com o uso do software MATLAB, foi realizada a leitura dos dados, gerando gráficos relacionados aos perfis geofísicos.
Capítulo 5: Resultados: foi realizado o cálculo do Volume de Argilosidade (VSH) e Saturação de Água (Sw) na região dos poços estudados. Foi elaborado gráficos dos perfis e dos valores de saturação de água e volume de argilosidade respectivo a cada poço de petróleo escolhido neste trabalho. Esses gráficos foram elaborados no software MATLAB e no software Interactive Petrophysics. Foi obtida as informações relacionadas a litologia da região dos poços e a geração da seção transversal. A validação dos dados foi realizada com a comparação dos resultados obtidos no software MATLAB e o software Interactive Petrophysics. Capítulo 6: Conclusões: considerações finais.
CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS
Atualmente, existe uma grande variedade de perfis de poços. A informação obtida dos perfis podem fornecer algum tipo de informação de modo direto ou indireto, por exemplo, usando parâmetros específicos para calcular a saturação de água ou utilizadas em conjunto para poder fazer uma interpretação, como exemplo, a correlação estratigráfica usando padrões de reconhecimento ou identificando uma seção com repetidas falhas. Há três principais categorias de perfis, tomando como base o parâmetro físico a ser mensurado: elétrico, radioativo e sônico, conforme apresentada na Tabela 2.1.
Tabela 2.1 – Perfis mais comuns e sua finalidade
Perfil Elétrico Radioativo L it ologi a P or os id ad e Hi d roc ar b on et os E st ru tu ra Correlações Principal uso na identificação Melhores condições para ser usado Unidades Resistividade X X Condutividade Camadas resistivas X não resistivas Poço sem revestimento Ohm.m SP X Permeabilidade Camadas permeáveis X não permeáveis Poço sem revestimento mV
Raio Gama X Radioatividade
Argilosidade e conteúdo orgânico Poço revestido ou sem revestimento API Neutrão X X Contém hidrogênio Gás, porosidade Poço revestido ou sem revestimento % porosidade
Densidade X X X Densidade Gás, porosidade Poço sem
revestimento
g/cm3
Sônico X X Velocidade Porosidade, gás Poço sem
revestimento µs/ft Dipmeter X Comporta-mento das camadas Falhas, inconformidade, camadas Poço sem revestimento Direção e mergulho: Strike and dip
Caliper X X Diâmetro do
poço
Fraturas Poço sem
revestimento polegada Temperatura X X Temperatura do poço Falhas, fraturas, gás Poço sem revestimento ºF Fonte: Evenick (2008)
Os perfis elétricos e estruturais são tipicamente realizados em poços sem revestimento devido a necessidade dos sensores entrarem em contato com as paredes do poço, enquanto que os perfis radioativos podem ser realizados em poços com ou sem revestimento.
O entendimento de cada tipo de perfil é de grande importância na análise da geologia de subsuperfície.
Os perfis geofísicos disponíveis no Campo de Namorado são representados pelo Perfil Raio Gama (GR), Perfil Sônico (DT), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e Perfil Densidade (RHOB).
A Figura 2.1 apresenta os padrões básicos dos perfis com suas respectivas litologias e fluídos.
Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos, Fonte: Rocha et al. (2009)
2.1 PERFIL RAIO GAMA (GR)
Este perfil registra a radioatividade natural de uma formação. Este perfil é registrado em unidades padrão API (American Petroleum Institute) que é a medida radioativa de uma rocha padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio. Esta unidade é correlacionada com as intensidades do Raio Gama medidas por um contador cintilômetro1.
Os valores em API para folhelhos serão altos, enquanto para arenitos e calcários tem baixos valores API. A radioatividade encontrada em arenitos e calcários vai depender do conteúdo de argila que possa existir neste tipo de rocha reservatório, sempre e quando não seja identificado arcósios. Este é o perfil mais comum, usado em correlações estratigráficas, possui uma boa resolução vertical e fácil de interpretar. A Tabela 2.2 mostra alguns valores típicos da formação e seu respectivo valor API.
Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus respectivos valores em API
Formação Unidade padrão API
Carvão 20 Arenito 20 Folhelho 75-200 Calcário 20 Dolomita 20 Sal 0 Fonte: Evenick (2008)
No perfil Raio Gama, a escala é crescente da esquerda para a direita, em geral, de 0 a 150 API.
Segundo Ellis et al. (2008), os principais usos do perfil de Raio Gama são: identificação litológica, correlação entre poços vizinhos, identificação de minerais radiativos, ambiente deposicional, história diagenética, quantificar o volume de argilosidade e pode ser utilizado em poços já revestidos.
Neste trabalho, foram analisados, a litologia e o volume de argilosidade (VSH) decorrentes do Perfil Raio Gama.
1 Contador cintilômetro: realiza a contagem de cintilações produzidas por bombardeio de radiação em uma tela de sulfeto de zinco
Existem numerosos modelos relatando o cálculo de argilosidade, usando o cálculo do Índice de Argilosidade (IGR), mostrado na Equação 2.1 (ELLIS et al., 2008).
𝐼𝐺𝑅 = 𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔− 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛
𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥− 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛 (𝐸𝑞. 2.1)
onde,
GRlog: valor do perfil Raio Gama lido no ponto de interesse; GRmin: menor valor obtido no perfil Raio Gama;
GRmax: maior valor obtido no perfil Raio Gama.
Larionov (1969) propôs as equações empíricas não lineares para o cálculo de argilosidade, onde a Equação 2.2 está relacionada para rochas consolidadas e antigas, ilustrado em (2) e a Equação 2.3 está relacionada com as rochas consolidadas e do terciário (3), mostrado na Figura 2.2.
𝑉𝑆𝐻 = 0,33 . [2(2.𝐼𝐺𝑅)− 1,0] (𝐸𝑞. 2.2)
𝑉𝑆𝐻 = 0,083 . [2(3,7.𝐼𝐺𝑅)− 1,0] (𝐸𝑞. 2.3)
Quando há densidades semelhantes entre arenitos e folhelhos, temos o caso linear, mostrado na igualdade VSH = IGR, ilustrado em (1) na Figura 2.2, onde o volume de argilosidade é igual ao índice de argilosidade.
Neste trabalho, foi usada a equação proposta por Clavier et. al. (1977), Equação 2.4.
𝑉𝑆𝐻 = 1,7 − √3,38 − (𝐼𝐺𝑅+ 0,7)2 (𝐸𝑞. 2.4)
Esta equação empírica, não linear, faz uso do índice de argilosidade, tomando como base a Equação 2.1. Se houver falta de informações sobre a idade da rocha, esta equação mostra bons resultados.
Figura 2.2 – Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade, Fonte: Ellis et al. (2008)
2.2 PERFIL RESISTIVIDADE ILD
Este perfil indica a característica de um material em resistir à condução elétrica, ou seja, o inverso da condutividade. A unidade deste perfil é ohm-metro (Ω.m). O perfil ILD significa
Induction Log Deep, ou seja, possui investigação radial profunda (Deep). Segundo Rocha et al. (2009), a resistência das rochas dependerá de sua porosidade, da natureza do fluido contido
em seus poros e do conteúdo de sal nele dissolvido. Em relação aos fluidos à resistividade dos fluidos, hidrocarbonetos não são condutores elétricos (óleo e gás), ou seja, possuem alta resistividade. Águas de formação (água salgada) são bons condutores elétricos, tendo uma baixa resistividade. Em relação a água doce, o perfil resistividade apresentará altos valores de resistividade. Esta característica pode apresentar interpretações incorretas do fluido presente em determinadas zonas de interesse.
Em relação à porosidade da rocha, a redução com a profundidade é normalmente indicada por um aumento dos valores do perfil resistividade. Há outros fatores que podem afetar o perfil resistividade, dificultando sua interpretação. Temos:
– temperatura que aumenta com a profundidade, resultando em um decréscimo na resistividade para água a uma determinada salinidade;
– presença de hidrocarbonetos, que no espaço poroso da formação provoca aumentos consideráveis na resistividade;
3
1 2
– matéria orgânica, que em grande volume também aumenta a resistividade;
– arrombamentos do poço, devido a desmoronamentos, podendo aumentar o erro na medida da resistividade do folhelho. A análise do perfil caliper pode ajudar na correção desse fator.
O perfil resistivo apresentado neste trabalho possui investigação radial profunda e por isso é denominada ILD (Induction Log Deep).
Segundo Ellis et al. (2008), existe uma série de vantagens e desvantagens relativas ao uso desse perfil.
Principais vantagens:
– utilizadas em meios de baixa razão Rt/Rm;
– pode ser utilizado em poços revestidos com fibra de vidro; – o sinal é quase independente das características da lama;
– combinação de bobinas, enrolamentos, polaridades, detecção de fases, podem permitir maior capacidade de penetração;
– não usa eletrodos nem contato elétrico com o fluido do poço. Desvantagens:
– não pode ser utilizada em poços com lamas altamente condutoras.
2.3 PERFIL DENSIDADE (RHOB)
O perfil densidade mede a porosidade da formação, baseada na densidade na densidade da rocha matriz e o fluido contido nela. A unidade é gramas por centímetro cúbico (g/cm3). A equação 2.5 mostra o cálculo da porosidade.
ϕ =𝜌𝑚− 𝜌𝐵
𝜌𝑚− 𝜌𝑓 (𝐸𝑞. 2. 5) onde:
ϕ: porosidade;
𝜌
𝑚: densidade da matriz da rocha;𝜌
𝐵: densidade medida pelo perfil;𝜌
𝑓: densidade do fluido da rocha.Segundo Evenick (2008), estes valores irão superestimar a porosidade de uma formação preenchida por gás. Consequentemente, quando superestimamos os valores de porosidade (do perfil densidade), serão cruzados com os valores subestimados da porosidade do perfil neutrão. O cruzamento é um indicador de gás na formação conhecido como gas effect. Camadas de folhelho, carvão e bentonita normalmente tem baixos valores de densidade, arenitos e carbonatos geralmente tem altos valores de densidade. Alguns valores típicos são mostrados na Tabela 2.3.
Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido Tipo de formação ou Fluido Densidade (g/cm3)
Folhelho 2,4-2,6 Arenito 2,65 Calcário 2,71 Dolomita 2,87 Sal 2,03 Lama de perfuração 1 – 1,1 Água 1,0 Óleo cru 0,8-1,0 Gás Natural 0,7 Fonte: Evenick (2008)
2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA (NPHI)
Este perfil está presente nos dados fornecidos pela ANP. Segundo Rocha et al. (2009), os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com massa quase idêntica à do átomo de hidrogênio. Sendo partículas neutras elas podem penetrar profundamente na matéria, atingindo os núcleos dos elementos que compõem a rocha, interagindo elástica ou inelasticamente com eles. Este perfil registra diretamente as porosidades das rochas, tanto em poço aberto como em poço revestido, desde que as camadas estudadas sejam portadoras de água. Quando as rochas são portadoras de gás ou de hidrocarbonetos leves, ocorre uma diminuição nas porosidades calculadas com estes perfis, em relação ao perfil sônico e/ou perfil densidade. Portanto, quanto menor a densidade de hidrogênio, menor a quantidade de água na rocha, e desta forma, menor o valor registrado pelo perfil neutrônico em comparação ao sônico e/ou densidade (ROCHA et al., 2009).
A unidade deste perfil é dada por Unidades de Porosidade (P.U.). Uma característica importante é que, defronte a rochas limpas, ou seja, aquelas com percentual de argila igual a zero, são lidos valores de porosidades, aproximadamente iguais, pelos perfis sônico, densidade e neutrônico. As aplicações deste perfil são relacionadas a aquisição de valores para porosidade, litologia, definição de zonas gás (combinando o perfil neutrão com o perfil densidade), mostrado na Figura 2.3 (ROCHA et al., 2009).
Figura 2.3 – Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade, Fonte: Rocha et al. (2009)
2.5 PERFIL SÔNICO (DT)
O perfil sônico (acústico) registra a velocidade do som transmitida através de uma formação, medida em microssegundos por pé (µs/ft). A velocidade que a rocha permite a passagem da onda sônica e está relacionada com a porosidade da formação. A litologia de uma formação pode ser conhecida pela acurácia calculada da porosidade. Um perfil sônico é um
indicador aproximado da porosidade. Na Tabela 2.4, temos os valores típicos de velocidades para rochas consolidadas.
Tabela 2.4 – Valores de velocidade para rochas consolidadas
Formação Velocidade (µs/ft) Folhelho 62-167 Arenito 55,5 Calcário 47,5 Dolomita 43,5 Fonte: Evenick (2008)
2.6 – RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS
Devido a uma grande variedade de informações e dados obtidos na análise dos perfis geofísicos, é importante resumi-los de forma que haja uma boa compreensão dos dados analisados. Segundo Ellis et al. (2008), resumiram os dados obtidos dos perfis geofísicos em relação a característica e o comportamento, apresentado na Tabela 2.5.
Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos comportamentos
Característica Perfil Geofísico Comportamento
Limpo / Argila SP GR VSH ↑ VSH ↑ → → SP ↑ GR ↑ Porosidade (ϕ) Densidade Neutrão Acústico ϕ ↑ ϕ ↑ ϕ ↑ → → → 𝜌𝑏 ↓ ϕ𝑛↑ Δt ↑ Hidrocarbonetos Rt Sw ↑ So ↑ ϕ ↓ → → → Rt ↓ Rt ↑ Rt ↑ Recuperável / mobilidade Rxo × Rt (raso × Profundo) Rxo = Rt Rxo = Rt 𝑅𝑥𝑜 𝑅𝑡 ≠ 𝑅𝑚𝑓 𝑅𝑥 → → → Sem invasão Se Rmf = Rw, sem mobilidade de HC Mobilidade de fluido
2.6 SEÇÃO TRANSVERSAL
Uma das mais importantes formas de visualizar as características da subsuperfície, é criar uma seção transversal válida. É impossível alcançar completamente uma arquitetura de subsuperfície estratigráfica ou estrutural, mesmo com o uso de dados sísmicos tridimensionais. Entretanto, é possível criar uma seção transversal bidimensional usando dados conhecidos.
Segundo Evenick (2008), pode-se pensar que a seção transversal é o retrato de um afloramento, com seções bem expostas (well-constrained) e exposição pobre (poorly
constrained). Em áreas com exposição pobre ou incompleta, é necessário projetar contatos e
tendências estruturais em áreas de melhor exposição usando dados ou informações próximas. Comumente, poços próximos ou dados sísmicos e contatos projetados (de mapas de contorno) são usados para correlacionar seções pobres. O risco em usar dados projetados é a dependência de vários fatores (migração sísmica, gridding algorithms e mapas de escala).
As seções transversais podem ser divididas em projetadas e ancoradas, conforme mostrado na Figura 2.4, as seções transversais são subdivididas pela quantidade de poços e nos dados de controle. Nas seções transversais projetadas, os contornos não possuem a orientação de um poço de controle. Esta categoria pode ser dividida em seções transversais sintéticas ou delimitadas. Seções transversais sintéticas são contornos, onde não há o controle de dados para restringir a posição dos contatos e recursos, enquanto que seções transversais delimitadas utilizam dados próximos semi-restritos (EVENICK, 2008).
Seções transversais ancoradas são contornos que interceptam um ou mais poços e, portanto, tem algum grau de controle direto do poço. Os dados são ancorados, ou amarrados, na seção transversal devido a posição espacial ser conhecida. É uma prática padrão, colocar pelo menos um perfil de poço (comumente Raio Gama, Sônico, Resistividade ou Potencial Espontâneo) em uma seção transversal ancorada. Seções transversais ancoradas podem ser divididas em seções transversais fixas (pinned) ou poço-a-poço (well-to-well). Seções transversais fixas são contornos que intersectam um ou mais poços. Tipicamente, este tipo de seção transversal é linear e parcialmente construída de dados projetados. Seções transversais poço-a-poço são contornos que correlacionam múltiplos poços. Estes contornos são completamente controlados por dados de poços e são comumente não lineares. A principal desvantagem no uso da seção transversal poço-a-poço é que podem aumentar as características fora do plano e criar falsas relações de subsuperfície (EVENICK, 2008).
CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO
Segundo Bizzi et al. (2003), a Bacia de Campos localiza-se em águas territoriais do Estado do Rio de Janeiro, cobrindo cerca de 100.000 km², sendo a parte submersa até uma lâmina d’água de 3.400 metros e uma pequena porção estendendo-se para o continente. A Figura 3.1 mostra a Bacia de Campos, em destaque, o Campo de Namorado. Para norte, a bacia é parcialmente isolada da Bacia do Espírito Santo, na região de águas rasas, pelo Alto de Vitória, um bloco elevado de embassamento que coincide com a terminação oeste da Cadeia de Vitória-Trindade, importante lineamento oceânico daquela área (CAINELLI et al. 1998). Em águas profundas, não existe elemento estrutural de separação efetiva entre as bacias de Campos e do Espírito Santo.
Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos. Fonte: Modificado de Bruhn (2003)
Segundo Guardado et al. (1990), o Campo de Namorado foi descoberto em 1975, localiza-se na parte central da Bacia de Campos, a cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro, sob lâmina de água de 110 a 250 m. Foi estimado em um volume in place de 669 milhões de barris de petróleo (106 x 106 m3).
A produção de óleo no Campo de Namorado começou em junho de 1979. Na explotação desse campo foram usadas as plataformas de produção PNA-1 e PNA-2. A coluna máxima de óleo é de cerca de 160 m e o net-play2 médio, por poço, é de 60 m.
Em média, a porosidade é de 26%, a saturação de óleo é de 75%, a permeabilidade com cerca de 400 mD e o índice de produtividade, normalmente, é maior que 50 m3/d/kgf/cm2, Barboza (2005). Embora seja um campo maduro, ainda possui produção de petróleo, segundo dados do BDEP-ANO, agosto de 2012, cada poço tem uma produção média de 770 barris/dia e 27 m3 de gás natural/dia, somando uma produção de cerca de 14.000 barris/dia dividido em 19 poços.
Segundo Guardado et al. (1990), o reservatório produtor, o arenito Namorado, consiste da composição de areias turbidíticas que foram depositadas durante o período Cenomaniano/Turoniano e são intercalados por margas e folhelhos. A Figura 3.2 mostra um perfil estrutural percorrendo através da direção sudoeste-nordeste os Campos de Namorado e Cherne. Note que o poço 1RJS19, usado neste trabalho, está presente nesta figura.
Figura 3.2 – Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne, Fonte: Guardado et al. (1990)
Neste nível do reservatório, o Campo de Namorado possui uma falha estrutural, dividida em quatro blocos por falhas normais denominados Principal, Adjacente, Marginal, Secundário e ainda a chamada área nordeste de Namorado, mostrado na Figura 3.3.
O principal bloco em que o óleo é produzido está localizado na parte central do campo. A acumulação de óleo é controlada pelos arenitos turbidíticos pinch out3 e por atributos estruturais. O campo é limitado por falhas no sudeste, noroeste e sudoeste.
Na região noroeste do campo, por dip closure4e no norte e sul por arenitos pinch out. O reservatório é selado por margas e folhelhos da sequência hemipelágica. O arenito Namorado consiste de várias camadas de areias de turbidito intercaladas com os folhelhos.
Estes arenitos atingem uma espessura no principal bloco do campo de 115 m onde a estrutura é fechada em cerca de 160 m.
Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado, Fonte: Menezes (1990) apud Barboza (2005)
3 Pinch out: um tipo de armadilha estratigráfica. Representa a diminuição da espessura de um reservatório contra uma rocha selante criando uma geometria favorável ao aprisionamento de hidrocarbonetos.
Segundo Barboza (2005), esses arenitos normalmente são enormes, granulação média, arcósicos e localmente conglomerados. A qualidade deste arenito tem uma porosidade de 20 a 30% e permeabilidade superior a 1 darcy. Localmente, o arenito contém finas zonas onde a porosidade tem sido completamente suprimida por cimentação carbonática. Corpos individuais de areia são lenticulares e alongados de noroeste para sudeste. Estas areias são interconectadas, como indicado pelos dados de pressão na parte central do campo. Alguns reservatórios na parte sudeste do campo mostram pressões iniciais indicando a natureza lenticular e isolada destas areias.
A Figura 3.4 mostra a carta estratigráfica da Bacia de Campos, onde o Campo de Namorado está localizado e a Figura 3.5 destaca o detalhe onde é analisado neste trabalho.
A Figura 3.5 mostra um detalhe da Bacia de Campos correspondente ao Grupo Macaé, onde em destaque temos a Formação Namorado em forma de corpos areníticos entre sedimentos da formação Outeiro e Imbetiba. As notações usadas são QM – Quissamã, QM/BZ – Búzios, GT – Goitacás, OUT – Outeiro, IMB – Imbetiba, NAM – Namorado.
Figura 3.5 – Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos, Fonte: Modificado de Winter et al. (2007)
CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO
DE NAMORADO
Neste trabalho, segundo o material cedido pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) para as universidades, os dados usados consistem dos perfis geofísicos do Campo de Namorado que possui 65 poços no formato .LAS (Log ASCII Standard). Os arquivos no formato .LAS contém matrizes numéricas com os valores da profundidade e os valores relativos a cada tipo de perfil presente no poço, com intervalos de 20 centímetros.
A leitura e análise dos perfis escolhidos foi realizada usando o software MATLAB. A Figura 4.1 mostra alguns desses poços identificados pelo seu nome e sua respectiva simbologia.
Figura 4.1 – Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado, Fonte: ANP/SDT/BDEP (2000) 4RJS245DARJ 4RJS42RJ 3NA02RJ 1RJS19RJ 3RJS214RJ 3NA5RJ 3NA5ARJ 3NA4RJ 7NA13ARJ 7NA13RJ 3NA21RJ 3NA21BRJ 3NA1ARJ 3NA1RJ 3NA3DRJ 3NA3RJ 4RJS245DRJ 8NA22RJ
Esses poços são do tipo conforme mostrado na tabela 4.1, quanto a sua finalidade e categoria.
Tabela 4.1 – Tipos dos poços quanto a finalidade
Finalidade Categoria Número
Exploração
Pioneiro 1
Estratigráfico 2
Extensão 3
Pioneiro adjacente 4
Jazida mais rasa 5
Jazida mais profunda 6 Explotação (lavra) Desenvolvimento 7
Injeção 8
Especial 9
Fonte: Costa (2008)
A Figura 4.2 mostra, em detalhe, os poços usados neste trabalho, com sua respectiva simbologia.
Figura 4.2 – Poços usados neste trabalho, em destaque, Fonte: ANP (modificado)
4RJS42RJ 3NA2RJ 1RJS19RJ 3NA4RJ 3NA1ARJ 3NA1RJ
A listagem com os nomes e a simbologia de poços de petróleo é apresentado na Figura 4.3. Nesta listagem, note que os poços analisados neste trabalho são produtores de óleo.
Figura 4.3 – Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo, Fonte: ANP/Superintendência de Gestão de Informações e Dados Técnicos
Na análise dos perfis geofísicos, foram tomados três critérios, tendo em vista a colinearidade dos poços, o tipo de poço e a presença dos Perfis Sônico (DT), Perfil Raio Gama (GR), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e o Perfil Densidade (RHOB), onde foi escolhido os poços produtores de óleo. A partir desses critérios foram escolhidos quatro poços, conforme mostrado na Tabela 4.2.