Curso de Pós-Graduação em Geologia
Instituto de Geociências– Universidade Federal da Bahia
Antonio Huoya Mariano
Análise Hidrogeológica e Petrofísica do Aquífero São Sebastião,
no Campo de Miranga, Bacia do Recôncavo-BA.
Análise Hidrogeológica e Petrofísica do Aquífero São Sebastião,
no Campo de Miranga, Bacia do Recôncavo-BA.
Dissertação apresentada ao curso de pós- graduação em Geologia. Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de mestre.
Orientador: Professor Dr Olivar A.L de Lima
Mariano. Antonio Huoya
Análise Hidrogeológica e Petrofísica do Aquífero São Sebastião, no Campo de Miranga, Bacia do Recôncavo-BA/ Antonio Huoya Mariano. – Salvador, 2013.
103p.
Orientador: Professor Dr Olivar A. L. de Lima Dissertação (Mestrado em Geologia)
Universidade Federal da Bahia – Geociências, 2013. 1. Perfilagem de poços. 2. Salinidade das águas 3. Contato água doce – água salgada
Dedico esta dissertação à minha madrinha Wanda, à minha avó Jacira e à memória da minha avó Rita e dos meus avôs Marçalo e Antonio, que tanto contribuíram para a minha formação como ser humano e ensinaram-me o valor do esforço para obter as minhas conquistas.
Este trabalho só se concretizou pela ajuda de diversas pessoas e instituições. Assim, primeiro agradeço à Deus, pela vida, à minha família pelo amor, aos amigos pelo companheirismo e ao meu orientador professor Dr. Olivar Lima, por tudo.
Inicialmente agradeço a Petrobras, em especial aos meus gerentes João Batista e João de Deus pelo apoio e por permitirem que eu utilizasse os dados e o ambiente da companhia para meus estudos. Também na Petrobras, agradeço à Ricardo Vaqueiro, grande incentivador deste trabalho; aos colegas do Laboratório de Sedimentologia, desde o gerente Márcio, ao pessoal da prestação de serviço, por terem me recebido, auxiliado e ensinado com enorme boa vontade; aos estagiários Carol, Alexandre, Deize, Lorena e Caio, verdadeiros companheiros na descrição dos testemunhos e durante o tempo que fiquei no laboratório; aos colegas do reservatório, em especial à amiga Aglaia; ao pessoal da biblioteca, sempre dedicados em encontrar as publicações e livros ideais para o trabalho; aos colegas do acompanhamento geológico, que sempre tinham algo a ensinar e sugestões para o trabalho; ao colega João Mauricio, pela ajuda essencial, na elaboração dos mapas estruturais; e ao meu primo Nelson pela ajuda com o mapa geológico.
Na universidade, agradeço aos professores, sempre compreensivos e verdadeiros mestres, em especial a Geraldo Girão; aos bibliotecários, sempre dedicados e à instituição UFBA que, devido à sua estrutura, pude começar o curso como aluno especial, cursar créditos e posteriormente ingressar no mestrado.
Aos geólogos da EMBASA e CERB, que sempre tiveram boa vontade em atender quando solicitado algo.
“A água fonte da nossa vida, nossa luta deve ser constante na defesa do meio ambiente e preservação das fontes de águas, o principal alimento para o ser humano”.
A interpretação qualitativa e quantitativa dos perfis de resistividade profunda, resistividade rasa e potencial espontâneo (SP) em poços, anteriores a década de 80, no programa Interactive Petrophysics (IP), licenciado para a Petrobras, permitiu determinar os contatos entre os fluidos que compõem os reservatórios da Formação São Sebastião no campo petrolífero de Miranga, na Bacia do Recôncavo. Logo, determinou-se o contato entre água doce-zona de transição e zona de transição-água salgada. Os arenitos foram caracterizados a partir do estudo de 3 testemunhos, da descrição de 15 lâminas petrográficas e pelos dados de petrofisica de laboratório, tais como, porosidade, permeabilidade e densidade da matriz. Aplicando a equação derivada por Archie (1942), realizaram-se correções nos dados de resistividade do filtrado (Rmf) e resistividade da formação (Rw), que possibilitaram a geração de curvas de variação de salinidade mais realistas para os aquíferos da Formação São Sebastião. Estes cálculos foram realizados no programa Excel. Esses resultados são importantes para planejar o uso racional da água subterrânea nas atividades de exploração de petróleo no referido campo.
Palavras chave: Perfilagem, hidrogeologia, água doce, água salgada, petrofísica.
Using deep resistivity, shalow resistivity and spontaneous potential (SP) in old wells (before 80th ),it was possible to define the fluid contacts, between fresh water - transition zone and transition zone - saline water, in the São Sebastião Formation, in Miranga oil field, Reconcavo Basin. The sandstone reservoirs were described using 3 diferent cores, 15 petrographics thin section and lab data, such as, porosity, permeability and rock density. The qualitative and quantitative logs interpretations was made in the Interactive Petrophysics program (IP).In the Excel program was created a sheet work with Archie equation’s. So a new filtrate resistivity (Rmf) and a new formation water resistivity (Rw) were calculated. Therefore a new salinity curve could be generated. These results are very important to improve the use of groundwater in the oil exploration activity at that field.
Figura 1 - Ano da descoberta e histórico de exploração dos principais
campos petrolíferos da bacia do Recôncavo. 18
Figura 2 - Mapa de localização da cidade de Pojuca e do campo petrolífero
de Miranga. 23
Figura 3 - Mapa de localização da bacia hidrográfica do Recôncavo Norte 24 Figura 4 - Precipitação Trimestral acumulada entre 1961 e 2010. 25 Figura 5 - Localização do campo petrolífero de Miranga na bacia do Recôncavo 29 Figura 6 - Seção estrutural esquemática NW-SE da bacia do Recôncavo 29
Figura 7 - Carta estratigráfica da bacia do Recôncavo 30
Figura 8 – Afloramento da Fm. São Sebastião no campo petrolífero de Miranga 33 Figura 9 - Afloramento da Fm. Barreiras detalhando um nível argiloso. 33 Figura 10 - Mapa geológico da região do campo petrolífero de Miranga 34 Figura 11 - Ambiente e parâmetros de uma perfilagem eletromagnética de poços 37 Figura 12 - Relação das curvas de ILD e SN com Rw e Rmf 41 Figura 13 - Perfis dispostos em suas faixas de representação 43
Figura 14 - Caixas de testemunho do poço MG-AB 45
Figura 15 - Trecho do Anasete com a descrição do testemunho do poço MG-AB 46
Figura 16 - Fotos de Fragmentos do testemunho MG-AB. 47
Figura 17 - Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1 48
Figura 18 - Lâmina delgada BA-2012-00-00619-1 48
Figura 19 - Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1, com nicóis em paralelo 49 Figura 20 - Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1, com nicóis cruzados 49 Figura 21 - Fotografias dos fragmentos do testemunho do poço MG-AE 51
Figura 24- Lâmina delgada BA-2012-00-00609-1 com nicóis em paralelo 53 Figura 25 - Lâmina delgada BA-2012-00-00609-1, com nicóis cruzados 53
Figura 26 - Lâmina delgada BA-2012-00-00610-1. 54
Figura 27 - Lâmina delgada BA-2012-00-00613-1 54
Figura 28 - Lâmina delgada BA-2012-00-00612-1. 55
Figura 29 - Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1 55
Figura 30 - Histograma de Porosidade do poço MG-AE 56
Figura 31 - Histograma de Permeabilidade do poço MG-AE 57
Figura 32 - Histograma de Porosidade do poço MG-AF 57
Figura 33 – Histograma de Permeabilidade do poço MG-AF 58
Figura 34 – Histograma de densidade da matriz do poço MG-AE 59 .
Figura 35 – Histograma de densidade da matriz do poço MG-AF 59 Figura 36 - Histograma de densidade da matriz do poço MG-AB 60
Figura 37– Avaliação petrofísica do poço MG-AE 62
Figura 38 – Gráfico de porosidade contra permeabilidade das amostras
medidas em laboratório, dos poços MG-AB , MG-AE e MG-AF. 63 Figura 39 - Mapa dos limites do campo de Miranga e a localização dos
poços estudados 65
Figura 40 - Seção estratigráfica SW-NE do perfil A 66
Figura 41 - Seção estratigráfica SW-NE do perfil B 67
Figura 42 - Seção estratigráfica SW-NE do perfil C 68
Figura 43 – Perfil do poço MG-AA 70
Figura 44 - Seção A mostrando os intervalos de água doce, zona de transição
Figura 46 - Seção C mostrando os intervalos de água doce, zona de transição
e água salgada 74
Figura 47 - Mapa estrutural da base do reservatório de água doce 77 Figura 48 - Mapa estrutural do topo do reservatório de água salgada 78 Figura 49 – Avaliação da porosidade e da argilosidade do poço MG-AA 79 Figura 50 - Gráfico da variação da salinidade das águas do poço MG-AA 83 Figura 51 - Gráfico da variação da salinidade das águas no reservatório SS1
do poço MG-AA 84
Figura 52 - Gráfico da variação da salinidade das águas no reservatório SS2
do poço MG-AA. 85
Figura 53 - Gráfico da variação da salinidade das águas no reservatório SS3
do poço MG-AA 86
Figura 54 - Gráfico da variação da salinidade das águas no reservatório SS3
do poço MG-E. 87
Figura 55 - Gráfico da variação da salinidade das águas no reservatório SS3
do poço MG-A. 88
Figura 56 - Gráfico da variação da salinidade das águas no reservatório SS3
do poço MG-J 88
Figura 57 - Lista de poços perfurados pelaCERB na região de Pojuca, parte 1 96 Figura 58 - Lista de poços perfurados pela CERB na região de Pojuca, parte 2 97 Figura 59 – Plot de avaliação petrofísica com a curva de Rwe do poço MG-AA 100 Figura 60 - Plot de avaliação petrofísica com a curva de Rwe do poço MG-A 101 Figura 61 - Plot de avaliação petrofísica com a curva de Rwe do poço MG-E 102 Figura 62 - Plot de avaliação petrofísica com a curva de Rwe poço MG-J 103
Tabela 1. Contato entre os fluidos 71 Tabela 2. Gradientes geotérmicos determinados para os poços analisados. 80 Tabela 3. Planilha Excel com os cálculos para obtenção de Rwe e salinidade para Fm. São
Sebastião. 82
Tabela 4. Comparação dos valores de Rmf medidos e calculados para os poços AA,
MG-A, MG-E e MG-J na zona SS3 do Aquífero São Sebastião. 87
Tabela 5. Estatística descritiva dos dados de Porosidade e Permeabilidade do poço MG-AE. 98 Tabela 6. Estatística descritiva dos dados de Porosidade e Permeabilidade do poço MG-AF.
98 Tabela 7. Topos das formações São Sebastião e Pojuca de 27 poços do trabalho. 99
AHT -30 Array Induction Tool - 30
AHT – 90 Array Induction Tool - 90
API Unidade de Medida do perfil de raios gama natural
CAL Caliper
CERB Companhia de Engenharia Rural da Bahia
CILD Calibrated deep induction conductivity
CNP Companhia Nacional do Petróleo
CPRM Companhia de Pesquisa e Recursos Minerais
DT Delta – T (Sonic travel time)
ILD Deep Induction log
LLD Laterolog deep resistivity
LLS Laterolog Shallow resistivity
NPHI Porosidade Neutrônica
PHIE Porosidade Efetiva
PHIT Porosidade Total
RHOB Bulk density
RILD Deep Induction log
RMF Resistividade do fluido de perfuração
RMS Região Metropolitana de Salvador
RW Resistividade da água de formação
SN Short Normal Resistivity
SP Potencial Espontâneo
VCL Volume de argila
VCLGR Volume de argila de raios gama
1. INTRODUÇÃO ... 16
2. CARACTERIZAÇÃO DO TRABALHO E DA ÁREA DE ESTUDO ... 17
2.1. Histórico de exploração da bacia do Recôncavo ... 18
2.2. Metodologia e técnicas aplicadas ... 19
2.3. Caracterização física da área de estudo ... 22
2.4. Aspectos Hidrogeológicos ... 23
3. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DA ÁREA ... 26
3.1. Desenvolvimento Estrutural... 27
3.2. Estratigrafia e sistemas deposicionais ... 30
4. PERFILAGEM GEOFÍSICA DE POÇOS – CONCEITOS, PERFIS E FERRAMENTAS. ... 35
4.1. Ferramentas e bases físicas da perfilagem de poços ... 36
4.1.2. Perfis de resistividade ... 40
4.1.2.1 Perfil elétrico convencional 40
4.1.2.2 Perfil elétrico de indução 40
4.1.3. Perfil de radiação gama natural (RG) ... 41
4.1.4. Perfil sônico (DT) ... 41
4.1.5. Perfil densidade (RHOB) ... 42
4.1.6. Perfil neutrônico (NPHI) ... 42
5. AVALIAÇÃO PETROFÍSICA ... 44
5.1. Caracterização dos arenitos da formação São Sebastião a partir dos dados de rocha. ... 44
5.1.1. Estudo dos testemunhos. ... 44
5.1.2. Estudo da petrofísica de laboratório (porosidade, permeabilidade e densidade da matriz). ... 56
5.2. Avaliação Hidrogeológica a partir da interpretação de perfis. ... 64
5.2.1. Correlação de perfis ... 64
5.2.2. Identificação dos fluidos ... 69
5.2.3. Argilosidade, porosidade e gradiente geotérmico ... 79
5.2.4. Resultados dos novos valores de Rw, Rmf e salinidade para os arenitos da Formação São Sebastião... 81
APÊNDICE A ... 98 APÊNDICE B ... 99 APÊNDICE C ... 100
1. INTRODUÇÃO
A água é fonte essencial para a vida no planeta Terra. O crescimento populacional acelerado nos países emergentes, o consequente aumento da demanda de água potável, e o crescimento da poluição dos recursos hídricos constituem, hoje, as principais preocupações dos cientistas, das instituições de pesquisa, das organizações sociais e dos governantes.
Das reservas de águas doces existentes no mundo, a água subterrânea constitui a maior parcela acessível ao homem. Ela se armazena através de um lento processo de infiltração, nas áreas de exposição superficial de rochas porosas e permeáveis, denominadas de zonas de recarga. O estudo e a quantificação das reservas de águas subterrâneas de um estado ou país, se faz necessário a fim de assegurar seu uso sustentável, principalmente para atender as populações, e as atividades industriais, agrícolas e urbanas necessárias ao desenvolvimento harmônico nacional.
Nas atividades de produção de petróleo, em campos terrestres, a água é necessária nos seguintes processos (Prestelo, 2006): (i) abastecimento das atividades básicas do pessoal atuante nas bases de produção, nas equipes técnicas de exploração e nas sondas de perfuração de poços; (ii) no suplemento da demanda de água de injeção subterrânea, necessária para aumentar o fator de recuperação de óleo de campos maduros, como os da bacia do Recôncavo. Grande parte (85%) da água produzida juntamente com petróleo é usada neste processo. Nesse suplemento, devem ser usadas águas do mar e águas subterrâneas inadequadas para consumo humano.
A Perfilagem de poços engloba um conjunto de técnicas geofísicas que, utilizando ferramentas operadas no interior de furos, geram dados para uma avaliação petrofísica das rochas reservatórios e de seus fluidos intersticiais. Através dessas ferramentas, é possível obter um registro preciso da variação das propriedades físicas das rochas com a profundidade. Esses dados permitem definir e decidir sobre as condições e as intervenções necessárias para controlar a produção ou abandonar a exploração de um determinado campo.
A avaliação de reservatórios de água doce e de água salgada em campos de petróleo terrestres é fundamental para o uso correto das águas doces, além de evitar possíveis impactos dos hidrocarbonetos aos aquíferos e reduzir o desperdício da água (gestão de demanda e de suprimentos).
Segundo Brandão (2011), os arenitos da Formação São Sebastião constituem os mais importantes aqüíferos do estado da Bahia, capazes de abastecer de água potável todas as necessidades do Recôncavo baiano. Segundo dados da CPRM e da CERB poços perfurados nesta formação tem vazão ótima entre 50 e 300 m3/h. O sistema aquífero formado pela Formação São Sebastião e as coberturas superiores das formações Marizal e Barreiras, na região do campo petrolífero de Miranga foi selecionada como objeto de avaliação desta dissertação.
O objetivo principal deste trabalho foi o avaliar o potencial hidrogeológico da Fm. São Sebastião no entorno do campo petrolífero de Miranga, com foco no uso de perfis geofísicos de poços e de suas respostas petrofísicas. Além dos perfis, também foi utilizada a descrição de testemunhos, medidas petrofísicas de laboratório e estudo de lâminas delgadas de arenitos, a fim de caracterizar os arenitos da Formação São Sebastião.
Os objetivos específicos foram determinar o limite inferior dos corpos de água doce, a espessura da zona de transição, a profundidade da água salgada, e a espessura útil do aquífero São Sebastião na área. Foram obtidas também, curvas de variação da salinidade da água com a profundidade, e um zoneamento vertical da formação, na área estudada. Também foi caracterizada a rocha reservatório quanto a porosidade, permeabilidade e densidade da matriz.
2. CARACTERIZAÇÃO DO TRABALHO E DA ÁREA DE ESTUDO
Neste capítulo é apresentado um resumo histórico da exploração geológica e geofísica da bacia do Recôncavo, considerando tanto reservatórios de petróleo quanto de água subterrânea. Em seguida, se discute a metodologia adotada no desenvolvimento do trabalho e, por fim, se apresenta uma caracterização geológica da área de estudo principalmente com base em trabalhos desenvolvidos na PETROBRAS.
2.1. HISTÓRICO DE EXPLORAÇÃO DA BACIA DO RECÔNCAVO
Kosin et al. (2007) relatam que as primeiras referências a seção sedimentar preservada na bacia do Recôncavo datam da primeira metade do século XIX, sendo atribuídas a Johann Baptist von Spix e Carl Friedrich Phyllip von Martius. Esses autores descreveram as unidades aflorantes na orla da Baia de Todos os Santos.
Em 21 de Janeiro de 1939 foi iniciada a produção de petróleo no Recôncavo no bairro de Lobato, subúrbio de Salvador. Viana et al.(1971) destacam como atividades iniciais na busca de hidrocarbonetos no Recôncavo, a criação da Divisão de Geologia e Mineralogia do Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM) e a do Conselho Nacional do Petróleo (CNP), durante a década de 1940. Mas, foi com a assinatura da lei nº 2004 de 03 de Outubro de 1953, que o presidente da República, Getúlio Vargas, criou a Petrobras e deu um novo rumo a exploração de Petróleo na Bahia e no Brasil.
O gráfico abaixo contém o ano da descoberta e um histórico da exploração de alguns dos principais campos da Bacia do Recôncavo. Destaque para o Campo de Candeias, descoberto em 1941, com um volume de óleo in place de 350 milhões de barris. Os outros campos no gráfico também constituem importantes descobertas na história da bacia do Recôncavo. Todos esses campos ainda estão em produção.
Figura 1 - Ano da descoberta e histórico de exploração dos principais campos da Bacia do Recôncavo (Modificado de Figueiredo et al , 1994.)
Segundo Brandão (2011) a exploração de água subterrânea no aquífero São Sebastião no Recôncavo, parece ser bastante antiga e, supõe-se, ter sido iniciada com a fixação das populações em vilas e cidades da região. Inicialmente, foram utilizadas captações individuais através de cisternas e poços. Na fase inicial da exploração petrolífera alguns poços tubulares profundos não produtivos foram completados para produção de água subterrânea. Órgãos públicos federais, estaduais e municipais também criaram serviços especiais que incluíam a locação, perfuração e completação de poços de água potável para abastecimento das populações.
Ainda segundo Brandão (2011) a intensificação da exploração hídrica do Recôncavo se deu nas décadas de 1960 e 1970, com a implantação do Centro Industrial de Aratu (CIA) e a do Complexo Petroquímico de Camaçari (COPEC-BA), e a proliferação da exploração de água subterrânea por meio de poços. Estima-se que só na região do COPEC-BA existem mais de 500 poços em produção, alguns com profundidades finais de até 500m. Essa superexploração do sistema aquífero multi-confinado na bacia do Recôncavo, produziu um rebaixamento regional da superfície piezométrica nesse sistema de mais de 100 m, em torno do COPEC e, muitos poços originalmente surgentes, só produzem agora por bombeamento (LIMA, 1999).
2.2. METODOLOGIA E TÉCNICAS APLICADAS
A metodologia aplicada envolveu o levantamento de dados bibliográficos sobre a Formação São Sebastião na bacia do Recôncavo e no campo petrolífero de Miranga, a seleção e análisede perfis geofísicos de 32 poços produtores do referido campo, nas escalas 1:1000 e 1:200, até a profundidade de 1000m. Como complemento, foram analisados medidas petrofísicas de laboratório, a descrição de três testemunhos, equivalendo 97,5m de rocha, nos poços MG-AB, MG-AE e MG-AF, e o estudo petrográfico de 15 lâminas delgadas de arenitos. Destes 3 testemunhos, dois deles foram barriletados na base da Formação. São Sebastião (MG-AB e MG-AE), e um (MG-AF) abrange também a Formação Pojuca.
Os dados foram processados e analisados em cinco softwares: Interactive
Petrophysics™ (Senergy 4.1), onde foi feita avaliação dos perfis; o Excel, onde foi gerado os
mapa geológico, o GEOSOFT da Oasis Mompaj, onde foram gerados os mapas estruturais e o Anasete, onde foi realizada a descrição dos testemunhos.
Para todos os perfis geofísicos selecionados realizou-se análises qualitativas e quantitativas das curvas de potencial elétrico espontâneo (SP), resistividade de investigação profunda (ILD/LLD) e resistividade de investigação rasa (SN/RSN/LLS). Em alguns poços ainda foi possível estudar as curvas do perfil sônico (DT) e de raios gama naturais (GR). O programa Interactive Petrophysics (IP) foi utilizado para fazer a avaliação destes poços e determinar a passagem água doce - zona de transição - água salgada, determinando-se a curva de variação da temperatura com a profundidade, uma curva de resistividade da água da formação (Rw) e uma curva de salinidade. Para alguns poços, também foi determinada uma curva de variação da argilosidade (Vcl). Entretanto, em alguns perfis, os dados obtidos para a resistividade da água da formação e de sua salinidade apresentaram valores anômalos para zonas saturadas com águas doces. Por isso, muitos desses resultados foram reexaminados usando modelos petrofísicos adequados em planilhas do programa Excel.
Nas estimativas da resistividade da água de formação (Rw), usando a deflexão do potencial espontâneo (SP), é necessário conhecer a resistividade do filtrado da lama de perfuração (Rmf).
Normalmente esses valores são medidos em amostras retiradas da lama no momento da perfilagem do poço. Todavia, como essas operações são realizadas em diferentes momentos e o fluido de perfuração pode ser modificado (pela adição de produtos de controle das propriedades da lama ou por sua interação com as rochas e seus fluidos nativos), não há como garantir que o valor medido numa amostra represente, verdadeiramente, a resistividade do filtrado que invadiu os arenitos da Formação São Sebastião. Assim é que usando valores medidos registrados nos cabeçalhos dos perfis obtiveram-se valores de Rw muito baixos, incompatíveis com as salinidades normais observadas no aquífero São Sebastião.
Para contornar esses problemas foi adotada a seguinte estratégia, para estimar um valor mais correto de Rmf nas seções do aquífero. Inicialmente se supôs que os arenitos São
Sebastião obedecem à lei de Archie generalizada na equação (1), com os seguintes parâmetros: a = 0,81, Sw = 1, m = 2, bem como analogicamente na equação 1.1.
n m
Sw
Rw
a
Rt
(1), por analogia m nSxo
Rmf
a
Rxo
(1.1)Os valores de porosidade efetiva dos arenitos foram determinados em laboratório ou estimados dos perfis conforme indicado. Em seguida se supôs que a resistividade elétrica determinada pela curva normal curta (16 polegadas de separação), na zona invadida, seja controlada por Rmf e que nela não ocorra saturação de óleo (So). Com isso, usando a equação (1) se obtém:
81
,
0
*
2
Rsn
Rmf
(2)Inicialmente, calcula-se o SSP (SP estático) a partir do valor lido na curva SP e do SP-base. O SP-base foi determinado usando equações das retas que definem o comportamento da linha base dos folhelhos.
O valor de Rmf foi calculado usando a equação 2 com o valor de Ф = 28%, determinado em testemunhos da formação em laboratório.
Todos os valores de resistividade (Rmf e Rw) devem ser corrigidos para o efeito da temperatura usando a seguinte equação:
77
,
6
)
77
,
6
(
2 1 1 2
T
T
R
R
, (3)onde R2 é o valor calculado para a temperatura da formação (T2), e R1 o valor obtido a temperatura ambiental (T1). A mesma equação deve ser utilizada para corrigir os valores calculados de Rw do SP para a temperatura de 75º F, para serem usados no cálculo da salinidade da água da formação usando a seguinte equação da Schlumberger,1987:
) 955 , 0 / )) 0123 , 0 log( 562 , 3 ((( 2
10
RSal
(4)Este método será aplicado inicialmente, no poço MG-AA, por possuir uma maior quantidade de perfis e pela sua cobertura atingir até, aproximadamente, 200m da superfície.
Como referência e comparação das salinidades e das resistividades do filtrado e água da formação foi utilizado o arenito Bebedouro (Reservatório SS 3 usado neste trabalho). Nele foram aplicados o mesmo procedimento realizado no poço MG-AA, em outros poços do campo.
2.3. CARACTERIZAÇÃO FÍSICA DA ÁREA DE ESTUDO
O campo de Miranga possui 49km2 de área e localiza-se na região Centro-Leste da Bacia do Recôncavo, Bahia, mais especificamente no município de Pojuca, a 80 km de Salvador. Os principais acessos se dão pelas rodovias BA-093, BA-507 e BA-504. As principais sedes municipais circunvizinhas são Catú e Alagoinhas ao norte, e Mata de São João, São Sebastião do Passé e Dias D’Ávila ao sul. A Figura 2 mostra as localizações da cidade de Pojuca e do campo de Miranga.
O clima da região é úmido, o relevo é denominado por Tabuleiros do Recôncavo e a vegetação é um contato Cerrado-Floresta Ombrófila e Floresta Ombrófila Densa (SEI,2013).
A área de trabalho está inclusa na Bacia Hidrográfica do Recôncavo Norte (Figura 3). Esta é formada pelo conjunto de Bacias Hidrográficas independentes: bacias do rio Sauípe/Subauma; do rio Pojuca; do rio Jacuípe; dos rios Joanes/Ipitanga; bacias urbanas de Salvador, integradas pelos rios Jaguaribe, Pedras/Pituaçú, Camurujipe, Lucaia, das Tripas e
Cobre; bacias da Baía de Todos os Santos, integradas pelo rio Paraguarí, Aratu, São Paulo, Mataripe e Paramirim; bacia do rio Subaé e bacia do rio Açú (Santos & Oliveira, 2007).
A área de estudo possui como principais aquíferos as Formações Barreiras, Marizal e São Sebastião. As duas primeiras formam sistemas aquíferos livres localizados e a última constitui um grande sistema semi-confinado regional, com vários horizontes produtores (Brandão,2011).
Figura 2 – Mapa de localização da cidade de Pojuca e do campo de Miranga. Fonte: GISBA – Petrobras (2013).
2.4. ASPECTOS HIDROGEOLÓGICOS
Na região do campo petrolífero de Miranga a precipitação média é quase constante ao longo de todo ano. Nos meses de março a julho, há um período mais chuvoso. A Figura 4 mostra a média trimestral de precipitação acumulada de 1961 a 2010. Estes dados foram obtidos na estação pluviométrica de Alagoinhas, que pertencente ao Instituto Nacional de Meteorologia (INMET).
Figura 3. Mapa de localização da bacia hidrográfica do Recôncavo Norte. Fonte: Modificado de Santos & Oliveira (2007)
Figura 4. Precipitação Trimestral acumulada entre 1961 e 2010. Modificado de INMET, dados de 1961 a 2010.
A água precipitada na área do campo petrolífero de Miranga escoa para riachos, lagoas e afluentes do rio Pojuca (Figura 2). A água que não escoa se infiltra e recarrega os reservatórios arenosos das Formações São Sebastião, Barreiras e Marizal que recobrem geologicamente o campo (Brandão 2011). Nestes reservatórios, existem aquíferos não-confinados, que são aqueles cujo nível do reservatório corresponde à altura da superfície freática e estão sujeitos a influência direta de águas meteóricas; e aquíferos confinados, aqueles isolados por camadas impermeáveis, tais como folhelhos e cuja a água meteórica só adentra o reservatório pela área de recarga (Press et al 2006).
O sistema aquífero Marizal-São Sebastião apresenta dois componentes acoplados: um componente livre ou freático, representado pelas coberturas das Formações Marizal – eventualmente com sedimentos Barreiras sobrepostos - e pela parte superior da Formação São Sebastião, e um componente semi-confinado ou artesiano, representado pelos pacotes de arenitos contidos totalmente na Formação São Sebastião (Lima, 1999). Normalmente, o componente freático é um reservatório de armazenamento limitado, mas que controla, substancialmente, a carga do sistema artesiano regional (Nascimento, 2006).
Segundo Ribeiro (2008), o potencial aquífero na Formação Barreiras é reduzido, sem aproveitamento direto na região. Este age como exutório natural para a Formação Marizal.
Devido, principalmente a sua sequência conglomerática basal, a Formação Marizal apresenta possibilidades aquíferas muito significativas. Mesmo tendo menor potencialidade como reservatório que a Formação São Sebastião, a Formação Marizal controla a maior parte de sua recarga. Estudos de Lima e Ribeiro (1982) confirmaram a transferência vertical de águas entre as duas formações, nos trechos de contato direto entre a Formação Marizal e os arenitos da Formação São Sebastião.
Um comportamento de aquífero semi-confinado é conferido a trechos da Formação São Sebastião aonde há intercalações entre camadas de arenitos, folhelhos e siltitos. A água neste último aquífero está sob pressão graças ao confinamento pelos folhelhos. A recarga sucede diretamente através da precipitação pluviométrica nas áreas de afloramento e pelas exudações provenientes da Formação Barreiras (Nascimento, 2006).
A análise das fichas de 17 poços perfurados no município de Pojuca (vide anexo A), pela Companhia de Engenharia Rural da Bahia (CERB), entre os anos de 1973 e 2011, apresentaram os seguintes parâmetros médios para o aquífero São Sebastião: Nível estático de 15,6m; Nível dinâmico de 59,2m e vazão de 33,8m3/h. Estas também mostram que as águas são potáveis e acessíveis ao consumo humano, haja vista, que segundo a resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA) de número 357 de 17 de Março de 2005 considera água doce aquela cujo teor de cloreto seja inferior a 250 ppm ou mg/l, ou ainda que a dureza total seja inferior a 500 ppm ou mg/l. Em apenas 1 poço os valores de Dureza e Cloreto estavam acima do permitido.
3. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DA ÁREA
A Formação São Sebastião tem sido objeto de estudo em vários ramos da Geologia: estratigrafia, tectônica, sedimentologia e hidrogeologia, entre outras. Assim, existem diversos trabalhos sobre esta Formação.
Garner (1945) [apud Brandão (2011)] foi o primeiro autor a utilizar a expressão Formação São Sebastião para designar uma sequência dominantemente arenosa, atribuindo uma idade terciária e fazendo uma pequena descrição composicional.
André (1956) [apud Potter (1977)] atribuiu uma deposição sintectônica à Formação São Sebastião explicando, assim uma variação de espessura de 100m a 2000m. Reconheceu o caráter conforme e transicional desta formação com o Grupo Ilhas, interpretou um ambiente deposicional de água doce à salobra e fez datações baseadas em fósseis.
Pontes e Ribeiro (1964) [apud Brandão (2011)] propuseram subdividir a Formação São Sebastião em três membros: no membro inferior, encontra-se o arenito Bebedouro na base e um folhelho preto rico em coprólitos e ostracodes, com intercalação de calcáreo oolítico no topo. O membro médio foi baseado na morfologia dos arenitos espessos, siltitos, e folhelhos ricos em microfósseis. No membro superior, verificou-se a presença de folhelhos, siltitos e arenitos avermelhados, pobres em ostracodes e com predominância de clastos grossos.
Segundo Potter 1977, a maioria dos arenitos da Fm. São Sebastião constitui-se de camadas com granodecrescencia ascendente. Os arenitos mais espessos ocorrem na parte noroeste da bacia. A principal estrutura sedimentar é estratificação cruzada acanalada unidirecional, seguida pela laminação plano-paralela.
Segundo Milani & Dias (2000) [apud Castro (2004)], o assoreamento final, ocorrido ao tempo dos andares Buracica e Jiquiá (Eobarremiano), deu-se pelo avanço do sistema fluviodeltáico da Fm. São Sebastião, axialmente posicionado em relação ao rifte Recôncavo -Tucano.
Lima & Ribeiro (1982) [apud Brandão(2011)], estudaram a Fm. São Sebastião, realizando uma caracterização hidrogeólogica deste aqüífero na área de captação do Centro Industrial de Aratu (CIA-BA).
3.1. DESENVOLVIMENTO ESTRUTURAL
Castro (2004) [apud Brandão (2011)] relata que o Rifte Recôncavo-Tucano-Jatobá desenvolveu-se no Eo-Cretáceo acompanhando os estágios iniciais de ruptura do Godwana e a individualização das placas Sul-Americana e Africana. Durante o Aptiano, tornou-se um
rifte abortado, uma vez que os esforços ligados ao rifteamento do Atlântico Sul se concentraram nas margens das placas recém-formadas e conduziram à separação definitiva. Castro (2004), também relata que a evolução do rifte como um todo, englobando os depósitos dos estágios pré-rifte, sin-rifte e pós-rifte, estendeu-se do Neojurássico (Tithoniano) ao Eocretáceo (Eoalbiano). Entretanto, a fase principal do estiramento crustal e de subsidência tectônica, aconteceram no Neocommiano.
A Bacia do Recôncavo cobre uma extensão de 11.000 km2 da parte sul do rifte interior abortado. É um meio-gráben assimétrico, orientado segundo SW-NE, paralelo a falha de Salvador, seu principal elemento tectônico (Figura 5).
Segundo Ponte & Medeiros (1981), a estruturação da bacia do Recôncavo foi esculpida durante a reativação Vealdeniana, resultando de dois pulsos tafrogênicos principais: um contemporâneo ao andar Rio da Serra e outro contemporâneo ao Andar Buracica. Não existem evidências de falhamentos contemporâneos à deposição do Andar Dom João (Munne et al., 1972). Deste modo, a tafrogenia Vealdeniana afetou severamente as seções sedimentares já depositadas, do Andar Dom João e da parte inferior do Andar Rio da Serra (Formação Itaparica e Membro Tauá da Formação Candeias). Nos blocos estruturais rebaixados, aquelas seções estratigráficas pré-tectônicas estão inteiramente preservadas.
Ponte & Medeiros (1981), mostram ainda que os sedimentos dos andares superiores Rio da Serra (parte média superior), Aratu, Buracica e Jiquiá, representam rápida progradação de sedimentos terrígenos sobre o lago tectônico do Recôncavo, promovendo o seu completo assoreamento. Essa sedimentação, de caráter sintectônico, com elevadas taxas de deposição, propiciou a formação de estruturas geostáticas, tais como falhas de crescimento, anticlinais de compensação e diápiros de argila.
O arcabouço interno da bacia inclui um conjunto de falhas normais sintéticas e antitéticas paralelas à Falha de Salvador, e algumas zonas de transferência orientadas segundo NW-SE que acomodaram deslocamentos laterais diferenciados dos diversos segmentos da bacia (Milani, 1985). No seu depocentro principal (Baixo de Camaçari), a bacia do Recôncavo, possui cerca de 7.000 m de sedimentos (Castro, 2004).
Figura 5. Localização do campo petrolífero de Miranga na Bacia do Recôncavo. Fonte: Modificado de Milhomen et al, 2003.
A Figura 6 exibe uma seção geológica estrutural esquemática da Bacia do Recôncavo. Nesta observa-se que a Fm. São Sebastião recobre apenas a parte leste da Bacia do Recôncavo, até o campo de Fazenda Panelas (Potter,1977).
Figura 6. Seção estrutural esquemática NW-SE da Bacia do Recôncavo. Fonte: Magnavita et al 2005.
3.2. ESTRATIGRAFIA E SISTEMAS DEPOSICIONAIS
Estratigraficamente, no campo de Miranga, a Formação São Sebastião encontra-se entre as Formações Marizal e Pojuca, no Andar Jiquiá, e teve origem no período Cretáceo. Esta formação também pode aparecer associada a outras unidades, ao longo da Bacia, até o Andar Aratu, como se vê na carta estratigráfica (Figura 7).
Figura 7. Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo com um retângulo em vermelho destacando o intervalo estudado. EMB (embasamento); AFL (Afligidos); CZ (Cazumba); PD (Pedrão); ALI(Aliança); CG (Capianga); BP (Boipeba); SER (Sergi); ITA (Itaparica); AG (Água grande); CAN(Candeias); TA (Tauá); GO (Gomo); MAR (Maracangalha); CAR (Caruaçu); PIT (Pitanga); MAF(Marfim); CT (Catu); SAN (Santiago); POJ (Pojuca); SS (São Sebastião); SAV (Salvador); MAS(Marizal); SAB (Sabiá); BAR (Barreiras).Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo. (Modificada de Caixeta et al. (1994) e Milhomem et al. ,2003).
Segundo Kosin et al 2007, [apud Aragão 1994] , as sequências sedimentares relacionadas ao preenchimento da bacia do Recôncavo, compreendem os depósitos acumulados durante o processo extensional juro-cretáceo e caracterizam 5 sequências deposicionais e relacionadas aos estágios pré-rifte, rifte e pós-rifte.
O estágio Pré-Rifte corresponde a Sequência J20-K50 e corresponde a sedimentação pré-rifte englobando três grandes ciclos flúvio-eólicos representados da base para o topo, pelo Membro Boipeba da Fm. Aliança e pelas formações Sergi e Água Grande. Transgressões lacustres de caráter regional separam esses ciclos e são expressas pela sedimentação dominantemente pelítica que caracteriza o Membro Capianga, da Fm. Aliança, e a Fm. Itaparica (ambos possuem folhelhos avermelhados).
O estágio Rifte corresponde as Sequências K10, K20 e K30. As duas primeiras abrangem grande parte do Andar Rio da Serra, compreendendo rochas sedimentares relacionáveis às formações Candeias (membros Tauá e Gomo) e Maracangalha. As litofácies associadas testemunham o contexto lacustre que prevalecia no inicio da fase Rifte, quando se definiu o arcabouço estrutural da Bacia. A atenuação da atividade tectônica e o incremento no aporte sedimentar resultaram na redução dos gradientes deposicionais, com progressivo assoreamento dos depocentros. Neste processo, houve a deposição da Fm. Maracangalha, acomodando um grande volume de depósitos relacionados a fluxos gravitacionais (membros Caruaçú e Pitanga).
A porção inferior da Sequência K30 (Neo-Rio da Serra) registra a expansão dos sistemas deltaicos ao longo da bacia, com progressivo recuo, para sul, dos sítios deposicionais lacustres representados pela Formação Maracangalha. A seção basal está relacionada aos arenitos deltaicos do Membro Catú da Formação Marfim. No Andar Aratu a bacia assumiu uma geometria de rampa, onde ciclos deltaicos-lacustres sucessivos (Formação Pojuca) evidenciam um contexto de reduzido gradiente deposicional e baixa taxa de subsidência.
O predomínio de fácies fluviais (Formação São Sebastião) testemunha a fase final de assoreamento do rifte, que durante o Andar Jiquiá esteve submetido a um novo ciclo tectônico, com a criação e reativação de falhamentos (Kosin et al 2007, apud Aragão 1994).
O estágio pós-rifte corresponde a Sequência K50 que é representada pelos clásticos grossos (conglomerados e arenitos), folhelhos e calcários pertencentes à Formação Marizal, de idade Neo-Alagoas. Sua deposição relaciona-se a sistemas aluviais desenvolvidos já no contexto de subsidência termal, pós rifte, como indicado pela subhorizontalidade dos estratos, que se sobrepõem discordantemente as seções estruturadas, relacionadas à fase rifte (Kosin et al 2007, apud Silva 1993).
As formações Sabiá e Barreiras estão associadas às Sequências N20 e N50, respectivamente. A primeira se caracteriza por folhelhos cinza esverdeados e calcários impuros. E a segunda compreende sistemas de leques aluviais pliocênicos (Kosin et al 2007).
As Figuras 8 e 9 exibem fotografias de afloramentos das formações São Sebastião e Barreiras no campo petrolífero de Miranga. O primeiro afloramento localiza-se logo a 2 km da entrada principal do campo a beira da estrada. O segundo está mais a norte do campo, na locação de um poço da Petrobras. O arenito da foto 1 foi descrito no campo como um arenito esbranquiçado com granulometria variando de fina à média bem selecionado e semifriável. O afloramento da foto 2, exibe um corte de rocha onde se observa uma variação granulométrica, com níveis arenosos e argilosos, nas colorações branca,vermelha e amarela.
O mapa geológico da região de Miranga (Figura 10) mostra que as formações São Sebastião e Barreiras predominam na superfície do campo. Nas áreas adjacentes as drenagens existem aluviões de idade Quaternária. Também observa-se a disposição dos poços utilizados no trabalho no campo petrolífero de Miranga e a existência de falhas normais e falhas normais inferidas.
Figura 8. Afloramento da Fm. São Sebastião no campo de Miranga.
Fm. Barreiras Fm. São Sebastião
Kss
Tb
Qal
4. PERFILAGEM GEOFÍSICA DE POÇOS – CONCEITOS, PERFIS E FERRAMENTAS.
A Perfilagem geofísica de poços compõem-se de um conjunto de ferramentas que medem as propriedades físicas das rochas no interior de furos abertos, ainda cheios de lama de perfuração. A partir de várias dessas medidas (eletromagnéticas, acústicas e radioativas) é possível estimar parâmetros petrofísicos das rochas, tais como, argilosidade, porosidade, permeabilidade, resistividade, saturação e salinidade das águas das formações.
Elas foram introduzidas na indústria do petróleo, na primeira metade do século XX. O primeiro perfil elétrico de eletrodos foi corrido em 1927, num poço de petróleo no campo de Pechelbronn, na Alsacia, uma província no nordeste da França, pelos irmãos Schlumberger (Schlumberger, 1987). A partir de 1929, os perfis elétricos normais e laterais para medidas de resistividade já eram comercializados na Venezuela, nos Estados Unidos e na Russia. Em 1931, o perfil do potencial elétrico espontâneo foi incluído na ferramenta de perfilagem elétrica. E entre 1941 e 1950, os perfis de radiação gama, neutrônico e sônico foram introduzidos como os primeiros perfis sísmicos e de radioatividade natural e induzida nas rochas.
O fundamento da perfilagem geofísica de poços é baseada em: (i) Duas características das rochas, a matriz sólida e os espaços vazios que contém fluidos; e (ii) da propriedade física das rocha que permite a ação do campo externo e/ ou natural aplicado. No caso da perfilagem elétrica a propriedade envolvida é a resistividade (Thomaz,2004). A resistividade elétrica de uma rocha completamente saturada com água é dada pela lei de Archie (1942).
mRw
a
Ro
, (5)onde Ro é a resistividade da rocha de porosidade , completamente saturada com água de resistividade Rw; aé um coeficiente litológico, e m um coeficiente chamado de índice de cimentação.
Sob condição de saturação parcial a equação (5) torna-se : n m
Sw
Rw
a
Rt
, (1)onde n é um coeficiente empírico chamado de expoente de saturação, Rt a resistividade da formação subsaturada e Sw sua saturação em água.
A perfilagem geofísica de poços também é utilizada na avaliação e completação de poços de produção de água. Assim, com as ferramentas hoje disponíveis, é possível determinar porosidades total e efetiva de aquíferos, mapear e correlacionar diferentes unidades litológicas entre poços, posicionar corretamente filtros nos intervalos mais produtivos, e efetuar avaliação qualitativas e quantitativas de aquíferos.
4.1. FERRAMENTAS E BASES FÍSICAS DA PERFILAGEM DE POÇOS
O ambiente de uma perfilagem de poço é composto pelo furo cheio de lama, pela zona invadida das formações pela água filtrada da lama, onde a rocha sofre influência do fluído de perfuração e pela zona da formação virgem, com seus fluidos nativos inalterados. A Figura 11 ilustra esquematicamente a composição deste ambiente, para os casos de perfilagens elétricas e eletromagnéticas.
As ferramentas de perfilagem de poços utilizadas neste estudo de água subterrânea são:
4.1.1. Potencial elétrico espontâneo (SP)
A curva referida como SP, constitui o registro de pequenas diferenças de potenciais elétricos naturais (medidas em milivolts) observadas entre um eletrodo móvel no furo e outro remoto, fixado na superfície terrestre. Tais diferenças se devem aos potenciais eletroquímicos que se desenvolvem nos contatos diretos ou através de membranas entre o fluido de perfuração, os folhelhos ou argilas e as águas nativas das formações atravessadas pelo furo (Nery, 1988).
Figura 11. Ambiente e parâmetros de uma perfilagem eletromagnética de poços. Fonte:Forbrig et al (2003).
As duas principais fontes de potenciais naturais na terra são o potencial eletrocinético (EC), associado com a movimentação da água, em poros de paredes carregadas, e o potencial eletroquímico (EQ). O potencial EC é praticamente anulado nas circulações de correntes presentes em furos cheios de lama, de modo que, quase sempre, se supõe que o SP medido é praticamente de origem eletroquímica.
Assim, os potenciais eletroquímicos representam as fontes naturais mais importantes na geração do SP. No total, este é produzido pela junção de diferentes materiais na vizinhança da parede do furo. Distinguem-se as seguintes fontes interfaciais: contato direto lama – filtrado na zona invadida; contato direto filtrado – água nativa da formação; contatos através de membranas (folhelhos) entre a lama e água da formação.
Em frente a camadas de folhelhos a curva do SP define uma linha reta chamada de linha base dos folhelhos. Em frente das formações permeáveis, apresenta deflexões positivas ou negativas, em relação a esta linha base, admitida com zero milivolts, que dependem do contraste de resistividade entre filtrado e água nativa. Se a salinidade da água da formação for
maior que a salinidade do filtrado da lama, a deflexão é convencionada como negativa, caso contrário, a deflexão será positiva (Schlumberger, 1987).
A curva do SP tem as seguintes importantes aplicações: (i) Avaliação qualitativa de intervalos permeáveis; (ii) Indicador de argilosidade e qualidade do reservatório; (iii) Correlação litológica entre poços; (iv) e Determinação da resistividade da água de formação (Rw).
Caso o efeito sobre a curva seja exclusivamente devido a presença de argilo-minerais e/ou folhelhos o conteúdo de argila nos arenitos (Vsh) é estimado a partir da equação:
S sh S
SP
SP
SP
SP
Vsh
(6)onde SP é o valor da deflexão do SP em frente a um dado corpo de arenito (também denominado de PSP), SPs é o valor do SP no arenito mais limpo do perfil tomado como referência (também denominado de SSP), e SPsh é o valor do SP em frente aos folhelhos (também denominado de linha base dos folhelhos) (Brandão, 2011).
No cálculo da resistividade da água da Formação (Rw) pelo perfil SP leva-se em consideração a resistividade elétrica da água de formação e do filtrado da lama (Rw e Rmf, respectivamente). Nas condições normais no ambiente de exploração de petróleo considera-se soluções de NaCl na influência da deflexão do perfil SP. Para essas situações pode-se escrever:
Rw
Rmf
K
SP
*
log
(7)Lima e Nery (2010) relatam que a equação 7 apresenta resultados satisfatórios para soluções concentradas com cloreto de sódio (NaCl). Entretanto, quando estão diluídos muitos
outros sais, os resultados de resistividade da água e de análises químicas de águas em subsuperficie não são verdadeiros. Neste contexto, os referidos autores, propuseram uma modificação na equação 7, elaborada por Gondouin et al (1957), e obtiveram excelentes resultados para o aqüífero São Sebastião na bacia do Recôncavo.
Para outros sais (HCO3-, SO4--, Ca++ e Mg++), Lima e Nery (2010) sugeriram modificar a equação 7, para a forma com Rwe como uma resistividade NaCl equivalente para a água de formação.
Rwe
Rmf
K
SP
*
log
(8)Nas equações 7 e 8 K é uma constante (K=71 mV para soluções de NaCl a 25ºC) , Rmf é a resistividade do filtrado e SP, o potencial estático em frente aos arenitos.
Com base em dados de análises químicas de amostras de água dessa formação Lima e Nery (2010) obtiveram a seguinte relação empírica:
) 346 , 0 (
)
(
*
465
,
1
Rw
Rwe
, · (9) onde, Rwe é a resistividade da água de formação calculada pela equação 8 e Rw é a resistividade da água corrigida para o aquífero São Sebastião.4.1.2. Perfis de resistividade
4.1.2.1. Perfil elétrico convencional (ES)
Ferramenta usada para fornecer uma medida da resistividade elétrica das formações cortadas pelo furo. Determina a resistividade medindo a diferença de potencial criada entre dois eletrodos (M e N) pela passagem de uma corrente elétrica através da formação, injetada entre dois eletrodos A e B.
No passado eram utilizados dois tipos de ferramentas para medir a resistividade dentro do poço: O sistema normal, que realiza a investigação mais curta e o sistema lateral, que realiza a investigação mais profunda. (Nery,1988).
4.1.2.2. Perfil elétrico indução (ILD/SN)
Estes perfis foram criados para medir as resistividades das formações em poços contendo lamas não condutivas, o que não era possível com o ES. Seu princípio é baseado na interação entre uma bobina transmissora e uma bobina receptora, onde a primeira gera um campo eletromagnético de alta frequência, produzindo sinais nas formações que são captados pela bobina receptora. (Nery, 1988)
Os perfis de resistividade elétrica são utilizados para correlação litológica entre poços e na análise quantitativa de zonas com água e hidrocarbonetos, ao determinar leituras aproximadas de Rxo (curvas normal de 16”) e de Rt (curva lateral 18’8” no ES ), e permitir calcular a saturação de água da rocha, com auxílio da equação 1.
A Figura 12 ilustra o comportamento das curvas de resistividade profunda (ILD), resistividade normal curta (SN) e SP destacando-se a dependência do contraste entre Rw e Rmf. Observa-se que, se RILD>SN a resistividade da água de formação (Rw) é maior do que a resistividade do filtrado (Rmf). Enquanto que, se RILD<SN a resistividade da água da formação (Rw) é menor do que a resistividade do filtrado. Este comportamento das curvas de resistividade está relacionada com a salinidade do fluido da formação. No reservatório superior o fluido é água doce, enquanto que no reservatório inferior o fluido é água salgada.
4.1.3. Perfil de radiação gama natural (RG)
Este perfil mede a radioatividade natural das formações. Nas formações sedimentares ele normalmente identifica os folhelhos existentes. Isto porque os elementos radioativos tendem a se concentrar em argilas e folhelhos. As formações não argilosas têm baixo nível de radioatividade, a menos que ela esteja contida em fragmentos de rochas vulcânicas ou nas águas de formação contendo sais radioativos dissolvidos. Este perfil é muito utilizado para correlação de poços, além de poder ser utilizado em perfilagens a poço revestido, (Schlumberger, 1987).
Figura 12. Relação das curvas de ILD e SN com Rw e Rmf.
4.1.4. Perfil sônico (DT)
Este perfil determina a porosidade das rochas com as ferramentas BHC (borehole
compensated) ou BSL (Borehole Sonic Logging), através da determinação velocidade do som,
ou do tempo propagação para percorrer determinado espaço de freqüência constante de formação no interior do poço. O princípio básico deste perfil requer a utilização de um
Rw > Rmf ILD>SN
transmissor sonoro e dois receptores. A partir da emissão do sinal determina-se a diferença de tempo de propagação (tempo de trânsito) gasto no percurso entre os dois receptores, que é expresso em microsegundos por pé de formação, (Nery,1988). Utilizando-se esses dados calcula-se a porosidade total da formação com a equação 10.
matriz T fluido T matriz T lido T s _ _ _ _
(10)onde, s- porosidade total, T _lido - tempo de trânsito lido no perfil sônico em μs/pé, fluido
T _
- tempo de trânsito que leva para percorrer o fluido em em μs/pé e T _matriz - tempo de trânsito que leva para percorrer a matriz em μs/pé.
4.1.5. Perfil densidade (RHOB)
Este perfil é determinado a partir da ferramenta de LDT (Lithodensity Tool) e determina dois atributos fundamentais de uma rocha reservatório: densidade (ρb) e índice de absorção fotoelétrico (Pe). O princípio da ferramenta é o da emissão de raios gama de média energia, através de uma fonte radiativa (60Co ou 137Cs) colocada em um patim, que é pressionado contra a parede do poço. A colisão destes raios gama com os elétrons da formação produz os efeitos Compton e Fotoelétrico, que são captados por um conjunto de dois detectores. Este perfil é afetado pela argilosidade, presença de gás e pelo diâmetro ou rugosidade do poço. É aplicado na determinação da densidade e da porosidade da rocha, (Forbrig et al, 2003).
4.1.6. Perfil neutrônico (NPHI)
Este perfil é determinado a partir da ferramenta CNL (Compensated Neutron Log). Esta é utilizada para determinar a porosidade, com base na quantidade de hidrogênio existente em uma rocha reservatório. Consiste em uma fonte de emissão de nêutrons e dois detectores, um mais próximo e outro mais afastado da fonte. O principal fator que afeta a leitura deste perfil é a argilosidade. É aplicado na avaliação de porosidade, indicação de argilosidade, identificação de zonas de gás e de litologias (Forbrig et al, 2003).
A Figura 13 exibe os perfis descritos acima e suas faixas de apresentação. Sendo que, na faixa 3 a ferramenta utilizada para gerar a curva de resistividade é o Array Induction Tool.
A interpretação da suíte de perfis da Figura 13 mostra que no intervalo de 1650 a 1720 há um reservatório portador de três fluidos: gás (vermelho), óleo (amarelo) e água salgada (azul). Isto porque na faixa 2, no referido intervalo o valor do raio gama é inferior a 60 API, o que caracteriza uma litologia não argilosa; Na faixa 3, no intervalo de 1650 a 1705, aproximadamente, a resistividade está acima de 20 Ωm, o que caracteriza uma zona com óleo. Enquanto que no intervalo de 1705 a 1720 a resistividade está em, aproximadamente, 0,5 Ωm, o que caracteriza uma zona com água salgada; Na faixa 4, no intervalo de 1650 a 1668, aproximadamente, a curva de RHOB está a esquerda da curva de NPHI, sendo que a distância entre ambas é igual ou superior a 5 quadrados – zona de gás. No intervalo de 1668 a 1705 a curva de RHOB segue a esquerda da curva de NPHI, entretanto a distância entre ambas é inferior a dois quadrados –zona de óleo.
Figura 13. Perfis dispostos em suas faixas. Na faixa 1 estão as profundidades; Na faixa 2 estão às curvas de raios gama natural (GR) e caliper (CAL); Na faixa 3 estão as curvas de resistividade profunda (AHT 90) e resistividade rasa (AHT 30); Na faixa 4 estão as curvas de densidade (RHOB) e de nêutrons(NPHI); E na faixa 5 está a curva de porosidade sônica (DT).
5. AVALIAÇÃO PETROFÍSICA
5.1. CARACTERIZAÇÃO DOS ARENITOS DA FORMAÇÃO SÃO
SEBASTIÃO A PARTIR DOS DADOS DE ROCHA.
A análise petrofísica a partir de dados de rocha se faz relevante, visto que, parâmetros petrofísicos como porosidade e permeabilidade têm grande influência nos perfis de potencial espontâneo e resistividade. O cálculo da resistividade do filtrado ou Rmf se deu a partir de dados de porosidade de rocha. Os testemunhos são a melhor forma de se estudar os reservatórios da Formação São Sebastião. A outra razão é a oportunidade de comparar as leituras das curvas dos perfis com a descrição litológica do testemunho nos intervalos de 247,0 a 249,4m e 370,0 a 376,0m (poço MG-AB), de 314,0 a 333,0m (poço MG-AE) e de 309 a 379m (poço MG-AF).
5.1.1. Estudo dos testemunhos.
Para o poço MG-AB havia apenas 8,4m de recuperado, observando-se, basicamente, arenitos de granulometria fina a média, bem selecionado, com presença de estratificação cruzada plano paralela e de baixo ângulo e níveis argilosos centimétricos (Figura 14). Há também alguns clastos de argila. A Figura 15 mostra trecho do testemunho descrito no programa Anasete da Petrobras. Neste observa-se que há três tipos de arenitos: O arenito maciço, com granulometria de fino à médio, bem selecionado, constituído por grãos de quartzo subarredondados, feldspato e mica; o arenito fluidizado, com granulometria variando de fino à médio, bem selecionado, constituído por grãos de quartzo subarredondados, feldspato e mica e com a presença de estratificação cruzada acanalada marcada com filmes de argila; e o arenito com estratificação cruzada, com grãos muito finos, bem selecionados, constituído por grãos de quartzo subarredondados, feldspato e mica e com a presença de estratificação plano paralela marcada por filmes de argila.
Figura 15. Trecho do Anasete com a descrição do testemunho do poço MG-AB.
Legenda: AE – Arenito com estratificação cruzada; AF – Arenito Fluidizado; AM – Arenito Maciço; MT – Matacão; BL – Bloco; SX – Seixo; GR – Grânulo; MG – Muito Grosso; G – Grosso; M – Médio; F – Fino; MF – Muito Fino; S – Silte; A – Argila.
A Figura 16 mostra fotos de detalhe (1 e 2) de fragmentos do testemunho. Nestes observam-se tratar de arenitos finos bem selecionados com estratificações cruzadas plano paralelas (retas em vermelho), e níveis de cimentação (círculos azuis). Destes fragmentos foram elaboradas lâminas delgadas. Nas Figuras 17 e 18 as lâminas mostram os grãos de quartzo dispersos e a conectividade entre os poros. As Figuras 19 e 20 são a mesma lâmina, mostrando a presença de minerais de argila obliterando os poros da rocha, sem e com nicóis cruzados.
Figura 16. Fotos de Fragmentos do testemunho MG-AB.
Os testemunhos dos poços MG-AE e MG-AF foram retirados na base da Formação São Sebastião, no reservatório chamado de SS3, neste trabalho. No primeiro foram recuperados 19m de arenitos de granulometria variando de fina até grossa, presença de intervalos cimentados, fluidizados, presença de sulfetos (pirita) e de clastos de argila. No segundo, o testemunho chegou a amostrar a Formação. Pojuca. Os arenitos também tem a granulometria variando de fina a grossa, inclusive, com níveis conglomeráticos. Em ambos os testemunhos existem folhelhos com coloração cinza esverdeada que servem como barreiras hidráulicas para os aquíferos.
FOTO 1
Figura 17. Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1 mostrando quartzo, plagioclásio e poros.
Figura 18. Lâmina delgada BA-2012-00-00619-1 mostrando a conectividade
Quartzo
Plagioclásio Poro
Quartzo
Figura 19. Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1, com nicóis em paralelo, mostrando minerais de argila preenchendo os poros.
Figura 20. Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1, com nicóis cruzados, mostrando a birrefringência dos minerais de argila obliterando os poros.
Mineral de argila
Mineral de argila Quartzo
Nestes testemunhos ainda foram identificadas diversas estruturas sedimentares tais como laminações convolutas, ripples, estratificações cruzadas de baixo ângulo e estratificação cruzada cavalgante.
A Figura 21 apresenta algumas fotos de fragmentos do testemunho do poço MG-AE. A primeira mostra um arenito de cor cinza acastanhado, de granulometria variando de fino à médio, bem selecionado. Os círculos vermelhos mostram concreções piritosas. Na fotografia 2 o arenito possui coloração cinza claro, granulometria variando de muito fina a fina com níveis argilosos (filetes pretos) dispostos de forma aleatória. Trata-se um trecho de arenito fluidizado. A fotografia 3 mostra um folhelho cinza esverdeado em contato com o arenito. A fotografia 4 mostra o contato (linha vermelha) abrupto do folhelho com um arenito cinza esbranquiçado com granulometria fina a média e seleção regular.
A análise de lâminas dos poços MG-AE e MG-AF mostram a influência de argilosidade e cimentação nos arenitos da Formação São Sebastião. As Figuras 22 e 23 mostram os poros (azul celeste) sendo preenchidos por calcitas e minerais de argila (material amarronzado). Segundo Anjos (1997), o mineral de argila que predomina nos arenitos da Formação São Sebastião é a esmectita. Este se caracteriza pelo inchamento e consequentemente pelo rápido preenchimento dos poros da rocha (Oliveira, 2008).
As Figuras 24 e 25 são a mesma lâmina, a segunda só está com nicóis cruzados, pois é mais fácil para identificar que os grãos de quartzo estão imersos em uma matriz de calcita. Ou seja, um intervalo bastante cimentado. A Figura 26 é uma lâmina que foi retirada após a profundidade de 325m, do poço MG-AE. Nesta observa-se mais conectividade entre poros e menos minerais de argila. A Figura 27 é uma lâmina elaborada do poço MG-AF e mostra os minerais de argila preenchendo quase que a totalidade dos poros da rocha.
As Figuras 28 e 29 mostram as lâminas do poço MG-AE com os minerais opacos de pirita. Ocorrem preenchendo os poros e associados aos minerais de argila.
Figura 21. Fotografias dos fragmentos do testemunho do poço MG-AE.
1
2
Figura 22. Lâmina delgada BA-2012-00-00607-1. Poros preenchidos por minerais de argila e calcita.
Figura 23. Lâmina delgada BA-2012-00-00608-1 Poros preenchidos por minerais de argila. Poros Min. Argila Mineral de argila Calcita Quartzo Poro
Figura 24. Lâmina delgada BA-2012-00-00609-1, com nicóis em paralelo, mostrando a calcita preenchendo os poros da rocha.
Figura 25. Lâmina delgada BA-2012-00-00609-1, com nicóis cruzados, mostrando a calcita preenchendo os poros da rocha.
Quartzo
Quartzo
Calcita
Figura 26. Lâmina delgada BA-2012-00-00610-1 apresentando poros mais livres e conectados.
Figura 27. Lâmina delgada BA-2012-00-00613-1 mostrando minerais de argila preenchendo os poros da rocha.
Poros
Quartzo
Mineral de Argila
Figura 28. Lâmina delgada BA-2012-00-00612-1. Poros preenchidos por Pirita.
Figura 29. Lâmina delgada BA-2012-00-00611-1 Poros preenchidos por minerais de argila e Pirita. Quartzo Pirita MG-AE; 10X ; X29,00 Pirita Min. Argila Quartzo MG-AE; 20X ; X17,00
5.1.2. Estudo da petrofísica de laboratório (porosidade, permeabilidade e densidade da matriz).
Para o testemunho do poço MG-AB a petrofísica de laboratório se resume a apenas duas amostras. Os parâmetros petrofísicos médios foram: porosidade 31,65%; permeabilidade de 1031mD e densidade média da matriz 2,63g/cm3.
Nos testemunhos dos poços MG-AE e MG-AF foi possível realizar uma petrofísica de laboratório com mais amostras. Uma estatística descritiva1 foi realizada com o programa Excel, em ambos os testemunhos. No primeiro obteve-se uma porosidade média de 28,79% e permeabilidade média de 909,35mD. No segundo, obteve-se uma porosidade média de 26,56% e permeabilidade média de 531,76mD. No mesmo programa foram elaborados histogramas de porosidade e permeabilidade. As Figuras de 30 a 33 mostram estes histogramas em ambos os poços.
Figura 30. Histograma de Porosidade do poço MG-AE.
1 As tabelas 5 e 6 no apêndice A mostram os valores estatísticos calculados a partir dos dados de porosidade e
permeabilidade dos poços MG-AE e MG-AF, respectivamente.
2,04% 2,04% 63,27%
