). Devido à pequena
massa, podem ser desviadas por campos magnéticos e apresentam maior poder de penetração que as partículas α, penetrando milímetros em alumínio. Seu
poder de penetração depende da energia cinética do pósitron/elétron.
•Raios Gama (γ): podem ser consideradas ondas eletromagnéticas, similares aos
raios-X de uso medicinal (porém com maior energia) (BARCLAY; ZAMFIR, 2010), ou
como partículas ou fótons. Não têm carga ou massa. Apresentam freqüências
entre 1019 a 1021 Hz e alto poder de penetração.
A figura 53 ilustra a liberação de energia de um isótopo instável.
Figura 53: Emissão de Radiação
Essas emissões são simultâneas. As partículas α e β são radiações muito fracas
(não são penetrantes o suficiente para serem detectadas) e, por isso, não são de
interesse direto. Dessa maneira, devido ao seu grande poder de penetração, somente
89
os raios gama são detectados pelas sondas normais de perfilagem. Por essa razão, a
radiação gama é a base para várias técnicas de perfilagem.
Muitos isótopos encontrados naturalmente nas rochas são estáveis, presentes em
quantidades insignificantes, ou geram radiações insignificantes. Dessa maneira, a
magnitude da radioatividade natural das rochas depende do seu teor de três elementos: urânio, tório e do isótopo radioativo do potássio (K 40 ). Esses elementos são
importantes devido à relativa abundância geológica em relação a outros elementos radioativos e devido aos seus tempos de meia vida elevados (comparáveis ou superiores
a idade da Terra). A figura 54 ilustra o decaimento do Urânio:
Figura 54: Decaimento do Urânio
A energia de radiação é medida em elétron-volts (eV) ou seus múltiplos (KeV ou
MeV). Define-se um elétron-volt como sendo a energia equivalente à variação de energia de um elétron quando este é submetido a um diferencial de potencial de um volt.
A amplitude de um pulso elétrico recebido por um detector de radiação qualquer é
função da energia do fóton que nele penetra. A intensidade da radiação está relacionada com o número de pulsos detectados por unidade de tempo.
90
A.2.2
Propriedades Elétricas
Historicamente, as primeiras medidas de perfilagem foram de natureza elétrica. O
primeiro perfil, feitos pelos irmãos Conrad e Marcel Schlumberger na França em 1929,
foi um registro da resistividade da formação em função da profundidade. O contraste
entre as resistividades de hidrocarbonetos, isolantes, e da água intersticial, condutora,
é uma das bases para detecção de hidrocarbonetos (ELLIS; SINGER, 2008) .
Portanto, é muito importante o conhecimento das propriedades elétricas das rochas pois os perfis elétricos são importantes para a detecção de hidrocarbonetos e
para o cálculo da saturação de água na formação. Assim, é necessária uma melhor
compreensão da resistividade e dos fatores que influenciam essa medida.
A.2.2.1
Resistência Elétrica e Resistividade
A figura 55 mostra um fio sendo percorrido por uma corrente elétrica. A Lei de
Ohm diz que esta corrente, i, fluindo no fio é proporcional à diferença de potencial, U,
existente entre as extremidades do fio.
U = ri
(A.11)
A constante de proporcionalidade, r, é denominada resistência do fio e mede a
oposição ao fluxo de corrente elétrica oferecia pelo fio. A unidade de resistência é
o Ohm (Ω). Considerando que esse fio tenha um comprimento L e área da seção
transversal A, a resistência é diretamente proporcional à L e inversamente proporcional
à A, ou seja, r ∝
L
.
A
A constante introduzida nesta proporcionalidade (R) é denominada Resistência
Específica ou Resistividade e é uma característica específica de cada material. A
unidade da resistividade é o Ohm x Metro (Ω.m).
r=R
L
A
∴R=r
A
L
(A.12)
Em perfilagem, também se utiliza a condutividade, que é o inverso da resistividade
(C=1/R). Suas unidades são: millimho/m ou Siemens/m.
A resistividade da maioria das rochas sedimentares varia entre 0,2 a 2000 Ω.m.
A resistividade de arenitos pobremente consolidados varia entre 0,2 Ω.m (para areia
contendo água salgada) e vários Ω.m para areias contendo óleo ou gás. Para arenitos
91
Figura 55: Fio sendo percorrido por corrente.
bem consolidados, varia de 1 a 1000 Ω.m, dependendo do seu conteúdo de argila.
Para carbonatos de baixa porosidade a resistividade pode ser bem alta, chegando a
alguns milhões de Ω.m (TIAB; DONALDSON, 2004) .
A tabela a seguir mostra valores de resistividade para alguns materiais de interesse na perfilagem de poços.
Material
Resistividade (Ω.m)
Quartzo
1012 a 1014
Petróleo
109 a 1016
Água com 2kppm de NaCl
3,4
Água com 10kppm de NaCl
0,72
Água com 100kppm de NaCl
0,09
Folhelho
2 a 10
Arenito com água salgada
0,5 a 10
Arenito com óleo
5 a 103
Calcário compactado
103 a 104
Dolomito
103 a 104
Tabela 10: Resistividade de alguns materiais. Modificado de (LIMA, 2005).
A.2.2.2
Condução Elétrica nas Rochas
•Condução Eletrônica: fluxo de corrente elétrica que ocorre em materiais contendo elétrons livres, como os metais. Ilustrada na figura 56.
92
Figura 56: Condução Eletrônica
•Condução Eletrolítica: corrente é carregada por íons numa solução eletrolítica.
Por exemplo, água contendo sais dissolvidos. Mostrada na figura 57
Figura 57: Condução Eletrolítica
•Condução Dielétrica: um campo elétrico externo faz com que os elétrons do
átomo sejam ligeiramente deslocados em relação ao núcleo. Essa separação,
conhecida como polarização dielétrica, gera uma corrente denominada corrente
de deslocamento.
Do ponto de vista conceitual da perfilagem, uma rocha sedimentar pode ser
dividida entre matriz e poros (NERY, 1990), conforme a figura 58. A matriz (parte
sólida) é, geralmente, formada por minerais não condutivos, por exemplo, silicatos e
carbonatos. Consequentemente, as rochas conduzem eletricidade, principalmente,
devido a presença de fluidos condutivos nos poros, ou seja, o principal mecanismo de
condução em uma rocha sedimentar é a condução eletrolítica.
Uma rocha sedimentar pode conter traços de elementos condutivos, tais como
pirita e magnetita. Porém, esses elementos ocorrem de forma descontínua e em pequenas quantidades, não influenciando nas propriedades elétricas da rocha.
93
Figura 58: Modelo conceitual de uma rocha do ponto de vista da perfilagem.
Por outro lado, argilas podem ocorrer em grandes proporções volumétricas. Além
disso, as argilas apresentam elevadas quantidades de cátions em sua superfície externa, aumentando a condutividade da rocha. Em outras palavras, um arenito contendo argila é mais condutivo (menos resistivo) que um arenito limpo, desde que esses
arenitos apresentem mesma porosidade e mesmo fluido em seus poros.
A condução eletrolítica é o principal mecanismo de condução elétrica em uma
rocha sedimentar. Dessa maneira, a condutividade (ou resistividade) vai depender de
alguns fatores:
•Porosidade e Saturação: quantidade de fluidos.
•Permeabilidade: mobilidade dos fluidos.
•Salinidade: concentração iônica nos fluidos.
•Temperatura.
•Litologia: presença de argila ou traços de elementos condutivos.
•Textura da rocha: distribuição de argila e elementos condutivos e distribuição de
poros.
•Presença de fluidos isolantes: água doce, óleo e gás são isolantes, ou seja,
aumentam a resistividade da rocha.
A.2.2.3
Salinidade e Temperatura
Em uma rocha sedimentar, o material que conduz corrente elétrica é a água presente nos poros, contendo maiores ou menores quantidades de sais dissolvidos. Os
responsáveis pela condução são os íons, que são resultado da dissociação dos sais
na água intersticial. O mais abundante, o NaCl, por exemplo, na água se dissocia em
N a+ e Cl− .
94
Sob um potencial elétrico, é o movimento desses íons que permite que a solução
salina conduza eletricidade. Dessa forma, quanto mais íons estiverem presentes na
solução, maior será a condução elétrica. Uma maior concentração iônica, significa
uma maior concentração salina que, por sua vez, significa maior salinidade (geralmente medida em partes por milhão, ppm). A figura 59 ilustra a variação condutividade
de vários sais em função de suas concentrações.
Figura 59: Variação da condutividade para vários sais. Modificado de (Serra, 1984).
A condução eletrolítica depende do movimento dos íons em solução. Um aumento
na temperatura em soluções aquosas resulta em uma diminuição da viscosidade.
Essa diminuição da viscosidade significará uma maior facilidade e rapidez para os íons
se movimentarem, consequentemente, aumentando a condutividade. Em perfilagem,
é comum o uso de uma fórmula para correção da resistividade da água intersticial em
função da temperatura. É a fórmula de Arps (SERRA, 1984):
RwT2 = RwT1
T1 + 6.77
T2 + 6.77
(A.13)
onde:
RwT2 é a resistividade da solução aquosa na temperatura T2 .
RwT1 é a resistividade da solução aquosa na temperatura T1 .
T1 e T2 em °F (Fahrenheit).
A figura 60 mostra a relação entre salinidade, temperatura e resistividade para
95
uma solução de NaCl.
Figura 60: Relação entre resistividade, salinidade e temperatura.
A.2.2.4
Fator de Formação
Gus Archie, em um trabalho apresentado em 1942, propôs uma relação entre a
resistividade da uma amostra completamente saturada por uma salmoura (concentração de NaCl variando de 20000 a 100000 ppm) e a resistividade da própria salmoura.
Nesse trabalho ele utilizou várias amostras de arenitos limpos e fez as medidas em
laboratório. Ele verificou que a resistividade da amostra (Ro ) era diretamente proporcional à resistividade da salmoura (Rw ), ou seja, Ro ∝ Rw .
Essa proporcionalidade foi chamada de Fator de Formação (F). Assim (ARCHIE,
1942):
Ro = F Rw
(A.14)
96
A.2.2.5
Relações entre Fator de Formação e Porosidade
O Fator de Formação F é controlado, principalmente, pela porosidade e pela tortuosidade do meio poroso (BASSIOUNI, 1994). A tortuosidade é um parâmetro muito
difícil de ser medido. Assim, muitos autores investigaram a relação entre F e φ para
diferentes modelos do meio poroso. Porém, esses modelos são apenas simplificações de um complexo sistema poroso, portanto, os modelos têm sucesso limitado em
predizer essa relação.
No mesmo trabalho (1942) e com base em dados de laboratório, Archie propôs a
seguinte relação empírica:
F = φ−m
(A.15)
onde m é o coeficiente de cimentação, que representa o crescimento na resistividade resultante da presença minerais isolantes que forçam a corrente a tomar caminhos tortuosos através do fluido condutivo (GLOVER, 2005).
Outra fórmula empírica, também baseada em dados experimentais, para essa relação foi proposta por Winsauer et al em 1952. É uma fórmula similar à de Archie,
porém com a presença de um fator de tortuosidade “a”. Esse fator proporciona um
melhor ajuste quando se plota dados de F e φ em escala log x log.
F = aφ−m
(A.16)
Para rochas terrígenas os valores da a e m são, respectivamente, 0.62 < a < 0.81
e 2.00 < m < 2.15. Em carbonatos, a relação entre F e φ é mais difícil de ser estabelecida. Os valores a=1 e m=2 são os mais utilizados.
Outras relações empíricas para essa relação foram propostas, também baseadas
em dados experimentais.
•Fórmula Chevron: Timur et al em 1972 utilizaram várias amostras (cerca de
1833) para analisar a relação F- φ. O resultado foi a seguinte equação:
F = 1.13φ−1.73
(A.17)
A equação (A.17) é uma média para vários reservatórios, ou seja, uma análise individual para cada reservatório poderá exibir um comportamento diferente do previsto
pela equação.
97
•Equação Humble: em 1952 Winsauer et al propuseram a seguinte relação:
F = 0.62φ−2.15
(A.18)
Essa equação é a mais utilizada atualmente para arenitos, pois são geralmente
recomendadas pelas companhias de perfilagem que apresentam essa equação em
suas cartas de correções (GONTEN; WHITING, 1967) .
O problema desse modelo é o pequeno número de amostras utilizadas para derivar essa equação (30 amostras), o que é considerado baixo em termos de padrões
estatísticos.
A.2.2.6
Relações entre Resistividade e Saturação de Fluidos
Em seu trabalho em 1942, Archie posteriormente considerou uma saturação parcial de hidrocarbonetos. Essa saturação foi conseguida substituindo parcialmente a
salmoura por hidrocarbonetos. No caso em que a rocha contenha água, óleo e gás
misturados, sua resistividade total (Rt ) irá aumentar consideravelmente devido a capacidade isolante da fração de hidrocarbonetos.
Archie observou os resultados de outros trabalhos e plotou em uma escala logarítmica os valores de
Rt
Ro
pela saturação de água (Sw ). Ele verificou a seguinte relação:
Rt =
Ro
Swn
(A.19)
Onde n é denominado expoente de saturação. Varia de 1.8 a 2.5. Geralmente se
usa o valor n=2 para arenitos limpos e consolidados, porém, medidas de laboratório
devem ser feitas para maior exatidão (NERY, 1990).
Substituindo as equações (A.14), (A.16) em (A.19), temos a Lei de Archie:
Rt =
aRw
φm Swn
onde:
Rt é a resistividade total da formação.
a é o coeficiente de tortuosidade.
Rw é a resistividade da água da formação.
φ é a porosidade.
(A.20)
98
m é o coeficiente de cimentação.
Sw é a saturação de água.
n é o expoente de saturação.
A tabela 11 mostra o meio de determinação de cada um dos parâmetros da Lei de
Archie:
Parâmetro
Método de obtenção
Rt
Ler valores nos perfis elétricos
Rw
Perfil SP ou análise da água de formação
φ
Perfis Sônico, Densidade e Neutrônico
a, m, n
Medidas experimentais
Tabela 11: Parâmetros da Lei de Archie.
A.2.3
Propriedades Acústicas
A perfilagem acústica é uma parte importante da avaliação de formações. As propriedades acústicas medidas em um sinal acústico são: as velocidades, frequências
(taxa de oscilação da onda), amplitudes (“força” do sinal) e atenuação, que é uma
expressão da perda de energia do sinal quando este passa por um determinado meio.
Dois tipos importantes de mecanismo de transporte são suportados pelo meio
elástico: as ondas compressionais (P, longitudinais) e cisalhantes (S, transversais),
conforme é mostrado na figura 61. Nas ondas compressionais, as partículas vibram
na mesma direção de propagação da onda enquanto que nas ondas cisalhantes as
partículas vibram em uma direção perpendicular à propagação da onda.
99
Figura 61: Ondas P e S. Retirado de (LIMA, 2005).
Ondas cisalhantes não se propagam em líquido e gases, pois esses não sofrem cisalhamento e sua velocidade em um dado meio sólido é aproximadamente metade do
valor das ondas compressionais. Portanto, em um receptor, as ondas compressionais
serão as primeiras a serem detectadas (figura 62).
Figura 62: Chegada do sinal acústico no receptor. Extraído de (SERRA, 1984).
A velocidade de propagação do som depende do meio em que as ondas viajam,
sendo muito mais rápido nos sólidos do que nos líquidos. Isso ocorre, pois nos líqui-
100
dos o grau de liberdade das moléculas é maior, conferindo uma menor velocidade de
propagação das ondas. Meios gasosos atenuam ainda mais a amplitude da onda.
Em uma rocha reservatório, portanto, a velocidade de propagação das ondas vai
depender do material (mineralogia), da separação entre os componentes sólidos (geometria porosa) e da quantidade de fluidos presentes na rocha. Desta maneira, o
tempo que o som leva para percorrer a rocha, pode ser usado para determinação das
suas constantes elásticas e análise quantitativa da sua porosidade.
101
APÊNDICE B -- Dados Experimentais dos
Poços Utilizados
A seguir, serão apresentadas as tabelas com os dados experimentais relativos aos
poços estudados nesse trabalho. Os dados utlizados foram profundidade e porosidade
vertical.
102
B.1
Poço NA02
103
B.2
Poço NA04
104
105
106
B.3
Poço NA011
107
B.4
Poço NA022