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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GEOLOGIA
ELOÍSA COSTA DE BRITTO
ROCHAS EVAPORÍTICAS E SUA CARACTERIZAÇÃO
ATRAVÉS DE PERFIS EM POÇOS DE PETRÓLEO
Salvador
2013
II
ELOÍSA COSTA DE BRITTO
ROCHAS EVAPORÍTICAS E SUA CARACTERIZAÇÃO
ATRAVÉS DE PERFIS EM POÇOS DE PETRÓLEO
Monografia apresentada ao Curso de Geologia,
Instituto de Geociências, Universidade Federal da
Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau
de Bacharel em Geologia.
Orientador: Prof. Msc. Roberto Rosa da Silva
Salvador
2013
III
TERMO DE APROVAÇÃO
ELOÍSA COSTA DE BRITTO
ROCHAS EVAPORÍTICAS E SUA CARACTERIZAÇÃO
ATRAVÉS DE PERFIS EM POÇOS DE PETRÓLEO
Monografia apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel
em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora:
________________________________________________________________
1° Examinador: Prof. M.Sc. Roberto Rosa da Silva - Orientador
Instituto de Geociências, UFBA/Petrobras
________________________________________________________________
2º Examinador: Prof. Dr. Carlson Matos Maia Leite
Instituto de Geociências, UFBA/Petrobras
________________________________________________________________
3º Examinador: M.Sc. Flávio Miranda de Oliveira
Petrobras
Salvador, 17 de Agosto de 2013.
IV
Dedico aos meus amados pais Jorge e Mara,
meu irmão Leonardo, meu noivo Rafael
e a minha avó Heloisa (in memoriam)
V
AGRADECIMENTOS
À Deus
em primeiro lugar pela força durante toda esta caminhada, sem
dúvidas, minha fé foi fundamental para vencer as dificuldades encontradas.
Obrigada meu Deus!
À minha família, pela capacidade de acreditar em mim e por não medirem
esforços para minha educação. Agradeço também pelo carinho, amor, paciência nos
meus momentos de estresse, e principalmente, pelo incentivo para que este
momento chegasse. Meus amores, esta vitória é nossa!
Ao Rafael, pessoa com quem partilharei a vida. Obrigada por renovar as
minhas energias, por ter dado forças para seguir em frente, pela compreensão nas
minhas ausências e por todo carinho.
À Sueli pelo amor e cuidados durante todos esses anos.
A todos os professores do curso de Geologia, que de alguma forma foram
importantes na minha vida acadêmica. Ao Professor Roberto Rosa pela paciência na
orientação e incentivo que tornaram possível a conclusão deste trabalho. Em
especial agradeço ao Professor Osmário, quem foi o grande responsável para que
nos primeiros dias de aula me apaixonasse pela Geologia e tivesse a certeza que
estava no lugar certo.
À família DIARMI - CPRM pelo acolhimento, ensinamentos durante o período
de estágio, pela compreensão e ajuda dada nos meus momentos de dificuldade.
Agradeço muito a vocês, em especial minha amada Madá, Nívia, Rogério, Davi,
Jocilene, Leidi, Richard, Sizão e Marcelo pelo companheirismo e ambiente de
trabalho do qual adorei fazer parte.
A Petrobras e seus colaboradores pelo treinamento dado nesta fase final, em
especial Márcio, Iara, Alessandra, Rodrigo, Edson, Lucinha, Dora, Carlson e meus
companheiros de estágio Nelson, Marcela e Roberto pelo espírito de equipe.
E por fim, com muita alegria, agradeço aos amigos de geologia pelas risadas,
alegria durante esses anos, pelos conselhos dos mais experientes, pelo
companheirismo nas horas difíceis e principalmente por terem me tornado uma
pessoa mais segura e confiante do meu potencial. Obrigada Adriana, Bianca, Carol,
Cipri, Diego, Enaldo, Gabriel, Giselaine, Jamile, Leidiane, Lucas, Marcus Vinicius,
Natália, Nilson, Priscila, Ricardo e Vitor.
VI
“Aqueles que param esperando as coisas melhorarem acabam descobrindo mais
tarde que aqueles que não pararam estão tão na frente que não podem ser
alcançados.”
Rui Barbosa
VII
RESUMO
Foram realizados levantamentos bibliográficos para compreender e caracterizar os
sais pertencentes a um grupo de rochas sedimentares chamadas de evaporitos,
depositados por evaporação da água do mar, e formados em bacias fechadas
sujeitas ao clima árido. Do ponto de vista exploratório, a presença dessas rochas
nas bacias sedimentares aumenta as chances de sucesso, tendo o sal como
importante significado econômico devido seu papel no trapeamento de petróleo. Em
razão das propriedades físicas e químicas dos evaporitos, o comportamento dessas
rochas são bem distintas das rochas siliciclásticas. Entretanto, grande variedade de
tipos de sais formadores das rochas evaporíticas, mas devido a solubilidade, apenas
alguns sais possuem suas camadas preservadas na bacia. Os principais evaporitos
encontrados nas bacias são formados em ordem de precipitação pelos sais de
gipsita, jianidrita, halita, carnalita, silvinita e traquidrita. Contudo, a identificação de
tais sais através da recuperação de testemunhos e amostras de calha é muitas
vezes inviabilizada devido às propriedades peculiares dessas rochas, sendo então
as ferramentas de perfilagem as mais adequadas para caracterização dos
evaporitos. São utilizados na caracterização de evaporitos principalmente os perfis
de raios gama, resistividade, densidade, neutrão, sônico e caliper.
Palavras-chave: evaporitos; sais; caracterização; perfis.
VIII
ABSTRACT
Literature review were conducted to understand and characterize the salts belonging
to a group of sedimentary rocks called evaporites, deposited by evaporation of sea
water, and formed in restricted basins with arid climate. From the exploratory point of
view, the presence of these rocks in sedimentary basins increases the chances of
success, with the salt as an important economic significance because of their role in
oil accumulation. Because of the physical and chemical properties of evaporites, the
behavior of these rocks are distinct from siliciclastic rocks. However, a great variety
of different types of rocks forming salts evaporitic, but due to solubility, only a few
have their salts preserved layers in the basin. The main evaporites found in basins
are formed in order of precipitation by salts anhydrite, halite, carnallite, sylvite and
traquidrite. However, the identification of such salts by undisturbed samples and
samples is often unfeasible due to the peculiar properties of these rocks, being
logging tools most suitable for the characterization of evaporites. Are used to
characterize the well logs of evaporites mainly gamma rays, resistivity, density,
neutron, sonic and caliper.
Keywords: evaporate; salts; characterization; well logs.
IX
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Distribuição espacial e no tempo dos grandes depósitos evaporíticos no
mundo. ...................................................................................................................... 12
Figura 2- Rocha evaporítica com camadas de gipsita e anidrita da Formação
Castelle no Novo México, EUA. ................................................................................ 15
Figura 3 – Exemplo de condições do ambiente para formação de evaporitos no Lago
de Kara-Bogazseparado do Mar Cáspio, separados por uma barreira rochosa
natural. ..................................................................................................................... 16
Figura 4 - Carbonato coletado a mais de 200 m nas águas do Mar Morto. Porção
clara laminada composta por aragonita estrelada e laminado mais escuro composto
por calcita dentrítica. ................................................................................................. 20
Figura 5 - Estrutura enterolítica da anidrita camada de anidrita nodular e calcário
argiloso. ..................................................................................................................... 21
Figura 6 - Carnalita grosseira intercalada com halita finamente laminada com
anidrita em testemunho ............................................................................................. 22
Figura 7 - Taquidrita pura em furo de sondagem. .................................................... 22
Figura 8 - Silvinita grosseira com lâminas de halita fina. .......................................... 23
Figura 9 - Sal no sistema petrolífero de uma bacia sedimentar................................ 24
Figura 10 - Resposta dos raios gamas para diferentes litologias. ............................ 27
Figura 11 - Ferramenta de densidade emitindo raios gama nas camadas do poço. 28
Figura 12 - Funcionamento da ferramenta neutrônica. ............................................. 29
Figura 13 - Esquema do funcionamento da ferramenta do perfil sônico. ................. 30
Figura 14 - Interpretação de ciclo evaporítico com ressecamento de bacia. ............ 33
Figura 15 - Perfil de raios gama, densidade e neutrão caracterizando camada de
anidrita. ..................................................................................................................... 35
Figura 16 - Camada de anidrita caracterizada pelos perfis de raios gama,
resistividade, densidade, neutrão e perfil sônico. ...................................................... 36
Figura 17 - Camada de silvinita caracterizada pelos perfis de raios gama,
resistividade, densidade, neutrão e perfil sônico. ...................................................... 37
Figura 18 - Camada de halita caracterizada pelos perfis de raios gama,
resistividade, densidade, neutrão e perfil sônico. ...................................................... 39
Figura 19 - Camada de carnalita caracterizada pelos perfis de raios gama,
resistividade, densidade, neutrão e perfil sônico. ...................................................... 40
Figura 20 – Camada de taquidrita caracterizada pelos perfis raios gama,
resistividade, densidade, neutrão e sônico................................................................42
Figura 21 - Esquema comparativo entre os sais em resposta aos principais perfís
diagnósticos na caracterização de sais......................................................................44
X
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Composição química dos principais minerais evaporíticos. ..................... 16
Tabela 2 - Componentes genéticos das rochas de sal com sequência de
precipitação. .............................................................................................................. 19
Tabela 3 - Caracterização do sal de gipsita em perfis. ............................................. 34
Tabela 4 - Caracterização da anidrita em perfis ....................................................... 36
Tabela 5 - Caracterização da silvinita em perfis. ...................................................... 38
Tabela 6 - Caracterização da halita em perfis........................................................... 38
Tabela 7 - Caracterização da carnalita em perfis...................................................... 41
Tabela 8 - Caracterização da Taquidrita em perfis. .................................................. 41
Tabela 9 - Caracterização dos principais sais através de perfis. .............................. 43
XI
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 12
1.1 OBJETIVO ........................................................................................................ 13
1.2 JUSTIFICATIVA ................................................................................................ 13
1.3 METODOLOGIA ............................................................................................... 14
2 ROCHAS EVAPORÍTICAS .................................................................................. 15
2.1 ORIGEM DAS ROCHAS EVAPORÍTICAS ....................................................... 15
2.2 ORDEM DE DEPOSIÇÃO DOS MINERAIS EVAPORÍTICOS .......................... 17
2.3 OS SAIS FORMADORES DAS ROCHAS EVAPORÍTICAS ............................. 19
2.3.1 Calcita, Aragonita e Dolomita ......................................................................... 19
2.3.2 Gipsita e Anidrita ............................................................................................ 20
2.3.3 Halita .............................................................................................................. 21
2.3.4 Carnalita ......................................................................................................... 21
2.3.5 Taquidrita ....................................................................................................... 22
2.3.6 Silvita ............................................................................................................. 23
2.4 O SAL NO SISTEMA PETROLÍFERO .............................................................. 23
3 PERFILAGEM...................................................................................................... 26
3.1 PERFIS DE RAIOS GAMA ............................................................................... 26
3.2 PERFIS DE RESISTIVIDADE ........................................................................... 27
3.3 PERFIS DE DENSIDADE ................................................................................. 28
3.4 PERFIS DE NEUTRÃO ..................................................................................... 29
3.5 PERFIS ACÚSTICOS (SÔNICO) ...................................................................... 30
3.6 PERFIS DE CALIPER ....................................................................................... 31
4 COMPORTAMENTO DOS MINERAIS EVAPORÍTICOS EM PERFIS ................ 32
4.1 APLICAÇÕES GEOLÓGICAS DAS INTERPRETAÇÕES ................................ 32
4.2 CARACTERIZAÇÃO DOS SAIS ....................................................................... 33
4.2.1 Gipsita ............................................................................................................ 34
4.2.2 Anidrita ........................................................................................................... 34
4.2.3 Silvinita ........................................................................................................... 36
4.2.4 Halita .............................................................................................................. 38
4.2.5 Carnalita ......................................................................................................... 39
4.2.6 Taquidrita ....................................................................................................... 41
5 CONCLUSÃO ...................................................................................................... 43
6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………45
12
1
INTRODUÇÃO
As rochas evaporíticas são rochas sedimentares depositadas por evaporação
da água do mar, formadas em bacias de circulação restrita, que foram sujeitas ao
clima árido e com período de influxos de água marinha. O processo de evaporação
da água salgada forma os minerais salinos que compõe tais rochas evaporíticas.
Os evaporitos estão distribuídos por todos os continentes desde o Cambriano
ao Recente, estando em mais da metade das bacias sedimentares com estratos
marinhos como mostra na figura 1. Estas rochas evaporíticas tem se mostrado de
grande importância para o sistema petrolífero, porém são observadas algumas
dificuldades na perfuração de poços de petróleo com a presença desse tipo de
rocha.
Figura 1 - Distribuição espacial e no tempo dos grandes depósitos evaporíticos no mundo.
Fonte: Warren, 2006.
Existe uma grande variedade de minerais salinos, mas os principais
formadores de rochas evaporíticas são em ordem de deposição: gipsita, anidrita,
halita, carnalita, silvita e taquidrita. Tais minerais são caracterizados em poços de
petróleo principalmente através de perfilagem, devido suas condições de
solubilidade.
13
1.1
OBJETIVO
Este trabalho tem como objetivo geral contextualizar as rochas do tipo
evaporitos, formadoras de bacias sedimentares com camadas de minerais salinos,
mostrando a sua importância para o sistema petrolífero.
De maneira especifica, este trabalho visa caracterizar as rochas evaporíticas
através de ferramentas de perfilagem a poço aberto tomando como base os perfis
de raios gama, resistividade, densidade, nêutrons e sônicos em poços de petróleo.
1.2
JUSTIFICATIVA
“Os evaporitos são rochas sedimentares que apresentam camadas de
minerais salinos, sendo a halita o principal sal, depositados diretamente de
salmouras em condições de forte evaporação e precipitação de bacias de
sedimentação restrita, quentes e subsidentes” (BOTELHO, 2008).
Tais depósitos de sais tem uma grande contribuição para a formação de
grandes acumulações de petróleo, aumentando o sucesso exploratório. Isto é
decorrente do fato de que esses sedimentos podem se deformar, dissolverem,
migrar, criar estruturas e trapas estratigráficas, gerando diversas estruturas propícias
à acumulação de hidrocarbonetos. Além desses fatores, os sais se apresentam
como selos quase perfeitos para formar acumulações abaixo dele, e sua presença
em bacias sedimentares tem importante significado econômico.
Ao mesmo tempo em que o sal contribui decisivamente para a formação das
acumulações de petróleo, ele também impõem elevados custos e dificuldades à
atividade exploratória no ponto de vista operacional. Isto é devido ao fato que as
rochas evaporíticas apresentam características mecânicas distintas das rochas
siliciclásticas e carbonáticas, estando associadas a um grande número de
problemas relacionados à estabilidade de poços quando comparado com outras
litologias no momento da perfuração.
Quando submetidos a uma tensão diferencial constante, o sal pode
apresentar uma considerável deformação, devido suas propriedades físicas, sendo
esse comportamento o causador do fechamento de poços em curto prazo durante a
perfuração.
14
Dificilmente é possível fazer a descrição de rochas do tipo evaporito através
de amostras de calha durante a perfuração de poços. Isto ocorre devido ao fato de
que no trajeto entre a broca e a peneira de coleta de cascalhos, os fragmentos de
sais são dissolvidos, impossibilitando assim a sua recuperação e amostragem. Por
este motivo, muitas vezes a identificação de zonas evaporíticas apenas é possível
através de perfilagem.
A condição de depósitos favoráveis à exploração, contrastando com as suas
dificuldades mostradas acima, foi o que impulsionou a escolha do tema do trabalho
em questão, destacando a importância da utilização de perfis de poços de petróleo
para caracterizar os depósitos de rochas evaporíticas.
1.3
METODOLOGIA
Os dados utilizados para o desenvolvimento desta Monografia foram obtidos
através de levantamentos bibliográficos. As informações foram adquiridas em
publicações através de pesquisa por teses, dissertações, artigos, livros e pesquisas
na internet.
De início foi necessário a realização de um estudo abordando as rochas
evaporíticas de uma maneira ampla, desde as propriedades químicas e físicas dos
evaporitos, até a formação de importantes bacias evaporíticas no cenário mundial.
Com o fundamento teórico bastante enriquecido em relação às rochas
evaporíticas, o foco do levantamento das bibliografias foram os perfis básicos que
são utilizados em poços de petróleo: os Perfis de Raio Gama, Perfis Resistividade,
de Densidade, de Nêutrons, Sônico e Caliper. Nesta fase foi importante conhecer o
principio do funcionamento de cada perfil, a sua aplicação nos poços petrolíferos e
as limitações.
Por fim, com um bom conhecimento tanto no que diz respeito a rochas
evaporíticas e à perfilagem nos poços de petróleo, foi abordado a caracterização
destas rochas utilizando tais ferramentas. Essa caracterização foi baseada no
comportamento das curvas dos perfis quando se está atravessando uma camada de
rochas do tipo evaporitos a certa profundidade.
Existiu
a
necessidade
de
pesquisar exemplos práticos do comportamento de tais perfis para ilustração e,
consequentemente,
melhorar
o
entendimento
da
aplicação
caracterização das rochas evaporíticas em poços de petróleo.
de
perfis
na
15
2
ROCHAS EVAPORÍTICAS
As rochas evaporíticas são rochas sedimentares compostas por minerais
salinos, que são depositados diretamente de salmouras em condições de forte
evaporação e precipitação de bacias de sedimentação restrita. Na sua maioria, as
rochas evaporíticas são oriundas de mares restritos que, quando isolados do
sistema mundial de oceanos, em clima árido, ocorre a evaporação de grandes
quantidades de água. Podendo atingir a 100 metros de espessura em apenas 1000
anos, os evaporitos apresentam elevadas taxas de deposição em um pequeno
intervalo de tempo (SOUZA; BORGES, 2011) (figura 2).
Figura 2- Rocha evaporítica com camadas de gipsita e anidrita da Formação Castelle no Novo
México, EUA.
Fonte: Helevy, 2013.
Os evaporitos não são propriamente rochas, são solúveis, vieram de líquidos
e a eles retornam assim que possível. São bem diferentes dos silicatos, nestes, uma
vez que se estabelece a ligação ou junção química, fica difícil separar. Por tanto, os
evaporitos são rochas temporárias ou móveis, que movimentam com muita
facilidade, tanto quimicamente (em solução de água), como fisicamente (em fluxo
sólido) (MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008).
2.1
ORIGEM DAS ROCHAS EVAPORÍTICAS
Para a formação de evaporitos, como dito anteriormente, é necessário que a
água hipersalina em bacias de circulação restrita seja evaporada, concentrando sais
formando a salmoura (figura 3), que precipitam uma suíte de minerais dissolvidos em
16
ordem previsível.
Na tabela 1 é mostrada a composição química dos principais
minerais formadores de rochas evaporíticas, sendo que a origem dos íons que
compõe esses minerais é frequentemente discutida entre os pesquisadores.
Figura 3 – Exemplo de condições do ambiente para formação de evaporitos no Lago de Kara-Bogaz
separado do Mar Cáspio, separados por uma barreira rochosa natural.
Fonte: Google Earth, 2013.
Tabela 1 - Composição química dos principais minerais evaporíticos.
Mineral
Calcita
Magnesita
Dolomita
Trona
Gipsita
Anidrita
Halita
Kainita
Kieserita
Langbeinita
Silvita
Carnalita
Taquidrita
Bischofita
Polihalita
Composição
CaCO3
MgCO3
Ca(Fe,Mg)(CO3)2
Na3H(CO3)2.2H2O
CaSO4.2H2O
CaSO4
NaCl
KMg(SO4)Cl.3H2O
MgSO4.H2O
K2Mg2(SO4)3
KCl
KMgCl3.6H2O
CaMg2.Cl6.12H2O
MgCl2.6H2O
K2CaMg2(SO4)4.6H2O
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008.
17
Segundo Mohriak, Szatmari e Anjos (2008), uma hipótese para a salinização
de um mar primitivo se baseia em um planeta Terra formado por água doce, oriunda
de chuvas, se acumulando na superfície terrestre. A salinização deste mar ocorreu
posteriormente com a entrada de íons, sendo os principais formadores de minerais
evaporíticos Cl, Na1+, K1+, S, e CO2.
Parte destes íons veio de processos vulcânicos como no caso do cloro (Cl 2),
gás altamente tóxico presente em erupções. Além do cloro, o enxofre (S) e o gás
carbônico também tem como sua fonte o vulcanismo. Já os íons de sódio são
provenientes do intemperismo de minerais formadores de rochas ígneas e
metamórficas, assim como o potássio (K), ambos são oriundos principalmente do
intemperismo dos feldspatos.
Existem estudos de inclusões fluidas em rochas e minerais mostrando que já
no Arqueno o teor de salinidade se apresentava próximo ao atual, significando que
apesar de vários ciclos geológicos que a Terra passou, existe uma busca por
equilíbrio. Tal equilíbrio faz com que bacias evaporíticas precipitem caso a
salinidade suba, mas se a salinidade decai muito, o que ocorre quando há excesso
de chuvas, os evaporitos dissolvem.
Nas sucessões litológicas dentro de uma bacia evaporítica é obervado que
ocorre variação de salinidade durante o tempo geológico. Essa sucessão marca um
ciclo em que as fases de alta e baixa salinidade são resultantes da entrada de água
dentro da bacia e a aridez do clima, formando então o ciclo evaporítico (WARREN,
1989).
Com a evaporação, a salmoura se concentra progressivamente ocorrendo a
saturação primeiramente dos compostos pouco solúveis e, posteriormente dos sais
altamente solúveis. Ou seja, os compostos mais abundantes não necessariamente
serão os primeiros a precipitar, porém a quantidade de cada composto disponível na
água do mar juntamente com a solubilidade formam dois fatores que em conjunto
determinam a ordem de deposição dos sais (MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008).
2.2
ORDEM DE DEPOSIÇÃO DOS MINERAIS EVAPORÍTICOS
A precipitação dos evaporitos segue uma sequência bem definida, formando
diferentes minerais em função das diferentes solubilidades seguindo leis químicas
(RICHTER-BERNBURG, 1972; HARDIE, 1984; SONNENFELD, 1992, apud
18
MOHRIAK et al., 2008). Esta sequência é mostrada na tabela 2 com os principais
componentes minerais das rochas evaporíticas, seguindo uma ordem do menos
solúvel para o mais solúvel.
Inicialmente, com a evaporação da água do mar, o que se precipita são os
carbonatos que segundo Mohriak, Szatmari e Anjos (2008) não são exatamente
evaporitos, porém, frequentemente se apresentam antecedendo e acompanhando a
deposição dos evaporitos, como calcita (CaCO3), aragonita (CaCO3) e dolomita
(Ca(Fe,Mg)(CO3)2.
Comumente o primeiro mineral realmente evaporítico a se precipitar para
formar os depósitos de evaporitos é a gipsita (CaSO 4.2H2O), um sulfato de cálcio
que ao perder água cristalina forma anidrita (CaSO4). Esta transformação ocorre
com o aumento da temperatura e da pressão, ocorrendo uma perda de cerca de
60% do volume, compactando a rocha. Quando ocorre o processo inverso, a anidrita
aumenta em 60% seu volume.
Quando a salmoura chega em torno de 27% de concentração começa a
depositar a halita (NaCl), mineral evaporítico mais abundante, já que na água do mar
atual os íons mais abundantes são o Cl- e Na+ que correspondem a 85,1 do total de
íons presentes (HAY et. al., 2006).
Caso as salmouras estejam altamente concentradas, na sequência, o que
tende a ocorrer é precipitação da carnalita (KMgCl3.6H2O), sendo depositada
singeneticamente. A partir da dissolução do cloreto de magnésio (MgCl2) da carnalita
pode ser formado a silvita (KCl).
Quando a salmoura tem apenas 0.5% do volume original começa a depositar
a bischofita (MgCl2.6H2O). Ou seja, a ocorrência de cloretos de magnésio em
sequências evaporíticas apenas ocorre com o ressecamento quase total do
ambiente. Esta situação não ocorre nas bacias brasileiras, sendo substituído por
cloreto de cálcio e magnésio conhecido como taquidrita (CaMg2Cl6.12H2O).
19
Zona
Mineral Primário
formador da rocha
Minerais secundários e outros
minerais associados
(diagenéticos e epigenéticos)
Bischofita
Borato Eutônico
Bischofita
Sulfato de Magnésio
Carnalita
Halita
Gipsita
Boracita
Kieserita
Anidrita
Carnalita
Carnalita
Sulfato de Magnésio
Kainita
Halita
Silvita
Sulfato de
Magnésio
Silvita
Hexahidrita (sakita)
Epsomita
Polihalita
Halita
Epsomita
Hexahidrita (sakita)
Polihalita
Halita
Kieserita
langbeinita
Kainita
Polihalita.
Anidrita
Kainita
Langbeinita
Kieserita
Polihalita
Leonita (?)
SOLUBILIDADE
Tabela 2- Componentes genéticos das rochas de sal com sequência de precipitação.
Kieserita
Polihalita
Bloedita
Halita
Halita
Gipsita
Anidrita
Polihalita (nas partes mais
superiores da zona)
GipsitaAnidrita
Gipsita
Anidrita
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008.
2.3
OS SAIS FORMADORES DAS ROCHAS EVAPORÍTICAS
Com aumento progressivo e contínuo da salinidade, ocorrerá saturação
dando condições para os sais formadores das rochas evaporíticas se precipitarem.
“Os evaporitos incluem cloretos, sulfatos de sódio, de potássio, de cálcio, de
magnésio, nitratos de sódio e de potássio” (GRAVINA, 1997, p.5).
2.3.1 Calcita, Aragonita e Dolomita
Os
minerais carbonáticos acompanham e antecedem a deposição de
evaporitos, podendo ou não ser precipitados químicos. Quando precipitados
quimicamente, segundo Warren (2006), os carbonatos são os primeiros minerais a
se formarem partir de concentrações hipersalinas e são cada vez mais ricos em
magnésio com aumento da salinidade. A dolomita é um carbonato de cálcio e
20
magnésio, então, a precipitação se inicia formando calcita e aragonita (figura 4) e à
medida que o nível de salinidade aumenta vai dolomitizando.
A inserção de magnésio na composição do calcáreo torna a estrutura da
dolomita mais complexa, tendendo ao fraturamento, diferentemente dos calcáreos
finos que possuem maior facilidade para se deformar. Então, com uma maior
intensidade de fraturamento, os dolomitos podem chegar a formar reservatórios para
acumulações de petróleo (MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008).
Figura 4 - Carbonato coletado a mais de 200 m nas águas do Mar Morto. Porção clara laminada
composta por aragonita estrelada e laminado mais escuro composto por calcita dentrítica.
Aragonita
Calcita
Fonte: Warren, 2006.
2.3.2 Gipsita e Anidrita
São sulfatos de cálcio formadores de evaporitos após a deposição das
laminas de carbonatos, precipitando inicialmente a gipsita e se transformando em
anidrita quando perde água na sua composição. Em subsuperfície, toda gipsita
desidrata-se formando anidrita (MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008). O processo
inverso também ocorre quando a anidrita é hidratada, resultando em uma expansão
do seu volume, gerando assim estrutura enterolítica nas anidritas (figura 5).
A gipsita além de ser a primeira a se formar, é a última a permanecer depois
que a bacia evaporítica é afetada por incursões marinhas e dissoluções de sais mais
solúveis.
21
Figura 5 - Estrutura enterolítica da anidrita camada de anidrita nodular e calcário argiloso.
Carbonato com
anidrita nodular
Discordância
Anidrita enterolítica
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008.
2.3.3 Halita
A halita é o sal mais comum, consumido diariamente como sal de cozinha,
sendo o mineral evaporítico mais abundante. Os principais elementos que compõe a
halita são o sódio, cujo íon tem a carga +1, e o cloro, cujo íon a carga é -1. Estes
íons se completam e, estando num meio líquido onde podem se movimentar,
acabam por se juntar temporariamente numa ligação não muito estável formando o
cloreto de sódio (SOUZA; BORGES, 2011). Os cristais de halita formam um retículo
cristalino cúbico, com os íons de sódio e potássio arranjados nas quinas dos cubos.
Às vezes se precipita quase que juntamente com a gipsita e a anidrita, que
durante longo período de ressecamento, forma nódulos de carbonato e de halita e
cristais grandes de gipsita com nódulos de anidrita. A cristalização dos três é dada
dentro dos poros dos carbonatos pré-existentes.
A halita é também utilizada pela indústria na fabricação de soda cáustica,
conservantes, inseticidas e outros (GRAVINA, 1997).
2.3.4 Carnalita
A carnalita é um cloreto de magnésio e potássio hidratado precipitado
geralmente após os sais de halita. Este sal se apresenta de forma fina e grosseira,
geralmente se apresentando com cristais grossos que crescem no fundo do mar
formando cristais piramidais. Ambas as formas de carnalita se precipitam
intercaladas com as lâminas de halita (figura 6).
22
Figura 6 - Carnalita grosseira intercalada com halita finamente laminada com anidrita em testemunho
Carnalita grosseira
Halita fina laminada
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008.
.
2.3.5 Taquidrita
A taquiditra é uma variedade da carnalita com o cálcio substituindo o potássio,
ou seja, é um cloreto hidratado de magnésio e potássio. A presença de cálcio indica
que houve enriquecimento desse íon durante a fase final de evaporação da
salmoura, tendo em vista que geralmente todo o cálcio é consumido durante a
precipitação de gipsita e anidrita (MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008). Este
enriquecimento é provavelmente oriundo da ação das bactérias em gipsita,
reduzindo-as.
A taquidrita é cristalizada na fase final da evaporação, pois para a sua
precipitação é necessário que a salmoura esteja fortemente concentrada, formando
uma rocha maciça que se dissolve rapidamente em temperatura ambiente (figura 7).
Figura 7 - Taquidrita pura em furo de sondagem.
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008.
23
2.3.6 Silvita
A silvita é um cloreto de potássio (KCl) que forma juntamente com halita
(NaCl) a associação conhecida como silvinita. Segundo Mohriak, Szatmari e Anjos
(2008), esta rocha é de origem secundária formada pela lixiviação da carnalita por
água do lençol freático, carreando o potássio e formando um intercrescimento de
silvita e halita que pode ser observado em lâmina (figura 8).
A silvinita tem grande importância industrial e segundo Carvalho (2010), é o
principal minério de potássio, sendo responsável por 70% da produção mundial
provenientes destes depósitos (informação verbal)1. O seu aproveitamento industrial
é favorecido pela sua estrutura química de cloreto simples (FRIEDRICH, 1997 apud
MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008).
Figura 8 - Silvinita grosseira com lâminas de halita fina.
Silvinita substituindo
pirâmide de carnalita
Halita fina
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008.
2.4
O SAL NO SISTEMA PETROLÍFERO
Sistema petrolífero é um modelo que engloba todos os elementos e
processos geológicos necessários à existência de acumulações de óleo e gás. Para
que estas acumulações ocorram, se necessitam de rocha geradora, rocha
reservatório, rocha selante e a sobrecarga. Além da presença destas rochas é
essencial os processos de formação de trapas, e a geração, migração e acumulação
de hidrocarbonetos (figura 9).
_____________
1
Palestra proferida por A. L. P. de Carvalho da empresa Vale no Simpósio Brasileiro de Exploração
Mineral, em Ouro Preto, em maio de 2010.
24
Figura 9 - Sal no sistema petrolífero de uma bacia sedimentar.
Fonte: Spadini, 2009.
O
sal
apresenta
importante
papel
nesse
sistema
petrolífero,
mais
precisamente no processo de acumulação e retenção. Isto se deve ao fato de que
depois da diagênese as camadas de sal logo se tornam impermeáveis,
condicionando fortemente a migração e a acumulação de fluidos como o petróleo
(WARREN, 1989).
Segundo Mohriak, Szatmari e Anjos (2008), os sais são selos quase perfeitos
para acumulações abaixo deles, tendo, importante significado econômico quando
existente na bacia sedimentar. Porém, como os sais são minerais solúveis, eles se
comportam geologicamente de maneira atípica, fluindo a baixas temperaturas e
pressões em uma movimentação conhecida como halocinese. Essa característica do
sal dificulta no ponto de vista operacional a estabilidade de poços durante a
perfuração e após o revestimento, pois a sua fluência causa o fechamento do poço
em período relativamente curto.
A mobilidade do sal vai depender da sua solubilidade. Então, em perfurações
de rochas mais solúveis como os sais que contém água (carnalita, taquidrita e
silvinita) são grandes os problemas encontrados durante a perfuração, promovendo
além do fechamento do poço, o aprisionamento da coluna de perfuração e o colapso
25
dos revestimentos. Toda essa problemática reflete nos altos custos necessários para
aplicações de novas tecnologias. Uma das medidas para atenuar esta fluência do
sal é a utilização de um fluído de perfuração a base de parafina com peso específico
o mais elevado possível.
Em sais menos solúveis com baixa mobilidade, a formação passa a ser ideal
para a perfuração, como no caso da anidrita e os carbonatos que são
essencialmente imóveis. No caso da halita, a sua mobilidade pode depender de
condições de pressão e temperatura. Segundo Mohriak, Szatmari e Anjos (2008), no
Golfo do México, 97% do sal perfurado é halita, sendo de natureza menos móvel. Já
na Bacia de Campos, foi constatado que a halita apresentava movimentações
consideráveis (COSTA et al., 1998, apud MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008).
26
3
PERFILAGEM
”O perfil de um poço é a imagem visual, em relação profundidade, de uma
ou mais características ou propriedades das rochas perfuradas (resistividades
elétrica, potencial eletroquímico natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas,
radioatividade natural ou induzida, etc.)” (THOMAS, 2001).
Os métodos de perfilagem registram propriedades a partir de dados indiretos,
que, quando analisados são utilizados na caracterização do potencial para a
acumulação de hidrocarbonetos. As principais ferramentas utilizadas para a
perfilagem precisam ser utilizadas em conjunto para melhor interpretação das
formações que compõe o poço, sendo elas: Perfis de Raios Gama, Perfis de
Resistividade, Perfis de Densidade, Perfis de Neutrão, Perfis Sônicos e Caliper que
estão descritos a seguir.
3.1
PERFIS DE RAIOS GAMA
O perfil de raios gama é uma ferramenta de uso indispensável durante o
processo de perfilagem de poço, assumindo grande importância na distinção entre
litologias com características para rocha reservatório ou não (figura 10). A sua
aplicação está relacionada com a correlação geológica do poço, desde identificação
litológica a identificação da existência ou não de discordâncias.
O funcionamento deste perfil é baseado na captação de radioatividade que as
formações geológicas são capazes de emitir espontaneamente, sendo a partir de
elementos instáveis que emitem radioatividade através do seu decaimento. Tal
medida é através de decaimento isotópico, determinando indiretamente o nível
argiloso presente nas rochas sedimentares, tendo em vista que os elementos
radioativos em geral tendem a se concentrar em argilas e folhelhos.
Em rochas mais grossas, como no caso de arenitos, esse nível de
radioatividade vai depender da sua composição principal. Por exemplo, em arenitos
com composição principal quartzosa, o nível detectado de radioatividade será baixo.
Em contrapartida, os arenitos feldspáticos possuem alto nível de atividade
radioativa, pois é rico em potássio (elemento radioativo). A unidade de medida da
ferramenta é o grau API.
27
Figura 10 - Resposta dos raios gamas para diferentes litologias.
Fonte: Adaptado de Silva, 2012.
3.2
PERFIS DE RESISTIVIDADE
Os perfis de resistividade medem uma propriedade elétrica da formação
geológica que é chamada de resistividade. Esta propriedade, ao contrário da
condutividade, reduz a passagem de corrente elétrica das formações, tornando o
material resistivo.
A sua aplicação na área petrolífera, além de ser para determinação do grau
de resistividade da formação, é também indispensável para encontrar áreas que
sejam portadoras de hidrocarbonetos. Por exemplo, quando deparado com uma
zona preenchida com óleo ou gás, os valores do perfil de resistividade se mostram
altos. Em zona com presença de água doce, ou seja, nas profundidades mais rasas,
a resistividade também é alta. Em contrapartida, devido à alta salinidade, as zonas
com água salgada se apresentam com baixa resistividade. A unidade de medida da
resistividade é ohm.m.
Existem fatores conhecidos que controlam o nível de resistividade da
formação, sendo a porosidade de uma rocha, a salinidade do fluido que preenche os
poros
e a
temperatura,
inversamente proporcionais a
resistividade.
Para
determinação desta resistividade em uma formação existe uma série de ferramentas
28
que são utilizadas, porém é preciso conhecer as limitações que cada ferramenta
apresenta para escolha da mais adequada.
3.3
PERFIS DE DENSIDADE
O perfil de densidade é utilizado para medir a densidade eletrônica das
rochas, permitindo o cálculo indireto da porosidade das rochas.
O princípio da ferramenta é a emissão de raios gama de uma fonte radioativa
colocada em um patim, onde é pressionado contra parede do poço (figura 11). A
colisão dos raios gama emitidos com a formação vai espalhar elétrons, se
dissipando e sendo detectados por um conjunto de detectores. O maior número de
raios gama dissipados está associado à rocha mais densa, consequentemente
menos porosa. Logo, quanto menor o número de raios gama dissipados, menor é a
densidade, ou seja, a rocha será mais porosa.
Existem alguns fatores que interferem nas leituras de densidade, como a
argilosidade, o diâmetro do poço, formações com muitas fraturas, presença de
reboco muito espesso e zonas de gás. Nestas zonas de gás, a densidade tende a
diminuir, aumentando a porosidade lida e se fazendo necessárias correções de
porosidade adequadas (Método de Gaymard).
Figura 11 - Ferramenta de densidade emitindo raios gama nas camadas do poço.
Fonte: Silva, 2012.
29
3.4
PERFIS NEUTRÃO
O perfil de neutrão é utilizado para calcular a porosidade das formações
baseado na quantidade de hidrogênio que existe nas camadas.
O funcionamento da ferramenta consiste na emissão de nêutrons de alta
energia através de uma fonte e em dois detectores colocados de forma que um fique
mais próximo da fonte e o outro mais distante (figura 12). Os nêutrons emitidos se
chocam com os núcleos dos átomos da formação e vão perdendo parte de sua
energia a cada colisão. A quantidade de energia perdida será proporcional a massa
do núcleo com o qual se choca e será maior quando o choque ocorrer com o átomo
de hidrogênio, pois este possui uma massa atômica praticamente igual a do nêutron.
Ou seja, a velocidade da perda de energia é proporcional a quantidade de
hidrogênio da formação.
Os perfis neutrônicos representam a quantidade de hidrogênio da formação,
correspondente ao espaço poroso preenchido por óleo, água ou gás. O óleo e a
água possuem uma quantidade aproximada de hidrogênio por unidade de volume,
porém o gás possui baixo índice de hidrogênio, fornecendo ao perfil neutrão uma
porosidade mais baixa do que a real. Assim como no perfil de densidade, nas zonas
portadoras de gás é necessário fazer a correção de porosidade através do Método
de Gaymard. Outro fator que influencia na leitura é a argilosidade, tendo em vista
que folhelhos e argilas possuem muita água na sua estrutura.
Figura 12 - Funcionamento da ferramenta neutrônica.
Fonte: Silva, 2012.
30
3.5
PERFIS ACÚSTICOS (SÔNICO)
O perfil sônico é também utilizado no cálculo de porosidade das formações,
além de ser aplicado na identificação de fraturas, correlação com outros poços e
detecção de presença de fluidos.
O princípio do funcionamento da ferramenta é baseado na emissão de onda
sonora que viaja através das camadas e é detectada pelos receptores. O que se
mede é o tempo decorrido entre a emissão da onda e a detecção do primeiro sinal,
que é denominado de tempo de trânsito (Δt). A ferramenta possui dois transmissores
e quatro receptores que são agrupados em pares de forma que sejam dois
receptores para cada transmissor (figura 13).
A litologia, porosidade e argilosidade são fatores que influenciam diretamente
o tempo de trânsito (Δt) das ondas emitidas. Quanto mais densa a matriz, menor
será o Δt. No caso da porosidade, a relação é diretamente proporcional, quanto
maior quantidade de poros, maior será o tempo de trânsito, tendo em vista que os
poros se apresentam preenchidos por fluídos (altos Δt). A presença de argila nos
poros da rochas também aumenta o tempo de transição das ondas, gerando uma
porosidade calculada maior do que a real.
Figura 13 - Esquema do funcionamento da ferramenta do perfil sônico.
31
3.6
PERFIS DE CALIPER
O perfil Caliper é uma ferramenta auxiliar que se apresenta como um
indicativo importante da qualidade da leitura dos perfis nos poços, por ser
responsável pela leitura do diâmetro do poço, medindo ponto a ponto em toda a sua
extensão.
É de conhecimento que alguns perfis possuem suas características
operacionais limitadas a determinados diâmetro de poço, sendo que diferentes perfis
são afetados de forma diferenciada pelas variações observadas na ferramenta do
caliper. Por exemplo, os perfis que correm centralizados no poço são, de forma
geral, os mais afetados pelas variações no diâmetro dos poços.
É possível através da medida do caliper, identificar zonas com cavernas que
podem ser originadas pelo processo de desmoronamento da parede do poço ou pela
dissolução da formação. Este processo de dissolver a camada e criar cavidades é
comum em rochas evaporíticas, tornando o perfil caliper importante na sua
caracterização.
32
4
COMPORTAMENTO DOS MINERAIS EVAPORÍTICOS EM PERFIS
A identificação de minerais evaporíticos dentro das bacias sedimentares é
feita em geral com base em testemunhos e amostras de calhas em sais menos
solúveis (anidrita e halita). Quando deparado com sais mais solúveis, como exemplo
a silvita, carnalita e taquidrita, existem grandes dificuldades na recuperação dessas
amostras. Isto ocorre devido ao fato de que os fragmentos não conseguem chegar à
superfície, sendo dissolvidos no caminho, seja do início do barrilete até a superfície
em caso de testemunhagem, ou da broca até a peneira de coleta de cascalho em
amostragem de calha.
Com essas grandes dificuldades na recuperação de alguns sais para a sua
identificação dentro das bacias, às ferramentas de perfilagem se mostram
imprescindíveis na interpretação devido às propriedades físicas características dos
sais (densidade, tempo de trânsito, radioatividade etc).
4.1
APLICAÇÕES GEOLÓGICAS DAS INTERPRETAÇÕES
A identificação dos diversos sais através da interpretação das curvas obtidas
durante perfilagem de poços apresenta importantes aplicações geológicas
indiretamente. É possível com estas interpretações fazer correlação de marcos
estratigráficos, determinar sequências progradantes e regressivas, estimar taxas de
deposição e a distribuição das camadas sedimentares.
Como exemplo de interpretação de um ciclo evaporítico com sais de
crescentes solubilidades, a figura 14 ilustra bem o que ocorre em diversas bacias
brasileiras através de curvas de perfil.
Observa-se uma sequência espessa de carbonatos e folhelhos marinhos a
transicionais no poço P2, logo abaixo da camada de halita, enquanto que no poço
P1 ocorre apenas uma sequencia residual da anidrita e arenito. A variação de fácies
de sedimentos marinhos a transicionais para um ambiente carbonático de água rasa,
seguida por sedimentos evaporíticos no topo, representa uma sequência
característica de ressecamento de bacia (TAYLOR, 1985; WARREN, 1989, apud
MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008).
33
Figura 14 - Interpretação de ciclo evaporítico com ressecamento de bacia.
Fonte: Mohriak, Szatmari e Anjos, 2008 (adaptada).
4.2
CARACTERIZAÇÃO DOS SAIS
A partir das propriedades físicas e química dos diversos sais, rochas
evaporíticas são caracterizadas e identificadas em perfis. Esta caracterização é
sempre dada pelo conjunto de respostas dos diversos perfis.
Alguns perfis não apresentam grandes diferenças nas suas respostas de um
sal para o outro. Exemplo disso são os perfis de resistividade que são sempre
superiores a 2.000 ohm.m, e os perfis de densidade. Em relação à densidade, o sal
apresenta maiores valores que as rochas clásticas e carbonáticas à época da
deposição, não mudando com a profundidade, pois o sal não se compacta com a
diagênese (MOHRIAK; SZATMARI; ANJOS, 2008)
Existem dezenas de minerais evaporíticos, mas apenas alguns são
frequentemente encontrados nas bacias sedimentares. Isto é decorrente da alta
34
solubilidade dos outros sais, não sendo possível a sua preservação nas sequências
sedimentares. O comportamento das curvas dos perfis desses sais encontrados nas
bacias está descrito a seguir.
4.2.1
Gipsita
O mineral de gipsita é um sulfato de cálcio hidratado (CaSO 4.2H2O) que
segundo Mohriak, Szatmari e Anjos (2008), raramente é encontrado em
profundidades superiores a 600 metros, sendo desidratada e se transformando em
anidrita.
Em relação ao comportamento em perfis, as curvas de raios gama obtém uma
resposta baixa quando atravessa uma camada de gipsita, fato referente à baixa
radioatividade natural nessas formações.
Como em todos os sais, quando a ferramenta de resistividade passa por
camadas de gipsita o que se lê é uma resistividade alta, sendo maior do que 2.000
ohm.m. Isto é decorrente da estrutura maciça dos sais, bastante compactada,
fechada, não havendo espaço para fluidos condutores ou não de corrente elétrica.
A densidade lida mostra que a gipsita possui uma densidade em torno de 2,3
g/c3. Em relação ao perfil de neutrão a gipsita, se destaca pelos altos valores devido
à presença de água na sua estrutura, dando condições de maiores choques entre o
hidrogênio e o nêutron de alta energia emitido pela ferramenta.
O tempo de trânsito de uma onda dentro das camadas de gipsita se mostra
relativamente baixo. Na tabela 3 mostra a caracterização da gipsita através dos
diversos perfis.
Tabela 3 - Caracterização do sal de gipsita em perfis.
SAL
Raios Gama Resistividade
PERFIL
(api)
(ohm.m)
GIPSITA
Baixo
> 2000
Densidade Porosidade Neutrão Sônico
(μs/pe
(g/cc)
(pu)
)
2,35
Alto > 45
52,5
4.2.2 Anidrita
O mineral de anidrita é um sulfato de cálcio desidratado (CaSO4) que formam
as rochas evaporíticas mais comuns. O seu comportamento em resposta aos
diferentes perfis estão na tabela 4.
35
No perfil de raios gama, quando se atravessa camadas de anidrita, as curvas
mostram valores baixos, em torno de 5 gapi (figura 15). Esse comportamento é
referente a radioatividade natural da formação ser praticamente inexistente. No perfil
de resistividade, a anidrita se mostra como os outros sais, com valores de
resistividade maiores que 2.000 ohm.m.
A sua densidade, quando comprada com os outros sais, apresenta o maior
valor, com curvas da ferramenta lendo aproximadamente 3 (g/c3). Esta densidade
mais elevada que o sal de gipsita, por exemplo, é explicado segundo Mohriak,
Szatmari e Anjos (2008), pela redução de cerca de 60% do volume ao soterrar a
gipsita, desidratando e formando sal de anidrita.
Como a anidrita é um sal desidratado e evidentemente sem porosidade, as
curvas do perfil neutrão quando passa por essa formação vai apresentar valores
baixos, sendo lidos valores entre -2 e -3 (pu). Em relação ao tempo de trânsito de
uma onda dentro das camadas de anidrita, esta se comporta de maneira similar às
camadas de gipsita, sendo lido valores próximos de 52 μs/pe (figura 16).
Figura 15 - Perfil de raios gama, densidade e neutrão caracterizando camada de anidrita.
Fonte: Silva, 2012.
36
Figura 16 - Camada de anidrita caracterizada pelos perfis de raios gama, resistividade, densidade,
neutrão e perfil sônico.
Fonte: Rodrigues, 2010.
Tabela 4 - Caracterização da anidrita em perfis
SAL
Raios Gama Resistividade
PERFIL
(api)
(ohm.m)
ANIDRITA
Baixo ~ 5/10
> 2000
Densidade Porosidade Neutrão Sônico
(g/cc)
(pu)
(μs/ft)
2,98
-2 a -3
52
4.2.3 Silvinita
A silvinita é o cloreto de sódio e potássio proveniente da combinação de
silvita (KCl) e halita (NaCl).
Quando a ferramenta de raios gama atravessa camadas com presença de
silvinita, altos valores são lidos pelo equipamento. Isto decorre da composição
química do mineral de silvinita que contém o elemento radioativo potássio.
Quando o perfil de resistividade atravessa uma rocha evaporítica formada por
este sal, o comportamento das curvas que fazem a leitura será o mesmo que
37
quando atravessa os demais sais, apresentando valores maiores que 2.000 ohm.m.
Nos perfis de densidade quando atravessada camadas de silvinita são lidos
valores próximos de 1,9 (g/c3). Em perfis de porosidade neutrão, os valores lidos nas
camadas de silvinita são próximos aos de todos os sais desidratados, tendo
variações de -3 a -2 (pu).
Em perfis sônicos o tempo de trânsito (∆t) da onda dentro de camadas
formadas por sais de silvinita, desde a sua emissão até a detecção pelos receptores,
é levemente mais alta que os outros sais, exceto a taquidrita. Os valores lidos pela
ferramenta são próximos de 72 μs/pe.
O comportamento da silvinita em resposta aos perfis citados acima está
caracterizada na figura 17. O resumo da caracterização deste sal em tais perfis é
demonstrado na tabela 5.
Figura 17 - Camada de silvinita caracterizada pelos perfis de raios gama, resistividade, densidade,
neutrão e perfil sônico.
Fonte: Rodrigues, 2010.
38
Tabela 5 - Caracterização da silvinita em perfis.
SAL
Raios Gama Resistividade
PERFIL
(api)
(ohm.m)
HALITA
Baixo ~ 5/11
> 2000
Densidade Porosidade Neutrão Sônico
(g/cc)
(pu)
(μs/ft)
2,05
-3
67
4.2.4 Halita
A halita é um cloreto de sódio (NaCl) cuja caracterização em perfis de raios
gama, resistividade, densidade, neutrão e sônico está sendo resumida na tabela 6 e
a figura 18 mostra a caracterização deste sal em perfis.
A ferramenta de raios gama ao atravessar as camadas de halita dentro do
poço apresenta, em resposta à baixa radioatividade natural da rocha, valores
variando aproximadamente entre 5 e 11 gapi.
No perfil de resistividade a resposta da ferramenta quando atravessa sais de
halita mostra valores acima de 2.000 ohm.m, como os outros sais em decorrência da
baixa porosidade desse tipo de rocha, não havendo espaço para fluidos.
Em perfil de densidade a halita é caracterizada por curvas mostrando uma
densidade próxima de 2,05 g/c3, sendo resultante da baixa porosidade observada
em rochas salinas.
O perfil neutrão nas camadas de halita mostra curvas com baixos valores,
aproximadamente – 3 pu. Isto porque, além de ser desidratada, a rocha apresenta
como os outros sais uma porosidade quase nula, não havendo espaço poroso para
preenchimento de fluido.
Quando o perfil sônico passa pelas camadas composta de halita, o tempo que
a onda sonora leva para percorrer a rocha é 67 μs/pe, ou seja, valor relativamente
baixo como na maioria das rochas salinas. Isto ocorre na maioria dos evaporitos
devido a sua baixa porosidade, facilitando a propagação da onda dentro da
formação.
Tabela 6 - Caracterização da halita em perfis.
SAL
Raios Gama Resistividade
PERFIL
(api)
(ohm.m)
HALITA
Baixo ~ 5/11
> 2000
Densidade Porosidade Neutrão Sônico
(g/cc)
(pu)
(μs/ft)
2,05
-3
67
39
Figura 18 - Camada de halita caracterizada pelos perfis de raios gama, resistividade, densidade,
neutrão e perfil sônico.
Fonte: Rodrigues, 2010.
4.2.5 Carnalita
A carnalita é um cloreto de magnésio e potássio hidratado, que, quando o
perfil de raios gama atravessa a suas camadas, a ferramenta registra curvas com
valores muito altos em resposta a sua radioatividade natural. Assim, como ocorre no
sal de silvinita, tal radioatividade vem da presença na composição química do
elemento radioativo potássio.
Como mencionado anteriormente, o perfil de resistividade se apresenta com
valores acima de 2.000 ohm.m em todas as rochas evaporíticas devido suas
características físicas.
40
A carnalita é um mineral evaporítico menos denso, que, quando atravessada
pela ferramenta de perfil de densidade, as suas curvas apresentam valores próximos
de 1.6 g/c3.
Ao atravessar as camadas com sais de carnalita, o perfil neutrão registra
valores maiores que 30 pu. Este comportamento das curvas com altos valores
caracteriza a carnalita por possuir água na sua composição química, ou seja,
grandes quantidades de hidrogênio.
Em perfil sônico, as camadas de carnalita se caracterizam pelo tempo de
propagação da onda relativamente baixo, com valores próximos de 52 μs/pe devido
sua porosidade quase nula. A figura 19 mostra como a rocha evaporítica formada
por minerais de carnalita se comporta em resposta aos perfis e a tabela 7 resume a
caracterização deste sal, destacando o perfil de raios gama e porosidade neutrão.
Figura 19 - Camada de carnalita caracterizada pelos perfis de raios gama, resistividade, densidade,
neutrão e perfil sônico.
Fonte: Rodrigues, 2010.
41
Tabela 7 - Caracterização da carnalita em perfis.
SAL
PERFIL
CARNALITA
Raios Gama Resistividade
(api)
(ohm.m)
Muito Alto
Densidade Porosidade Neutrão Sônico
(g/cc)
(pu)
(μs/pe)
> 2000
1,6
Alto > 30
52
4.2.6 Taquidrita
A taquidrita é um cloreto hidratado de cálcio e magnésio que se dissolve
rapidamente em condições encontradas na superfície. As rochas evaporíticas
compostas por minerais de taquidrita, quando são atravessadas por perfil de raios
gama, apresentam curvas com valores baixos próximos de 20 gapi, mostrando a sua
baixa radioatividade natural.
A resistividade registrada nos sais de taquidrita reforça a condição dos sais
serem caracterizados por altíssimas resistividades (> 2.000 ohm.m), devido suas
características físicas como a baixa porosidade resultando na falta de fluidos
preenchendo espaços.
Quando a ferramenta do perfil de densidade atravessa as camadas de
taquidrita, assim como os sais de carnalita, as curvas de densidade leem valores
próximos de 1,6 g/c3.
Como os sais de taquidrita possuem composição hidratada, o perfil de
porosidade neutrão ao atravessar estas camadas, apresenta curvas com valores
altos, sendo acima de 45 pu.
Em relação ao tempo de trânsito da onda sonora dentro das camadas de
taquidrita, o perfil registra curvas com os maiores valores para rochas do tipo
evaporíticas, atingindo ∆t próximo de 92 μs/pe.
A caracterização das rochas evaporíticas compostas por minerais de
taquidrita através de perfilagem está resumida na tabela 8 e o comportamento das
curvas dos perfis ao atravessar as camadas de taquidrita está ilustrado nas figuras
19 e 20.
Tabela 8 - Caracterização da Taquidrita em perfis.
SAL
PERFIL
TAQUIDRITA
Raios Gama Resistividade
(api)
(ohm.m)
Baixo
> 2000
Densidade
(g/cc)
1,6
Porosidade
Neutrão
(pu)
Alto > 45
Sônico
(μs/pe)
92
42
Figura 20 – Camada de taquidrita caracterizada pelos perfis raios gama, resistividade, densidade,
neutrão e sônico.
Fonte: Rodrigues, 2010.
43
5
CONCLUSÃO
Existem dezenas de tipos de sais formadores de rochas evaporíticas, mas
apenas poucos são comumente encontrados dentro das bacias sedimentares devido
a solubilidade dos minerais salinos. Entretanto, alguns sais que são comumente
encontrados nas bacias se apresentam solúveis em condições encontradas na
superfície. Este fato dificulta a identificação de alguns sais durante a perfuração de
poços de petróleo, tendo em vista que a recuperação de amostras de calhas ou até
mesmo de amostras de testemunhos fica impossibilitada.
Todavia, o processo de perfilagem dentro dos poços de petróleo se mostra
como método alternativo na identificação dos diferentes minerais salinos, com as
propriedades físicas e químicas de cada sal refletindo no comportamento das curvas
geradas por cada tipo de perfil utilizado. Porém, a caracterização dos sais através de
perfís se apresenta com limitações, tendo em vista que alguns sais não apresentam
respostas diagnósticas nas curvas dos perfis. A figura 21 mostra uma comparação
entre os sais em respostas aos principais perfís diagnósticos (Raios Gama,
Densidade e Neutrão).
Conclui-se então que o conjunto de respostas das curvas obtidas em cada
perfil é capaz de caracterizar e identificar o tipo de sal que compõe as camadas de
formações evaporíticas. A tabela 9 caracteriza os principais minerais salinos,
mostrando como cada perfil se comporta quando a ferramenta registra as camadas
de sais. Esta caracterização gera uma espécie de conjunto de respostas que são
esperadas durante a perfilagem para cada sal, tendo em vista que apenas um perfil
não se mostra capaz de caracterizar e diferenciar as diferentes rochas evaporíticas.
Tabela 9 - Caracterização dos principais sais através de perfis.
SAL
Raios Gama Resistividade Densidade Porosidade Neutrão Sônico
PERFIL
(api)
(ohm.m)
(g/cc)
(pu)
(μs/pe
GIPSITA
Baixo
> 2000
2,35
Alto > 45
52,5
ANIDRITA
Baixo ~ 5/10
> 2000
2,98
-2 a -3
52
SILVITA
Muito Alto
> 2000
1,86
-4
72
HALITA
Baixo ~ 5/11
> 2000
2,05
-3
67
CARNALITA
Muito Alto
> 2000
1,6
Alto > 30
52
TAQUIDRITA
Baixo
> 2000
1,6
Alto > 45
92
44
Figura 21 – Esquema comparativo entre os sais em resposta aos principais perfís diagnósticos na
caracterização de sais. Em vermelho são comportamentos que se destacam.
45
6
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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