Potencial Espontâneo (spontaneous potential SP)

O perfil de Potencial Espontâneo consiste na medição do potencial elétrico naturalmente desenvolvido nas camadas permo-porosas, em virtude da diferença de salinidade que existe entre o fluido de perfuração e a água da formação. Esse perfil é classificado como litológico

dado que, produz dados acerca da litologia das rochas atravessadas pela perfuração do poço (NERY, 2013).

A medição desse potencial elétrico ocorre em razão da diferença de potencial (d.d.p.) entre os dois lados de uma membrana porosa, após a passagem de eletrólitos proveniente da penetração do fluido de perfuração nas paredes do poço. Essa d.d.p. é causada pela movimentação dos íons dentro da membrana, de tal forma que os ânions, absorvidos pelas paredes dos capilares, atraem os cátions, constituindo uma dupla camada elétrica. Os cátions são transportados através dos capilares, decorrente do fluxo de fluidos, formando-se uma concentração de cátions na saída. Como resultado, surge uma d.d.p. entre início e final do percurso (GALLAS, 2005).

A medição acontece por meio de eletrodos, instalados na sonda e na superfície, que reconhecem o movimento dos íons entre dois fluidos de concentrações diferentes (KEAREY et al., 2009).

3.2.1.3 Indução (induction log – RILD)

O perfil de indução consiste em um registro de informações a respeito da condutividade ou seu recíproco resistividade da formação através da indução e medição de campos elétricos e magnéticos que penetram nas formações rochosas, podendo assim ser utilizado na correlação poço-poço e na identificação da litologia e fluido contido na formação, bem como a estimativa da saturação da água.

O princípio físico desse perfil tem por base o acoplamento de um par de bobinas (sensores), classificadas em transmissora e receptora e que se dispõem coaxiais ao eixo do poço. O campo primário é gerado a partir da circulação de correntes alternadas (CA) na bobina transmissora, seguida de uma indução da corrente elétrica, de eixo equivalente ao do poço e da geração de um campo eletromagnético secundário na formação, captado pela bobina receptora (RODRIGUES, 2015).

A magnitude do sinal captado na bobina receptora pode sofrer influência da permeabilidade do meio em que se executa o registro da indução, da potência da energia utilizada e do número de voltas e distância entre as espiras (NERY, 2013). Além disso, é recomendável a aplicação do perfil de indução em rochas menos resistivas (condutividade alta),

impedindo os princípios de funcionamento desse perfil.

Na pratica as ferramentas de indução tem conjuntos de bobinas com correntes focalizadas usadas para minimizar os efeitos dos poços e das formações adjacentes. A ferramenta de indução dupla (dual-induction) foi desenvolvida combinando várias bobinas para realizar medições profundas (ILD - induction log deep) e ao mesmo tempo medições mais rasas (ILM – induction log medium). Neste trabalho usaremos somente o perfil ILD que torna possível a análise da distribuição de resistividade na zona virgem, onde não há invasão do fluido de perfuração.

3.2.1.4 Neutrônico (neutron log – NPHI)

O perfil neutrônico é caracterizado pelo registro direto da porosidade da formação, tanto em poço aberto quanto em poço revestido (NERY, 2013). Diferentemente dos perfis de radioatividade, que fazem uso de ondas eletromagnéticas para a medição de parâmetros de radioatividade, como o perfil raio gamma (GR), este perfil faz uso de uma fonte de nêutrons, lançado diretamente na superfície da formação.

Os nêutrons, quando lançados na formação a altos níveis de energia, são capazes de penetrar profundamente na matéria, de forma a atingir e interagir, elástico e/ou inelasticamente, com os núcleos dos elementos que constituem a rocha. Tal fato pode ser explicado pela ausência de carga elétrica dos nêutrons, com massa praticamente igual ao do núcleo do hidrogênio, que fazem dele uma partícula neutra (NERY, 2013).

Os recursos utilizados pelo perfil neutrônico consistem em uma fonte de nêutrons - contendo pequenas quantidades de substância radioativa – e um cintilômetro. Em síntese, à medida que nêutrons são bombardeados na formação, ocorre a emissão de raios gama, por parte dos núcleos que capturam os nêutrons e, que colidem com o cintilômetro instalado a uma distância fixa. A distância fonte-receptor determina os resultados, visto que, arranjos curtos detectam nêutrons rápidos, enquanto arranjos longos detectam nêutrons termais ou radiação gama. (KEARY et al, 2009).

Segundo Nery (2013), a interpretação dos perfis neutrônicos, baseiam-se frequentemente no índice de hidrogênios, em razão da grande influência do hidrogênio na resposta neutrônica a sua porosidade. Assim sendo, camadas portadoras de gás ou

hidrocarbonetos leves, provocarão a diminuição das porosidades neutrônicas, em relação aos demais perfis que medem a porosidade, pois a presença destes reduz a densidade do hidrogênio, em virtude da sua capacidade de expansão.

O cálculo da porosidade neutrônica é realizado baseado nas correções quanto à presença de argila, através da seguinte relação (SCHON, 2016).

𝜑𝑁 = 𝜑. 𝜑𝑁 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑+ (1 − 𝜑)[1 − 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒]𝜑𝑁,𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥+ 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒. 𝜑𝑁,𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒

No qual, 𝜑_𝑁 representa a porosidade de nêutrons medida, 𝜑 equivale a porosidade da rocha, 𝜑_{𝑁 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑} corresponde a resposta de nêutrons do fluido, 𝑉_{𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒} representa o teor de folfhelhos, 𝜑_{𝑁,𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥} equivale a resposta de nêutrons da matriz e 𝜑_{𝑁,𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒} é a resposta de nêutrons do folhelho.

3.2.1.5 Sônico (sonic log – DLT)

O perfil sônico, também conhecido como perfil acústico, é caracterizado pelo registro do tempo de trânsito entre o momento em que um pulso sonoro compressional é emitido por um transmissor, montado em um mandril no interior do poço, até sua chegada a dois receptores distintos sobre o mesmo mandril, locados a distâncias fixas e pré-determinadas (SERRA, 1984). O tempo de trânsito, ou delay time, entre dois receptores leva em consideração o intervalo de tempo de propagação gasto pelo trem de onda para percorrer uma dada espessura da formação, durante o processo de aquisição (RODRIGUES, 2007). Em termos da velocidade, os meios estabelecem uma relação inversamente proporcional com os tempos de trânsito, melhor dizendo, em formações rochosas compactas onde a velocidade da onda acústica apresenta-se maior os tempos de trânsito apresentam-se menores. E, para formações rochosas onde a velocidade da onda acústica apresenta-se menor, os tempos de trânsito são maiores, por exemplo, em formações com maior porosidade e saturação de fluidos nos seus poros, então o tempo de trânsito da onda será maior.

Nesse sentido, Wyllie (1956), constatou em suas pesquisas sobre a correlação do tempo de trânsito e da porosidade de uma rocha, que a aplicação do perfil sônico estaria intimamente ligada à estimativa da porosidade total (𝜙𝑠), visto que o tempo de trânsito mostra-se diretamente proporcional a porosidade, calculada através da equação a seguir.

Δ𝑡 = Φ. Δ𝑡𝑓 + (1 − Φ). Δ𝑡𝑚 Φ_𝑠 = Δ𝑡 − Δ𝑡𝑚

Δ𝑡𝑓 − Δ𝑡𝑚

Em que, Δ𝑡𝑚 representa o tempo de trânsito na matriz (sólidos), Δ𝑡𝑓 equivale ao tempo de trânsito do fluido percolante e, Δ𝑡 corresponde ao tempo de trânsito total (LOPES, 2007).

Embora sua aplicabilidade na a estimativa da porosidade total da rocha seja considerada sua principal aplicação, o perfil sônico também pode ser aplicado para a identificação de zonas fraturadas, na estimativa indireta da densidade e na calibração da sísmica de superfície. Quando em conjunto com a sísmica, o perfil sônico auxilia na calibração e estimativa da impedância acústica dos dados de levantamentos sísmicos das proximidades do poço, através das velocidades obtidas com o perfil, conforme a Tabela 3-6, que servem de referência na identificação da litologia (ELLIS e SINGER, 2008).

Tabela 3-6: Valores de velocidades acústicas compressionais (onda P) e tempos de trânsito, utilizadas como referência para ajuste dos perfis sônicos.

Material Vp (m/s) 𝜟𝒕 (𝝁𝒔/𝒎) Arenito 5486,4 – 5946,6 180,2 – 165,6 Calcário 6400,0 – 7010,4 154,5 – 141,2 Dolomita 7010,4 141,2 Anidrita 6096,0 162,3 Folhelho 1798,3 – 5181,6 551,9 – 519,4 Sal 4572,0 216,6

Fonte: Bassiouni, 1994; Schlumberger, 1998.

Dessa maneira, os registros obtidos na perfilagem sônica refletem não somente a presença, como também a natureza do fluido, uma vez que, camadas portadoras de hidrocarbonetos, apresentam rápidos intervalos de tempo de trânsito quando identificado óleo e, elevados intervalos de tempo de trânsito quando detectado gás nas camadas da formação (NERY, 2013).