UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
INTERPRETAÇÃO E CORRELAÇÃO DE DADOS DE POÇOS E
LINHAS SÍSMICAS 2D DA BACIA DO PARNAÍBA – ESTADO DO
MARANHÃO
Karla Adryane Palmeira da Silva
Karla Adryane Palmeira da Silva
INTERPRETAÇÃO E CORRELAÇÃO DE DADOS DE POÇOS E LINHAS SÍSMICAS 2D DA BACIA DO PARNAÍBA – ESTADO DO MARANHÃO
Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo.
Orientador: Dr. German Garabito Callapino Coorientador: Dr. Yoe Alain Reyes Perez
junho, 2019 NATAL, RN
Silva, Karla Adryane Palmeira da.
Interpretação e correlação de dados de poços e linhas sísmicas 2D da Bacia do Parnaíba - Estado do Maranhão / Karla Adryane Palmeira da Silva. - 2019.
73 f.: il.
Monografia (graduação) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Curso de Engenharia de Petróleo. Natal, RN, 2019.
Orientador: Prof. Dr. German Garabito Callapino. Coorientador: Prof. Dr. Yoe Alain Reyes Perez.
1. Perfilagem de poços Monografia. 2. Bacia do Parnaíba -Monografia. 3. Interpretação sísmica 2D - -Monografia. I. Callapino, German Garabito. II. Perez , Yoe Alain Reyes. III. Título.
RN/UF/BCZM CDU 550.832 Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede
"...E não há melhor resposta que o espetáculo da vida: vê-la desfiar seu fio, que também se chama vida, ver a fábrica que ela mesma, teimosamente, se fabrica, vê-la brotar como há pouco em nova vida explodida; mesmo quando é assim pequena a explosão, como a ocorrida; mesmo quando é uma explosão como a de há pouco, franzina; mesmo quando é a explosão de uma vida severina.”
(Morte e Vida Severina, João Cabral de Melo Neto)
AGRADECIMENTOS
Inicialmente, como não poderia deixar de ser, agradeço a Deus por nunca ter me faltado em vida e pela forma com a qual vem guiando meus passos.
Ao orientador, Prof. Dr. German Garabito Callapino, pela confiança, dedicação e paciência dispensadas a mim durante a realização deste trabalho.
Ao coorientador, Dr. Yoe Alain Reyes Perez pelos ensinamentos, competência e por permanecer sempre solícito durante a operação e questionamentos sobre o software Petrel.
À querida Profª e Coordª do curso de Engenharia de Petróleo Jennys Lourdes Meneses Barillas, pelos ensinamentos, conselhos e apoio durante toda a jornada do curso.
À geóloga Maria Clara de Meneses Lourenço, pelo incentivo, sugestões, revisões textuais e contribuições durante a confecção dos mapas.
À Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), como um todo, em especial ao Departamento de Engenharia de Petróleo (DPET) e a todo o corpo docente, pelas
oportunidades e pelo ensino superior público de qualidade, insumo principal para que eu me aproximasse da condição de ser Engenheiro.
À Schlumberger, pela licença do software PETREL à UFRN, contribuindo para a realização deste trabalho.
À Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), por ceder dados técnicos dos poços da Bacia do Parnaíba, analisados nesse trabalho.
À minha família, Rejane, Alany, Àdyla, Cristiano, Danillo em especial aos meus queridos pais: Geovanete e Francisco, pela contínua e inestimável dedicação, no que diz respeito a minha educação e, sobretudo, pelo amor, combustível determinante que nos trouxe até aqui. A vocês, minha eterna gratidão!
Aos meus preciosos amigos, segunda família, por todo companheirismo, compreensão e apoio em todos os momentos.
Por fim, a todas as pessoas que torceram e confiaram no meu potencial, munindo-me de motivação e energia para perseverar até o fim. Obrigada!
sísmicas 2D da Bacia do Parnaíba – Estado do Maranhão. 2019. 72 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2019.
Palavras-Chaves: Bacia do Parnaíba, Interpretação sísmica 2D, Perfilagem de Poços
Orientador: Prof. Dr. German Garabito Callapino Coorientador: Prof. Dr. Yoe Alain Reyes Perez
RESUMO
___________________________________________________________________________
A Bacia do Parnaíba, classificada como uma das grandes sinéclises paleozoicas do Brasil está situada na região nordeste brasileira e se estende por uma área sedimentar de 665.888 km2, compreendida entre os estados do Maranhão e Piauí, incluindo em partes o Tocantins, Pará, Ceará e Bahia. Nos últimos anos, as atividades exploratórias na região tiveram notória ascensão, alvo de altos investimentos, no entanto, ela ainda é considerada pouco explorada diante da sua imensa dimensão e em função de fatores geográficos limitantes. Este trabalho contribui com uma revisão bibliográfica da geologia regional e dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba, e um estudo correlação das informações de perfilagem de poços com uma seção sísmica migrada em tempo, com intuito de identificar as formações geológicas do principal sistema petrolífero. Foram utilizadas informações do poço 1CA-0001-MA e da linha sísmica 0317-0103, e utilizou-se o software PETREL para fazer a o estudo de correlação. Nos perfis de poços foram identificadas as principais formações associados aos sistemas petrolíferos da referida bacia, no entanto, na correção dos perfis com a seção sísmica identifica-se bem somente a sistema petrolífero Pimenteiras-Cabeças.
SILVA, K. A. P. da. Interpretação e correlação de dados de poços e linhas sísmicas 2D da Bacia
do Parnaíba – Estado do Maranhão. 2019. 72 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2019.
Keywords: Parnaíba Basin, 2D Seismic Interpretation, Well wire logging
Tutor: Prof. Dr. German Garabito Callapino Coorientator: Prof. Dr. Yoe Alain Reyes Perez
ABSTRACT
__________________________________________________________________________
The Parnaíba Basin, classified as one of the great Paleozoic syneclises of Brazil, is located in the northeastern Brazilian region and extends through a sedimentary area of 665,888 km2, between the states of Maranhão and Piauí, including parts of Tocantins, Pará, Ceará, and Bahia. In the last years, exploratory activities in the region have had a notable rise, the target of high investments, nevertheless, it is still considered little explored in view of its great size and due to limiting geographical factors. This work contributes with a bibliographical review of the regional geology and petroleum systems of the Parnaíba Basin, and a correlation study of the well logs information with a time-migrated seismic section, in order to identify the geological formations of the main petroleum system. Data from well 1CA-0001-MA and seismic line 0317-0103 were used, and PETREL software was used to make a correlation study. In the well logs, the main formations associated with the petroleum systems of the Paraiba basin were identified, however, in the correlation of the logs with the seismic section, it was well identified only the Pimenteiras-Cabeças petroleum system.
1 INTRODUÇÃO 14
1.1 Motivação e Objetivos 16
2 ASPECTOS TEÓRICOS 18
2.1 Geologia Regional 18
2.1.1 Localização 18
2.1.2 Arcabouço Estrutural e Embasamento 21
2.1.3 Arcabouço Estratigráfico 22 2.1.4 Tectônica e Sedimentação 25 2.1.5 Histórico Exploratório 26 2.2 Sistemas Petrolíferos 28 2.2.1 Geração e Migração 29 2.2.2 Rocha Reservatório 30 2.2.3 Rocha Selante 32 2.2.4 Trapas 33 3 MATERIAS E MÉTODOS 35 3.1 Materiais 36
3.1.1 Dados sísmicos e perfis de poços 36
3.1.2 Dados de Poços 37
3.1.3 Dados Sísmicos 38
3.2 Métodos 40
3.2.1 Perfilagem Geofísica de Poços 40
3.2.2 Sísmica de reflexão 46
3.2.3 Generalidades do software Petrel 49
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 56
4.1 Interpretação do Perfil 56
4.1.1 Sistema Petrolífero Poti/Longá 58
4.1.3 Sistema Petrolífero Jaicós/Tianguá 62 4.2 Correlação dos perfis de poços com a seção sísmica 63
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 68
Figura 2-1: Mapa de localização e geologia da Bacia do Parnaíba. ... 19
Figura 2-2: Limites estruturais da Bacia do Parnaíba... 20
Figura 2-3: Principais feições estruturais da Bacia do Parnaíba. ... 22
Figura 2-4: Carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba. ... 23
Figura 2-5: Seção geológica esquemática da Bacia do Parnaíba... 25
Figura 2-6: Principais rochas geradoras da Bacia do Parnaíba. ... 29
Figura 2-7: Principais rochas reservatório da Bacia do Parnaíba. ... 31
Figura 2-8: Principais rochas selante da Bacia do Parnaíba. ... 32
Figura 3-1: Resumo da metodologia aplicada. ... 35
Figura 3-2: Pré-visualização dos dados de poços e sísmicos no Petrel. ... 36
Figura 3-3: Esquema de aquisição de ondas sísmicas. ... 47
Figura 3-4: Arquivo de trajetória para poços verticais. ... 51
Figura 3-5: Inserção da mesa rotativa (KB) com o datum do poço e sua medida nas configurações do poço (settings). ... 52
Figura 3-6: Informações de MD dos topos das Formações da Bacia do Parnaíba. ... 53
Figura 3-7: Codificação das fácies para inserção dos dados. ... 54
Figura 3-8: Exemplo de dados de fácies do poço 1CA-0001-MA. ... 54
Figura 4-1: Visualização em janela 3D no PETREL da linha sísmica e do poço. ... 56
Figura 4-2: Perfis geofísicos e interpretação do Poço Caraíbas (1CA 0001 MA). ... 58
Figura 4-3: Seção sísmica 2D migrada. ... 64
Figura 4-4: Projeção do poço sobre a seção sísmica 2D. ... 65
LISTA DE TABELAS
Tabela 3-1: Coordenadas geográficas dos poços. ... 37 Tabela 3-2: Coordenadas geográficas das linhas sísmicas. ... 37 Tabela 3-3: Dados de cada poço da área de estudo incluindo raios gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI), sônico (DLT), indícios de hidrocarbonetos e perfil composto (PC). ... 38 Tabela 3-4: Parâmetros da linha sísmica 0317-0103. ... 39 Tabela 3-5: Parâmetros da linha sísmica 0317-0104. ... 39 Tabela 3-6: Valores de velocidades acústicas compressionais (onda P) e tempos de trânsito, utilizadas como referência para ajuste dos perfis sônicos. ... 45 Tabela 3-7: Conversão das coordenadas dos poços do datum UTM SAD-69 para UTM WGS-84. ... 50
CAPÍTULO I:
1 INTRODUÇÃO
A Bacia do Parnaíba, classificada como uma das grandes sinéclises paleozoicas do Brasil, alvo de grandes investimentos e objeto de estudo de muitas pesquisas na atualidade, está localizada a noroeste da região Nordeste, do território brasileiro e deteve, por muito tempo, reservas desconhecidas e seu potencial oculto. Considerada uma fronteira exploratória, os fatores geográficos (afastado dos grandes centros urbanos) e técnicos (grande extensão territorial) contribuíram, no passado, para escassos investimentos financeiros e, consequentemente, insuficiência de dados de prospecção, que viessem a contribuir para o entendimento, dimensão e exploração da mesma (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
Diferentes fases exploratórias ocorreram do início da década de 1950 até os dias atuais na Bacia do Parnaíba, impulsionadas a princípio, pelo Conselho Nacional de Petróleo (CNP) com a perfuração de três poços no Estado do Maranhão (ALVES, 2013) e, mais tarde, em 1956, continuadas pela Petrobras (GÓES et al., 1990). Nesse sentido, apesar de campanhas exploratórios anteriores possibilitarem a obtenção de novos dados da região, o grande marco histórico ocorreu em 1997, com o advento da Lei 9.478, conhecida como Lei do Petróleo, quando a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) passou a contratar áreas, a partir de licitações de blocos exploratórios, que fomentaram o mercado petrolífero no Brasil (FERNANDES, 2011).
O cenário, cada vez mais atraente aos olhos de grandes empresas como Petra Energia, Devon, Petrobras e Comp E&P de Petróleo e Gás S.A., que arremataram blocos exploratórios na Nona Rodada de Licitações da ANP, em 2007, tornou-se ainda melhor no ano de 2010, quando a OGX Maranhão identificou a presença de gás na seção devoniana do poço 1-OGX-16-MA, localizado no bloco PN-T-68, levando a declarar, no ano de 2011, comercialidade de gás na Bacia do Parnaíba (ALVES, 2013).
Em virtude disso, uma grande janela de oportunidade se estabeleceu na região até os dias atuais, haja vista o grande interesse nos setores ofertados (SPN-N, SPN-SE e SPN-O), arrematados por empresas de grande porte na Décima Primeira Rodada de licitações, em 2013 e a crescente demanda por novas pesquisas exploratórias para a compreensão e dimensão da mesma.
Dessa forma, com intuito de contribuir com essa compreensão, neste trabalho apresenta-se um estudo dos principais sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba, através da interpretação
métodos de exploração sísmica e de perfilagem de poços, bem como a caracterização do sistema petrolífero.
O método sísmico, ou mais especificamente a sísmica de exploração de hidrocarbonetos é um método de prospecção geofísica que tem como objetivo principal a estimativa de propriedades da subsuperfície da terra, visando a análise das condições de formação e acúmulo de hidrocarbonetos. O método sísmico de reflexão, método indireto de exploração de subsuperfície é considerado um dos métodos mais utilizados na exploração de petróleo e pode ser dividida em três etapas principais, são elas: aquisição, processamento e interpretação (ROBINSON e TREITEL, 1980). No entanto, neste trabalho realizou-se apenas a etapa de interpretação dos dados sísmicos.
A perfilagem de poços tem o propósito de efetuar um registro, no qual esteja discriminado as características das formações litológicas existentes ao longo de toda a extensão de uma perfuração de um poço, tais informações são indispensáveis para caracterização geológica de reservatórios (ELLIS e SINGER, 2008). As medições são realizadas através de ferramentas, as quais podem variar dependendo da propriedade geofísica desejada. Nesse sentido, os perfis de poço analisados nesse trabalho compreendem os perfis de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução (RILD), neutrão (NPHI) e sônico (DLT).
A caracterização dos reservatórios consiste na construção de um modelo baseado em dados como perfil de poço e dados sísmicos, ao descrever geológica e petrofísicamente propriedades como: permeabilidade, porosidade, saturações, entre outras. E, posteriormente, realizar um ajuste de histórico ou ajuste de dados dinâmicos (MASCHIO, VIDAL e SCHIOZER, 2008) proporcionando um entendimento melhor das propriedades físicas das rochas.
A estruturação deste trabalho está disposta em cinco capítulos, cujos contextos estão organizados conforme a seguinte sequência: Introdução e Objetivos, no qual é feito uma abordagem geral do tema, importância, motivação e descrição dos principais objetivos; Aspectos Teóricos, a fim de desenvolver uma fundamentação teórica para compreensão do trabalho; Materiais e Métodos, com intuito de expor a metodologia de realização do estudo; Resultados, onde foram detalhados e discutidos os resultados obtidos através da interpretação
dos dados e, por último: Conclusões, que dispõe de um resumo das principais conclusões do trabalho.
1.1 Motivação e Objetivos
Recentes descobertas de reservatórios de hidrocarbonetos com potencial de comercialidade em blocos exploratórios nela existentes, como a identificação da presença de gás na seção devoniana do poço 1-OGX-16-MA no bloco PN-T-68, pela OGX Maranhão em 2010, vindo a se tornar produtora comercial de gás, em 2012, pela Unidade de Tratamento de Gás (UTE Parnaíba) (ALVES, 2013); a analogia com outras importantes bacias paleozoicas brasileiras, produtoras ou portadoras de acumulações relevantes, aliados ao recente fomento pela ANP de atividades exploratórias na área, todavia a necessidade por pesquisas de prospecção da região da Bacia do Parnaíba, sobretudo de subsuperfície, constituem os principais fatores motivacionais que sustentam o tema deste trabalho.
Com base nas motivações acima, o objetivo geral deste trabalho trata do estudo do sistema petrolífero de uma das áreas da referida Bacia, com base em informações geofísicas de subsuperfície pré-existentes da região. Os objetivos específicos consistem na identificação e descrição das principais formações dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba, por meio da correlação de dados de perfis geofísicos de dois poços e de uma seção sísmica migrada de uma linha 2D, que passa próximo dos dois poços, fornecidos pela ANP para fins acadêmicos.
Desse modo, foram definidas as seguintes metas a serem cumpridas neste trabalho: • Interpretação de dados de poços e da seção sísmica migrada da Bacia do Parnaíba; • Correlação entre os resultados das interpretações de poços e da seção sísmica
migrada.
• Caracterização estratigráfica das principais formações dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba.
CAPÍTULO II:
2 ASPECTOS TEÓRICOS
Este capítulo tem como objetivo desenvolver a fundamentação teórica empregada durante toda a composição e compreensão desse trabalho. É apresentada uma contextualização geológica da Bacia do Parnaíba, seguido de um contexto histórico exploratório da bacia e uma descrição dos sistemas petrolíferos existentes na Bacia.
2.1 Geologia Regional
Neste tópico é abordado alguns dos aspectos importantes da geologia regional da Bacia do Parnaíba, a fim de contribuir para a contextualização e compreensão dos resultados, análises, métodos e comparações realizadas a posteriori.
2.1.1 Localização
A Bacia do Parnaíba está localizada na porção noroeste do Nordeste brasileiro e compreende os estados do Maranhão e Piauí, incluindo em partes o Tocantins, Pará, Ceará e Bahia. Essa bacia, classificada como uma das grandes sinéclises paleozoicas do Brasil, apresenta uma geometria elíptica com o eixo de maior elongação medindo cerca de 1.000 km e se estende por uma área sedimentar de 665.888 km2 (ARAÚJO & FERREIRA, 2017). A espessura da coluna sedimentar é estimada em até 3.500 m, no seu depocentro (VAZ et al., 2007). Alves (2013), apresenta um levantamento sísmico recente realizado pela ANP em que foi atestada a possibilidade da espessura máxima da coluna sedimentar alcançar até 6.000 m na região de influência do Lineamento Transbrasiliano.
As linhas sísmicas L1 e L2, e os poços P1 e P2, marcados na Figura 2-1 nas cores vermelho e preto, respectivamente, foram utilizados no presente trabalho para o estudo da correlação entre as informações geológicas e geofísicas de subsuperfície de uma região da Bacia do Parnaíba e estão localizados geograficamente entre os paralelos 6º00” e 8°00” S e meridianos 42°00” e 48°00” W.
Os nomes dos poços seguem nomenclaturas com os seguintes prefixos: 1CA 0001 MA e 1RB 0001 MA, porém são popularmente designados de CARAIBAS-1 e RIBEIRAOZINHO-1, representados por P1 e P2, respectivamente. As linhas sísmicas são denominadas de 0317-0103 e 0317-0104, representados por L1 e L2 respectivamente, no mapa de localização e geologia da Bacia do Parnaíba.
As unidades estratigráficas presentes no mapa geológico, denominados: Siluriano, Devoniano, Carbonífero, Permiano, Triássico, Jurássico, Cretáceo e Neogeno, referem-se ao preenchimento desta bacia, o qual dividem-se em cinco supersequências deposicionais, correlacionáveis a ciclos tectônicos de caráter global, denominados: Sequência Siluriana, Sequência Mesodevoniano-Eocarbonífera, Sequência Neocarbonífera-Eotriássica; Sequência Jurássica; Sequência Cretácea.
Essa bacia encontra-se limitada geologicamente pelo arco Ferrer-Urbano Santos, que a separa das bacias de São Luís e Barreirinhas na direção norte; pelo arco do Médio São Francisco, que a separa da bacia do São Francisco, nas direções sul e sudeste; pelo arco de Tocantins, que a separa da bacia de Marajó, na direção noroeste (SILVA et al., 2003) e por rochas da Orogenia Brasiliana, nas direções leste e oeste (CUNHA, 2012), de acordo com a Figura 2-2.
Figura 2-2: Limites estruturais da Bacia do Parnaíba.
O desenvolvimento da Bacia do Parnaíba se fez sobre um embasamento continental formado por rochas metamórficas, ígneas e sedimentares ao longo de um estágio de estabilidade da plataforma Sul-Americana (CARNEIRO et al., 2012).
Segundo Vaz et al., (2007), as rochas que compõem o embasamento desta bacia apresentam idades que variam do Arqueano ao Ordoviciano, com maioria variando do final do Proterozoico ao início do Paleozoico. Existem duas unidades sedimentares que compõem o embasamento da bacia do Parnaíba, são elas: a Formação Riachão e Grupo Jaibaras. A primeira é composta por depósitos imaturos de idade proterozóica média ou superior compreendendo grauvacas, arcósios, siltitos, folhelhos vermelhos e ignimbritos. Já o grupo Jaibaras, que emerge no leste-nordeste da bacia é constituído de depósitos fluviais, aluviais e lacustres.
Estruturalmente, os lineamentos Transbrasiliano, Picos-Santa Inês e Tocantins-Araguaia, segundo a Figura 2-3, são classificados como as principais feições estruturais do embasamento (CUNHA, 1986). Essas feições atuaram de forma a controlar as direções dos eixos deposicionais até o Eocarbonífero, exercendo papel fundamental na evolução tectono-sedimentar (ARCE et al., 2006; VAZ et al., 2007).
O Lineamento Transbrasiliano, o principal controlador, está localizado ao longo de toda a porção leste e sul-sudeste da Bacia e apresenta falhas que atingem rochas do pré-cambriano e rochas do fanerozoico (CUNHA, 1986).
Figura 2-3: Principais feições estruturais da Bacia do Parnaíba.
Fonte: Ferraz (2015, apud Santos & Carvalho, 2004).
2.1.3 Arcabouço Estratigráfico
Vaz et al. (2007) e Rezende (2002) fragmentaram a coluna sedimentar, de acordo com a litoestratigrafia e quanto à estratigrafia de sequências, conforme a carta estratigráfica da Figura 2-4, resultando em cinco supersequências deposicionais: Sequência Siluriana (Grupo Serra Grande), Sequência Mesodevoniano-Eocarbonífera (Grupo Canindé), Sequência Neocarbonífera-Eotriássica (Grupo Balsas); Sequência Jurássica (Formação Pastos Bons); Sequência Cretácea (Formações Codó, Corda, Grajaú e Itapecuru).
Na evolução estratigráfica da bacia, tem-se a ocorrência de rochas ígneas básicas na forma de derrames vulcânicos, diques e soleiras e as intrusões magmáticas das formações Mosquito e Sardinha, correspondentes as sequências deposicionais do Jurássico e Cretáceo, respectivamente (AGUIAR, 1971; VAZ et al., 2007).
A seguir, descreveu-se as formações e litologias correspondentes as suas supersequências, baseado fortemente no estudo de Vaz et al., (2007).
A supersequência siluriana, correspondente litoestratigraficamente ao Grupo Serra Grande, advém de um ciclo transgressivo-regressivo completo e está assentada sobre rochas proterozóicas ou sobre depósitos cambrianos. As formações que a constituem e as litologias correspondentes são: Formação Ipu – arenitos, conglomerados, quartzo e arenitos de finos a grossos; Formação Tianguá – folhelhos escuros e carbonáticos, arenitos finos a médios e intercalações de siltitos e folhelhos escuros. Formação Jaicós – arenito, grossos e mal selecionados.
A supersequência mesodevoniana-eocarbonífera, correspondente litoestratigraficamente ao Grupo Canindé, e têm seus estratos depositados discordantemente sobre a sequência mais antiga. As formações que a constituem e as litologias correspondentes são: Formação Itaim - arenitos finos a médios, bem selecionados e com alta esfericidade intercalados a folhelhos; Formação Pimenteiras – folhelhos escuros, radioativos, ricos em matéria orgânica, com intercalações de siltito e arenito; Formação Cabeças – arenitos, médios a grossos, com intercalações delgadas de siltitos e folhelhos; Formação Longá - folhelhos escuros, homogêneos ou bem laminados além de eventuais pacotes de arenitos e siltitos; Formação Poti - arenitos, com lâminas de siltito e folhelhos com eventuais níveis de carvão.
A supersequência neocarbonífera-eotriássica, correspondente litoestratigraficamente ao Grupo Balsas. As formações que a constituem e as litologias correspondentes são: Formação Piauí - arenitos com intercalações de folhelho, calcários e finas camadas de sílex; Formação Pedra de Fogo - considerável variedade de rochas - sílex, calcário, intercalado com arenito, folhelho, siltito, anidrita e, eventualmente, dolomito; Formação Motuca – siltito, arenito fino e médio, folhelho, anidrita e calcários; Formação Sambaíba - arenitos avermelhados, finos a médios.
A supersequência jurássica, correspondente litoestratigraficamente a Formação Pastos Bons, cuja posição estratigráfica da Formação Corda foi reinterpretada pelos autores e passou a fazer parte da Sequência Cretácea. As litologias correspondentes são: Formação Pastos Bons – na base predominam os arenitos, fino a médio, subarredondados e lentes de calcário, na parte média da seção ocorrem siltito, folhelho/argilito, comumente intercalados com arenito e a porção mais superior é formada de arenito finos, intercalados a siltitos e folhelhos.
Codó, Corda, Grajaú e Itapecuru. As litologias correspondentes são: Formação Corda - arenitos avermelhados, finos e médios, seleção regular a boa, ricos em óxidos de ferro. Formação Grajaú – arenitos claros, médios/grossos, subangulosos/angulosos, mal selecionados e a presença de seixos e de níveis conglomeráticos e arenitos; Formação Codó - folhelhos, calcários, siltitos, gipsita/anidrita e arenito; Formação Itapecuru - arenitos finos, com estruturas diversas.
2.1.4 Tectônica e Sedimentação
A evolução tectonossedimentar da Bacia do Parnaíba, é iniciada por pulsos terminais e eventos térmicos, durante o final do Ciclo Brasiliano (Cambro-Ordoviciano) e a estágios de estabilização da plataforma (ALMEIDA & CARNEIRO, 2004) que corroboraram com a formação de grábens ou riftes presentes em toda a extensão do embasamento da Bacia do Parnaíba (GÓES et al., 1990). Nessas estruturas grabenformes ocorreu a deposição pré-ordoviciana da Formação Riachão e da Formação Mirador (CAPUTO & LIMA, 1984). Essas estruturas grabenformes foram representadas pelo esquema da seção geológica da Bacia do Parnaíba da Figura 2-5.
Figura 2-5: Seção geológica esquemática da Bacia do Parnaíba.
Fonte: Alves, 2013.
Posteriormente, em decorrência da atuação de um megassistema de fraturas, resultado de contrações térmicas devido um resfriamento da litosfera no final da Orogenia Brasiliana,
teve início a deposição da Sequência Siluriana (Grupo Serra Grande), que terminou com a Orogenia Caledoniana (GOÉS & FEIJÓ, 1994). Durante o Devoniano, houve a retomada da deposição (Grupo Canindé) e processos geológicos resultaram na subsidência e expansão da bacia, bem como o início de um novo ciclo transgressivo-regressivo que possibilitou maior ingressão marinha da Bacia do Parnaíba (Formação Pimenteiras). O final da deposição desta última sequência é marcado pelo soerguimento da bacia, provocado pela influência da Orogenia Eo-Herniciana (GOÉS & FEIJÓ, 1994).
A deposição do Grupo Balsas, de acordo com Góes & Feijó (1994), é fruto de profundas mudanças estruturais e ambientais da Bacia, transcorridas do Carbonífero ao Triássico. Tais mudanças são produto do deslocamento dos depocentros para o centro da bacia e da mudança das condições de circulação dos mares, que antes abertos passaram a ter circulação restrita. As condições de circulação restritas, relacionadas as condições severas de aridez e clima quente, foram determinantes para a sedimentação de evaporitos e instauração de ambientes desérticos. Processos deposicionais da Formação Pastos Bons, ao longo do Jurássico, foram atribuídas as condições continentais da Bacia e ao mecanismo de subsidência, decorrente do peso sobreposto do magmatismo (GOÉS & FEIJÓ, 1994).
Por último, Goés & Feijó (1994) atestam que houve a retomada da sedimentação na Bacia do Parnaíba, durante o Cretáceo, devido esforços de ruptura da margem equatorial brasileira. O período de sedimentação é definido por uma ligeira transgressão associada, posteriormente a um cenário deposicional exclusivamente continental.
2.1.5 Histórico Exploratório
O potencial exploratório da Bacia do Parnaíba ao longo de décadas passou despercebido aos olhos dos órgãos brasileiros responsáveis pelas atividades de exploração de hidrocarbonetos. Por muito tempo a atenção esteve voltada a bacias com antecedentes de sucesso no extremo leste do território brasileiro. Ademais, sua ampla área e localização; (afastada dos grandes centros); contribuíram como obstáculos para grandes perspectivas exploratórias. Assim sendo, os avanços em relação a pesquisa, aquisição de dados e projetos exploratórios foram insuficientes, mantendo a bacia pouco conhecida até a última década, quando houve novos investimentos e descobertas de óleo e gás na bacia, pela ANP (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
hidrocarbonetos, pode ser dividido em quatro principais fases.
A primeira, de caráter exploratório, teve início durante a década de 1950 e consistiu em um levantamento geológico de superfície; conduzido pelo Conselho Nacional de Petróleo (CNP) (GÓES et al., 1990) e na perfuração de apenas dois poços no Estado do Maranhão (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
A segunda fase teve início após a criação da Petrobrás em 1953. O período de 1956 a 1966 se destacou pela intensificação dos esforços no que diz respeito a novos levantamentos geológicos, com gravimetria, mapeamento geológico, levantamentos sísmicos locais, perfuração de 26 poços; (dos quais 22 eram exploratórios e 4 pioneiros) e, principalmente pela detecção de indícios de óleo e gás (GÓES et al., 1990).
A terceira fase, com início em 1975 avançou em campanhas exploratórias. Teve como principal ferramenta a sísmica de reflexão na região central-noroeste da bacia (PETERSOHN, 2007), conduzida pelas empresas ESSO e a Anschutz e resultando na perfuração de sete poços exploratórios (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
A quarta fase iniciou-se em 1988 e foi marcada pelo reprocessamento de dados sísmicos, perfis aeromagnéticos e geoquímica de superfície, resultando na descoberta de hidrocarbonetos em diversos setores. Os quais os mais importantes estavam localizados na região denominada Testa Branca - que apresentou significativos indícios de óleo - e na região de Floriano - onde foram constatados significativos indicativos de gás, com destaque para o poço 2-CP-1-MA, considerado subcomercial (GÓES et al., 1990).
A aprovação da Lei 9.478/1997 conhecida como Lei do Petróleo e a fundação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP); no ano de 1997 representaram um marco histórico que impulsionou de forma significativa o mercado petrolífero no Brasil, uma vez que a ANP passou a ofertar blocos exploratórios de áreas com potencial de produção de hidrocarbonetos em rodadas de licitações, despertando o interesse de importantes companhias do ramo como Petra Energia, Devon, Petrobras e Comp E&P de Petróleo e Gás S.A. (FERNANDES, 2011).
As concessionárias OGX Maranhão (subsidiária da OGX Petróleo e Gás) e Parnaíba Gás Natural S.A. entre os anos de 2010 a 2014 levaram a bacia do Parnaíba a posição de segunda maior produtora de gás em terra no Brasil, correspondendo a 7% da produção total
nacional. Isso se deu após a descoberta de sete campos de gás natural, dos quais três estão produzindo (Gavião Real, Gavião Branco e Gavião Vermelho) e quatro estão em fase de desenvolvimento, consequência de altos investimentos das concessórias e da própria ANP. Até maio de 2017, havia 93 poços exploratórios perfurados, desses 49 pioneiros e 12 estratigráficos. As reservas provadas de hidrocarbonetos são da ordem de 15,3 bilhões de m3 de gás natural (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
2.2 Sistemas Petrolíferos
Segundo Magoon & Dow (1994), o conceito de sistemas petrolíferos consiste em um sistema natural dependente de elementos e processos, que quando combinados e submetidos a condições adequadas, resultam em um sistema “ideal” para a geração, acumulação e armazenamento de petróleo. Os elementos essenciais para a existência e acumulação de hidrocarbonetos no sistema petrolífero são as rochas geradoras, rochas reservatório e rochas selantes e os processos consistem na geração, migração, acumulação e aprisionamento de petróleo.
O funcionamento do sistema resume-se a expulsão dos hidrocarbonetos da rocha geradora madura, em que o petróleo migra até as rochas reservatório, na qual o petróleo é armazenado. O acúmulo se dá devido a barreiras e armadilhas geológicas, formadas pelas rochas selantes e trapas respectivamente, que impedem o afloramento do petróleo na superfície. Além dos fatores mencionados, é importante que todo o processo ocorra de maneira contínua e simultânea.
O sistema petrolífero pode ser categorizado conforme o nível de incerteza em: conhecido (!), hipotético (.) e especulativo (?). O sistema conhecido constitui-se de relação geoquímica entre rocha geradora e os hidrocarbonetos da fase de acumulação. O sistema hipotético corresponde a um sistema no qual a rocha geradora é conhecida, no entanto, não existe correlação com os hidrocarbonetos da fase de acumulação. Já o especulativo, parte do princípio de evidências geológicas e geofísicas, durante a identificação da rocha geradora ou dos hidrocarbonetos (MAGOON & DOW, 1994).
Os sistemas petrolíferos existentes na Bacia do Parnaíba mencionados na literatura de Alves (2013), são: Tianguá-Jaicós (?), Tianguá-Ipu (.), Pimenteiras-Pimenteiras (?), Poti (!), Piauí (.), Itaim (.), Poti-Longá (.) e
Pimenteiras-com níveis de incerteza distintos, sendo eles: Tianguá-Ipu (.), Pimenteiras-Cabeças (!) e Pimenteiras-Pimenteiras (?).
2.2.1 Geração e Migração
Na Bacia do Parnaíba, o acúmulo de matéria orgânica, ocorreu durante o período Devoniano, associado a um evento anóxico global. Esse fenômeno, acarretou a deposição de folhelhos caracterizados pelo alto teor de radioatividade, resistividade e baixo teor de densidade existente na principal rocha geradora da Bacia do Parnaíba, a Formação Pimenteiras. Além desta, os folhelhos das Formações Tianguá e Longá, do período Siluriano e Devoniano-Fameniano, respectivamente, também são considerados rochas geradoras potenciais secundárias (RODRIGUES, 1995), conforme Figura 2-6.
Figura 2-6: Principais rochas geradoras da Bacia do Parnaíba.
Fonte: Petersohn, 2007.
O processo de geração de óleo na Bacia do Parnaíba está essencialmente relacionado às intrusões ígneas e tem como agente modificador da velocidade da reação o incremento térmico.
O processo de migração, por sua vez, é consequência do contato estratigráfico direto das rochas reservatório com as rochas geradoras, e pela migração dos hidrocarbonetos através das falhas e ao longo de diques de rochas magmáticas intrusivas básicas.
Conforme Góes et al. (1990), o sistema petrolífero Tianguá-Ipu (.) apresenta como rocha geradora, os folhelhos marinhos da formação Tianguá, oriundo do período Siluriano. Os folhelhos dessa formação alcançam espessuras em torno de 200 m, apresentando teor de carbono orgânico (COT) comumente inferior a 1,0% e de matéria orgânica oxidada do tipo III, proveniente de vegetais.
Rodrigues (1995), ao analisar e constatar evidências de óleo e gás nos poços (1-TB-2-MA) e (2-CP-1-(1-TB-2-MA) do sistema Pimenteiras-Cabeças (!), relacionou tais resultados aos folhelhos geradores da Formação Pimenteiras, do período devoniano. O estudo apresentou que a Formação Pimenteiras possui COT entre 2% e 5% e matéria orgânica dos tipos II e III. Essa formação é mais importante em relação as demais em virtude do alto potencial de geração de petróleo, com destaque a extensos campos e espessuras superiores a 500 m (GÓES et al., 1990).
2.2.2 Rocha Reservatório
As rochas reservatório geralmente apresentam bons valores de permeabilidade e porosidade. Em relação ao sistema Pimenteiras-Cabeças (!) da Bacia do Parnaíba, Rodrigues (1995) certificou que as rochas reservatório são constituídas de arenitos devonianos da Formação Cabeças, que ganham destaque por sua relação estratigráfica de contato direto com as rochas geradoras da Formação Pimenteiras, que favorece a migração dos hidrocarbonetos, Figura 2-7. Desta maneira, a Formação Cabeças é classificada como a principal rocha reservatório apresentando valores de porosidade de até 26% e espessuras da ordem de 250 m. A Formação Piauí, constituída de arenitos continentais a costeiros neocarboníferos, é classificada como reservatórios secundários da Bacia do Parnaíba (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
Fonte: Petersohn, 2007.
Em relação ao sistema petrolífero Tianguá-Ipú (.), Góes et al. (1990), aborda que os conglomerados e arenitos da Formação Ipu tratam-se das rochas reservatórios. Fora observado um aumento no potencial de poços com indícios de hidrocarbonetos da Formação Ipu, caso os folhelhos silurianos da Formação Tianguá revelassem seu potencial gerador (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
Em relação ao sistema Pimenteiras-Cabeças (!), Rodrigues (1995) certificou que as rochas reservatório eram constituídas de arenitos provenientes da Formação Cabeças.
Também ocorrera a possibilidade de existência de um sistema Pimenteiras-Pimenteiras (?), observado por Young (2006), quando constatou valores relativamente altos de porosidade e permeabilidade de corpos arenosos presente na Formação Pimenteiras. Neste propõe-se um novo modelo estratigráfico, cuja deposição resultaria na alternância de arenitos, intercalados por folhelhos, oriundos da Formação Pimenteiras. Essa hipótese fortaleceu uma nova perspectiva para a Bacia do Parnaíba, relacionada as potenciais rochas reservatório e, principalmente a um novo sistema petrolífero.
Ademais, pesquisas recentes revelaram a existência de outro importante reservatório na Bacia, os arenitos parálicos mesocarboníferos da Formação Poti (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
2.2.3 Rocha Selante
A rocha selante, ou selo, caracterizada principalmente pela baixa permeabilidade e pela capacidade de impedir a migração dos hidrocarbonetos das rochas reservatórios, representa um elemento imprescindível ao acúmulo de hidrocarbonetos. A exemplo disso, na Figura 2-8, os folhelhos da Formação Longá se apresentam como a rocha selante para um dos principais reservatórios da bacia do Parnaíba, o sistema Pimenteiras-Cabeças. Analogamente, sistemas petrolíferos das formações Tianguá-Ipu (.), Pimenteiras-Itaim e Pimenteiras-Piauí possivelmente são selados pelos folhelhos das Formações Tianguá, folhelhos da Formação Pimenteiras e folhelhos e evaporitos da Formação Pedra de Fogo, nessa ordem (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).
Figura 2-8: Principais rochas selante da Bacia do Parnaíba.
As trapas, ocorrências geológicas de natureza estrutural, estratigráfica ou mistas, permitem aprisionar os hidrocarbonetos, sendo um dos elementos essenciais para o processo de acúmulo de óleo e gás nas rochas. É esperado que a Bacia do Parnaíba seja composta de trapas estruturais, representadas por falhas normais e reversas relacionadas as intrusões ígneas (ÁVILA, 2010).
Capítulo III:
Neste capítulo, desenvolveu-se toda a abordagem metodológica necessária para a compreensão e desenvolvimento do trabalho, que consistiu inicialmente na inserção dos dados referente aos perfis de poços e as linhas sísmicas 2D no software Petrel, na descrição dos princípios básicos dos métodos utilizados para o estudo apresentado neste trabalho e, posteriormente, na interpretação de dados, dividida na interpretação dos perfis de poços e na correlação da interpretação dos perfis de poços com a seções sísmicas.
A Figura 3-1 sintetiza a metodologia aplicada neste trabalho, em forma de fluxograma que resume as principais etapas para a realização deste estudo.
3.1 Materiais
3.1.1 Dados sísmicos e perfis de poços
Os dados utilizados neste estudo compreendem dois poços e duas linhas sísmicas 2D, dispostos perpendicularmente, os quais foram carregados no software Petrel e podem ser pré-visualizados na Figura 3-2.
Figura 3-2: Pré-visualização dos dados de poços e sísmicos no Petrel.
Os nomes dos poços seguem nomenclaturas com os seguintes prefixos: 1CA 0001 MA e 1RB 0001 MA, porém são popularmente designados de CARAIBAS-1 e RIBEIRAOZINHO-1. As linhas sísmicas, decorrente do mesmo levantamento sísmico denominado 0317_2D_ANP_BACIA_DO_PARNAIBA, são resultantes de uma aquisição e processamento PSTM (Pre Stack Time Migration) e são denominadas de 0317-0103 e 0317-0104. As coordenadas geográficas dos poços e das linhas estão explicitadas nas Tabela 3-1 e Tabela 3-2.
Nome do Poço Coordenadas Geográficas (DMS) 1CA-0001-MA Longitude: 45°56'57.01''W Latitude: 7°32'30.01''S 1RB-0001-MA Longitude: 46°4''47.71''W Latitude: 8°1'46.49''S
Tabela 3-2: Coordenadas geográficas das linhas sísmicas.
Nome da Linha Coordenadas Geográficas (DMS)
0317-0103 Longitude: 46°37’48.0230’’W - Mín 42°30’23.6904’’W - Máx Latitude: 7°52’8.0021’’S - Mín 6º00’28.6644’’S -Máx 0317-0103 Longitude: 47°28’20.5591’’W - Mín 46°03’48.5927’’W - Máx Latitude:8°02’’13.2383’’S - Mín 7°20’31.8146’’S - Máx
Os dados empregados são de domínio público e foram cedidos pela ANP e sediados pelo Laboratório de Petrofísica e Geofísica (PETROGEO) da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), de acordo com a Resolução ANP n.°1/2015, de 14/01/2015, publicada no Diário Oficial da União em 15/01/2015.
A manipulação dos dados, para a devida integração, interpretação e correlação se deu através do software Petrel cuja licença acadêmica foi disponibilizada pela companhia Schlumberger para o Departamento de Engenharia de Petróleo da UFRN.
3.1.2 Dados de Poços
Os dados de poços compreendem perfis compostos e perfis geofísicos (logs). A perfilagem geofísica integra os perfis de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI) e sônico (DLT), cujo formato inicial de gravação encontrava-se em LIS (Log Interchange Standard). De acordo com o site da ANP, a quantidade de perfis geofísicos existentes do poço CARAIBAS-1 equivale a 8 e do poço RIBEIRAOZINHO-1 equivale a 12. No entanto, os dados fornecidos constam apenas os descritos na Tabela 3-3.
Inicialmente, foi realizada a conversão do formato dos dados (Digital Log Information Standard) através do software Log Data Toolbox. Posteriormente, foram convertidos de DLIS
para LAS (Log ASCII Standart) utilizando o mesmo software. Por fim, os arquivos LAS puderam então ser inseridos na plataforma Petrel.
Tabela 3-3: Dados de cada poço da área de estudo incluindo raios gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI), sônico (DLT), indícios de
hidrocarbonetos e perfil composto (PC).
NOME DOS POÇOS GR SP RILD NPHI DLT INDÍCIOS PC
1CA0001MA x x x x x x
1RB0001MA x x x
Ambos os poços foram operados pela PETROBRAS e são classificados como Poços Exploratórios e Pioneiros, identificados com o código 1, visando principalmente a investigação da ocorrência de petróleo e/ou gás natural e a avaliação estrutural e estratigráfica da seção de sedimentos. O poço CARAIBAS-1 atingiu uma profundidade de perfuração de 1935.6 m e o poço RIBEIRAOZINHO-1 atingiu a profundidade de 1836.5 m.
As datas de início e término da perfuração são distintas e explicitadas a seguir: CARAIBAS-1: início da perfuração: 05/09/65; término da perfuração: 09/01/66 e RIBEIRAOZINHO-1: início da perfuração: 02/12/63; término da perfuração: 06/04/64. No entanto, ambos tiveram atualizações nas datas de 14/08/2006 e 13/07/2006, de modo recíproco. Para fins de interpretação, apresenta-se apenas os resultados referentes a interpretação do poço 1CA 0001 MA, em virtude do poço 1RB 0001 MA apresentar somente dois perfis geofísicos, como descrito na Tabela 3-3, implicando na ausência de dados para a avaliação.
3.1.3 Dados Sísmicos
Os dados sísmicos foram concedidos pela ANP no formato SEG-Y (padrão da Society of Exploration Geophysicists para armazenamento de dados sísmicos) e exportados para o pacote Petrel. As respectivas linhas sísmicas 2D foram obtidas em um mesmo levantamento sísmico denominado 0317_2D_ANP_BACIA_DO_PARNAIBA, com tecnologia do levantamento em 2D, solicitado pela ANP e realizado pela companhia Geokinetics Brasil.
Além disso, os dados sísmicos consistem em dados já processados, também pela companhia Geokinetics Brasil, correspondente a duas seções sísmicas migradas
pré-seção sísmica foi cortada para 3000 ms, porque não apresentava informações relevantes abaixo deste tempo.
O sistema de coordenadas é representado pelo World Geodetic System 1984 (WGS-1984), Universal Transverse Mercator (UTM), localizados na Zona 23, Sul. As coordenadas X e Y UTM em metros, do início e final das linhas sísmicas 0317-0103 e 0317-0104, os tempos de registro das linhas sísmicas e ainda, o comprimento das mesmas estão descriminados nas Tabela 3-4 e Tabela 3-5, de modo recíproco.
Tabela 3-4: Parâmetros da linha sísmica 0317-0103.
0317-0103 Mínimo Máximo Delta
X (m) 320294.21 774854.81 454560.60
Y (m) 9129846.54 9335291.65 205445.11
Tempo (ms) 0.00 7000.0 7000.0
Tabela 3-5: Parâmetros da linha sísmica 0317-0104.
0317-0104 Mínimo Máximo Delta
X (m) 227484.77 382618.09 155133.32
Y (m) 9111457.99 9187674.54 76216.55
Tempo (ms) 0.00 7000.0 7000.0
O número de traços da linha 0317-0103 é igual a 39940 traços e da linha 0317-0104 é igual a 13911 traços. A extensão das linhas corresponde a 499,25 km para a linha 0317-0103 e 173,8875 km para a linha 0317-0104.
O tipo do processamento dos dados é descriminado como PSTM (Pre Stack Time Migration), embora a ANP não forneça informações detalhadas sobre aquisição e processamento dos dados sísmicos das linhas.
Para fins de interpretação, apresenta-se apenas os resultados referentes a interpretação da seção sísmica 0317-0103, em virtude do poço 1RB 0001 MA, localizado na borda da seção sísmica linha, apresentar poucas informações de perfis, dificultando a correlação poço-seção sísmica.
3.2 Métodos
3.2.1 Perfilagem Geofísica de Poços
A perfilagem de poços pode ser definida como um conjunto de métodos de investigação indireta empregados em poços, através de ferramentas de medição, com intuito de mensurar propriedades físicas de unidades geológicas diferentes, tornando possível a obtenção de um registro detalhado das características da formação litológica, atravessadas por uma perfuração (KEYS, 1989). Os dados adquiridos na perfilagem de poços ocorrem de forma a complementar a informações de perfuração de poços, comumente pontuais e com amostragens comprometidas.
Nesse sentido, os perfis geofísicos apresentam medições de grandezas geofísicas, realizada por instrumentos que estão associados a diferentes propriedades, tais como: elétricas, acústicas, radioativas, mecânicas, dentre outras propriedades.
Atualmente, nas sondas de perfuração são integradas múltiplas ferramentas de medição, denominados sensores, de diferentes propriedades geofísicas (ELLIS & SINGER, 2008). As ferramentas de perfilagem geofísica com aplicações na exploração de petróleo e gás como os perfis de caliper, potencial espontâneo, resistividade, indução, raio gama, raio gama espectral, sônico, densidade, porosidade neutrônica e perfis com imagens sônicas e de resistividade, entre outros, poderão fornecer parâmetros físicos de resistividade elétrica, potencial eletroquímico natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural ou induzida, entre outros. Além da aplicação das propriedades físicas das rochas na exploração de petróleo e gás, os perfis geofísicos também fornecem parâmetros petrofísicos relevantes dos reservatórios de petróleo como: porosidade, permeabilidade, saturação (quantidade de fluidos existentes nos poros das rochas), entre outros, com intuito de estimar quantitativamente o volume de tais recursos (RODRIGUES, 2007).
Neste trabalho, analisou-se os perfis convencionais de tecnologia wireline (perfilagem após a perfuração usando sondas suspensas por cabo) de dois poços da Bacia do Parnaíba, fornecidos pela ANP. Levando em conta os perfis de poços recebidos, apresenta-se os princípios básicos somente dos perfis de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI) e sônico (DLT), interpretados no software PETREL.
Perfis de raio gama (GR) são utilizados para avaliação das formações atravessadas pela perfuração de poços e consistem na medição da radiação natural gama emitida pelas rochas. Essa radioatividade provém dos principais radioisótopos presentes nas rochas, que emitem espontaneamente U238, Th232 e K40, devido à instabilidade de seus núcleos (STEVANATO, 2011).
A medição dessa radioatividade é realizada pelos instrumentos cintilômetro, que acompanha a sonda durante a perfuração com intuito de mensurar a radiação, dentro de alguns decímetros da parede do poço, através do número de fótons detectados em um certo intervalo de tempo (RIDER, 2002).
A quantidade de espectros de radiação natural gama são diferentes para diferentes tipos de rochas. Desta forma, sabendo que as rochas ígneas e metamórficas são mais radioativas que as rochas sedimentares e ainda, que as rochas que contém argilas são naturalmente mais radioativas que as demais rochas, é possível constatar uma importante aplicação dos perfis raio gama para a diferenciação das rochas de acordo com suas radioatividades (NERY,1990).
Os folhelhos têm a capacidade de emitir mais radiação gama comparados aos outros tipos de rochas sedimentares, devido a quantidade superior do Potássio (K) no teor de argila do folhelho e da capacidade de adsorção de urânio e tório pela argila. Sendo assim, essa diferença de radiação gama faz com que o instrumento diferencie os folhelhos dos não folhelhos. Em vista disso, esse perfil se torna extremamente importante não somente para a diferenciação de litologias, mas também para a caracterização da quantidade de argila das rochas e para a correlação entre poços (RODRIGUES, 2007).
O cálculo da quantidade de argila existente nas rochas, comumente conhecido como volume de folhelho é obtido através de equações, a depender da condição do arenito: consolidados (rochas antigas) ou inconsolidados (rochas do Terciário) (ASQUITH, 1999).
3.2.1.2 Potencial Espontâneo (spontaneous potential - SP)
O perfil de Potencial Espontâneo consiste na medição do potencial elétrico naturalmente desenvolvido nas camadas permo-porosas, em virtude da diferença de salinidade que existe entre o fluido de perfuração e a água da formação. Esse perfil é classificado como litológico
dado que, produz dados acerca da litologia das rochas atravessadas pela perfuração do poço (NERY, 2013).
A medição desse potencial elétrico ocorre em razão da diferença de potencial (d.d.p.) entre os dois lados de uma membrana porosa, após a passagem de eletrólitos proveniente da penetração do fluido de perfuração nas paredes do poço. Essa d.d.p. é causada pela movimentação dos íons dentro da membrana, de tal forma que os ânions, absorvidos pelas paredes dos capilares, atraem os cátions, constituindo uma dupla camada elétrica. Os cátions são transportados através dos capilares, decorrente do fluxo de fluidos, formando-se uma concentração de cátions na saída. Como resultado, surge uma d.d.p. entre início e final do percurso (GALLAS, 2005).
A medição acontece por meio de eletrodos, instalados na sonda e na superfície, que reconhecem o movimento dos íons entre dois fluidos de concentrações diferentes (KEAREY et al., 2009).
3.2.1.3 Indução (induction log – RILD)
O perfil de indução consiste em um registro de informações a respeito da condutividade ou seu recíproco resistividade da formação através da indução e medição de campos elétricos e magnéticos que penetram nas formações rochosas, podendo assim ser utilizado na correlação poço-poço e na identificação da litologia e fluido contido na formação, bem como a estimativa da saturação da água.
O princípio físico desse perfil tem por base o acoplamento de um par de bobinas (sensores), classificadas em transmissora e receptora e que se dispõem coaxiais ao eixo do poço. O campo primário é gerado a partir da circulação de correntes alternadas (CA) na bobina transmissora, seguida de uma indução da corrente elétrica, de eixo equivalente ao do poço e da geração de um campo eletromagnético secundário na formação, captado pela bobina receptora (RODRIGUES, 2015).
A magnitude do sinal captado na bobina receptora pode sofrer influência da permeabilidade do meio em que se executa o registro da indução, da potência da energia utilizada e do número de voltas e distância entre as espiras (NERY, 2013). Além disso, é recomendável a aplicação do perfil de indução em rochas menos resistivas (condutividade alta),
impedindo os princípios de funcionamento desse perfil.
Na pratica as ferramentas de indução tem conjuntos de bobinas com correntes focalizadas usadas para minimizar os efeitos dos poços e das formações adjacentes. A ferramenta de indução dupla (dual-induction) foi desenvolvida combinando várias bobinas para realizar medições profundas (ILD - induction log deep) e ao mesmo tempo medições mais rasas (ILM – induction log medium). Neste trabalho usaremos somente o perfil ILD que torna possível a análise da distribuição de resistividade na zona virgem, onde não há invasão do fluido de perfuração.
3.2.1.4 Neutrônico (neutron log – NPHI)
O perfil neutrônico é caracterizado pelo registro direto da porosidade da formação, tanto em poço aberto quanto em poço revestido (NERY, 2013). Diferentemente dos perfis de radioatividade, que fazem uso de ondas eletromagnéticas para a medição de parâmetros de radioatividade, como o perfil raio gamma (GR), este perfil faz uso de uma fonte de nêutrons, lançado diretamente na superfície da formação.
Os nêutrons, quando lançados na formação a altos níveis de energia, são capazes de penetrar profundamente na matéria, de forma a atingir e interagir, elástico e/ou inelasticamente, com os núcleos dos elementos que constituem a rocha. Tal fato pode ser explicado pela ausência de carga elétrica dos nêutrons, com massa praticamente igual ao do núcleo do hidrogênio, que fazem dele uma partícula neutra (NERY, 2013).
Os recursos utilizados pelo perfil neutrônico consistem em uma fonte de nêutrons - contendo pequenas quantidades de substância radioativa – e um cintilômetro. Em síntese, à medida que nêutrons são bombardeados na formação, ocorre a emissão de raios gama, por parte dos núcleos que capturam os nêutrons e, que colidem com o cintilômetro instalado a uma distância fixa. A distância fonte-receptor determina os resultados, visto que, arranjos curtos detectam nêutrons rápidos, enquanto arranjos longos detectam nêutrons termais ou radiação gama. (KEARY et al, 2009).
Segundo Nery (2013), a interpretação dos perfis neutrônicos, baseiam-se frequentemente no índice de hidrogênios, em razão da grande influência do hidrogênio na resposta neutrônica a sua porosidade. Assim sendo, camadas portadoras de gás ou
hidrocarbonetos leves, provocarão a diminuição das porosidades neutrônicas, em relação aos demais perfis que medem a porosidade, pois a presença destes reduz a densidade do hidrogênio, em virtude da sua capacidade de expansão.
O cálculo da porosidade neutrônica é realizado baseado nas correções quanto à presença de argila, através da seguinte relação (SCHON, 2016).
𝜑𝑁 = 𝜑. 𝜑𝑁 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑+ (1 − 𝜑)[1 − 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒]𝜑𝑁,𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥+ 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒. 𝜑𝑁,𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒
No qual, 𝜑𝑁 representa a porosidade de nêutrons medida, 𝜑 equivale a porosidade da rocha, 𝜑𝑁 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑 corresponde a resposta de nêutrons do fluido, 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 representa o teor de folfhelhos, 𝜑𝑁,𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥 equivale a resposta de nêutrons da matriz e 𝜑𝑁,𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 é a resposta de nêutrons do folhelho.
3.2.1.5 Sônico (sonic log – DLT)
O perfil sônico, também conhecido como perfil acústico, é caracterizado pelo registro do tempo de trânsito entre o momento em que um pulso sonoro compressional é emitido por um transmissor, montado em um mandril no interior do poço, até sua chegada a dois receptores distintos sobre o mesmo mandril, locados a distâncias fixas e pré-determinadas (SERRA, 1984). O tempo de trânsito, ou delay time, entre dois receptores leva em consideração o intervalo de tempo de propagação gasto pelo trem de onda para percorrer uma dada espessura da formação, durante o processo de aquisição (RODRIGUES, 2007). Em termos da velocidade, os meios estabelecem uma relação inversamente proporcional com os tempos de trânsito, melhor dizendo, em formações rochosas compactas onde a velocidade da onda acústica apresenta-se maior os tempos de trânsito apresentam-se menores. E, para formações rochosas onde a velocidade da onda acústica apresenta-se menor, os tempos de trânsito são maiores, por exemplo, em formações com maior porosidade e saturação de fluidos nos seus poros, então o tempo de trânsito da onda será maior.
Nesse sentido, Wyllie (1956), constatou em suas pesquisas sobre a correlação do tempo de trânsito e da porosidade de uma rocha, que a aplicação do perfil sônico estaria intimamente ligada à estimativa da porosidade total (𝜙𝑠), visto que o tempo de trânsito mostra-se diretamente proporcional a porosidade, calculada através da equação a seguir.
Δ𝑡 = Φ. Δ𝑡𝑓 + (1 − Φ). Δ𝑡𝑚 Φ𝑠 = Δ𝑡 − Δ𝑡𝑚
Δ𝑡𝑓 − Δ𝑡𝑚
Em que, Δ𝑡𝑚 representa o tempo de trânsito na matriz (sólidos), Δ𝑡𝑓 equivale ao tempo de trânsito do fluido percolante e, Δ𝑡 corresponde ao tempo de trânsito total (LOPES, 2007).
Embora sua aplicabilidade na a estimativa da porosidade total da rocha seja considerada sua principal aplicação, o perfil sônico também pode ser aplicado para a identificação de zonas fraturadas, na estimativa indireta da densidade e na calibração da sísmica de superfície. Quando em conjunto com a sísmica, o perfil sônico auxilia na calibração e estimativa da impedância acústica dos dados de levantamentos sísmicos das proximidades do poço, através das velocidades obtidas com o perfil, conforme a Tabela 3-6, que servem de referência na identificação da litologia (ELLIS e SINGER, 2008).
Tabela 3-6: Valores de velocidades acústicas compressionais (onda P) e tempos de trânsito, utilizadas como referência para ajuste dos perfis sônicos.
Material Vp (m/s) 𝜟𝒕 (𝝁𝒔/𝒎) Arenito 5486,4 – 5946,6 180,2 – 165,6 Calcário 6400,0 – 7010,4 154,5 – 141,2 Dolomita 7010,4 141,2 Anidrita 6096,0 162,3 Folhelho 1798,3 – 5181,6 551,9 – 519,4 Sal 4572,0 216,6
Fonte: Bassiouni, 1994; Schlumberger, 1998.
Dessa maneira, os registros obtidos na perfilagem sônica refletem não somente a presença, como também a natureza do fluido, uma vez que, camadas portadoras de hidrocarbonetos, apresentam rápidos intervalos de tempo de trânsito quando identificado óleo e, elevados intervalos de tempo de trânsito quando detectado gás nas camadas da formação (NERY, 2013).
3.2.2 Sísmica de reflexão
O método sísmico, um dos mais importantes métodos de prospecção geofísica aplicados na exploração de hidrocarbonetos, baseado no estudo da propagação de ondas elásticas, geradas artificialmente, que trazem informações importantes da geologia da subsuperfície e das estruturas geológicas favoráveis para o acúmulo de hidrocarbonetos.
Dentre os métodos de obtenção de dados geofísicos, o método sísmico de reflexão é o mais difundido na indústria de petróleo, uma vez que apresenta vantagens consideráveis, em relação aos demais métodos geofísicos. Este método possibilita a captação de imagens com altas resoluções, contribuído com a identificação de estruturas, camadas e feições geológicas na crosta terrestre, além de permitir a cobertura de grandes áreas durante a aquisição de dados (THOMAS, 2001). Segundo Robinson e Treitel (1980), a sísmica de reflexão pode ser dividida em três principais etapas de exploração, são elas: aquisição, processamento e interpretação.
Os fundamentos básicos da sísmica de reflexão podem ser explicadas usando os princípios da ótica geométrica, o qual rege as leis da reflexão e refração de ondas planas incidentes em uma superfície refletora, como por exemplo, a interface ou contato entre duas camadas de rochas com diferentes litologias. Nessa perspectiva, a aquisição de dados sísmicos através do método sísmico de reflexão consiste na emissão, propagação e registro (receptores) de ondas elásticas geradas artificialmente na superfície terrestre, por meio de impactos de explosões ou vibradores (fontes). Essas ondas sísmicas deslocam-se pela crosta terrestre e propagando-se em todas as direções até serem refletidas ou refratadas pelas diferentes interfaces rochosas retornando à superfície, onde os receptores, geofones (ambientes terrestres) ou hidrofones (ambientes aquáticos) irão captar e registrar os sinais recorrentes, tais como: ondas diretas, reflexões primarias, reflexões múltiplas, difrações, ondas de superfície e ruídos, conforme a Figura 3-3.
Fonte: Adaptado, Portugal, 2004.
O parâmetro básico da sísmica de reflexão consiste no tempo de trânsito que uma onda leva da fonte ao receptor, após ser refletida em uma interface. A velocidade de propagação das ondas sísmicas decorre de fatores inerentes do meio de propagação, como a densidade e as constantes elásticas. Sendo assim, depende da constituição mineralógica da rocha, grau de cimentação, estágios de compactação (pressão, profundidade), porosidade, conteúdo e saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de microfraturas (THOMAS, 2004).
O mapeamento da subsuperfície acontece através do levantamento sísmico, o qual utiliza da técnica CDP (common depth point) para o registro das reflexões. Esta técnica se baseia na geometria de aquisição por amostragem múltipla, no qual um mesmo ponto de reflexão sobre uma interface é registrado várias vezes com diferentes posições de fontes e receptores. Por conseguinte, após a etapa de aquisição de dados, advém a etapa de processamento de dados, detalhadas a seguir.
3.2.2.1 Processamento Sísmico
Após a aquisição de dados sísmicos, realiza-se a etapa denominada de processamento sísmico. O processamento sísmico pode ser dividido em duas fases: pré-processamento e processamento avançado.
O pré-processamento de dados terrestres consiste basicamente em um tratamento inicial ao dado bruto que o prepara para o processamento avançado, que consiste em uma série de processos de correções e filtragens que visam o melhoramentos da qualidade do sinal sísmico, como por exemplo: edição de traços, correções estáticas, correção do espalhamento geométrico, supressão de ground-roll e deconvolução.
O processamento avançado consiste também na aplicação de uma série de processos que visam a obtenção de uma imagem de alta resolução das estruturas geológicas, através de processos como: análise de velocidades, correção NMO, correção estática residual, correção inversa NMO, migração pré-empilhamento em tempo, análise de velocidade residual. Como resultados principais do processamento sísmico de uma linha sísmica obtém-se um modelo de velocidades e uma seção sísmica migrada pré-empilhamento em tempo (pre-stack time migration).
É importante ressaltar que a sequência de um processamento sísmico não é a mesma para quaisquer dados, uma vez que a sequência das etapas de processamento depende de uma série de fatores como: qualidade do dado, ferramentas disponíveis e objetivos a serem alcançados.
Os dados sísmicos processados das linhas: 2D 0317-0103 e 2D 0317-0104, situadas da Bacia do Parnaíba, correspondem a seções sísmicas migradas pré-empilhamento em tempo, mas não foram fornecidas informações sobre a sequência de processamento aplicada. Vale salientar que são seções migradas com boa qualidade e adequadas para trabalhos de interpretação sísmica.
3.2.2.2 Interpretação sísmica
A interpretação sísmica da seção migrada consiste na última fase integrante do método sísmico, produto do processamento de dados. Esta fase configura-se como a tentativa de concepção de um modelo que represente a geologia da área analisada, com intuito de obter uma
