Os perfis geofísicos enquanto ferramentas bastante úteis permitem a modelagem e caracterização de reservatórios. Os perfis de raios gama (GR), sônico (DT), densidade (RHOB) e de resistividade (ILD) combinados permitem que sejam calculados outros perfis. Têm um papel importante na fase de avaliação permitindo que esta seja feita de um modo quantitativo. O raio de
investigação dos diferentes perfis é variado, registrando-se uma maior profundidade de investigação nos perfis de resistividade e, por último, os perfis acústicos. Por outro lado, a resolução vertical apresenta a relação inversa.
Os conceitos que se seguem são baseados na classificação e definição de Asquith & Gibson (1982) e Asquith & Krygowski (2004).
Perfil de Raio Gama - GR
O perfil GR é o resultado das leituras de radioatividade natural presente nas formações que este atravessa, e não é afetado pela resistividade da água de formação (Rw). É um perfil contínuo,
porém, a aquisição é discreta. A resolução vertical é de cerca de 30 cm e a profundidade de investigação de cerca de 50 cm, sendo que esta última aumenta consoante a densidade da rocha.
Os argilitos e folhelhos são geralmente mais radioativos que os arenitos ou calcários. Assim tipicamente na presença de argilitos ou folhelhos o valor de GR é elevado, enquanto que na presença de arenitos limpos ou calcários o GR é baixo. Algumas relações empíricas facilitam a interpretação, tais como a anidrite ser inferior ao arenito limpo, o argilito ser muito superior ao arenito limpo, o arenito potássico ser superior ao arenito limpo, o arenito argiloso estar entre arenito limpo e argilito, por fim o arenito limpo ser igual ao calcário.
É uma ferramenta bastante útil na identificação e avaliação da qualidade de intervalos com potencial reservatório, permitindo também a identificação da sequência litológica e fácies deposicionais pelos valores registrados e pelo padrão do perfil. Através do índice de GR obtém-se o perfil que fornece a relação de argilosidade presente nesses mesmos intervalos, o conteúdo em argilas (Vsh) em reservatórios porosos.
O perfil de GR tem várias respostas empíricas, não-lineares e lineares. As não-lineares são determinadas com base na área geográfica em questão ou na idade geológica da formação. A relação linear (Equação 1) é mais pessimista que a equação não-linear (Equação 2).
𝐼𝐺𝑅= 𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
𝐺𝑅𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛 (1) Onde:
𝐼𝐺𝑅 – índice de raio gama
𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 – leitura de raio gama da formação
𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛 – raio gama na linha base do arenito limpo (ou calcário) 𝐺𝑅𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 – raio gama na linha base da argilito (ou folhelho)
Steiber (1970):
𝑉𝑠ℎ =
𝐼𝐺𝑅
3 − 2 x 𝐼𝐺𝑅 (2)
Perfil Sônico - DT
O perfil DT mede o intervalo de tempo de trânsito (∆t ou DT) da onda compressional que viaja através da formação pelo eixo do poço. A resolução vertical é de 60 cm e a profundidade de investigação de cerca de 20 cm.
O intervalo de trânsito é o inverso da velocidade da onda compressional em pés por segundo, ou metros por segundo. Este intervalo é afetado pela presença de hidrocarbonetos na formação, fazendo com que este seja muito alto se não for corrigido. Permite identificar litologias pelo tempo de propagação da onda na formação (Tabela 1).
É utilizado para calibrar a sísmica com o poço. Através do perfil DT, se obtém a curva tempo-profundidade, auxiliando na construção do modelo de velocidades.
Tabela 1 - Velocidades sônicas para diferentes matrizes litológicas. Extraída de Rider (2002).
Litologia/ Fluído Velocidade da Matriz pés/seg Arenito 18.000 a 19.500 Calcário 21.000 a 23.000 Dolomite 23.000 a 26.000 Anidrite 20.000 Sal 15.000
Perfil de Densidade - RHOB
O perfil RHOB representa a medição de densidade de toda a formação, quer seja da porção sólida ou fluída, esta última relacionada à porosidade. É função da densidade da matriz, da porosidade e da densidade dos fluídos nos poros. A densidade da matriz (ρma) é a densidade do
arcabouço da porção sólida da formação, que pode ser condicionada pelo ambiente sedimentar e respetiva energia. A resolução vertical é cerca de 20 cm e a profundidade de investigação 45 cm.
É um dos perfis nucleares de porosidade mais usados para calcular a porosidade total. Uma vez conhecidos a densidade da matriz (Tabela 2) e o tipo de fluído na formação é possível calcular a porosidade-densidade (PHID) (porosidade total) na ausência de argila na formação de interesse (inferior a 15-20%), nomeadamente o reservatório (Equação 3).
Φ𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑡𝑦 = 𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑏 𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑓𝑙 (3) Onde: Φ𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑡𝑦 – porosidade-densidade 𝜌𝑚𝑎 – densidade da matriz 𝜌𝑏 – densidade da formação 𝜌𝑓𝑙 – densidade do fluído
Tabela 2 – Densidades de matriz para litologias comuns. Extraída de Rider (2002).
Litologia/ Fluído ρma ouρfl g/cm3 [Kg/m3] Arenito 2.644 [2644] Calcário 2.710 [2710] Dolomite 2.877 [2877] Anidrite 2.960 [2960] Sal 2.040 [2040] Água doce 1.0 [1000] Água salgada 1.025 [1025]
Perfil de Resistividade - ILD
O perfil ILD mede a condutividade da formação. Esta ferramenta é mais adequada para poços com fluídos não condutivos e apresenta melhor desempenho em formações com baixa resistividade. A incerteza da medida aumenta para formações altamente resistivas, acima de 100
ohm-m, fazendo com que este tipo de perfil seja menos adequado. A resolução vertical é de cerca de 80 cm e a profundidade de investigação de cerca de 240 cm.
A resistividade é caracterizada pela capacidade de impedir o fluxo de uma corrente elétrica, variando com a rocha, composição do fluido, temperatura e salinidade. Umas das principais utilidades dos perfis de resistividade passam por, (1) determinar qualitativamente zonas preenchidas com hidrocarbonetos, (2) intervalos permeáveis e (3) menos utilizado, para determinar a porosidade. A resistividade total da rocha é função da porosidade, resistividade da água e da saturação de água.
Quantitativamente estes perfis permitem calcular a saturação de água (Sw). A relação entre a
saturação de hidrocarbonetos nos poros e saturação de água é inversamente proporcional. À medida que a resistividade da formação aumenta a saturação de água diminui, sendo possível determinar o contato óleo-água através de uma relação entre a profundidade e Sw. Uma vez
conhecidos os parâmetros a, m, n, Rw (Tabela 3) é possível calcular Sw pela equação de Archie
(1972) (Equação 4).
As medições e aplicações de cada perfil são apresentadas na Tabela 4 de forma sumária.
Tabela 3 - Diferentes fatores de tortuosidade (a) e expoentes de cimentação (m) para litótipos comuns. Extraída de Asquith & Gibson (1982). a: Fator de Tortuosidade m: Expoente de cimentação Litótipos 1 2 Calcários 0.81 1.8 a 2 Arenitos consolidados 0.62 2.15 Arenitos não consolidadas
𝑆𝑤 = ( 𝑎 x 𝑅𝑤 𝑅𝑡− 𝛷𝑚) 1 𝑛 (4) Onde: 𝑆𝑤 – saturação de água 𝑎 – fator de tortuosidade 𝑚 – expoente de cimentação 𝑛 – expoente de saturação
𝑅𝑤 – resistividade da água de formação 𝛷 – porosidade
Tabela 4 - Sumário dos perfis geofísicos de poço, com a sua física de funcionamento, volume de investigação e utilidades. Adaptada de Asquith & Krygowski (2004).
Perfi
s
Física da Medição Volume de Investigação Objetivo de interpretação Raio Resolução Precisão
GR
- Contagem de raios gama 10 -
28 cm
30 – 91 cm 4º API
- Correlação de formações - Potássio (K) - Urânio (U) -
Tório (Th) - Litologias - Estimação de Vshale DT - Alta frequência (10's de KHz) ~15 cm 30 cm 1 μseg/pé - Sismogramas sintéticos - 2 recetores - Litologias
- Intervalo de tempo de trânsito - Porosidade
- Onda Compressional - Impedância acústica
RHOB
- Emissão de raios gama
4 cm 84 cm 0.01 g/cm3
- Porosidade
- Fonte química - 137Ce - Litologias
- 2 detetores de raio gama - Sismogramas sintéticos
- Densidade da formação - Impedância acústica
ILD
- Indução de corrente alternada 231
cm 61 cm
0.25 mmho
- Resistividade não- perturbada
- Condutividade - Saturação de água
- Diversas frequências - Correlação de formações