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CÁLCULO DA POROSIDADE DO RESERVATÓRIO DE NAMORADO

UTILIZANDO A PERFILAGEM GEOFÍSICA

Claudia Benitez Logelo

Dissertação de mestrado apresentada ao

Programa de Pós-graduação em Engenharia

Civil, COPPE, da Universidade Federal do Rio

de Janeiro, como parte dos requisitos necessários

à obtenção do título de Mestre em Engenharia

Civil.

Orientador: Webe João Mansur

Rio de Janeiro

Dezembro de 2011




DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO

LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA

(COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE

DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE

EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA CIVIL.

Examinada por:

________________________________________________

Prof. Webe João Mansur Ph. D.

_______________________________________________

Prof. Otto Corrêa Rotunno Filho Ph. D.

________________________________________________

Dr. Cleberson Dors D. Sc.

_______________________________________________

Prof. Jaime Simón Almaraz Urdininea D. Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

DEZEMBRO DE 2011

iii

Logelo, Claudia Benitez

Cálculo da Porosidade do reservatório de Namorado

utilizando a perfilagem geofísica. – Rio de Janeiro:

UFRJ/COPPE, 2011.

IX, 52 p.: il.; 29,7 cm.


Dissertação (Mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de

Engenharia Civil, 2011.

Referências Bibliográficas: p. 51 -52.

1. Perfilagem geofísica. 2. Perfis de Porosidade. 3.

Perfil de Raios Gama. I.Mansur, Webe João.

II.Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE,

Programa de Engenharia Civil. III. Título.

iv

Ao papai, à mamãe, ao

Marcos, ao Antonio e à Duda.

v

AGRADECIMENTOS

Agradeço a todos que colaboraram nesse longo caminho. Aos meus filhos que

por diversas vezes não me tiveram, ao meu marido pelo apoio incontestável e fiel.

Ao meu orientador pela confiança em todos os momentos mesmo sem me

conhecer me deu todas as chances que eu podia ou até não podia ter, muito obrigada

Webe.

As crianças pela fé e por fim aos meus pais, sem eles nada teria acontecido.

vi

Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)




Dezembro/2011


Programa: Engenharia Civil

O presente trabalho tem como objetivo avaliar a equação do tempo médio de

Wyllie, para se calcular a porosidade de um poço, o 3NA 0002 RJ, pertencente ao

campo de Namorado situado na Bacia de Campos.

Três tipos de perfis são utilizados: o Sônico, o de Raios Gama e o Neutrônico.

O primeiro torna possível o cálculo da porosidade sônica, pois disponibiliza os tempos

médios de propagação de uma onda para determinados intervalos de profundidade, o

segundo permite identificar a presença de argila no poço e então a correção das

porosidades sônicas para a argilosidade e o terceiro, que mede diretamente a porosidade

de um poço, funciona como um balizador para os valores calculados para a porosidade

sônica.

vii

Abstract of dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science

CALCULATION OF THE POROSITY USING THE NAMORADO TANK

GEOPHYSICAL PROFILING


December 2011

Advisors: Webe João Mansur

Program: Civil Engineering

This paper aims at evaluating the wyllie’s equation of time average, to calculate the

porosity of a well, the 3NA RJ 0002, belonging to the field of Namorado located in the

Campos Basin.

Three types of profiles are used: Sonic, the Gamma-ray and neutron. The first makes it

possible to calculate sonic porosity as it provides the average time of propagation of a

wave for certain depth intervals, the second identifies the presence of clay in the pit and

then correcting for the sonic porosity shaliness and the third, that directly measures the

porosity of a well, is employed as a comparison parameter for the calculated values of

the sonic porosity

viii

SUMÁRIO

1-INTRODUÇÃO ............................................................................................................1

1.1-CONSIDERAÇÕES PRELIMINARES..........................................................1

1.2-REVISÃO DE LITERATURA.......................................................................2

1.2.1-HISTÓRICO DA PERFILAGEM....................................................2

1.2.2-REVISÃO DA LITERATURA SOBRE PERFILAGEM................3

1.3-OBJETIVO......................................................................................................4

2-CONCEITOS BÁSICOS DE PETROFÍSICA...............................................................6

2.1-CONDUTIVIDADE........................................................................................6

2.2-PROPAGAÇÃO DE ONDAS SÍSMICAS.....................................................6

2.3-PROPRIEDADES RADIOATIVAS...............................................................8

2.4-POROSIDADE................................................................................................9

3-PERFILAGEM GEOFÍSICA.......................................................................................11

3.1-PERFIL SÔNICO..........................................................................................13

3.1.1-FERRAMENTA SÔNICA.............................................................14

3.1.2-TEMPO DE TRÂNSITO................................................................15

3.1.3-CÁLCULO DA POROSIDADE - TEÓRICO................................16

3.1.4-O TEMPO MÉDIO DE WYLLIE..................................................17

3.1.5-ARGILOSIDADE...........................................................................18

3.2-PERFIL NEUTRÔNICO...............................................................................19

3.3-PERFIL DE RAIOS GAMA.........................................................................21

3.3.1-MEDIÇÃO DE RADIOATIVIDADE............................................22

4-METODOLOGIA........................................................................................................24

5-ESTUDO DE CASO....................................................................................................26

5.1-BASE DE DADOS........................................................................................26

5.1.1-LITOLOGIA...................................................................................26

5.1.2-DADOS DE TESTEMUNHAGEM...............................................29

5.1.3-DADOS DE PERFILAGEM..........................................................29

5.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA ..................................................31

5.2.1-CÁLCULO DA MÉDIA DOS TEMPOS DE TRÂNSITO............31

5.2.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA....................................32

ix

5.3-CÁLCULO DOS ÍNDICES DE ARGILOSIDADE.....................................35

5.4-CORREÇÃO DA POROSIDADE SÔNICA................................................38

5.5-ANÁLISE DOS RESULTADOS..................................................................40

5.5.1-POROSIDADE NEUTRÔNICA....................................................40

5.5.2-PERFIL SÔNICO X PERFIL NEUTRÔNICO..............................44

5.5.3-POROSIDADE SÔNICA CORRIGIDA X POROSIDADE

NEUTRONICO...................................................................................................46

6-CONCLUSÃO.............................................................................................................48

6.1-RECOMENDAÇÕES....................................................................................50

BIBLIOGRAFIA.............................................................................................................51

1

CAPÍTULO 1

1-INTRODUÇÃO

1.1-CONSIDERAÇÕES PRELIMINARES

A indústria do petróleo é atualmente a que desenvolve a maior cadeia produtiva

observada pelo ser humano. As atividades de exploração e produção mobilizam

grandes somas de recursos humanos e econômicos.

Diversos profissionais são responsáveis pelo provável caminho observado, desde

a descoberta de uma jazida até a obtenção de petróleo. Costumam se envolverem nesse

caminho geólogos, paleontólogos, químicos, geofísicos, engenheiros e etc., cada qual

exercendo um papel bem definido nesse cenário.

O começo de tudo se dá no momento em que uma bacia sedimentar é descoberta

e então se faz necessária a aplicação de diversas técnicas que visam caracterizar esta

como tendo ou não um ou mais reservatórios de petróleo. Porém não basta reconhecer a

existência de reservatórios, é necessário determinar varias características que permitam

calcular volumes significativos de hidrocarbonetos para que tais reservatórios sejam

considerados jazidas.

Nesse cenário é necessária a aplicação de ciências como: a geologia e a

geofísica.

Os métodos geofísicos potenciais são aqueles aplicados na prospecção de

petróleo com o objetivo de identificar bacias sedimentares.

Tendo então esta localização, se faz necessária a perfuração de um poço.

Somente com essa atividade é possível saber se existe ou não reservatórios e se eles

poderão vir a ter explotação economicamente viável.

2

Durante a perfuração ou também após, ocorrem as operações de perfilagem, que

vem a possibilitar a obtenção da imagem visual das várias propriedades das rochas

presentes no poço.

1.2-REVISÃO DE LITERATURA

A seguir será apresentada uma revisão de trabalhos relacionados à perfilagem.

Em primeiro será feita uma abordagem histórica extraída da referência Schlumberger

(1989) relacionando a evolução da atividade de perfilagem e após será feito, então, um

apanhado de alguns trabalhos que utilizaram a perfilagem como foco de interesse.

1.2.1-HISTÓRICO DA PERFILAGEM

Em 1927 os irmãos Schlumberger em um campo petrolífero na França, mediram

a resistividade da formação, então ocorreu o primeiro registro para grandezas

petrofísicas de uma rocha.

Nos Estados Unidos, em 1929, Doll observou a presença de um potencial

espontâneo para formações permeáveis.

A partir de 1932, dois registros passaram a serem executados normalmente,

resistividade, potencial espontâneo (SP). Os irmãos Schlumberger em torno deste

tempo, também começaram a usar diferentes configurações de eletrodos e espaçamentos

para reduzir as distorções.

Archie em 1942 desenvolveu equações empíricas relativas às medidas de

resistividade, porosidade e saturação de água. E em 1949, Wyllie relacionou os efeitos

dos potenciais espontâneos entre água de lama e água de formação e assim associou tal

fenômeno às atividades químicas relativas às diferentes concentrações de cloreto de

sódio, nas diferentes substâncias.

3

Em 1949, ocorreu a medição da resistividade elétrica sem ser necessária a

presença de água doce e então ao longo da década de 50 outros perfis elétricos foram

desenvolvidos.

O perfil gama natural começou a ser utilizado em 1939 e teve como principal

objetivo detectar a presença de xisto, elemento radioativo, e então distingui-lo de outras

formações. Em 1941 uma fonte de nêutrons foi utilizada a fim de medir o raio gama

emitido pela formação após a captura de nêutrons. Somente a partir de 1950 é que

relações envolvendo o núcleo foram registradas e em 1957 ocorreu a primeira medição

do perfil de densidade.

A medição da velocidade sísmica em poços foi feita pela primeira vez em 1930 e

velocidade de registro contínuo em 1953. O perfil acústico, porém só foi realmente

utilizado após Wyllie criar a equação do tempo médio, relacionando-os à porosidade

(Wyllie, Gregory, e Gardner, 1958).

1.2.2-REVISÃO DA LITERATURA SOBRE PERFILAGEM

Os trabalhos de perfilagem mais consultados para esta dissertação são: Miranda

(2004), Oliveira (2005), Oliveira e Martins (2003), Ellis e Singer (1987) e Cruz (2003).

Na tese de doutorado de Miranda (2004) se obteve o “imageamento da

porosidade ou uma seção representativa da distribuição lateral da porosidade da rocha

em subsuperfície”. Nele a autora apresenta uma metodologia para produzir a imagem

geológica (porosidade) através de um algoritmo interpretativo baseado em dois tipos de

redes neurais artificiais.

Oliveira (2005) avaliou, em sua dissertação de mestrado, como a perfilagem

geofísica é utilizada para se obter informações secundárias e então estimar variáveis

geológicas.

4

Em um trabalho apresentado no Congresso Internacional de Geofísica, Oliveira e

Martins (2003), descreveram como as velocidades das ondas compressionais se

comportam no arenito do campo de Namorado em função da presença de duas

variáveis: porosidade e argilosidade. Nesse trabalho foi utilizada a fórmula do tempo

médio de Wyllie para se relacionar o tempo de trânsito da onda à porosidade da seção

de turbidito de Namorado.

Ellis e Singer (2010) descrevem algumas técnicas de perfilagens, de uma

maneira bem sucinta onde são apresentadas as técnicas, ferramentas e o embasamento

teórico de diversos tipos de perfilagem.

Na Dissertação de Mestrado, Cruz (2003), utilizou os seguintes dados fornecidos

pela a ANP (Agência Nacional do Petróleo): perfilagens, linhas sísmicas 2D,

testemunhos e dados petrofísicos, para caracterizar a faciologia do reservatório de

Namorado.

Cada um desses trabalhos teve grande contribuição para a realização dessa

Dissertação de Mestrado.

A equação do tempo médio de Wyllie é pioneira para o cálculo da porosidade de

uma rocha, utilizando os dados obtidos através da perfilagem sônica. Até os dias de hoje

ela é utilizada, porém atualmente outros tipos de perfis estão sendo aplicados para se

dimensionar a porosidade de uma rocha, principalmente os perfis radioativos.

1.3-OBJETIVO

Em trabalhos que utilizam a equação de Wyllie, para se calcular a porosidade,

costuma-se separar a profundidade do perfil por intervalos constantes, sem levar em

conta a litologia. Como a equação de Wyllie foi definida para arenitos, separar as

5

seções litológicas deve ser um fator relevante para a obtenção de valores mais precisos

para a porosidade.

Em vista disso essa dissertação tem como objetivo calcular a porosidade de uma

rocha sedimentar, mais precisamente de uma seção de turbidito. Para isso foi escolhido

um poço, o 3NA002 RJ, pertencente ao reservatório de Namorado situado na Bacia de

Campos.

Será utilizada a equação de Wyllie e a separação das seções seguirá o critério de

separação por litologia. Assim buscar-se-á testar a sua validade para os cálculos de

porosidade.

Para isso os valores obtidos serão confrontados com os valores registrados

através da perfilagem Neutrônica.

Como referência, visando testar quais das duas porosidades, sônica ou

neutrônica, é mais realista para o poço em questão, foram utilizados dados de

testemunhagem.

A estrutura da dissertação ocorrerá na seguinte ordem:

-No capítulo 2 são apresentados conceitos básicos de petrofisica.

-No capítulo 3 são apresentados os perfis, Sônico, Neutrônico e de Raios Gama,

envolvendo a apresentação dos conceitos teóricos e das análises quantitativas para cada

um dos métodos.

- A seguir, no capítulo 4, a metodologia aplicada para calcular a porosidade

através da separação por litologias.

-No capítulo 5 é realizado o estudo de caso, para o poço citado e realizando-se a

análise dos valores obtidos para a porosidade sônica.

-Enfim no capítulo 6 são apresentadas as conclusões e as recomendações.

6

CAPÍTULO 2

2-CONCEITOS BÁSICOS DE PETROFÍSICA

A seguir é apresentada uma revisão teórica a respeito de algumas propriedades

físicas das rochas que serão necessárias durante o desenvolvimento desse trabalho.

2.1-CONDUTIVIDADE

Os minerais, como os metais nativos e o grafite, são considerados condutores de

eletricidade, porém a maior parte dos demais minerais, formadores das rochas, não é

considerada bons condutores.

Quando uma rocha possui alguma condutividade, a mesma está associada à

condutividade dos fluidos (principalmente água) que saturam os poros. Por isso a

condutividade de uma rocha está associada à capacidade da rocha de armazenar fluidos,

ou seja, a porosidade.

2.2-PROPAGAÇÃO DE ONDAS SÍSMICAS

Ondas sísmicas são pacotes de energia de deformação elástica que se propagam

radialmente a partir de uma fonte sísmica Kearey e Brooks, et al (2009). Esses pacotes

de energia geram então trens de onda de curta duração, denominados pulsos.

Com exceção das regiões próximas à fonte, as deformações geradas são

pequenas e então pode-se admiti-las como sendo elásticas, então as velocidades de

propagação destes pulsos são determinadas pelos módulos elásticos e pelas densidades

dos materiais pelos quais elas se propagam, no caso, as rochas.

Em relação às ondas, verifica-se que a sua velocidade é proporcional ao tempo

de trânsito e que também sofrem influencia tanto da matriz quanto dos fluidos que

saturam os poros.

7

De acordo com Kearey, Brooks et al (2009), estudos empíricos ainda informam

que a respeito da velocidade das ondas P, tem-se:

A velocidade de onda compressiva aumenta com a pressão confinante;

Velocidades de arenitos e folhelhos mostram um aumento com a

profundidade de soterramento e com aumento da idade, por causa da

compactação e da cimentação;

Para as rochas sedimentares, a velocidade das ondas compressivas está

relacionada à densidade;

Tabela 1- velocidades de ondas compressivas sísmica; modificada de Kearey,

Brooks et al (2009).

A presença de gás nas rochas sedimentares reduz os valores dos módulos

elásticos.

Materiais Velocidade sísmica (Km/s)

Argila 1,0 – 2,5

Arenito terciário 2,0 – 2,5

Arenito

Carbonífero

4,0 – 4,5

Calcário 2,0 – 6,0

Dolomitos 2,5 – 6,5

Sal 4,5 – 5,0

Anidrita 4,5 – 6,5

Gipso 2,0 – 3,5

Ar 0,3

Água 1,4 – 1,5

Petróleo 1,3 – 1,4

8

2.3-PROPRIEDADES RADIOATIVAS

Algumas rochas possuem em sua estrutura, a presença de elementos radioativos.

Naturalmente elementos radioativos estão presentes em rochas ígneas, logo, a

presença destes em rochas sedimentares se deve aos processos de erosão e transporte de

sedimentos.

Observa-se, de acordo com a figura 1, abaixo, que os três elementos radioativos

de maior interesse em exploração radiométrica são o Urânio (238

U), o Tório (232

Th) e o

Potássio (40

K).

Figura 1- Abundâncias relativas de elementos radioativos em diferentes tipos de

rochas. Fonte: Kearey e Brooks (2009).

Os folhelhos contêm pequena quantidade de elementos radioativos em sua

estrutura, principalmente o Potássio (40

K), este por sua vez ocorre em micas, feldspatos

alcalinos e minerais de argila.

A presença de Potássio em minerais de argila vai ser de grande utilidade neste

trabalho, visto que esta característica vai tornar possível o reconhecimento e a

9

quantificação de frações de argila nas rochas clásticas presentes no poço, através da

perfilagem de raios Gama.

2.4-POROSIDADE

Rochas são materiais sólidos consolidados, formados naturalmente por

agregados de matéria mineral, que se apresentam em grandes massas ou fragmentos.

Existem três grandes grupos de rochas: ígneas, metamórficas e sedimentares.

As rochas sedimentares são formadas a partir de três processos distintos,

segundo Azevedo e Marques (2006): as rochas formadas pela acumulação de

fragmentos de minerais ou rochas intemperizadas são denominadas clásticas ou

detríticas, as rochas formadas pela precipitação de sais a partir de soluções aquosas

saturadas ou pela atividade de organismos em ambientes marinhos, são as não-clásticas

ou químicas.

Após ser gerado e ter migrado o petróleo se desloca e então se acumula em uma

rocha reservatório, a maioria dos depósitos comerciais de petróleo ocorre em

reservatórios formados por rochas sedimentares clásticas e não clásticas, principalmente

arenitos e calcários; Triggia, Correa et al (2001).

Uma rocha reservatório é composta de grãos, ligados uns aos outros por um

material, que recebe o nome de cimento. Também existe entre os grãos outro material

muito fino chamado matriz e o volume total ocupado pela rocha reservatório é o

somatório desses materiais sólidos e do volume de espaços vazios entre eles,

denominados volume de vazios ou volume poroso.

Esse volume poroso determina a capacidade que a rocha tem de guardar fluidos.

10

De acordo com Triggia, Correa et al (2001) a porosidade depende da forma, da

arrumação e da variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha e

ainda a porosidade decresce com a idade geológica e com a profundidade.

Existem vários modos de se determinar a porosidade de uma rocha, dentre os

quais podem ser citados os realizados em laboratório em testes com amostras e os

métodos geofísicos.

O método conhecido como perfilagem geofísica é apresentado no próximo

capítulo.

11

CAPÍTULO 3

3-PERFILAGEM GEOFÍSICA

No presente capítulo é apresentado o conceito de perfilagem.

Após a fase da prospecção e perfuração exploratória é necessário que sejam

feitos alguns estudos que confirmem os prognósticos feitos para uma determinada jazida

petrolífera. Esse prognóstico só pode se confirmar ao longo da fase de perfuração de

um poço e / ou após o término desta fase.

Ao longo da perfuração são coletadas amostras de calha, figura 2, das rochas

encontradas e estas já podem trazer informações a respeito do reservatório, mas nem

sempre estas amostras vão revelar todos os dados necessários para que se alcance o

conhecimento satisfatório do reservatório; então são realizadas as perfilagens geofísicas

que podem ser feitas antes ou durante a perfuração, tanto num poço não revestido

quanto num poço revestido.

Figura 2 – Amostra de calha.

Fonte: Beer (2009)

12

A perfilagem é um método geofísico que para um poço, vertical ou inclinado,

possibilita a medição de determinados parâmetros, possibilitando à obtenção da imagem

das várias propriedades das rochas, dentre elas a porosidade.

Uma sonda se desloca no poço, e então o perfil do parâmetro medido é

registrado simultaneamente.

Segundo Lima (2005), “a perfilagem é uma das mais úteis e importantes

ferramentas disponíveis no setor petrolífero, sendo utilizada quase sem exceção em

todos os poços perfurados. Nos casos mais extremos, seus custos são superam 5% do

custo total de um poço. É através da perfilagem que se obtém medidas contínuas, ao

longo de um poço, de diferentes propriedades das formações. A partir da interpretação

destas medidas, podem-se identificar zonas produtivas, distinguir óleo, gás ou água em

um reservatório, e estimar a reserva de hidrocarbonetos, além de suas utilizações mais

tradicionais na exploração, como correlação entre níveis estratigráficos, auxílios na

confecção de mapas e calibração sísmica.”.

Os perfis geofísicos são traçados a partir das características mineralógicas

(silicatos, carbonatos, sulfatos), litológicas (texturas, estruturas sedimentares, cor,

dureza), paleontológicas (tipo e conteúdo fóssil), físicas (condutividade elétrica ou

térmica, densidade, velocidade de propagação de ondas acústicas, conteúdo radioativo)

etc.

Através da análise das propriedades elétricas, acústicas e radioativas das rochas

é possível obter características sobre o poço, tais quais, forma, litologia, granulometria,

porosidade e etc.

13

Figura 3 – Ferramentas de perfilagem,

(Fonte: Ellis e Singer, 2010).

A perfilagem de poços é realizada com a utilização de ferramentas de

perfilagem, como as mostradas na figura 3, que são sensores (sondas), que se deslocam

continuamente dentro do poço que está sendo analisado.

A perfilagem é uma ferramenta importante para a obtenção de informações do

poço e para um melhor planejamento da lavra do reservatório.

A seguir são apresentadas três tipos de perfilagem: Sônica, Neutrônica e de

Raios Gama.

3.1-PERFIL SÔNICO

O perfil sônico está fundamentado nas propriedades acústica das rochas. Nele é

determinado o tempo gasto pelo som, gerado por uma fonte acústica, para percorrer um

determinado espaço, propiciando assim uma quantificação da porosidade.

A obtenção do tempo gasto só é possível porque a ferramenta consegue medir a

velocidade de propagação da onda. “Em virtude da variedade composicional, textural,

de porosidade e de fluidos nos poros, as rochas diferem quanto a seus módulos elásticos

14

e densidades, e, portanto quanto a suas velocidades sísmicas” (Kearey, Brooks et al,

2009).

3.1.1-FERRAMENTA SÔNICA

Agora é apresentada a ferramenta sônica e após como se desenvolve a operação

de perfilagem sônica.

Figura 4- Ferramenta sônica,

Fonte: Nery (2011)

Segundo Ellis e Singer (2010), a ferramenta utilizada na perfilagem sônica,

figura 4, é composta por um transmissor de frequência constante, ultrassônica baixa, e

dois receptores. Ambos consistem de transdutores feitos de cristais, cerâmicas ou

bobinas magnéticas.

De acordo, ainda, com Kearey e Brooks et al, (2009), os receptores normalmente

são distanciados cerca de 300 mm, e a fonte acústica a uns 900 – 1.500 mm do receptor

mais próximo, e a fonte gera pulsos ultrassônicos a uma frequência de 20 – 40 KHz.

O som emitido pelo transmissor (T) se desloca no poço, lama e formação, e

então os dois receptores são ativados, estes são posicionados em distâncias fixas e

predeterminadas, como citado acima.

15

3.1.2-TEMPO DE TRÂNSITO

No momento em que um pulso, onda, é emitido pelo transmissor, da ferramenta

sônica, a onda se propaga tanto na lama, presente no poço quanto na formação.

Após um determinado tempo t1 o receptor um, RN registra sua chegada e então

depois de um tempo t2, o receptor dois, RF, também registra a sua chegada. A diferença

entre t2 e t1, ∆t = t2 – t1 é o tempo de trânsito.

A grandeza ∆t vem a ser o valor registrado pela ferramenta ao longo da

execução da perfilagem.

Figura 5 – Propagação de onda no perfil sônico.

Fonte: Ellis e Singer, (2010).

16

De acordo com o princípio de Fermat, a luz se propaga entre dois pontos no

menor tempo possível, o tempo de trânsito medido será então, o menor tempo gasto

pelo pulso para percorrer a distância entre os dois receptores.

No próximo item é apresentado como o tempo de trânsito, ∆T, é aplicado na

determinação da porosidade de uma rocha.

3.1.3-CÁLCULO DA POROSIDADE - TEORIA

Sabe-se que as ondas se propagam com velocidades diferentes, dependendo do

meio de propagação, como descrito anteriormente. Quanto mais denso o meio, maior a

velocidade.

Durante a execução da perfilagem sônica, a onda se propaga tanto no poço,

saturado de Lama, quanto na formação composta de matriz e poros, que por sua vez

estão saturados de fluidos, ar, água, óleo e gás.

O tempo de trânsito então depende da velocidade da onda em todos os meios

descritos acima. Porém a parcela de interesse é somente a de propagação da onda na

formação, o que leva a determinar que esta velocidade seja igual a:

Vfm =

; (1)

Onde:

Vfm é a velocidade da onda na formação em um pé de rocha,

d é à distância de um pé de rocha e também a distância, entre os dois

receptores, R1 e R2;

∆t é o tempo de trânsito, como citado acima.

A seguir é apresentada a equação do tempo médio de wyllie.

17

3.1.4-O TEMPO MÉDIO DE WYLLIE

Em 1949, Wyllie demonstrou que o ∆t, tempo de trânsito de um pulso de onda

em uma rocha e a porosidade desta, estão correlacionadas.

Sendo a rocha composta de matriz e poros, ∆t, depende da contribuição

volumétrica de cada uma dessas porções.

Wyllie propôs a seguinte fórmula, denominada tempo médio de Wyllie:

(Ø)∆tm (2)

(3)

Onde:

∆tm = tempo de trânsito na matriz;

∆tf = tempo de trânsito na mistura de fluidos;

∆t = tempo de transito em um pé de rocha (matriz + fluido);

Ø = porosidade total da rocha;

Porém a utilização da fórmula do tempo médio de Wyllie depende das seguintes

condições:

Matriz de arenito

Rocha saturada 100% com água;

Rocha compactada;

Porosidade intergranular e sem a presença de argila.

Para qualquer um desses fatores que seja modificado, o modelo também se

modifica, sendo necessária a correção da fórmula três.

18

A seguir são apresentadas as correções aplicada a equação de Wyllie para cada

um dos fatores que venham a não satisfazer as condições impostas para a realização do

cálculo da porosidade.

3.1.5-ARGILOSIDADE

Um reservatório caracteriza-se pela presença de um material selante, folhelho, e

uma matriz sedimentar com porosidade o suficiente para guardar fluidos. Geralmente

essa rocha reservatório vai ser um arenito ou um calcário.

Em especial o arenito, que é uma rocha sedimentar terrígena, possui em sua

estrutura grãos de argila.

A argila possui granulometria fina e baixa permeabilidade, por isso é

considerada uma rocha selante, ou seja, ela possui a capacidade de reter fluidos.

Quando na rocha reservatório se encontra grãos de argila, esta causa uma

atenuação na velocidade da onda que se propaga no meio pelo fato de reter fluidos

(densidade menor do que nos sólidos).

Se a velocidade da onda tende a diminuir o tempo de trânsito aumenta, podendo

então causar um erro de interpretação do perfil, fazendo com que haja uma

superestimação da porosidade.

Para que não seja cometido esse erro é necessário o cálculo do índice de

argilosidade da rocha, VSH.

O índice de argilosidade é calculado através dos dados obtidos no perfil de raios

gama, das rochas reservatório, que será visto no capítulo 4 dessa dissertação.

A fórmula de Wyllie (1958), corrigida para a presença de argila é a seguinte:

) + (4)

19

- (

) (5)

Onde:

VSH é o índice de argilosidade;

é o tempo de trânsito nos folhelhos posicionados abaixo da camada da

rocha reservatório.

A fórmula (4) calcula a contribuição volumétrica para o tempo de trânsito de

cada uma das estruturas que compõem a matriz, os fluidos e os folhelhos.

Como se observa na fórmula (5), o primeiro termo é a fórmula de Wyllie para o

cálculo da porosidade como se a rocha não tivesse argila, o segundo item é o que

corrige caso haja a presença de argila.

3.2-PERFIL NEUTRÔNICO

O perfil neutrônico tem como princípio o bombardeamento de rochas com

nêutrons, radioatividade induzida artificialmente.

Essa fonte artificial geralmente consiste de uma pequena quantidade de

(Plutônio) Pu e Berílio (Be) (Kearey e Brooks, 2009) que junto com um cintilômetro

fazem parte do conjunto que consiste a ferramenta utilizada na perfilagem.

Os Nêutrons são partículas que não possuem carga elétrica, e justamente é esta

característica que permite, a ele, penetrar na matéria mais profundamente.

Ao entrar na matéria os nêutrons colidem tanto elasticamente quanto

inelásticamente com os núcleos dos elementos da matéria (rocha).

Segundo Ellis e Singer (2010) a interação dos nêutrons com a matéria ocorre de

três formas distintas:

20

Absorção

Espalhamento elástico

Espalhamento Inelástico

Segundo Kearey e Brooks (2009), como resultado da captura de nêutrons pelos

núcleos, estes são estimulados, emitindo então raios gama.

As colisões entre os nêutrons e os núcleos atômicos na rocha, ocorrem como

colisões elásticas, pelo fato dos núcleos possuírem mais massa que os nêutrons. Nesse

tipo de colisão pouca energia é perdida.

Porém sabe-se que a massa do hidrogênio e do nêutron são próximas, fazendo

com que os choques entre essas duas partículas seja considerado inelástico, logo há uma

transferência de energia, este fato torna o nêutron lento e então este é absorvido por um

núcleo maior.

Essa captura de nêutron ocorre dentro de 600 mm da parede do poço, gera uma

radiação gama, uma parte colide com o cintilômetro. (Kearey e Brooks, 2009).

Em rochas sedimentares, em particular os arenitos todos os íons de hidrogênio

estão presentes nos fluidos dos poros – água, hidrocarbonetos, ou seja, o valor

registrado pelo perfil nêutronico mede diretamente a quantidade de íons de hidrogênio e

então consequentemente a capacidade da rocha de reter fluidos, a porosidade da rocha.

Em folhelhos já ocorrem íons de hidrogênio tanto em micas ou minerais de

argila (Keary e Brooks, 2009). Para que se possa fazer uma análise deste perfil é

necessário o conhecimento da litologia.

O perfil Neutrônico mede, então, diretamente a porosidade de rochas

permoporosas.

Correções precisam ser realizadas para a porosidade obtida através do perfil

neutrônico, porosidade neutrônica, para arenitos contaminados com grãos de argila.

21

Neste caso além do perfil estar identificando a presença dos íons de hidrogênio

presentes nos fluido que saturam os poros também vai haver uma contribuição, para

essa medida, dos íons presentes nos minerais de argila.

O cintilômetro ao medir as variações de radiação gama, quanto menor a

intensidade maior a presença de íons de hidrogênio, mede diretamente a capacidade da

rocha de guardar fluidos.

Existe um tipo de perfilagem capaz de calcular o quanto de argila há em uma

rocha permoporosa, este é o perfil de raios gama que é apresentado a seguir.

3.3-PERFIL DE RAIOS GAMA

O perfil gama, se baseia no fato de que algumas rochas emitem naturalmente

radioatividade, como mencionado anteriormente, no item 2.3, e então na própria

ferramenta gama, figura 6, existe um aparelho, geralmente cintilômetro, capaz de

detectar a radiação natural no poço.

Os folhelhos, dentre o grupo de rochas sedimentares, são os que apresentam os

maiores níveis de radioatividade.

Porém rochas reservatório possuem na matriz sedimentos de argila.

Figura 6 – Ferramenta de Raios Gama

Fonte: Nery (2011)

22

3.3.1-MEDIÇÃO DE RADIOATIVIDADE

O 40

K, principalmente, produz radiação gama detectável, logo através de

detectores de radiação, como o cintilômetro e às vezes o contador Geiger-Muller,

presentes na ferramenta de raios gama é possível medir a radioatividade originada

dentro de poucos decímetros da parede do poço (Kearey e Brooks, 2009).

A ferramenta utilizada na perfilagem de raios gama se desloca uniformemente

dentro do poço e então registra, ao longo da profundidade, os raios gama emitidos pela

formação.

A unidade utilizada é o GAPI (Graus API). A curva do perfil indica o GR (Grau

de Radioatividade) para cada profundidade.

De acordo com Schlumberger (1987) a interpretação do perfil começa com a

definição da LBF (Linha Base defronte aos Folhelhos). A LBF é uma média entre os

valores máximos dos folhelhos, GR Mínimo e GR Máximo, que são respectivamente a

menor medida obtida no perfil e o valor calculado para a LBF.

Para se estabelecer o IGR (Índice de Radioatividade) é necessário escolher uma

profundidade específica e então aplicar a seguinte fórmula:

–

– (6)

Onde:

GR lido é o grau de radioatividade lido para um ponto (profundidade);

GR Mínimo é o menor grau de radioatividade encontrado;

GR Máximo é o grau de radioatividade máximo, que se considera como

sendo a LBF.

Logo após calcula-se a argilosidade (VSH) para o ponto escolhido, através da

fórmula:

23

– – ) (7)

O índice A está relacionado com a idade da rocha e é igual a três quando a rocha

é do Terciário e a dois quando a rocha for mais velha. (Schlumberger, 1987).

Apresenta-se a seguir, a metodologia desenvolvida para se realizar o cálculo da

porosidade de um poço, cuja litologia vem a ser a de uma seção de turbidito.

24

CAPÍTULO 4

4-METODOLOGIA

Para que seja possível realizar uma análise quantitativa da porosidade de uma

rocha utilizando a equação de Wyllie é necessário um estudo de caso.

Aqui é utilizado um poço, o 3NA002 RJ, situado na Bacia de campos, no

reservatório de Namorado.

Segundo Tigre e Lucchesi (1986), o arenito de Namorado consiste em depósitos

de areias turbiditicas e pertente à formação de Macaé superior, formado no Cretáceo por

corrente de turbidez. Possui boa porosidade e tem como principal mineralogia da matriz

o quartzo.

Para que esse método seja utilizado a litologia precisa ser conhecida, para que,

se necessária sejam realizadas correções.

Outra informação importante é o conhecimento de dados de testemunhos, a fim

de validar ou não o método aplicado.

Essas duas informações foram obtidas da tese de mestrado de Cruz, M..

O fluxograma abaixo, figura 7, representa as etapas seguidas para a obtenção da

porosidade sônica e a sua correção.

25

Figura 7: Fluxograma da metodologia para o cálculo da porosidade.

O entendimento desta metodologia, bem como a explicação de cada item, será

abordado através do estudo de caso.

A fim de tornar mais prática a descrição de cada uma das etapas ao longo do

desenvolvimento do estudo de caso, cada etapa será simbolizada através de letras,

conforme segue abaixo:

(a) Separação da Litologia em Seções

(b) Cálculo da média dos tempos para cada seção

(c) Cálculo da porosidade média

(d) Correção da porosidade sônica pelo índice de argilosidade.

No capítulo 5, a seguir, é realizado o estudo de caso onde, então, é calculada a

porosidade sônica para o poço 3NA002 RJ.

26

CAPÍTULO 5

5-ESTUDO DE CASO – CAMPO 3NA002 RJ

A seguir são apresentados os dados utilizados para o cálculo da porosidade

sônica, e os utilizados para validação, porosidade neutrônica e dados de testemunhagem.

5.1-BASE DE DADOS

A base de dados consiste em: litologia do poço, dados de testemunhagem e

dados de perfilagem.

5.1.1-LITOLOGIA

A litologia do poço 3NA002 foi obtida diretamente do trabalho de Cruz (2003).

Observando a figura 8, foi possível a separação da litologia em seções, o que

corresponde ao item (a) do fluxograma da metodologia para o cálculo da porosidade,

figura 7.

Na análise da litologia, o critério utilizado foi justamente a divisão de intervalos

para litologias que fossem iguais, sendo essa uma das condições para a aplicação da

equação de Wyllie.

27

Figura 8- Faciologia do poço 3NA002, reservatório de Namorado.

Fonte: modificada de Cruz (2003).

A fim de tornar mais clara à visualização da seção litológica, esta foi subdividida

em intervalos de profundidade tendo como critério litologias iguais e por fim foram

obtidos 28 intervalos, tabela 2, contendo as seguintes litologias: Folhelho, Marga,

Diamictito e Arenito Médio Arcoseano.

28

Tabela 2: Separação das seções litológica em função da profundidade,

numeradas.

PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA NUMERAÇÃO

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO. 1

2991.200 a 2991.800 MARGA 2


2993.800 a 2994.000 MARGA 4


3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 6

3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 7

3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 8


3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 10



3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 13


3033. 400 a 3034.000 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 15




3037.400 a 3037.600 DIAMICTITO 19


3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 21


3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 23






29

5.1.2-DADOS DE TESTEMUNHAGEM

Na dissertação de mestrado Cruz (2003), são disponibilizados dados petrofísicos

de testemunhos, como o da permeabilidade, da porosidade, entre outros para o poço

3NA002.

Porém como o objetivo dessa dissertação é o cálculo da porosidade, logo,

somente os dados de porosidade são utilizados, para inclusive servir de referência, para

a validação da porosidade sônica.

Têm-se, então, a seguir na tabela 3, os dados da porosidade obtidos através das

análises de testemunhos:

Tabela 3: Porosidades obtidas através de dados de testemunhagem

LITOLOGIA POROSIDADE TESTEMUNHAGEM

FOLHELHO EM TORNO DE 26%

MARGA EM TORNO DE 22%

DIAMICTITO EM TORNO DE 14%

ARENITO ARCOSEANO EM TORNO DE 26%

5.1.3-DADOS DAS PERFILAGENS

Foram realizadas no poço 3NA002 RJ cinco tipos de perfilagens: DT, Sônico;

NPHI, Neutrônica; GR, Raios Gama; RHBO, Densidade e IR, resistividade.

Porém os dados utilizados nesta dissertação serão somente os obtidos através dos

perfis: Sônico, Neutrônico e de Raios Gama, vista que o objetivo circunda a equação de

Wyllie para o tempo médio obtido através do perfil sônico e suas correções.

30

A seguir, na tabela 4, são mostrados os primeiros 25 dados utilizados no estudo

de caso.

Tabela 4: Primeiros 25 dados de perfilagem, (GR), (NPHI) e (DT).

DEPT(m) DT(µs/pé) NPHI GR

2975.000 91.2695 21.7996 66.4531

2975.200 90.9399 21.8086 68.4648

2975.400 90.3281 23.1367 69.0938

2975.600 87.7031 24.6211 67.7969

2975.800 85.2031 25.5234 67.1992

2976.000 86.5234 26.3086 67.9570

2976.200 91.1875 26.2773 69.0273

2976.400 94.4570 25.7148 69.8750

2976.600 95.6133 25.1562 70.5117

2976.800 97.0078 24.8650 70.3398

2977.000 97.0391 25.0002 68.6406

2977.200 962578 25.1091 66.5039

2977.400 96.0483 25.0427 65.2070

2977.600 95.9258 25.1250 64.8555

2977.800 95.5117 25.5703 65.7578

2978.000 94.9570 26.3633 67.1523

2978.200 94.6917 27.6094 67.2812

2978.400 95.4727 29.0703 67.2734

2978.600 96.2383 30.1758 68.2148

2978.800 96.0000 29.9648 68.6182

2979.000 95.7627 29.0312 67.6289

2979.200 95.5586 28.1367 66.2852

2979.400 94.7070 27.3672 65.6917

2979.600 93.2070 26.7188 67.1250

2980.000 91.6094 25.9062 69.2109

31

5.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA (ØSÔNICA)

A seguir são apresentados os cálculos realizados para que por fim seja possível a

obtenção da porosidade sônica

5.2.1-CÁLCULO DA MÉDIA DOS TEMPOS DE TRÂNSITO PARA

CADA SEÇÃO

O cálculo da porosidade sônica só foi possível desde que fosse calculada a média

dos tempos de trânsito para cada seção litológica, representada na tabela 5, que

corresponde ao ítem (b) do fluxograma da metodologia para o cálculo da porosidade

(figura 7).

A média do tempo de trânsito foi calculada fazendo-se um somatório de todos os

tempos e então dividindo pelo número de seções.

Como exemplo para a primeira seção, temos:

Entre 2975.000 m e 2991.000 m temos folhelhos, siltito e argilito que ocupam

81 intervalos, formando assim o primeiro intervalo litológico.

O somatório dos tempos de trânsito, ∑∆T, para esse intervalo, é igual a:

∑∆T =7322.8698 µs/pé,

Logo a média é igual a:

∆T = 7322.8698/ 81 = 90.4058 µs/pé.

Após serem calculadas as médias dos tempos para cada seção foi calculada a

porosidade média que corresponde ao item (c) do fluxograma da metodologia (figura 7).

Como será visto a seguir.

32

5.2.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA

Os dados obtidos com a execução da perfilagem sônica são justamente os

tempos de trânsito na mistura (matriz + fluidos), ∆t, em função da profundidade.

A porosidade sônica é calculada utilizando a fórmula 3.

Alguns critérios são considerados a fim de se realizar o cálculo da porosidade no

perfil sônico:

Tempo de trânsito na matriz: ∆t m = 55,5 µs/pé (considerado o tempo de trânsito

no arenito).

Rocha saturada 100% com água doce. Tempo de trânsito nos fluidos: ∆tf = 189

µs/pé.

Então através da fórmula 7 é calculada a porosidade do meio.

Exemplo de cálculo para a primeira seção litológica:

Utilizando a fórmula de porosidade sônica:

;

= 0.2614, que coincide com o primeiro valor da tabela 5.

O cálculo da porosidade sônica seguiu assim para os demais intervalos de tempo,

em função da seção litológica. Então após ser calculada a porosidade para os demais

intervalos se obtêm a tabela 5, a seguir:

33

Tabela 5 – ∆T x Porosidade Média Sônica(øSÔNICO).

PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA ∆t (µs/pé) ØSÔNICO (%)

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS 90.4058 26.14

2991.200 a 2991.800 MARGA 83.6543 21.08

2992.000 a 2993.600 FOLHELHOS 88.8676 24.99

2993.800 a 2994.000 MARGA 95.6250 30.05

2994.200 a 306.400 FOLHELHOS 91.4883 26.96

3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 94.8724 29.49

3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS 87.6862 24.11

3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 88.6770 24.85

3008.200 a 3026.000 FOLHELHOS 94.9469 29.55

3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 96.5484 30.74

3027.200 a 3028.000 FOLHELHOS 105.4502 37.41


3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 70.8990 11.53


3033. 400 a 3034.000 FOLHELHOS 70.3125 11.09


3035.000 a 3036.400 FOLHELHOS 90.4946 26.21


3037.400 a 3037.600 DIAMICTITO 87.9062 24.27


3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 84.5547 21.76


3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 59.7221 03.16


3060.400 a 3061.600 FOLHELHOS 81.2282 19.27


3063.200 a 3065.600 FOLHELHOS 89.9916 25.83


34

Abaixo, a figura 9 representa a relação entre o tempo de trânsito médio, ∆T e a

litologia, numerada de acordo com a tabela 2.

Figura 9 - Litologia x tempo de transito (µs/pé)

Ao analisar a figura 9 nota-se que o tempo de trânsito, ∆t, se comporta da

seguinte forma:

Para os primeiros intervalos (profundidades menores) o tempo no folhelho, na

marga e na diamictita é maior do que para os intervalos de arenito.

À medida que os intervalos foram se tornando mais profundos ocorreu ao

contrário, o tempo de trânsito aumentou para os arenitos e diminuem para os

demais.

35

Figura 10: Tempo médio (µs/pé) x Porosidade sônica (%).

A figura 10 confirma o que é descrito na teoria: a porosidade aumenta em função

do aumento do tempo de trânsito, já que a velocidade diminui nos poros. Por isso a

linha do gráfico é crescente. Porém não se pode esquecer a influência da argilosidade na

velocidade das ondas e do aumento da compactação com a profundidade, então adiante

será feita a correção dos tempos de trânsito em relação ao índice de argilosidade do

intervalo estudado.

5.3-CÁLCULO DOS ÍNDICES DE ARGILOSIDADE

A análise do perfil de raios gama inicia-se com a determinação dos pontos

máximo e mínimo de folhelhos.

36

Para isso, então, são identificadas as seções de folhelho, tabela 2, após ter sido

feita a identificação com o auxílio dos dados de perfilagem, mais precisamente os dados

de raios Gama (GR); procura-se o maior valor do grau de radioatividade (GR), máximo

de folhelho, e o menor, mínimo de folhelho. Os valores encontrados foram:

Máximo: 3002.600 m – GR Máximo = 107.5156 ⁰API

Mínimo: 3024.400 m – GR Mínimo = 79.7539 ⁰API

A média entre esses dois pontos determina, assim, a LBF, linha base de folhelho:

LBF =

; LBF = 93.63475 ⁰API.

Este valor será considerado o limite máximo de folhelho, logo ele será

considerado o GR Máximo. Valores para o GR acima da LBF foram descartados.

A determinação do Mínimo para todo o intervalo analisado, incluindo a rocha

reservatório, arenito foi direto, através dos dados de perfilagem.

O GR Mínimo será igual a 38.1641 ⁰API aos 30057.200 m.

O IGR é calculado para um determinado ponto através da fórmula 6.

O VSH é calculado através da fórmula 7, o valor considerado para A é igual a 2,

já que esta é do cretáceo, Tigre e Luchesi, (1986).

O cálculo para obtenção do GR lido é realizado através da média obtida em

alguns intervalos específicos. A escolha destes pontos foi feita da mesma forma para

todos os perfis, com a separação de intervalos de mesmas litologias (tabela 2).

Utilizando a fórmula 6, que já foi apresentada no capítulo 3:

–

– ;IGR =

= 0.6934;

Agora aplicando a fórmula (7) para calcular o VSH, temos:

– – ) VSH =

) = 0.5307

Este índice, de argilosidade, VSH = 53.07 % da matriz dessa rocha é argila.

37

Tabela 6 – Litologia x GRLIDO x IGR x VSH

PROFUNDIDADE(m) LITOLOGIA GRLIDO IGR VSH(%)

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS, SILTITO 76.6268 0.6934 53.07

2991.200 a 2991.800 MARGA 67.9306 0.5366 36.67


2993.800 a 2994.000 MARGA 72.5000 0.7402 58.75


3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 65.8906 0.5557 38.47


3007.800 a 3008.000 ARENITO ARCOSEANO 68.3437 0.5441 37.37


3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 63.8953 0.4639 30.20



3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 51.9892 0.2492 14.23


3033. 400 a 3034.000 FOLHELHO, SILTITO 60.8467 0.4089 25.69




3037.400 a 3037.600 DIAMICTITO 48.8144 0.1920 10.62


3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 47.6172 0.1704 9.31


3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 41.0566 0.0521 2.67






38

Os demais valores são calculados da mesma forma, para os demais intervalos, e

então a tabela acima é construída, a partir do qual foi construido o gráfico da figura 11.

Figura 11 - Litologia x VSH (%)

De acordo com os valores obtidos para o índice de argilosidade, observa-se que

inicialmente onde há a presença de finos (folhelho, siltito, argilito) são registrados os

maiores valores e que em litologias como a marga, rocha sedimentar que contêm de

35% a 60% de argila, e de diamictito, rocha sedimentar clástica que em sua matriz

ocorre a abundância de síltico argiloso, o VSH também se mostra alto.

39

5.4-CORREÇÃO DA POROSIDADE SÔNICA MÉDIA

Esta etapa da metodologia é o item (d) do fluxograma da metodologia, e a

explicação dessa etapa se dará a seguir.

Mesmo tendo analisado todo o intervalo da seção litológica, o arenito, é o objeto

de estudo dessa dissertação, por ser este a rocha reservatório e uma das condições de

aplicação da equação de Wyllie. Então só se realizou a correção da porosidade sônica

para os intervalos de arenito.

A correção ocorreu devido a argilosidade da rocha, logo a fórmula utilizada é a

(5), como será visto a seguir:

Para o primeiro intervalo de arenito então temos:

- (

); onde:

∆tSH é o tempo de trânsito nos folhelhos posicionados abaixo da camada de

granito (tabela 5).

Aplicando o mesmo critério para os demais intervalos onde se encontra o

arenito, tem-se a tabela a seguir:

Tabela 7 -. Porosidade Sônica média corrigida para o arenito

PROFUNDIDADE (m) ØSÔNICO (%) VSH ØSÔNICO CORRIGIDO (%)

3007.800 a 3008.000 24.85 37.37 13.80

3028.200 a 3028.800 23.28 37.33 19.13

3030.800 a 3033.200 35.38 17.76 33.40

3034.200 a 3034.800 19.20 28.79 11.65

3036.600 a 3037.200 19.11 13.91 16.42

3037.800 a 3045.600 32.13 11.49 29.91

3046.400 a 3056.600 26.82 11.45 24.61

3058.000 a 3060.200 27.62 18.81 23.88

3061.800 a 3063.000 37.55 22.39 31.76

3065.800 a 3067.000 23.96 31.59 15.67

40

A correção ocorre igualmente para os demais intervalos, respeitando os valores

envolvidos de acordo com cada intervalo.

Como observado, para os valores registrados na tabela 7, as porosidades em

todos os pontos diminuíram, em função da correção.

Quanto maior o VSH, maior a porosidade encontrada inicialmente e então após a

correção em alguns pontos, ocorreu a diminuição da porosidade

5.5-ANÁLISE DOS RESULTADOS

Nesse ítem são avaliados os valores calculados para as porosidades sônico.

Em primeiro lugar são apresentados os valores registrados pelo perfil neutrônico,

que como mencionado anteriormente no capítulo 3, registra diretamente a porosidade do

meio, então os valores das porosidades médias sônica são confrontados com os da

porosidade neutrônica.

Logo após, cada intervalo de arenito é analisado buscando avaliar a validade do

perfil sônico, comparando os valores da porosidade com os estabelecidos durante a

testemunhagem, tabela 3.

5.5.1-POROSIDADE NEUTRÔNICA

O perfil neutrônico, como citado anteriormente, registra diretamente os valores

de porosidade. Porém é necessária a observação da seção litológica.

Em função disto o critério utilizado para a determinação dos intervalos para

serem calculadas as porosidades foi justamente a litologia, o mesmo utilizado

anteriormente para o cálculo da porosidade sônica.

41

Para o primeiro intervalo, com 81 pontos, então o somatório de porosidades

neutrônicas igual a 2104.785 e então dividindo pelo número de pontos se obtêm o valor

da porosidade neutrônica, ØNEUTRÔNICA.

Para o primeiro intervalo, então, ØNEUTRÔNICA = 25.985 %.

Assim são feitos os cálculos para os seguintes intervalos.

Os dados da tabela 8 são utilizados para construir o gráfico da figura 12, que

relaciona a porosidade Neutrônica média para cada intervalo de seção litológica.

Figura 12 - Litologia x porosidade neutrônica (%).

42

Tabela 8: Porosidade neutrônica, ØNEUTRÔNICA.

PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA ØNEUTRÔNICA (%)

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS 25.9850

2991.200 a 2991.800 MARGA 27.8706

2992.000 a 2993.600 FOLHELHOS 24.4987

2993.800 a 2994.000 MARGA 27.7305

2994.200 a 306.400 FOLHELHOS 26.4598

3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 22.1953

3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS 27.3750

3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 28.5540

3008.200 a 3026.000 FOLHELHOS 28.3784

3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 17.8438

3027.200 a 3028.000 FOLHELHOS 27.5883


3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 7.1249


3033.400 a 3034.000 FOLHELHOS 29.4212


3035.000 a 3036.400 FOLHELHOS 23.4961


3037.400 a 3037.800 DIAMICTITO 27.5572


3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 24.3932


3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 9.1238


3060.400 a 3061.600 FOLHELHOS 23.0504


3063.200 a 3065.600 FOLHELHOS 24.8616


43

Os dados relativos à porosidade neutrônica, são influenciados diretamente pela

argilosidade do meio e pelos íons de hidrogênio presentes nos fluidos que saturam os

poros da rocha, sendo assim é necessário a comparação da tabela 6 (Perfil de raios

gama) com os resultados obtidos na tabela 8 (porosidade neutrônica) para que se possa,

então, realizar uma avaliação dos dados obtidos para a porosidade neutrônica.

A seção litológica do poço 3NA002 RJS, aqui representada é constituída de:

Folhelhos (siltitos, argilitos), Margas, Diamictitos e Arenito Arcoseano.

Os quatro tipos de rochas são rochas sedimentares, sendo que Folhelhos, Margas

e Diamictitos possuem altos índices de argilosidade e não são consideradas rochas

propícias para ser um reservatório de petróleo. Possuem porosidade e permeabilidade

baixa, pois a sua granulometria é fina. Essas características fazem delas boas selantes,

ou seja, retêm fluidos em sua estrutura.

Para todas as litologias presentes no poço 3NA002 RJ foram avaliados o tempo

de trânsito médio, ∆T, e a porosidade neutrônica, ØNEUTRÔNICA, e também calculados a

porosidade sônica, ØSÔNICA e o índice de argilosidade, VSH, para que seja possível

garantir ser esta uma seção de turbidito. Porém o interesse específico está em se

observar como essas variáveis se comportam na rocha reservatório, o arenito.

Para isso as correções relacionadas ao índice de argilosidade para o perfil sônico

e a análise da influencia da argilosidade no perfil neutrônico, só são realizadas para os

intervalos de arenito.

44

5.5.2-PERFIL SÔNICO X PERFIL NEUTRÔNICO

Na tabela 9, observa-se os seguintes dados: porosidades sônica (calculada),

neutrônica (medida diretamente no perfil) e o índice de argilosidade, calculado através

do perfil de raios gama, para os arenitos.

Observa-se, ainda na tabela 9, que à medida que a profundidade foi aumentando,

o índice de argilosidade diminui, a porosidade sônica e a neutrônica do arenito

começam a se tornar mais próximas, salvo para alguns pontos isolados em que há um

aumento do VSH (pontos 26 e 28).

O índice de argilosidade, VSH, influencia de formas distintas cada um dos perfis

aqui analisados, Sônico e Neutrônico.

No Perfil Sônico quanto maior o VSH maior será o tempo de trânsito e

consequentemente poderá haver uma interpretação errada deste perfil. O aumento do

tempo de trânsito pode estar relacionado ao aumento da porosidade. Por isso se faz

necessária uma correção da porosidade sônica, ØSÔNICA, quando em rochas reservatório

se observa a presença de argilosidade.

No Perfil neutrônico a presença de íons de hidrogênio, geralmente presente nos

fluidos (água e hidrocarbonetos), controla os dados. Porém as rochas argilosas também

possuem íons de hidrogênio, agregando assim valor às intensidades já observadas.

Em função desses dois fatores há a necessidade de se comparar tanto a

porosidade sônica quanto a neutrônica com o VSH.

Antes de realizar a correção da ØSÔNICA, iremos comparar as porosidades para os

dois perfis.

45

Tabela 9: Porosidade sônica x Porosidade neutrônica comparadas com o VSH.

PROFUNDIDADE

(m)

LITOLOGIA ØSÔNICO

(%)

VSH ØNEUTRÔNICA

(%)

Pontos

3007.800 a

3008.000

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

24.85 37.37 28.5540 8

3028.200 a

3028.800

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

23.28 37.33 26.6962 12

3030.800 a

3033.200

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

35.38 17.76 25.2295 14

3034.200 a

3034.800

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

19.20 28.79 27.7070 16

3036.600 a

3037.200

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

19.11 13.91 21.4414 18

3037.800 a

3045.600

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

32.13 11.49 17.4531 20

3046.400 a

3056.600

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

26.82 11.45 22.587 22

3058.000 a

3060.200

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

27.62 18.81 29.4661 24

3061.800 a

3063.000

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

37.55 22.39 33.2213 26

3065.800 a

3067.000

ARENITO MÉDIO

ARCOSEANO

23.96 31.59 29.0607 28

46

5.5.3-POROSIDADE SÔNICA CORRIGIDA X POROSIDADE

NEUTRONICA.

A seguir, na tabela 10, é apresentada a comparação entre as porosidades Sônica,

Sônica corrigida e Neutrônica.

Tabela 10 - Comparação das porosidades do arenito

PROFUNDIDADE

(m)

ØSÔNICO

(%)

ØSÔNICO CORRIGIDO

(%)

ØNEUTRÔNICA

(%)

Pontos

3007.800 a 3008.000 24.85 13.80 28.5540 8

3028.200 a 3028.800 23.28 19.13 26.6962 12

3030.800 a 3033.200 35.38 33.40 25.2295 14

3034.200 a 3034.800 19.20 11.65 27.7070 16

3036.600 a 3037.200 19.11 16.42 21.4414 18

3037.800 a 3045.600 32.13 29.91 17.4531 20

3046.400 a 3056.600 26.82 24.61 22.587 22

3058.000 a 3060.200 27.62 23.88 29.4661 24

3061.800 a 3063.000 37.55 31.76 33.2213 26

3065.800 a 3067.000 23.96 15.67 29.0607 28

Observa-se que de acordo com a tabela acima, após a correção, em alguns

pontos a porosidade sônica e a neutrônica se distanciaram ainda mais, pontos: 8; 12; 16;

18 e 24.

Este distanciamento ocorre em função da argilosidade para os pontos 8, 12 e 16

e possivelmente pela presença de fluidos nos pontos 18 e 24, visto que nesses dois

últimos o índice de argilosidade é baixo e que a porosidade neutrônica, influenciada

pelos íons livres de hidrogênio presentes nos fluidos, é maior que a sônica.

47

Nos pontos 14, 22 e 26 os valores, para as porosidades, se tornam mais próximos

após a correção. Já o ponto 20, mesmo havendo correção, os valores para as duas

porosidades continuam bem distantes.

48

CAPÍTULO 6

6-CONCLUSÃO

Na análise da porosidade sônica se observa que na maioria dos pontos os valores

das duas porosidades, sônica e neutrônica, são discrepantes e que há sempre uma

tendência da porosidade neutrônica ser maior do que a sônica, salvo os pontos em o

VSH é baixo.

Em relação aos Arenitos observou-se que o VSH teve grande influência nas

porosidades sônica, fato esse que se justifica por ser o arenito arcoseano, ou seja, ocorre

em sua estrutura a presença de feldspato que na presença de água reage formando a

argila, rocha de pouca porosidade e baixa permeabilidade, ou seja, guarda fluidos em

sua estrutura. Este fato causa um “strech” na onda P, causando assim uma diminuição

de velocidade e consequentemente um aumento no tempo de trânsito. Isto pode

confundir a análise desse perfil, fazendo com que se pense ser este aumento de tempo

em função do aumento da porosidade.

Nos pontos para os quais os valores das porosidades foram corrigidos houve

realmente uma diminuição da porosidade, chegando assim mais próxima do que se

espera para uma amostra de arenito (tabela 10).

As porosidades neutrônicas dos arenitos se mostraram altas na presença dos

maiores índices de argilosidade, como ocorreu nos pontos: 8; 12; 16 e 28 e após

ocorrerem as correções das porosidades sônicas, os valores para as duas porosidades se

distanciaram mais.

Nos pontos em que o VSH era baixo, 18; 20 e 22 a porosidade neutrônica

diminui e então fica bem mais baixa do que a sônica, mesmo para valores corrigidos.

49

Esses fatos comprovam a influencia do VSH no perfil neutrônico, este registra

números maiores para a porosidade em função de registrar os íons de hidrogênio dos

fluidos e também do material argiloso.

No perfil sônico a presença de fluidos terá maior influência no cálculo da

porosidade.

Sendo assim a fórmula de Wyllie (3) e nem a com fator de correção (5), foi

válida para o cálculo da porosidade, se mostrando mais eficiente para o cálculo da

porosidade em intervalos mais profundos, rocha mais compactada e em que o VSH é

baixo, um dos pressupostos para a aplicação dessa fórmula.

As porosidades obtidas pelo perfil neutrônico se mostrou em quase todo

intervalo mais próxima dos valores estimados para o arenito de Namorado, inclusive

pelos dados de testemunhagem, veja tabela 11, abaixo, em torno de 26%.

Fato esse confirma o fato do perfil sônico estar sendo substituído pelos perfis

radioativos.

Tabela 11– Comparação entre as porosidades de testemunhagem, sônica e

neutrônica.

ØTESTEMUNHAGEM ØSÔNICA ØNEUTRONICA

Arenito arcoseano em torno de 26%. 14% a 28% 21,44 % a 33,22 %

Podemos então concluir que a porosidade registrada pelo perfil Neutrônico é

mais eficiente que a porosidade sônica, calculada com a equação de Wyllie utilizando os

dados do perfil sônico, para a estimativa da porosidade do poço 3NA002RJ.

50

6.1-RECOMENDAÇÕES

Recomenda-se futuramente uma análise de outros dados de perfilagem,

resistividade e de densidade, disponíveis para o mesmo poço aqui estudado.

Com o auxílio desses dados pode-se fazer então uma análise mais detalhada de

outras características do poço, inclusive observar em que seções ocorrem a presença de

fluidos e também testar o perfil de densidade como perfil para o cálculo de porosidade.

51

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CÁLCULO DA POROSIDADE DO RESERVATÓRIO DE …objdig.ufrj.br/60/teses/coppe_m/ClaudiaBenitezLogelo.pdf · cÁlculo da porosidade do reservatÓrio de namorado utilizando a perfilagem