MODELAGEM DE TEMPOS DE TRÂNSITO SINTÉTICOS EM POÇOS DO CAMPO DE BELA VISTA, BACIA DO RECÔNCAVO

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CURSO DE GRADUAÇ ÃO EM GEOFÍSICA

GEO213 – TRABALHO DE GRADUAC

¸ ˜

AO

MODELAGEM DE TEMPOS DE TRˆ

ANSITO

SINT´

ETICOS EM POC

¸ OS DO CAMPO DE BELA

VISTA, BACIA DO REC ˆ

ONCAVO

RAMON FERRARI PINTO

SALVADOR – BAHIA

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Modelagem de Tempos de Trânsito Sintéticos em Po¸cos do Campo de Bela Vista, Bacia do Recôncavo

por

Ramon Ferrari Pinto

GEO213 – TRABALHO DE GRADUAC¸ ˜AO

Departamento de Geologia e Geof´ısica Aplicada do

Instituto de Geociˆencias da

Universidade Federal da Bahia

Comiss˜ao Examinadora Msc. Geraldo Gir˜ao Nery - Orientador Msc. Roberto Rosa da Silva

Dra. K´atia Rejane Freitas do Nascimento Data da aprova¸c˜ao: 15/06/2011

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oportunidades, mas seus pr´oprios talentos.” Eric Hoffer

A meus pais, cujo amor e cuja confian¸ca incondicionais fizeram de

mim homem capaz de vencer esta batalha.

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RESUMO

Com o objetivo de preparar mão de obra especializada para fomentar o crescente mer-cado petrol´ıfero que se apresenta para reativa¸cão e aproveitamento de campos com acu-mula¸cões marginais de hidrocarbonetos, a ANP estabeleceu convênio com a Universidade Federal da Bahia e a Universidade Federal do Rio Grande do Norte, através do Projeto Campo Escola (PCE), cedendo a estas universidades dados e apoio financeiro para reava-lia¸cão e opera¸cão dos campos de baixa produtividade (Ferreira, 2009).

Dentre as etapas de reavalia¸cão da viabilidade para a explora¸cão e explota¸cão de hi-drocarbonetos em campos de petróleo, a perfilagem geof´ısica de po¸cos se apresenta como uma ferramenta indispensável e decisiva no processo de análise. De fato, na indústria do petróleo a totalidade dos po¸cos são perfilados. É através da perfilagem que as propriedades petrof´ısicas das rochas são estimadas. A partir da interpreta¸cão dessas medidas, é poss´ıvel obter informa¸cões sobre o reservatório: saber quais são as zonas produtoras, a distin¸cão entre gás, óleo e água, ter uma ideia de porosidade e satura¸cão das rochas, etc.

O objetivo deste estudo é a modelagem de perfis sônicos de po¸cos usando outros perfis (outras propriedades petrof´ısicas) como variáveis, para futuras aplica¸cões práticas na s´ısmica ou petrof´ısica. Serão descritos os procedimentos, as limita¸cões de cada método, os resultados e será feita uma análise comparativa. A importância do perfil sônico é que ele pode ser útil tanto para o cálculo de porosidades, enquanto propriedade petrof´ısica de reservatório, quanto para integra¸cão de dados, como na calibra¸cão s´ısmica. Neste sentido, este trabalho encontra-se estruturado da encontra-seguinte forma:

• O cap´ıtulo 1 apresenta as caracter´ısticas geológicas e geof´ısicas da Bacia do Recôncavo, sua evolu¸cão tectono-sedimentar, sua estratigrafia, e sua importância econômica dentro do contexto atual, incluindo informa¸cões sobre campos marginais e o Projeto Campo Escola.

• O cap´ıtulo 2 aborda alguns aspectos teóricos da perfilagem de po¸co, as ferramentas e algumas propriedades f´ısicas das rochas. Uma aten¸cão especial é dada ao perfil sônico, uma vez que é nosso objeto de estudo. O cap´ıtulo também discute aspectos da interpreta¸cão dos dados de perfilagem e sua aplicabilidade no estudo de reservatórios. • O cap´ıtulo 3 trata da modelagem numérica propriamente dita. São gerados perfis sintéticos que representam parâmetros petrof´ısicos obtidos de outros parâmetros pe-trof´ısicos. Ainda neste cap´ıtulo, os dados serão questionados e interpretados.

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contar com o perfil sˆonico em seus dados de interpreta¸c˜ao.

• O cap´ıtulo 5 trata das conclusões relativas ao emprego dos diferentes métodos de predi¸cão de curvas de perfis em dados de po¸cos

Os dados aqui utilizados são oriundos do campo de Bela Vista na Bacia do Recôncavo, e foram disponibilizados pela ANP através do Projeto Campo Escola.

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ABSTRACT

With the aim of preparing a skilled workforce to promote the growing oil market that is presented in order to reactivate and use fields with marginal accumulations of hydrocarbons, ANP is partnering with Federal University of Bahia (UFBA) and Federal Univesity of Rio Grande do Norte (UFRN) through the “Projeto Campo Escola” (PCE), supplying to these universities data and financial support for review and operation of low productivity fields. (Ferreira, 2009).

Among the steps from the study of the feasibility for the exploration and exploitation of hydrocarbons in oil fields, geophysical well logging is presented as an indispensable and decisive tool in the analysis process. In fact, in the petroleum industry well logs are made in almost all the wells. It is through well logging that the petrophysical properties of rocks are estimated. Based on the interpretation of these measures, it is possible to obtain information about the reservoir: to learn which are the producing areas and the distinction between gas, oil and water, to have an idea of the rock’s porosity and saturation, etc.

The purpose of this study is modeling sonic logs using other logs (other petrophysical properties) as variables, for future practical applications, as in seismic or petrophysics. The procedures and limitations of each method will be described, along with the results and a comparative analysis. The importance of the sonic log is that it can be useful for calculation of porosity as a petrophysical property of reservoirs and also match other data, as in seismic calibration. Thus, this work is structured as follows:

• Chapter 1 presents the geological and geophysical characteristics of Recˆoncavo Basin as well as its tectonic and sedimentary evolution, its stratigraphy and its economic importance within the current context, including information about marginal fields and the “Projeto Campo Escola”.

• Chapter 2 approaches theoretical aspects of well logging, the tools and some physical properties of the rocks. Special attention is given to the sonic log, once it’s our object of study. It also discusses aspects of the data interpretation of well logging, and its applicability to the study of reservoirs.

• Chapter 3 deals about the numerical modeling itself. Synthetic profiles are generated to represent petrophysical parameters obtained from other petrophysical parameters. Still in this chapter, the data is questioned and interpreted.

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sonic logs in your interpretation.

• Chapter 5 deals with the conclusions related to using well log prediction methods in well log data.

The data used in this work are from the Bela Vista’s field in Recˆoncavo Basin, and were provided by ANP through “Projeto Campo Escola”.

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´

_INDICE

RESUMO . . . iii ABSTRACT . . . v ´_INDICE _{. . . .} _vii ´_{INDICE DE FIGURAS . . . .} _ix INTRODUC¸ ˜AO . . . 1

CAP´ITULO 1 Geologia e Geof´ısica da Bacia do Recˆoncavo . . . 3

1.1 O Projeto Campo Escola . . . 3

1.2 A Bacia do Recˆoncavo . . . 4

1.2.1 Aspectos Geol´ogicos da Bacia . . . 4

1.2.2 Evolu¸c˜ao Tectono-Sedimentar . . . 6

1.2.3 Importˆancia Econˆomica e Perspectivas . . . 9

1.2.4 O campo de Bela Vista . . . 10

1.3 Os Dados Geof´ısicos . . . 12

CAP´ITULO 2 A Perfilagem Geof´ısica de Po¸cos . . . 14

2.1 O Ambiente da Perfilagem . . . 15

2.2 O Perfil C´aliper - CAL . . . 16

2.3 O Perfil de Raios Gama - GR . . . 17

2.4 O Perfil de Densidade - RHOB . . . 19

2.5 O Perfil Neutrˆonico - NPHI . . . 20

2.6 A Lei de Archie . . . 21

2.7 O Perfil Esf´erico Focalizado - SFL . . . 22

2.8 O Perfil de Indu¸c˜ao - ILD . . . 23

2.9 O Perfil Sˆonico - DT . . . 24

CAP´ITULO 3 Modelagem Num´erica dos Dados . . . 27

3.1 Modelagem Utilizando Equa¸c˜oes Emp´ıricas . . . 29

3.1.1 Equa¸c˜ao do Tempo M´edio de Wyllie . . . 29

3.1.2 Equa¸c˜ao de Raymer . . . 36

3.1.3 Equa¸c˜ao de Gardner . . . 42

3.1.4 Equa¸c˜ao de Smits . . . 48 vii

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3.2.2 Treinamento e Valida¸c˜ao do Modelo de Regress˜ao . . . 60

3.2.3 Aplica¸c˜ao do M´etodo . . . 62

3.2.4 Testes estat´ısticos e An´alise dos Resultados . . . 73

CAP´ITULO 4 Modelagem Para os Demais Po¸cos . . . 77

4.1 Modelagem para o po¸co 7-BLV-004-BA . . . 80

4.2 Modelagem para o po¸co 7-BLV-005-BA . . . 82

CAP´ITULO 5 Conclus˜oes . . . 87

5.1 Recomenda¸c˜oes . . . 88

Agradecimentos . . . 89

APˆENDICE A Desenvolvimento das Equa¸c˜oes Normais . . . 90

Referˆencias Bibliogr´aficas . . . 93

ANEXO I Cartas Estratigr´aficas da Bacia do Recˆoncavo . . . 97

ANEXO II Dados de po¸cos do Campo de Bela Vista, segundo o Banco de Dados de Explora¸c˜ao e Produ¸c˜ao da ANP . . . 99

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´

_{INDICE DE FIGURAS}

1.1 Se¸cão Geológica Esquemática da Bacia do Recôncavo. Modificado de Pente-ado (1999). Fonte: ANP. . . 4 1.2 Mapa geológico esquemático com localiza¸cão do Rifte Recˆ

oncavo-Tucano-Jatobá, mostrando a distribui¸cão de sedimentos de acordo as megassequências estratigráficas. Fonte: Magnavita (1992). . . 5 1.3 Paleogeografia pré-rifte da Bacia do Recôncavo, modificado de Medeiros e

Ponte (1981). Fonte: Magnavita et al. (2005). . . 7 1.4 Paleogeografia sin-rifte da Bacia do Recˆoncavo, modificado de Medeiros e

Ponte (1981). Fonte: Magnavita et al. (2005). . . 8 1.5 Paleogeografia durante a deposi¸c˜ao da Forma¸c˜ao Taquipe, modificado de

Fi-gueiredo et al. (1994). Fonte: Magnavita et al. (2005). . . 8 1.6 Localiza¸c˜ao dos po¸cos estudados do Campo de Bela Vista. . . 11 1.7 Trecho de um perfil composto elaborado pela Petrobras, apresentando as

prin-cipais curvas dos perfis geof´ısicos. Po¸co 1-BLV-001-BA, Campo de Bela Vista, Bacia do Recˆoncavo. . . 13 2.1 Fragmento do primeiro perfil geof´ısico obtido pelos irm˜aos Schlumberger em

1927. Adaptado de: Chopra et al. (2000). . . 14 2.2 Compartimentos vicinais ao po¸co após invasão do fluido de perfura¸cão. . . . 15 2.3 Gráfico gerado a partir das equa¸cões 2.1 a 2.6 contendo a representa¸cão das

equa¸c˜oes de argilosidade e seus autores. . . 18 2.4 Compara¸c˜ao entre as fases observadas num sistema de bobinas do Perfil de

Indu¸c˜ao. Adaptado de Serra (1984). . . 23 2.5 Esquema de funcionamento da ferramenta sˆonica com 1 transmissor e 2

re-ceptores, ilustrando ainda a trajet´oria da onda compressional captada pelos receptores. . . 24 3.1 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sˆonico com a profundidade, para

o Membro Gomo da Forma¸cão Candeias. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Wyllie e os valores de porosidade dos perfis RHOB e NPHI. . . 32 3.2 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados pela

Equa¸cão de Wyllie com o perfil sônico real, no intervalo de 1200 a 1431 metros da Forma¸cão Candeias. . . 32

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gerados utilizando-se a Equa¸cão de Wyllie e os valores de porosidade dos perfis RHOB e NPHI. . . 33 3.4 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados pela

Equa¸cão de Wyllie com o perfil sônico real, no intervalo de 1448 a 1513 metros da Forma¸cão Itaparica. . . 33 3.5 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

a Forma¸cão Sergi. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Wyllie e os valores de porosidade dos perfis RHOB e NPHI. . . 34 3.6 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados pela

Equa¸cão de Wyllie com o perfil sônico real, no intervalo de 1513 a 1592 metros da Forma¸cão Sergi. . . 34 3.7 Curvas de contorno representando o relacionamento entre o perfil sônico

origi-nal, o perfil sônico modelado pela Equa¸cão de Wyllie usando NPHI e o perfil de Raios Gama, para o po¸co 1-BLV-001-BA. . . 35 3.8 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

o Membro Gomo da Forma¸cão Candeias. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Raymer e os valores de densidade e porosidade dos perfis RHOB e NPHI. . . 38 3.9 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados

pela Equa¸cão de Raymer com o perfil sônico real, no intervalo de 1200 a 1431 metros da Forma¸cão Candeias . . . 38 3.10 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para o

Membro Água Grande da Forma¸cão Itaparica. Os perfis sintéticos foram gera-dos utilizando-se a Equa¸cão de Raymer e os valores de densidade e porosidade dos perfis RHOB e NPHI. . . 39 3.11 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados

pela Equa¸cão de Raymer com o perfil sônico real, no intervalo de 1448 a 1513 metros da Forma¸cão Itaparica. . . 39 3.12 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

a Forma¸cão Sergi. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Raymer e os valores de densidade e porosidade dos perfis RHOB e NPHI. 40 3.13 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados

pela Equa¸cão de Raymer com o perfil sônico real, no intervalo de 1513 a 1592 metros da Forma¸cão Sergi. . . 40 3.14 Curvas de contorno representando o relacionamento entre o perfil sônico

ori-ginal, o perfil sˆonico modelado pela Equa¸c˜ao de Raymer usando NPHI e o perfil de Raios Gama, para o po¸co 1-BLV-001-BA. . . 41

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3.15 Rela¸c˜oes densidade-velocidade emp´ıricas em rochas de diferentes litologias. Fonte: Gardner et al. (1974). . . 42 3.16 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sˆonico com a profundidade, para

o Membro Gomo da Forma¸cão Candeias. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Gardner e os valores de densidade do perfis RHOB. 44 3.17 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados

pela Equa¸cão de Gardner com o perfil sônico real, no intervalo de 1200 a 1431 metros da Forma¸cão Candeias. . . 44 3.18 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

o Membro Água Grande da Forma¸cão Itaparica. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Gardner e os valores de densidade do perfis RHOB. . . 45 3.19 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados

pela Equa¸cão de Gardner com o perfil sônico real, no intervalo de 1448 a 1513 metros da Forma¸cão Itaparica. . . 45 3.20 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

a Forma¸cão Sergi. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Gardner e os valores de densidade do perfis RHOB. . . 46 3.21 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados

pela Equa¸cão de Gardner com o perfil sônico real, no intervalo de 1513 a 1592 metros da Forma¸cão Sergi. . . 46 3.22 Curvas de contorno representando o relacionamento entre o perfil sônico

ori-ginal, o perfil sônico modelado pela Equa¸cão de Gardner e o perfil de Raios Gama, para o po¸co 1-BLV-001-BA. . . 47 3.23 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

o Membro Gomo da Forma¸cão Candeias. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Smits e os valores de resistividade do perfil ILD. . 49 3.24 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados pela

Equa¸cão de Smits com o perfil sônico real, no intervalo de 1200 a 1431 metros da Forma¸cão Candeias. . . 49 3.25 Perfil de po¸co relacionando o valor do perfil sônico com a profundidade, para

o Membro Água Grande da Forma¸cão Itaparica. Os perfis sintéticos foram gerados utilizando-se a Equa¸cão de Smits e os valores de resistividade do perfil ILD. . . 50 3.26 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados pela

Equa¸cão de Smits com o perfil sônico real, no intervalo de 1448 a 1513 metros da Forma¸cão Itaparica. . . 50

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de Smits e os valores de resistividade do perfil ILD. . . 51 3.28 Distribui¸cão de pontos relacionando os perfis sônicos sintéticos modelados pela

Equa¸cão de Smits com o perfil sônico real, no intervalo de 1513 a 1592 metros da Forma¸cão Sergi. . . 51 3.29 Curvas de contorno representando o relacionamento entre o perfil sônico

origi-nal, o perfil sônico modelado pela Equa¸cão de Smits e o perfil de Raios Gama, para o po¸co 1-BLV-001-BA. . . 52 3.30 Relacionamento entre o perfil sônico real e todos os outros perfis, para todos

os trˆes intervalos escolhidos, para o po¸co 1-BLV-001-BA. . . 55 3.31 Relacionamento entre o perfil sˆonico real e todos os outros perfis, para todos

os trˆes intervalos escolhidos, para o po¸co 1-BLV-001-BA. . . 56 3.32 Relacionamento entre o perfil sˆonico real e a profundidade do po¸co

1-BVL-001-BA englobando todos as litologias. . . 57 3.33 Relacionamento entre o perfil sˆonico real e os perfis de predi¸c˜ao CAL e GR,

para todos os três intervalos escolhidos do po¸co 1-BLV-001-BA . . . 57 3.34 Relacionamento entre o perfil sônico real e os perfis de predi¸cão ILD e GR,

para todos os três intervalos escolhidos do po¸co 1-BLV-001-BA. . . 58 3.35 Relacionamento entre o perfil sônico real e os perfis de predi¸cão SFLA e GR,

para todos os três intervalos escolhidos do po¸co 1-BLV-001-BA. . . 58 3.36 Relacionamento entre o perfil sônico real e os perfis de predi¸cão RHOB e GR,

para todos os três intervalos escolhidos do po¸co 1-BLV-001-BA. . . 59 3.37 Relacionamento entre o perfil sônico real e os perfis de predi¸cão NPHI e GR,

para todos os três intervalos escolhidos do po¸co 1-BLV-001-BA. . . 59 3.38 Gráficos com curvas de modelos univariáveis linear (Y = α0+α1·X) e potência

(Y = α0· Xα1) e seus respectivos valores de coeficiente de detemina¸c˜ao (R2)

para pontos do Membro Gomo da Forma¸cão Candeias. . . 67 3.39 Gráficos com curvas de modelos multivariáveis linear (Y = α0+ α1· X1+ α2·

X2 + α3 · X3 + ... + αn· Xn.) e potˆencia (Y = α0 · X1α1 · ... · Xnαn)

e seus respectivos valores de coeficiente de detemina¸c˜ao (R2_{) para pontos do}

Membro Gomo da Forma¸cão Candeias. . . 68 3.40 Gráficos com curvas de modelos univariáveis linear (Y = α0+α1·X) e potência

para pontos do membro Água Grande da Forma¸cão Itaparica. . . 69 3.41 Gráficos com curvas de modelos multivariáveis linear (Y = α0+ α1· X1+ α2·

e seus respectivos valores de coeficiente de detemina¸c˜ao (R2_{) para pontos do}

membro ´Agua Grande da Forma¸c˜ao Itaparica. . . 70

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3.42 Gráficos com curvas de modelos univariáveis linear (Y = α0+α1·X) e potência

para pontos da Forma¸cão Sergi. . . 71 3.43 Gráficos com curvas de modelos multivariáveis linear (Y = α0+ α1· X1+ α2·

e seus respectivos valores de coeficiente de detemina¸c˜ao (R2_{) para pontos da}

Forma¸cão Sergi. . . 72 3.44 Gráfico com as curvas do sônico - tanto aquelas modeladas com maior valor

de R2 _{quanto o sˆ}_{onico original. O intervalo utilizado foi o correspondente `}_a

forma¸cão Itaparica. . . 76 4.1 Gráfico com as curvas do sônico modeladas para o po¸co 7-BLV-004-BA, Forma¸cão

Candeias . . . 81 4.2 Gráfico com as curvas do sônico modeladas para o po¸co 7-BLV-005-BA, Forma¸cão

Candeias . . . 84 4.3 Gráfico com as curvas do sônico modeladas para o po¸co 7-BLV-005-BA, Forma¸cão

Itaparica . . . 85 4.4 Gráfico com as curvas do sônico modeladas para o po¸co 7-BLV-005-BA, Forma¸cão

Sergi . . . 86 I.1 Carta Estratigráfica da Bacia do Recôncavo. Fonte: Silva et al. (2007) . . . 97 I.2 Carta Estratigráfica da Bacia do Recôncavo. Fonte: Silva et al. (2007) . . . 98

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A geof´ısica se destaca como uma importante ferramenta na prospeçcão de hidrocarbo-netos. O Brasil tem se mostrado um pa´ıs inovador e está inserido no cenário mundial por ter aceitado os desafios tecnológicos relacionados a campos de dif´ıcil acesso, seja em terra ou em águas profundas.

No processo exploratório e de avalia¸cão dos campos de petróleo, a geof´ısica como um todo pode nos direcionar na procura das solu¸cões às seguintes questões:

- Onde se encontrar o petróleo? - Onde estão os reservatórios? - Quais as dimensões das jazidas? - Qual o valor econômico da reserva?

Por sua vez, os dados de perfilagem geof´ısica de po¸cos constituem importantes in-forma¸cões devido à sua riqueza de detalhes (com taxas de amostragem de ordem centimétrica) e grande variedade de informa¸cões (depende do conjunto de ferramentas utilizadas). Assim, a perfilagem pode nos fornecer parâmetros petrof´ısicos importantes (tais como densidade, porosidade, velocidade de ondas compressionais, etc.) das rochas situadas em subsuperf´ıcie. O tratamento e a interpreta¸cão dos dados de po¸co constituem uma importante ferra-menta no processo de análise exploratória dos campos de petróleo, bem como seus potenciais de produ¸cão. Às vezes por questões econômicas ou ferramentais, não se dispõe de todos os perfis ou curvas necessários para uma completa análise petrof´ısica. Outras vezes, deseja-se fazer um controle de qualidade, predizendo a resposta de um perfil antes mesmo que ele seja adquirido. Dessa forma, muitos métodos de gera¸cão de perfis sintéticos de boa qualidade são desenvolvidos. Segundo Bucheb e Rodrigues (1997), o emprego de métodos de regressão para estimar propriedades petrof´ısicas, utilizando as curvas de perfis como variáveis inde-pendentes, é um procedimento de rotina em diversos segmentos da área de E&P da indústria do petróleo.

Neste trabalho, serão apresentados alguns destes métodos de modelagem, aplicados em dados de perfis do po¸co 1-BLV-001-BA, do campo de Bela Vista, Bacia do Recôncavo, disponibilizado pelo PCE. As equa¸cões criadas são extrapoladas para os po¸cos adjacentes 7-BLV-004-BA e 7-BLV-005-BA do mesmo campo.

O objetivo deste trabalho é o de criar tempos de trânsito sintéticos (perfil sônico), 1

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2

com a finalidade de proporcionar dados de velocidades s´ısmicas para futuros trabalhos de recupera¸c˜ao ou perfura¸c˜ao que venham a ser feitos no campo.

Os métodos anal´ıticos, baseados no desenvolvimento de equa¸cões emp´ıricas relacionando as propriedades f´ısicas das rochas constituem o primeiro grupo de métodos utilizados. Desta forma, cálculos de tempos de trânsito sintéticos podem ser feitos com expressões bastante conhecidas na literatura.

O segundo bloco faz referência aos métodos estat´ısticos, que são bastante eficientes na análise e modelamento de dados. Aten¸cão especial será dada à análise multivariável de dados, com o objetivo de atribuir um relacionamento entre uma variável dependente e um certo número de variáveis independentes. Segundo Kleinbaum (1998), a regressão merece destaque visto que é a técnica mais utilizada e, provavelmente, a mais simples de se implementar.

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Geologia e Geof´ısica da Bacia do Recˆ

oncavo

1.1 O Projeto Campo Escola

Na década de 90 a explora¸cão e produ¸cão de petróleo no Brasil passou por grandes transforma¸cões, dentre elas a abertura da Petrobras ao capital internacional, e a outorga da Lei no _{9.478/97, que criou o Conselho Nacional de Pol´ıtica Energ´}_{etica (CNPE) e a Agˆ}_encia

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombust´ıveis (ANP), quebrando o monopólio do petróleo exercido até então pela Petrobras.

Dentro deste cenário surgiu um novo mercado no ramo, destinado à produ¸cão de óleo e gás em campos marginais. Segundo a defini¸cão da ANP, campos marginais de petróleo são campos que produzem predominantemente petróleo, cuja produ¸cão não ultrapasse os 500 barris diários e sua última previsão de produ¸cão não ultrapasse este limite. Um campo marginal é produtor, não necessariamente maduro e nem pequeno, mas possui um VPL (valor presente l´ıquido) já no limite da economicidade. A classifica¸cão de um campo como marginal engloba fatores econômicos e de mercado. Na prática, o termo campos de acumula¸cões marginais envolve principalmente campos inativos explorados e desenvolvidos pela Petrobras, nas últimas décadas, tendo sido retornados à ANP.

´

E papel da ANP incentivar e viabilizar a reativa¸cão destes campos, não somente pela sua fun¸cão como agência reguladora, mas porque este se tornou um meio de promo¸cão e desenvolvimento socioeconômico, distribui¸cão de renda e melhoria da qualidade de vida das regiões adjacentes aos campos marginais. Neste intuito, a ANP deflagrou um processo de incentivo à implanta¸cão deste novo segmento de produtores independentes, que culminou em 2003, com a parceria com a Universidade Federal da Bahia (UFBA) na cria¸cão do Projeto Campo Escola (PCE). Este projeto tem como principais objetivos a capacita¸cão de mão de obra especializada para pequenas e médias indústrias de petróleo e gás natural, bem como a dissemina¸cão de tecnologias para testes de equipamentos e dessa forma, otimizar a produ¸cão diária.

Cinco campos foram cedidos à UFBA pela ANP para compor o PCE na Bahia: Qui-ambina, Bela Vista, Caracatu, Riacho Sesmaria e Fazenda Mamoeiro. Estes campos foram escolhidos de forma a representar as principais questões relativas à produ¸cão de óleo e gás

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4

em campos marginais. O objetivo é a troca de tecnologia, realiza¸cão de estudos geológicos e geof´ısicos e capacita¸cão de mão de obra especializada.

Nos dias de hoje, torna-se imprescind´ıvel a otimiza¸cão da caracteriza¸cão e desenvolvi-mento dos reservatórios para o sucesso da indústria do petróleo. Antes, porém, do tratamento de dados dos campos marginais propriamentes ditos, será discutido um pouco sobre a Bacia do Recôncavo, uma vez que é nela que estão os campos em questão, e é a sua geologia que vai definir seus dados geof´ısicos.

1.2 A Bacia do Recˆ

oncavo

1.2.1 Aspectos Geol´ogicos da Bacia

A Bacia do Recˆoncavo localiza-se no Nordeste do Brasil, e ocupa uma ´area terrestre de aproximadamente 11.500 km2_{, estando limitada a norte e noroeste pelo Alto de Apor´}_a;

a sul, pelo Sistema de Falhas da Barra; a oeste pela Falha de Maragogipe; e a leste pelo Sistema de Falhas de Salvador (sistema muito expressivo, podendo atingir mais de seis mil metros de rejeito). A forma da bacia é a de um meio-gráben orientado na dire¸cão NE-SW, compondo um rifte intracontinental com dire¸cão geral N-S.

Figura 1.1: Se¸cão Geológica Esquemática da Bacia do Recôncavo. Modificado de Penteado (1999). Fonte: ANP.

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O Rifte do Recôncavo-Tucano-Jatobá foi gerado pelo processo de estiramento crustal que resultou na fragmenta¸cão e rifteamento do supercontinente Gondwana e na abertura do Oceano Atlântico.

Nas bacias costeiras brasileiras é comum a presen¸ca de quatro megassequências estra-tigráficas: do continente, do lago, do golfo e do mar. A Bacia do Recôncavo apresenta somente as duas primeiras, uma vez que no final do Eocretáceo, o ramo oeste do sistema de riftes foi abortado, não permitindo a deposi¸cão de sedimentos marinhos em sua coluna. A sequência do continente corresponde aos sedimentos depositados durante a fase pré-rifte e a sequência dos lagos, aos sedimentos depositados durante a fase rifte.

Figura 1.2: Mapa geológico esquemático com localiza¸cão do Rifte Recˆ oncavo-Tucano-Jatobá, mostrando a distribui¸cão de sedimentos de acordo as megassequências estratigráficas. Fonte: Magnavita (1992).

(20)

6

1.2.2 Evolu¸c˜ao Tectono-Sedimentar O Embasamento Cristalino

O embasamento cristalino da Bacia do Recôncavo é composto, principalmente, por gnaisses granul´ıticos do per´ıodo arqueano pertencentes ao Bloco Serrinha (a oeste e norte), aos cinturões Itabuna-Salvador-Cura¸cá (a oeste-sudoeste) e Salvador-Esplanada (a leste-nordeste). Ao norte ocorrem ainda rochas metassedimentares brasilianas do Grupo Estância.

Supersequˆencia Paleozoica

Sequência depositada sob paleoclima árido e em situa¸cão de bacia intracratônica. As unidades apresentam tendência geral regressiva, com transi¸cão de uma sedimenta¸cão marinha rasa, marginal, a bacias evapor´ıticas isoladas ou até sistemas lacustres. É composta pela Forma¸cão Afligidos, que contém os membros Pedrão (inferior) e Cazumba (superior).

A Fase Pr´e-rifte

Os sedimentos jurássicos da fase pré-rifte foram depositados num per´ıodo de estabi-lidade tectônica, antecedendo à ruptura do supercontinente. Eles são representados pelo Grupo Brotas, constituido pelas Forma¸cões Alian¸ca (folhelhos avermelhados e arenitos) e Sergi (arenitos fluviais e eólicos) e pela base do grupo Santo Amaro (Forma¸cão Itaparica e Membro Tauá da Forma¸cão Candeias). A área passava por um estágio de subsidência que propiciou o desenvolvimento de uma sedimenta¸cão continental numa bacia intracratônica, rasa e de tectonismo incipiente. Assim, as forma¸cões Alian¸ca e Sergi representam um com-plexo sistema aluvial, onde se alternam lamitos lacustres vermelhos e arenitos fluviais, finos a conglomeráticos, caracterizando um pacote de red-beds. Ambas as forma¸cões apresen-tam suas maiores espessuras na área sul da Bacia do Recôncavo. No final dessa sequência, depositaram-se os lamitos cinzas e marrons e os arenitos finos a médios da Forma¸cão Ita-parica, representando um sistema flúvio-lacustre, seguidos pelos sedimentos fluviais com retrabalhamento eólico do Membro Água Grande e depois por folhelhos do Membro Tauá da forma¸cão Candeias. Paralelamente, ocorre o in´ıcio do rompimento da crosta e o estabe-lecimento de um ambiente francamente lacustre, prenunciando a fase rifte que viria.

A Fase Rifte

Com o aumento da taxa de subsidência e a passagem de um clima de relativa aridez para um clima úmido, implantou-se a fase rifte, dando in´ıcio à sequência dos lagos, com amplia¸cão do sistema lacustre. São delineados os contornos da bacia rifte. Espessos pacotes

(21)

Figura 1.3: Paleogeografia pr´e-rifte da Bacia do Recˆoncavo, modificado de Medeiros e Ponte (1981). Fonte: Magnavita et al. (2005).

de pelitos são depositados, intercalados a calcários (calcarenitos ostracoidais e calcilutitos) e arenitos turbid´ıticos (associados a pulsos tectônicos), dos Membros Gomo e Maracangalha da Forma¸cão Candeias. Existem ainda os arenitos maci¸cos do Membro Pitanga. A espessura total dos sedimentos da Forma¸cão Candeias ultrapassa os três mil metros nos grandes baixos regionais, alcan¸cando menores espessuras em áreas mais estáveis.

Com o cessar da atividade tectônica, a subsidência torna-se tênue e a sedimenta¸cão lacustre come¸ca a progradar, a partir de NO, num sistema deltaico. Sucedem-se então os arenitos da Forma¸cão Marfim e a intercala¸cão c´ıclica de arenitos, folhelhos e calcários da Forma¸cão Pojuca, todos relativos ao Grupo Ilhas. Antes do final da deposi¸cão da Forma¸cão Pojuca, implantou-se na parte oeste do Compartimento Sul da bacia uma fei¸cão erosiva preenchida por lamitos e arenitos, que são denominados de Forma¸cão Taquipe.

Outra fei¸cão importante ocorreu junto às bordas da bacia, onde depositou-se de ma-neira individualizada, ou interdigitada com outras forma¸cões da fase rifte, uma espessa cu-nha de conglomerados sintectônicos correspondentes à Forma¸cão Salvador, quando os pulsos tectônicos mais violentos permitiam sua entrada na bacia.

O assoreamento final do sistema de riftes ocorreu com a deposi¸cão dos arenitos fluviais do grupo Massacará (Forma¸cão São Sebastião), encerrando desta forma a fase rifte.

A Fase P´os-Rifte

Iniciando a fase pós-rifte estão os arenitos e conglomerados aluviais da Forma¸cão Mari-zal, assentados de forma discordante1 _{sobre o Grupo Massacar´}_{a. Depois desta forma¸c˜}_{ao, em}

1_{Uma discordˆ}_{ancia angular separa a tectono-sequˆ}_{encia do Cret´}_{aceo Inferior dos dep´}_{ositos aluviais de}

(22)

8

Figura 1.4: Paleogeografia sin-rifte da Bacia do Recˆoncavo, modificado de Medeiros e Ponte (1981). Fonte: Magnavita et al. (2005).

alguns pontos localizados, ocorrem folhelhos, calcários e arenitos de origem marinha, per-tencentes à Forma¸cão Sabiá. Finalmente, durante o Cenozoico, depositaram-se os arenitos continentais da Forma¸cão Barreiras.

Figura 1.5: Paleogeografia durante a deposi¸c˜ao da Forma¸c˜ao Taquipe, modificado de Figueiredo et al. (1994). Fonte: Magnavita et al. (2005).

(23)

1.2.3 Importˆancia Econˆomica e Perspectivas

A bacia do Recôncavo tem se mostrado ao longo dos anos bastante prol´ıfica no que diz respeito à produ¸cão de petróleo. As rochas geradores são os folhelhos da Forma¸cão Candeias, em especial os dos Membros Tauá e Gomo. As acumula¸cões de petróleo da Bacia do Recôncavo podem ser agrupadas e três sistemas: pré-rifte, rifte-Candeias e rifte-Ilhas.

A estrutura¸cão da bacia em blocos altos e baixos fez com que os reservatórios do primeiro sistema ficassem em contato lateral com o folhelhos geradores, situa¸cão em que ocorreu migra¸cão direta. O sistema pré-rifte é responsável por quase 60% do volume provado de ´

oleo na Bacia, sendo que a Forma¸cão Água Grande e Sergi são os mais importantes plays exploratórios.

Existe também a situa¸cão em que os reservatórios estão envoltos pelos folhelhos do Membro Gomo, no sistema rifte-Candeias, onde também ocorre migra¸cão direta. Neste caso, o sistema apresenta condi¸cões de trapeamento estratigráfico ou misto, com as acumula¸cões restringindo-se a uma por¸cão da bacia.

Nas demais situa¸c˜oes, os falhamentos atuam como condutos de hidrocarbonetos. Este ´

e o caso do sistema rifte-Ilhas, caracterizando-se pela presen¸ca de estruturas dˆomicas origi-nadas por falhas de crescimento e compacta¸c˜ao diferencial.

Embora muitos campos já tenham atingido a maturidade, muitos destes podem ainda produzir bastante óleo. O Campo de Quiambina, por exemplo, foi devolvido à ANP pela Petrobras e depois cedido à UFBA, pelo Projeto Campo Escola, que reativou a produ¸cão do po¸co 1-QB-04A-BA, gerando cerca de 15 barris/dia, um potencial baixo, porém relevante para o contexto.

(24)

10

1.2.4 O campo de Bela Vista

O campo de Bela Vista localiza-se no compartimento nordeste da Bacia do Recôncavo, próximo ao munic´ıpio de Entre Rios (BA). Os principais reservatórios deste campo são formados por arenitos das Forma¸cões Candeias, Água Grande/Itaparica e Sergi. Trata-se de um campo raso, submetido a inje¸cão de água. Neste campo foram perfurados os po¸cos 1-BLV-001-BA, 3-BLV-002-BA, 3-BLV-003-BA, 7-BLV-004-BA, 7-BLV-005-BA, 7-BLV-006-BA e 7-BLV-007-7-BLV-006-BA. As principais informa¸cões sobre o campo constam na tabela abaixo, adaptada de Ferreira (Org.) (2009).

Per´ıodo de Produ¸c˜ao 1984-1996 ´

Area (km2₎ _2,1

N´umero de Po¸cos 7

Volume in situ de óleo 9,7 bilhões de bbl Volume in situ de gás 63,4 bilhões de m3

Fluido principal Oleo leve de 28,4´ ◦ API Produ¸c˜ao acumulada de ´oleo / FR 1 _{170 mil bbl (FR = 1,8%)}

Produ¸cão acumulada de gás / FR 2,4 milhões de m3 _{(FR = 3,8%)}

A figura 1.6 mostra a localiza¸cão dos po¸cos 1-BLV-001-BA, 004-BA e 7-BLV-005-BA, que são os po¸cos cujos dados foram fornecidos pelo Projeto Campo Escola e serão aqui analisados.

1_{Fator de Recupera¸c˜}_{ao - ´ındice que reflete a efic´}_{acia das t´}_{ecnicas dispon´ıveis para a recupera¸}_c˜_{ao do volume}

(25)

(26)

12

1.3 Os Dados Geof´ısicos

Os dados dispon´ıveis do Campo de Bela Vista correspondem à se¸cões s´ısmicas e dados de po¸cos. Foram perfurados sete po¸cos no campo, sendo que nos foram disponibilizados os dados de perfilagem de três destes.

Os dados de po¸cos correspondem aos dados numéricos dos perfis (arquivos no formato TIF, os quais foram convertidos para o formato LAS), os perfis compostos elaborados pela Petrobras, a pasta do po¸co, contendo informa¸cões sobre a opera¸cão de perfilagem, a per-fura¸cão, a descri¸cão de amostra de calhas, os testemunhos, a avalia¸cão dos testes de forma¸cão, a avalia¸cão geoqu´ımica, e todo o histórico de perfura¸cão e completa¸cão desses po¸cos.

As tabelas abaixo relacionam o po¸co com as curva dos perfis geof´ısicos utilizados neste trabalho.

Po¸co 1-BLV-001-BA

Curvas Corridas (Ferramenta) Nome da Curva Intervalo Perfilado (m) Sˆonico (BHC) DT 296 - 1621

Cáliper CAL 296 - 1614 Raios Gama GR - 1 296 - 1612 Indu¸cão (ISF) ILD 296 - 1628 Esférica Focalizada SFLA 296 - 1628 Potencial Espontâneo SP 296 - 1628 Raios Gama GR - 2 1198 - 1621 Densidade (FDC) RHOB 1198 - 1630 Neutrônico (CNL) NPHI 1198 - 1624

Po¸co 7-BLV-004-BA

Curvas Corridas (Ferramenta) Nome da Curva Intervalo Perfilado (m) Cáliper CAL 507 - 1696 Raios Gama GR - 1 507 - 1696 Indu¸cão (ISF) ILD 507 - 1696 Esférica Focalizada SFLA 507 - 1696 Potencial Espontâneo SP 507 - 1696 Raios Gama GR - 2 1240 - 1670 Densidade (FDC) RHOB 1250 - 1690 Neutrônico (CNL) NPHI 1250 - 1690

Po¸co 7-BLV-005-BA

Curvas Corridas (Ferramenta) Nome da Curva Intervalo Perfilado (m) Cáliper CAL 217 - 1692 Raios Gama GR 217 - 1692 Indu¸cão (IEL) ILD 217 - 1692 Raios Gama (2) GR 1300 - 1652 Densidade (CDL) RHOB 1300 - 1686 Neutrônico (DSN) NPHI 1300 - 1681

(27)

A figura a seguir mostra um trecho do perfil composto do po¸co 1-BLV-001-BA. Na pista 1, em escala linear, estão representadas as curvas de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP) e diâmetro do po¸co (CAL). Na pista 2, em escala logar´ıtmica, estão os perfis de resis-tividade profunda (ILD) e rasa (SFLA). Na pista 3, em escala linear, encontram-se os perfis de porosidade: o sônico (DT), densidade (RHOB) e neutrônico (NPHI).

Figura 1.7: Trecho de um perfil composto elaborado pela Petrobras, apresentando as principais curvas dos perfis geof´ısicos. Po¸co 1-BLV-001-BA, Campo de Bela Vista, Bacia do Recˆoncavo.

(28)

CAP´

ITULO 2

A Perfilagem Geof´ısica de Po¸

cos

A origem do termo perfilagem de po¸co remonta do francês carottage électrique, que foi traduzido para o espanhol como perfilaje e ajustado em português para perfilagem. A expressão original traduzida para o inglês é electrical coring, ou literalmente, testemunhagem elétrica. De fato, é uma descri¸cão justa para a época que foi inventada a perfilagem, em 1927. A perfilagem consiste na medida de propriedades f´ısicas das rochas, de maneira di-reta ou indidi-reta, continuamente, dentro de um po¸co. Tendo sido criada para correlacionar padrões semelhantes de condutividade elétrica entre po¸cos, a técnica evoluiu, agregou ou-tras propriedades petrof´ısicas, ganhou novas ferramentas, e hoje, segundo Nery (2009), é um procedimento padrão para a totalidade dos po¸cos de petróleo.

As propriedades das rochas são registradas através de ferramentas que se deslocam no po¸co e após um est´ımulo f´ısico (ou não), medem uma resposta geof´ısica. Os perfis geof´ısicos resultantes são gráficos da varia¸cão de uma propriedade medida com a profundidade. Através da obten¸cão dos parâmetros petrof´ısicos, é poss´ıvel se caracterizar a geologia ao redor do po¸co. O objetivo é a avaliar as forma¸cões através de perfis e localizar as zonas produtoras, bem como recuperar informa¸cões sobre os reservatórios: porosidade, satura¸cão, tipo de fluido, etc.

Trataremos um pouco sobre o meio ambiente da perfilagem, os principais perfis utiliza-dos neste trabalho, e a interpreta¸c˜ao dos dados. Para uma leitura mais aprofundada sobre o assunto, recomenda-se a bibliografia no final deste trabalho.

Figura 2.1: Fragmento do primeiro perfil geof´ısico obtido pelos irm˜aos Schlumberger em 1927. Adaptado de: Chopra et al. (2000).

(29)

2.1 O Ambiente da Perfilagem

A perfura¸cão de um po¸co envolve os efeitos causados pela pressão sobre os fluidos de perfura¸cão, que tendem a perturbar as forma¸cões originais do po¸co, ocorrendo invasão do filtrado nas rochas, quando estas possuem permeabilidade o suficiente para tal. É poss´ıvel dividir então o meio ambiente da perfilagem em zona lavada (completamente alterada), zona de transi¸cão e zona virgem (inalterada) (Figura 2.2). A entrada de um fluido de perfura¸cão com caracter´ısticas diferentes dos fluidos originalmente existentes nas forma¸cões causa mudan¸cas nas propriedades f´ısicas, como resistividade, densidade, velocidade de ondas compressionais e potencial elétrico. Essa mudan¸ca seria, a princ´ıpio, indesejável. No entanto, para se controlar efeitos de extravasão de fluidos (blowouts), é prefer´ıvel manter esse ambiente de invasão de lama, permitindo maior seguran¸ca à opera¸cão. Outro ponto positivo é o de se ter conhecimento exato de qual fluido encontra-se na zona invadida, fluido este de propriedades controladas em laboratório. Dessa forma, a utiliza¸cão de ferramentas que investiguem diferentes profundidades pode minimizar o efeito da invasão.

(30)

16

2.2 O Perfil C´

aliper - CAL

A ferramenta do cáliper é utilizada na medi¸cão do diâmetro do po¸co com a profundidade, através de bra¸cos pressionados contra a parede do po¸co, enquanto a ferramenta é corrida. Os bra¸cos vão abrindo e fechando a depender do espa¸co dispon´ıvel e as informa¸cões acerca do diâmetro do po¸co vão sendo registradas.

Um po¸co normalmente não permanece com diâmetro constante. Na perfura¸cão, são utilizadas diferentes tamanhos de brocas. Além disso, fatores ambientais podem causar mudan¸cas no valor do cáliper:

• Litologias j´a dissolvidas, ou que podem ser dissolvidas pela lama, tendem a aumentar o diˆametro do po¸co;

• Litologias como folhelhos podem estar associados com absor¸c˜ao do fluido de perfura¸c˜ao, com posterior desmoronamento;

• Litologias perme´aveis e porosas tendem a ser capeadas por uma pel´ıcula denominada de reboco1_{, diminuindo o diˆ}_{ametro do po¸co.}

Na interpreta¸cão, o cáliper é usado como avaliador da integridade do po¸co ou qualidade da sua perfura¸cão (refletindo diretamente na qualidade das curvas dos perfis). Zonas mais desmoronadas requerem aten¸cão redobrada, uma vez que o diâmetro do po¸co pode influenciar nas medidas de todos os demais perfis. Deve-se lembrar que quanto maior seu diâmetro, maior será o volume de lama dentro do po¸co, e maior seu efeito sobre as medidas.

1_Fra¸_c˜_{ao mais viscosa da lama, que adere `}_{a parede do po¸}_{co. A espessura do reboco, e}

reboco, pode ser

calculada (se for o caso) por: ereboco= (dcaliper− dbroca)/2, onde dcaliper representa o diˆametro medido pela

(31)

2.3 O Perfil de Raios Gama - GR

Trata-se de um método nuclear que mede a radioatividade natural das forma¸cões, a partir da intera¸cão da radia¸cão gama emitida naturalmente pelas rochas. O sinal é composto de emissões de vários n´ıveis energéticos de radioisótopos, especialmente na faixa energética dos elementos 40K, 232T h e 238U e dos elementos resultantes de seus decaimentos. Embora emita radia¸cão num menor n´ıvel energético do que os outros dois elementos citados2, o40K ´

e bastante abundante nos minerais mais comuns da crosta terrestre, como o K-feldspato, micas (muscovita, biotita, etc.) e sais de pot´assio.

Em rochas sedimentares, os valores de GR (Gamma Ray) são interpretados como uma fun¸cão do teor do volume de folhelhos (que além de concentrar matéria orgânica, são cons-titu´ıdos de minerais ricos em40K e por este motivo, apresentam maior atividade radioativa) e por correspondência, do tamanho dos grãos3. É comum então, na prática, associar-se que nos intervalos de maior contagem do GR estão localizados os folhelhos e nos intervalos de menor contagem estão os reservatórios (carbonatos, arenitos, etc.). É claro que se trata de uma aproxima¸cão. Arenitos arcosianos, por exemplo, contém alto teor de feldspatos e tende a possuir maiores valores de GR do que um arenito quartzoso. Deve-se permanecer atento `

as exce¸c˜oes.

Uma importante propriedade dos reservatórios é o volume de argila, que pode ser cal-culado a partir do perfil de Raios Gama. O cálculo consiste em reescalonar os intervalos dos perfis, a partir da propor¸cão entre os valores de GR nos folhelhos mais argilosos (desde que não representem anomalias de radioatividade) e nas areias limpas. A partir dessa propor¸cão, faz-se um cálculo linear inicial para o chamado Índice de Argilosidade (IGR) que muitas vezes

´

e utilizado como o pr´oprio Vsh4 :

Vsh(linear) = IGR =

GRlog − GRmin

GRmax− GRmin

(2.1) Para o cálculo de Vsh utilizam-se ainda outras expressões não lineares, que consideram

efeitos de compacta¸c˜ao ou idade das rochas. O Vsh pode ser calculado utilizando as seguintes

f´ormulas:

Express˜ao de Larionov (1969) para rochas terci´arias:

Vsh(Larionov,1) = 0, 083(23,7·IGR− 1) (2.2)

Express˜ao de Larionov (1969) para rochas mais antigas:

Vsh(Larionov,2) = 0, 33(22,0·IGR− 1) (2.3)

2_{Existem ferramentas mais sofisticadas, que descriminam e totalizam a contagem correspondente de cada}

um dos trˆes elementos.

3_{Folhelhos s˜}_{ao compostos de minerais de granulometria argila, isto ´}_{e, fra¸}_c˜_{ao fina.} 4_{Volume of Shale ou Volume de Argila ou de Folhelho.}

(32)

18 Express˜ao de Stieber (1970): Vsh(Stieber)= IGR 2, 0 − IGR (2.4)

Express˜ao de (Clavier et al., 1977):

Vsh(Clavier)= 1, 7 − (3, 38 − (IGR + 0, 7)2)2 (2.5)

Neste trabalho, usaremos a média aritmética das três equa¸cões acima:

Vsh =

Vsh(Larionov,2)+ Vsh(Stieber)+ Vsh(Clavier)

3 (2.6)

Figura 2.3: Gráfico gerado a partir das equa¸cões 2.1 a 2.6 contendo a representa¸cão das equa¸cões de argilosidade e seus autores.

(33)

2.4 O Perfil de Densidade - RHOB

O Perfil de Densidade (RHOB ou ρb) ´e outro perfil do tipo radioativo. Neste caso,

uma fonte de 137Cs emite raios gama artificiais com energia abaixo da eventualidade de promoverem eventos outros que não o Espalhamento Compton. Os fótons incidem sobre as rochas e interagem com os elétrons e têm sua energia reduzida, atenuada. O n´ıvel de ate-nua¸cão da energia dos raios gama está relacionado com a densidade eletrônica das forma¸cões (abundância de elétrons presentes por volume investigado), que por sua vez é fun¸cão da densidade (massa espec´ıfica) da forma¸cão. Faz-se uma extrapola¸cão do n´ıvel atômico para o n´ıvel molecular. Dessa forma, a densidade das rochas é estimada medindo-se a propor¸cão de radia¸cão gama que retorna para o detector na ferramenta. Na verdade, as ferramentas mais atuais utilizam dois ou mais detectores - são as ferramentas compensadas, que utilizam um detector mais próximo da fonte e um mais afastado. A ideia é minimizar a influência do reboco, ficando com valores mais próximos da densidade desejada da rocha.

A porosidade (φd) pode ser estimada a partir das medidas de densidade. Neste caso

consideraremos a densidade da rocha (ρb) como uma soma das contribui¸c˜oes da densidade

da matriz (ρm) e dos fluidos nos poros (ρf). Assim:

ρb = φd· ρf + (1 − φd) · ρm (2.7) Ou ainda: φd= ρm− ρb ρm− ρf (2.8) Uma análise mais completa leva em considera¸cão também a presen¸ca de outros fluidos e matriz de composi¸cão variada:

φdc,HC =

(Pn

i=1ρm,i· Pi) − ρb

(Pn

i=1ρm,i· Pi) − (ρmf · Sxo+ ρH2O,irr· SH2O,irr + ρoleo,res · Soleo,res+ ρgas· Sgas)

(2.9) Onde φdc,HC ´e porosidade calculada pelo perfil de densidade, corrigida pelo tipo de

fluido e matriz variada; ρm,i é a densidade do elemento i-ésimo da matriz com participa¸cão

Pi(%) do total da fra¸cão sólida; ρmf é a densidade do filtrado da lama, de satura¸cão Sxo;

ρH2O,irr é a densidade da água irredut´ıvel dos poros, com satura¸cão SH2O,irr; ρoleo,res é a

densidade do óleo residual, de satura¸cão Soleo,res; ρgas a densidade do gás presente nos poros,

com satura¸c˜ao Sgas.

Costuma-se tamb´em considerar o efeito da porosidade devido `a presen¸ca de argila: φdc = φd− Vsh· φd,sh (2.10)

Onde φd,sh ´e o valor da porosidade aparente dos folhelhos, obtida a partir do perfil de

(34)

20

A ferramenta de densidade é do tipo sapata, isto é, vai sendo pressionada na parede do po¸co. Assim, em intervalos onde o diâmetro do po¸co encontra-se irregular, as medidas são influenciadas pela rugosidade das forma¸cões.

2.5 O Perfil Neutrˆ

onico - NPHI

O Perfil Neutrônico é um perfil radioativo, útil para obter o valor das porosidades das forma¸cões, a partir da ferramenta do tipo mandril e excentralizada. Neste caso, uma fonte bombardeia com nêutrons em velocidade os elementos não radioativos da forma¸cão, resultando numa perda de energia dos nêutrons ocasionada pelos sucessivos choques com os núcleos dos elementos. As ferramentas capturam esses nêutrons amortecidos.

Os nêutrons colidem com os núcleos atômicos na rocha. Quando os núcleos tem muito mais massa que os nêutrons, estes retornam aos receptores com pouca perda de energia. No entanto, o ´ıon de hidrogênio tem praticamente a mesma massa que um nêutron e, neste caso, a colisão transfere muita energia cinética, tornando o nêutron lento ou levando-o a um estado termal, coincidente com o existente no meio ambiente, pass´ıvel de ser detectado pela ferramenta que traduz em medida do Índice de Hidrogênio da rocha, ou IH.

Em arenitos e calcários, os ´ıons de hidrogênio estão presentes nos fluidos das rochas, de forma que sua concentra¸cão é inteiramente dependente da porosidade. Nos folhelhos, entretanto, o hidrogênio pode resultar dos ´ıons H+ adsorvidos pela água intersticial dos minerais de argila. Assim, a ferramenta neutrônica é dependente da calibra¸cão em fun¸cão da litologia. A estimativa da porosidade é calculada pela ferramenta, com base no IH e na litologia considerada.

Os valores de porosidade medidos pela ferramenta neutrˆonica (φn) pode ser compensada

também pela influência da argilosidade, num procedimento análogo ao do perfil de densidade: φnc = φn− Vsh· φn,sh (2.11)

Onde φn,sh ´e o valor da porosidade aparente dos folhelhos, obtida a partir do perfil

(35)

2.6 A Lei de Archie

Para rochas em que a única forma de condu¸cão elétrica é a eletrol´ıtica, pode ser aplicada a equa¸cão de Archie (1942). Segundo esta equa¸cão, a condutividade da rocha saturada por um fluido é proporcional à condutividade do fluido. Por exemplo, uma rocha saturada por água tem sua condutividade proporcional à condutividade dessa mesma água. Como resultado desta proporcionalidade, Archie apresentou o conceito de fator de forma¸cão F . Este fator de forma¸cão é dependente da estrutura da rocha e da porosidade. Para o caso em que a satura¸cão em água é parcial, isto é, o espa¸co poroso é ocupado também por outros fluidos, a resistividade da rocha é proporcional à resistividade da rocha 100% saturada em ´

agua. Esta proporcionalidade depende da satura¸cão da rocha. A fórmula de Archie pode ser então escrita como:

Rt= a φm Rw Sn w (2.12) Onde, segundo Schon (1996):

• m: Expoente de cimenta¸c˜ao. E adimensional e varia de 1,3 para rochas arenosas´ consolidadas at´e 1,8 a 2,0 para arenitos consolidados.

• φ: Porosidade efetiva da rocha, adimensional.

• a: Coeficiente adimensional, que varia com a litologia, o tamanho dos grãos e n´ıvel de compacta¸cão da rocha. Os valores médios estão entre 0,62 e 1,4.

• Sw: é a satura¸cão em água da rocha, adimensional.

• n: ´e o expoente de satura¸c˜ao, adimensional, obtido empiricamente. Varia entre 1,42 e 2,55 nos arenitos.

• Rw: é a resistividade da água da forma¸cão (em Ω · m @ Temperatura da forma¸cão na

profundidade lida).

• Rt: ´e a resistividade da rocha (em Ω · m).

Segundo Nery (2009), as fórmulas de Archie são a base da perfilagem, e devem ser entendidas qualitativamente antes de se fazer a quantifica¸cão.

(36)

22

2.7 O Perfil Esf´

erico Focalizado - SFL

Esta ferramenta está inserida no conjunto de perfis elétricos de eletrodos galvânicos, nos quais, a partir de um arranjo de eletrodos de potencial e de corrente localizados no po¸co e em superf´ıcie é calculada a resistividade/condutividade elétrica das forma¸cões. De forma geral, diferentes arranjos de eletrodos são usados para gerar informa¸cões sobre diferentes zonas ao redor do po¸co. Mais especificamente, as ferramentas esféricas focalizadas são constru´ıdas de forma a ler a condutividade elétrica das forma¸cões próximas ao po¸co e fornecem a investiga¸cão rasa necessária para se avaliar os efeitos da invasão ou então da medida de resistividades mais profundas.

Este tipo de perfil sofre grande influência do fluido de perfura¸cão. Quanto mais resistivo (ou condutivo) ele for, mais sinal elétrico será perdido.

A ferramenta SFL foi desenvolvida para substituir as antigas curvas normais dado ao fato de elas não terem um sistema que direcionassem (focalizassem) as linhas de corrente radialmente para as forma¸cões, de modo a minimizar o efeito do fluido de perfura¸cão que envolvia os eletrodos (ferramenta). Nas ferramentas focalizadas, a corrente é direcionada horizontalmente devido à utiliza¸cão de eletrodos de bloqueio.

(37)

2.8 O Perfil de Indu¸

c˜

ao - ILD

O perfil de indu¸cão é um perfil de condutividade. É utilizado em po¸cos cujo fluido de perfura¸cão não seja muito condutivo. O campo eletromagnético que energiza as rochas tem frequência de cerca de 20 kHz. Este campo lan¸ca mão de bobinas, a fim de gerar correntes parasitas na forma¸cão por indu¸cão eletromagnética. O campo secundário criado pela forma¸cão é registrado numa bobina receptora que permite uma estimativa direta da condutividade da rocha, e por razão inversa, da sua resistividade.

Na figura 2.4 tem-se uma representa¸cão da fase das correntes envolvidas no sistema de indu¸cão. A corrente da transmissora é aquela que circula na bobina transmissora. A cor-rente de acoplamento direto é aquela gerada pela bobina transmissora na bobina receptora. A corrente de Foucalt é uma corrente defasada de 90◦ em rela¸cão à transmissora, e é criada nas forma¸cões rochosas por indu¸cão. As correntes induzidas pelas correntes de Foucault são as correntes geradas pelas forma¸cões rochosas e que são medidas nas bobinas recepto-ras. As diferen¸cas de fase e amplitude na receptoras individualizam os sinais desejados de condutividade/resistividade para registro.

Figura 2.4: Compara¸c˜ao entre as fases observadas num sistema de bobinas do Perfil de Indu¸c˜ao. Adaptado de Serra (1984).

As ferramentas atuais são focalizadas, com uma distribui¸cão de bobinas de bloqueio que for¸cam maior penetra¸cão de corrente nas forma¸cões, investigando mais profundamente. Costuma-se considerar a curva ILD como o próprio valor de Rt (resistividade verdadeira da

forma¸cão), muito embora deva-se fazer antes a corre¸cão ambiental para efeito da invasão, lama, etc. Ainda assim, a ILD é uma aproxima¸cão que ajuda bastante na primeira inter-preta¸cão e cálculo da satura¸cão, utilizando a fórmula de Archie.

(38)

24

2.9 O Perfil Sˆ

onico - DT

O perfil sônico ou acústico é um perfil que registra o tempo de trânsito que as ondas compressionais percorrem em um certo espa¸co dentro das forma¸cões atravessadas por um po¸co. As velocidades de deslocamento de uma onda acústica variam de acordo com o meio pelo qual ela percorre, sendo maior para sólidos e menor para l´ıquidos e gases. Isso significa dizer que se uma onda leva um tempo para percorrer determinada distância num meio sólido, ela levaria um tempo maior para percorrer a mesma distância num meio fluido.

Pela análise anterior, percebe-se que, se fixarmos a distância, a velocidade pode ser escrita em fun¸cão de uma medida de tempo. Este é o princ´ıpio da ferramenta sônica, que registra intervalos de tempos, que podem ser convertidos em velocidade da onda compressi-onal.

Figura 2.5: Esquema de funcionamento da ferramenta sˆonica com 1 transmissor e 2 receptores, ilustrando ainda a trajet´oria da onda compressional captada pelos receptores.

Para maior entendimento do princ´ıpio deste perfil usa-se uma ferramenta do tipo man-dril com uma fonte que gera impulsos ultrassônicos a uma frequência de 20 a 40 kHz, e dois receptores (Figura 2.5). Um impulso sonoro (onda elástica) é emitido pelo transmissor T e propaga-se nas camadas do po¸co, atingindo os receptores R1 e R2. A onda sonora se propaga

tridimensionalmente, mas o raio captado em R1 percorre o menor caminho ABC, e a onda

(39)

o tempo captado pelo receptor R1 desde sua sa´ıda em T ´e: tT ⇒R,1 = A Vlama + B Vf m + C Vlama (2.13)

Onde Vlama ´e a velocidade da onda compressional na lama, e Vf m ´e a velocidade da

onda compressional na forma¸c˜ao. O tempo captado pelo receptor R2 desde sua sa´ıda em T

´ e: tT ⇒R,2 = A Vlama + B Vf m + D Vf m + E Vlama (2.14) A diferen¸ca de tempo ∆t entre os percursos terminados em R1 e R2 ´e:

∆t = tT ⇒R,2− tT ⇒R,1 = D Vf m + E Vlama − C Vlama (2.15)

Entretanto, a ferramentas sônica é constru´ıda de modo simétrico com dois sistemas de pares Transmissor-Receptor para eliminar distor¸cões e situa¸cões em que A 6= C 6= E. Assim,

∆t = D Vf m

(2.16)

Utilizando a medida D como igual a 1 pé, verifica-se que o tempo de trânsito sônico em segundos correponde ao inverso da velocidade em pés/segundo. Dessa forma, a velocidade s´ısmica (Vp) em pés/segundo pode ser convertida em tempo de trânsito (∆t) através de razão

inversa:

∆t = 1/Vp (2.17)

A porosidade φs pode ser estimada a partir das medi¸cões sônicas. A equa¸cão de Wyllie

et al. (1956) considera o tempo de trânsito da onda sonora numa rocha (∆t) igual a soma das participa¸cões dos tempos de trânsito da onda no fluido (∆tf luido) e na matriz (∆tmatriz):

∆t = φs· ∆tf luido+ (1 − φs) · ∆tmatriz (2.18) Ou ainda, φs = ∆t − ∆tmatriz ∆tf luido− ∆tmatriz (2.19) A partir da Equa¸cão 2.18 e por razão inversa, obtém-se:

1 Vp = φs Vf luido + (1 − φs) Vmatriz (2.20)

Onde Vp ´e a velocidade da onda sonora na rocha, Vf luido ´e a velocidade da onda no

fluido e Vmatriz a velocidade da onda na matriz rochosa. As equa¸c˜oes apresentadas acima

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26

tempos de trânsito e velocidade de ondas compressionais. A equa¸cão de Wyllie, entretanto, calcula porosidades realistas apenas para rochas saturadas em água (Sw = 1), com porosidade

intergranular, compactadas e isentas de argila (Vsh = 0). Na pr´atica, utiliza-se a equa¸c˜ao,

usando o ∆tf luido como o da ´agua, e numa fase posterior faz-se uma corre¸c˜ao por efeito de

hidrocarbonetos. A presen¸ca de argila pode ser retirada de forma an´aloga `aquela vista para outros perfis de porosidade:

φsc = φs− Vsh· φs,sh (2.21)

Neste caso, φs,sh ´e uma porosidade aparente dos folhelhos calculada a partir do

per-fil sônico para os folhelhos adjacentes. Outra corre¸cão é a do efeito da não-compacta¸cão. Quando o tempo de trânsito sônico nos folhelhos adjacentes (∆tsh) forem maiores do que

100 µs/p´e, corrige-se com a equa¸c˜ao:

φcorrigido= φs·

100 c · ∆tsh

(2.22)

Onde φcorrigidoé a porosidade sônica corrigida pelo efeito de não-compacta¸cão, ∆tsh é o

valor do tempo de trˆansito registrado nos folhelhos soto e sobrepostos, e c ´e uma constante emp´ırica que depende do ambiente e varia entre 0, 8 a 1, 2.

O perfil sônico é um perfil important´ıssimo, não só para o cálculo de porosidades mas também pelo fato de que os dados s´ısmicos podem ser calibrados, permitindo inclusive a gera¸cão de sismogramas sintéticos. Estes, segundo Thomas (Org.) (2004) e Chagas et al. (2010), são obtidos usando-se um algoritmo próprio, com finalidade de auxiliar na inter-preta¸cão dos horizontes s´ısmicos, permitindo correlacionar esses horizontes com os n´ıveis estratigráficos atravessados pelo po¸co perfurado, além de propiciar a cria¸cão de tabelas de conversão tempo versus profundidade, fato que permite migrar toda uma interpreta¸cão s´ısmica, que está no dom´ınio do tempo, para o dom´ınio do espa¸co (profundidade).

As ferramentas sônicas mais modernas registram ainda o tempo de trânsito das on-das acústicas Rayleigh e Stoneley, com objetivo de obter informa¸cões sobre propriedades mecânicas, fraturas e permeabilidade.

Devido ao seu valor, este trabalho visa a modelagem de perfis sônicos utilizando outros perfis de po¸cos. Num primeiro momento, testaremos a validade das equa¸cões emp´ıricas da literatura especializada. No final, serão testados modelos de regressão. Espera-se que a presen¸ca de um perfil sônico nos po¸cos que não dispõem deste perfil possa ajudar nas futuras interpreta¸cões de dados geológicos e geof´ısicos do campo de Bela Vista.

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Modelagem Num´

erica dos Dados

´

E muito comum na indústria do petróleo a utiliza¸cão de métodos de regressão para se estimar propriedades das rochas, a partir de propriedades petrof´ısicas (obtidas pela perfila-gem geof´ısica, por exemplo). Segundo Bucheb e Rodrigues (1997), como as ferramentas de perfilagem são projetadas para registrar varia¸cões na porosidade, tipo de fluido e litologia, admite-se que qualquer curva de perfil pode ser considerada fun¸cão de qualquer outra curva, medidas para os mesmos n´ıveis de profundidade. Assim, a análise de regressão utiliza um conjunto de variáveis independentes e um modelo espec´ıfico para gerar um relacionamento entre estas variáveis e a variável dependente. Neste caso, o perfil sônico será gerado em fun¸cão das outras curvas dos perfis.

Os modelos utilizados foram uni e multivariáveis, de expressão linear e de potência. Os coeficientes da regressão podem ser calculados por métodos de minimiza¸cão de erros, como o Método dos M´ınimos Quadrados, enquanto a qualidade do resultado pode ser medida por métodos estat´ısticos, fechando o conjunto de procedimentos que possibilitam a modelagem de dados gerando as equa¸cões para o perfil sônico.

Bastante comuns na indústria são também as equa¸cões emp´ıricas que descrevem relaci-onamentos entre propriedades f´ısicas das rochas. A Equa¸cão de Wyllie et al. (1956), citada anteriormente, é o mais clássico exemplo: relaciona a velocidade das ondas compressionais (e, consequentemente, os tempos de trânsito registrados no perfil sônico) com a porosidade da rocha. Embora a equa¸cão proposta seja usada rotineiramente com poucas restri¸cões, no trabalho original, Wyllie et al. (1956) fizeram diversas considera¸cões acerca das condi¸cões ambientais necessárias à validade da expressão obtida. Na se¸cão destinada aos modelos emp´ıricos, a validade dessas expressões serão discutidas.

Para a modelagem dos dados sintéticos, utilizou-se primeiramente o conjunto de perfis do po¸co 1-BLV-001-BA, dotado dos perfis GR, CAL, ILD, SFLA, DT, RHOB e NPHI. Este po¸co foi dividido em três intervalos, de acordo com a forma¸cão geológica:

• Forma¸c˜ao Candeias / Membro Gomo - com o registro completo de todos os perfis entre as profundidades de 1200 a 1431 metros.

• Forma¸c˜ao Itaparica / Membro ´Agua Grande - com o registro completo de todos os 27

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28

perfis entre as profundidades de 1448 a 1513 metros.

• Forma¸c˜ao Sergi - com o registro completo de todos os perfis entre as profundidades de 1513 a 1592 metros.

Esta divisão foi baseada de acordo com o Relatório Geológico do Po¸co, elaborado pela Petrobras. A faixa de profundidades de 1431 a 1448 metros não se faz presente porque segundo os relatórios, é uma zona de falha correspondente ao Membro Tauá, não tendo sido utilizada para a regressão dos dados.

Os dados foram modelados utilizando-se os pacotes de software Microsoft Office Excelr, Originr e SPSS Statisticsr.

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3.1 Modelagem Utilizando Equa¸

c˜

oes Emp´ıricas

As equa¸cões emp´ıricas são baseadas em estudos espec´ıficos de relacionamento entre parâmetros petrof´ısicos, resultando em leis ou princ´ıpios que, dentro de condi¸cões experi-mentais determinadas, expressem uma liga¸cão entre as propriedades f´ısicas. Como exemplos neste trabalho, já foram citadas as equa¸cões de Wyllie et al. (1956) e de Archie (1942). As equa¸cões emp´ıricas podem muito bem lan¸car mão de ferramentas estat´ısticas para o cálculo de constantes e valida¸cão da sua generalidade.

3.1.1 Equa¸cão do Tempo Médio de Wyllie Base Teórica

Conforme descrito em Wyllie et al. (1956), medidas revelaram que uma rela¸cão simples muitas vezes pode ser encontradas entre velocidade de ondas compressionais e porosidade nas rochas sedimentares sob certas condi¸cões (que serão analisadas posteriormente).

As rela¸cões foram aproximadas e deram origem à Equa¸cão de Wyllie: 1 Vp = φ Vf luido + (1 − φ) Vmatriz (3.1)

Onde Vp, Vf luido e Vmatriz representam, respectivamente, a velocidade da onda

com-pressional na rocha saturada, no fluido constituinte e na matriz mineral. φ ´e a porosidade efetiva.

Por relacionamento inverso, pode-se escrever a Equa¸c˜ao de Wyllie como:

∆t = φ · ∆tf luido+ (1 − φ) · ∆tmatriz (3.2)

Onde ∆t, ∆tf luidoe ∆tmatriz representam, respectivamente, o tempo de trˆansito da onda

sonora numa rocha saturada, no fluido e na matriz mineral.

Suposi¸c˜oes e Limita¸c˜oes

Segundo Mavko et al. (2009), a equa¸c˜ao de Wyllie et al. (1956) pode ser usada para os seguintes fins:

• Dada a porosidade, constitui¸c˜ao mineral e conhecimento do fluido dos poros, estimar a velocidade de ondas compressionais na rocha;

• Dada a velocidade da onda compressional e em cada elemento (matriz mineral e fluido), estimar a porosidade.

(44)

30

Algumas limita¸cões foram feitas por Wyllie et al. (1956) para a validade da equa¸cão: • A rocha é isotrópica e de mineralogia relativamente uniforme;

• A rocha deve ser 100% saturada por ´agua;

• As amostras est˜ao sujeitas a uma alta press˜ao efetiva;

• A equa¸cão não deve ser utilizada para relacionar velocidade e porosidade em rochas não-consolidadas;

• A equa¸cão funciona melhor para porosidade primária. Corre¸cões devem ser feitas para porosidade secundária;

• A equa¸c˜ao foi feita com porosidades intermedi´arias. Para porosidade muito altas, deve-se buscar outros modelos.

Aplica¸c˜ao em dados reais

A partir da equa¸cão 3.2, é poss´ıvel então fazer a primeira modelagem de dados (figuras 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 e 3.6), fazendo o caminho inverso da Equa¸cão de Wyllie, ou seja, calcular o tempo de trânsito ∆t a partir de valores de porosidade obtidos dos perfis RHOB e NPHI. Foram utilizados os valores de tempos de trânsito e densidade como aqueles mais uti-lizados na indústria, sabendo-se que se comete um erro pois a litologia não é constante. Os valores foram aqueles convencionais bibliográficos: ∆tf luido = 189 µs/pé e ∆tmatriz = 55, 5

µs/p´e, ρf = 1, 0 g/cm3 e ρm = 2, 65 g/cm3.

An´alise dos Resultados

De fato, observando as condi¸cões impostas por Wyllie et al. (1956), era de se esperar certas limita¸cões do método: a geologia de subsuperf´ıcie não é isotrópica e as rochas não são 100% saturadas em água (nem gostar´ıamos que fossem!). Algumas das condi¸cões poss´ıveis de se fazer foram realizadas para este estudo: foram retirados os efeitos da argilosidade e foram utilizadas outras equa¸cões para valores de porosidade muito altas.

Deve-se ter ainda em mente de que as curvas de porosidade utilizadas (RHOB e NPHI) são bastante sens´ıveis à presen¸ca de porosidade secundária, enquanto o sônico não é. Além disso, os valores utilizados como tempo de trânsito da matriz e do fluido são conven¸cões cient´ıficas e não o valor retirado de amostras do po¸co.

A modelagem pela Equa¸c˜ao de Wyllie et al. (1956) mostrou-se mais efetiva (dados modelados mais pr´oximos dos dados obtidos pela ferramenta) na porosidade medida pelo

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perfil neutrônico, e principalmente nas áreas com menor valor de tempo de trânsito (maior velocidade) e menor valor de argilosidade. Tendo em vista os valores de R2_{, a melhor}

correla¸cão entre o perfil sônico e o neutrônico, em detrimento do perfil de densidade, já era esperado em virtude do princ´ıpio de funcionamento dos perfis serem semelhantes em rela¸cão a Vsh e presen¸ca de fluido.

Outro fator que deve ser levado sempre em considera¸cão é que as ferramentas dos perfis sônico e neutrônico são do tipo mandril, enquanto que a ferramenta do perfil de densidade é do tipo sapata. Isso explica o fato de a curva calculada pela porosidade de densidade sempre se afastar das demais no caso em que o cáliper encontra-se instável, uma vez que neste caso a sapata sofre os efeitos da rugosidade do po¸co.

Deve-se lembrar que os c´alculos de porosidades s˜ao feitos admitindo-se o fluido como ´

agua. Onde quer que haja hidrocarbonetos, comete-se um erro neste cálculo, afastando o intervalo de sua porosidade real, e modelando um tempo de trânsito distorcido da realidade. Foi plotado ainda o gráfico “Perfil Sônico Sintético (Wyllie NPHI) versus Perfil Sônico Original”(figura 3.7), mostrando em terceira dimensão as curvas de n´ıvel referentes ao perfil de raios gama, com objetivo de facilitar a descriminaliza¸cão da litologia.