ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ANÁLISE DE CORRELAÇÃO LITOLÓGICA A PARTIR DE DADOS DE PERFIS DE POÇOS CONVENCIONAIS DO CAMPO DE NAMORADO USANDO
SOFTWARE COMERCIAL
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA
NITERÓI – RJ NOVEMBRO DE 2014
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA
ANÁLISE DE CORRELAÇÃO LITOLÓGICA A PARTIR DE DADOS DE PERFIS DE POÇOS CONVENCIONAIS DO CAMPO DE NAMORADO USANDO
SOFTWARE COMERCIAL
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador: Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
NITERÓI – RJ NOVEMBRO DE 2014
A DEUS, por ter me dado força, saúde, serenidade e perseverança nesta nova jornada. Ao corpo docente da Universidade Federal Fluminense.
Ao professor Alfredo Carrasco, pelos seus ensinamentos e pelo grande apoio e paciência na realização deste trabalho.
Ao coordenador Fernando Peixoto e ao professor Geraldo Souza, pelo apoio e incentivo. A todos os funcionários, desde o pessoal da limpeza aos bibliotecários por toda colaboração e presteza.
A meus pais Antonio Paulo e Maria da Penha, por estarem sempre perto e sempre me apoiando.
A Suellem Ouverney, pelo seu carinho, paciência e sempre estar ao meu lado.
Aos colegas Mauricio Coutinho, Eduardo Mello, Elenilton Cabral, Thales Maia e a todos os outros por estarmos juntos nesta grande etapa da vida.
“Dias inteiros de calmaria, noites de ardentia, dedos no leme e olhos no horizonte, descobri a alegria de transformar distâncias em tempo. Um tempo em que aprendi a entender as coisas do mar, a conversar com as grandes ondas e não discutir com o mau tempo. A transformar o medo em respeito, o respeito em confiança. Descobri como é bom chegar quando se tem paciência. E para se chegar, onde quer que seja, aprendi que não é preciso dominar a força, mas a razão. É preciso, antes de mais nada, querer.”
Amyr Klink Cem dias entre céu e mar
A análise de perfis geofísicos de poços de petróleo é um recurso que auxilia cada vez mais na tomada de decisões dos especialistas na Engenharia de Petróleo, em áreas como exemplo a Engenharia de Reservatórios e a Petrofísica, fornecendo dados de porosidade, litologia, densidade, tipo de fluido presente, localização de intervalos de interesse com hidrocarbonetos entre outros. Com as informações sobre o Campo Escola de Namorado, serão realizadas leituras das informações dos perfis geofísicos e cálculos sobre a saturação de água, usando a Equação de Archie e a Equação de Simandoux e o volume de argilosidade, usando a equação proposta por Clavier que faz o uso do perfil Raio Gama e outra equação para o cálculo de argilosidade que faz que faz o uso do perfil Neutrão e Densidade.
Com essas informações será possível obter informações sobre a litologia da região dos poços estudados e a localização de possíveis reservatórios de óleo. Além disso, será gerada uma correlação dos poços, bidimensional, do tipo well-to-well, mostrando alguns tipos de rochas presentes em cada um dos poços escolhidos neste trabalho.
Essas atividades foram realizadas no software MATLAB, onde tem grande aplicação em várias áreas da engenharia e ciências exatas, tornou-se bastante eficaz na leitura, elaboração de cálculos e na elaboração dos gráficos associados a perfilagem geofísica, mostrando com precisão os possíveis reservatórios de óleo.
As informações obtidas no MATLAB foram comparadas com o software Interactive Petrophysics, um software especializado na área de petrofísica, onde geólogos, geofísicos e engenheiros de petróleo usam para fazer a interpretação de perfis geofísico de poços de petróleo.
Esta comparação mostrou-se satisfatória e como consequência, o uso MATLAB pode ser estendido para a análise da perfilagem geofísica em outros poços de petróleo.
ABSTRACT
Analysis of geophysical logs of oil wells is a resource that assists increasingly in decision making of experts in Petroleum Engineering in areas such as the Reservoir Engineering and Petrophysics to providing data of porosity, lithology, density, type this fluid, location of interest intervals hydrocarbon among others. With the information about the Field School Namorado, reads the information from geophysical logs and calculations of water saturation will be conducted using the Archie equation and the equation Simandoux and volume shaliness, using the equation proposed by Clavier making the use of Gamma Ray profile and another equation for calculating shaliness which is making use of Neutron and Density profile.
With this information you can obtain information on the lithology of the area of the studied wells and the location of potential oil reservoirs. In addition, it generates a correlation of the wells, two-dimensional type well-to-well, showing some types of rocks present in each of the wells selected in this work.
These activities were carried out in MATLAB software, which has wide application in various fields of engineering and sciences, has become quite effective in reading, performing calculations and preparation of graphs associated with geophysical logging, showing accurately the possible oil reservoirs .
The information obtained in MATLAB were compared with Interactive Petrophysics software, specialized software in the area of petrophysics, where geologists, geophysicists and petroleum engineers use to make the interpretation of geophysical profiles of oil wells.
This comparison was satisfactory and consequently, the use MATLAB can be extended to the analysis of other geophysical logging of oil wells.
ANP: Agência Nacional do Petróleo API: American Petroleum Institute
BDEP: Banco de Dados de Exploração e Produção, órgão pertencente a ANP E&P: Exploração e Produção
GR: Gamma Ray (perfil Raio Gama) HC: Hidrocarboneto
ILD: Inducion Log Deep (Perfil de Indução) IP: Interactive Petrophysics
LAS: Log ASCII Standard mD: miliDarcy
milivolt: mV
Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos... 17
Figura 2.2 – Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade ... 20
Figura 2.3 – Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade... 23
Figura 2.4 – Categorias de seções transversais... 25
Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos... 27
Figura 3.2 – Perfil Estrutural do Campo de Namorado e Cherne... 28
Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado... 29
Figura 3.4 – Carta estratigráfica da Bacia de Campos... 30
Figura 3.5 – Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos... 31
Figura 4.1 – Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado... 32
Figura 4.2 – Poços usados neste trabalho, em destaque... 33
Figura 4.3 – Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo... 34
Figura 4.4 – Perfis do poço 3NA02RJS... 35
Figura 4.5 – Perfis do poço 3NA04RJS... 36
Figura 4.6 – Perfis do poço 1RJS019RJ... 37
Figura 4.7 – Perfis do poço 4RJS042RJ... 38
Figura 5.1 - Interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama... 40
Figura 5.2 - Volume de Argilosidade do poço 4RJS042RJ... 43
Figura 5.3 - Volume de Argilosidade do poço 3NA02RJS... 44
Figura 5.4 - Volume de Argilosidade do poço 1RJS019RJ... 45
Figura 5.5 - Volume de Argilosidade do poço 3NA04RJS... 46
Figura 5.6 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 4RJS042RJ.... 47
Figura 5.7 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA02RJS... 48
Figura 5.8 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 1RJS019RJ... 49
Figura 5.9 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA04RJS.... 50
Figura 5.10 – Perfis do poço 4RJS042RJ, com Saturação de Água... 54
Figura 5.11 – Perfis do poço 3NA02RJS, com Saturação de Água... 55
Figura 5.12 – Perfis do poço 1RJS019RJ, com Saturação de Água... 56
Figura 5.13 – Perfis do poço 3NA04RJS, com Saturação de Água... 57
Figura 5.14– Perfis do poço 4RJS042RJ, gerado no software Interactive Petrophysics... 58
Figura 5.17 – Perfis do poço 3NA04RJS, gerado no software Interactive Petrophysics... 61 Figura 5.18 – Correlação dos poços 4RJS42RJ, 3NA02RJ, 1RJS019RJ, 3NA04RJ... 62
Tabela 2.1 – Perfis mais comuns e sua finalidade... 16
Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus valores em API... 18
Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido... 22
Tabela 2.4 – Valores de velocidade para rochas consolidadas... 24
Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos... comportamentos... 24 23 Tabela 4.1 – Tipos dos poços quanto a finalidade... 33
Tabela 4.2 –Poços de petróleo escolhidos para análise de seus perfis geofísicos... 34
Tabela 5.1 –Volume de argilosidade em diferentes litologias... 41
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO... 13 1.1 APRESENTAÇÃO... 13 1.2 OBJETIVO... 13 1.3 MOTIVAÇÃO... 14 1.4 METODOLOGIA... 14 1.5 ESTRUTURA... 14
CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS... 16
2.1 PERFIL RAIO GAMA... 18
2.2 PERFIL RESISTIVIDADE... 20
2.3 PERFIL DENSIDADE... 21
2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA... 22
2.5 PERFIL SÔNICO... 23
2.6 RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS... 24
2.7 SEÇÃO TRANSVERSAL... 24
CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO... 25
CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO DE NAMORADO... 32
CAPÍTULO 5 - RESULTADOS 39 5.1 ANÁLISE DA ARGILOSIDADE... 39
5.2 CÁLCULO DA SATURAÇÃO DE ÁGUA (Sw)... 51
5.3 ELABORAÇÃO DOS GRÁFICOS DE SATURAÇÃO DE ÁGUA NO MATLAB E NO INTERACTIVE PETROPHYSICS... 53
CAPÍTULO 6- CONCLUSÕES... 63
APÊNDICE A... 64
APÊNDICE B... 65
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO
1.1 APRESENTAÇÃO
As atividades que envolvem a análise de dados na indústria do petróleo possuem grande importância no que se refere ao apoio a decisão nas operações de Exploração e Produção de hidrocarbonetos a curto, médio e longo prazo.
Os dados de perfis geofísicos recebem grande atenção pois a precisão de suas informações podem gerar grandes contribuições as decisões tomadas nas atividades de Exploração e Produção de hidrocarbonetos. Podem economizar tempo e dinheiro nas atividades ligadas a engenharia de petróleo.
O uso de perfis geofísicos fornecem informações de grande relevância para que os geofísicos, geólogos e engenheiros de petróleo tenham conhecimento de informações tais como a litologia, os fluidos presentes nas formações ou a zonas de interesse. Essas informações irão contribuir para um bom andamento das operações, para a segurança do poço e obter resultados satisfatórios.
O Campo de Namorado será analisado dentro desta perspectiva, onde um conjunto de poços de petróleo e seus respectivos perfis geofísicos serão estudados através de técnicas de análise de perfis geofísicos e ferramentas computacionais. Desta forma, serão realizadas análises, cálculos e geração de gráficos para determinar a localização das regiões de interesse que contenham hidrocarbonetos e por fim, a geração de correlações da litologia nos poços selecionados.
1.2 OBJETIVO
Apresentar as principais características dos perfis utilizados neste trabalho, destacando o uso, vantagens e desvantagens de cada tipo de perfil e um resumo da interpretação.
Destacar os tipos de seções transversais existentes e mostrar qual o tipo de seção será elaborada neste trabalho.
Gerar programação no software MATLAB para obter a leitura dos perfis, realizar os cálculos de saturação da água, volume de argilosidade e porosidade e a elaboração dos gráficos relacionados a estas informações.
Comparar os resultados obtidos com o software Interactive Petrophysics, um software especializado na área de petrofísica, a fim de verificar as informações obtidas no MATLAB.
Obter a correlação da litologia nos poços selecionados neste trabalho a partir das informações obtidas.
1.3 MOTIVAÇÃO
A realização da análise dos perfis geofísicos através de informações dos poços que são à priori, representados por matrizes numéricas onde a profundidade está relacionada com um valor correspondente a propriedade do perfil, onde essas matrizes são introduzidas num
software que tem múltiplas funções no meio acadêmico, embora não seja um software
especialista na análise de perfis geofísicos. Transformar essas matrizes numéricas em gráficos e conseguir visualizar as propriedades físicas das rochas e através destes dados, obter informações adicionais através de equações empíricas, torna-se uma tarefa desafiadora e com uso bastante amplo na análise de outros dados de poços de petróleo.
1.4 METODOLOGIA
O material e os dados de perfilagem foram obtidos na Agência Nacional do Petróleo (ANP). Foram gerados dos poços de petróleo do Campo de Namorado, situado na Bacia de Campos (RJ), onde foram realizados o perfil Raio Gama, o perfil Sônico, perfil Resistividade, perfil porosidade Neutrônica e perfil Densidade ou RhoB.
Neste trabalho, foi usado o software MATLAB, versão R2013b - 64 bit, no qual foi gerado um código para leitura dos dados dos perfis e com isso, a análise dos perfis dos poços de petróleo, a fim de obter informações sobre sua litologia, tipos de fluidos e geração da seção transversal do tipo well-to-well. Foi realizada uma revisão bibliográfica de trabalhos relacionados ao Campo de Namorado com o objetivo de auxiliar a análise litológica e também foi usado o software Interactive Petrophysics, um software especialista na área de petrofísica, com o objetivo de validar os valores obtidos no MATLAB.
1.5 ESTRUTURA
Esta monografia é apresentada de acordo com a seguinte organização. Capítulo 1: Introdução: apresentação do trabalho.
Capítulo 2: Perfilagem e Seções Transversais: é realizado um estudo sobre os perfis utilizados neste trabalho, fazendo uma descrição de suas respectivas características e seus padrões. É apresentado um resumo com as principais características dos perfis e seus respectivos comportamentos. Também é realizada uma abordagem sobre seções transversais geradas através dos poços de petróleo.
Capítulo 3: Geologia do Campo de Namorado: é feita uma revisão bibliográfica da geologia do Campo de Namorado, área de estudo deste trabalho, realizando uma abordagem dos modelos estratigráficos e sedimentológicos.
Capítulo 4: Análise da Perfilagem dos Poços do Campo de Namorado: neste capítulo é realizada a análise da perfilagem dos poços do Campo de Namorado com o uso do software MATLAB, foi realizada a leitura dos dados, gerando gráficos relacionados aos perfis geofísicos.
Capítulo 5: Resultados: foi realizado o cálculo do Volume de Argilosidade (VSH)
e Saturação de Água (Sw) na região dos poços estudados. Foi elaborado gráficos dos perfis e dos valores de saturação de água e volume de argilosidade respectivo a cada poço de petróleo escolhido neste trabalho. Esses gráficos foram elaborados no software MATLAB e no software Interactive Petrophysics. Foi obtida as informações relacionadas a litologia da região dos poços e a geração da seção transversal. A validação dos dados foi realizada com a comparação dos resultados obtidos no software MATLAB e o software Interactive Petrophysics. Capítulo 6: Conclusões: considerações finais.
CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS
Atualmente, existe uma grande variedade de perfis de poços. A informação obtida dos perfis podem fornecer algum tipo de informação de modo direto ou indireto, por exemplo, usando parâmetros específicos para calcular a saturação de água ou utilizadas em conjunto para poder fazer uma interpretação, como exemplo, a correlação estratigráfica usando padrões de reconhecimento ou identificando uma seção com repetidas falhas. Há três principais categorias de perfis, tomando como base o parâmetro físico a ser mensurado: elétrico, radioativo e sônico, conforme apresentada na Tabela 2.1.
Tabela 2.1 – Perfis mais comuns e sua finalidade
Perfil Elétrico Radioativo L it ologi a P or os id ad e Hi d roc ar b on et os E st ru tu ra Correlações Principal uso na identificação Melhores condições para ser usado Unidades Resistividade X X Condutividade Camadas resistivas X não resistivas Poço sem revestimento Ohm.m SP X Permeabilidade Camadas permeáveis X não permeáveis Poço sem revestimento mV
Raio Gama X Radioatividade
Argilosidade e conteúdo orgânico Poço revestido ou sem revestimento API Neutrão X X Contém hidrogênio Gás, porosidade Poço revestido ou sem revestimento % porosidade
Densidade X X X Densidade Gás, porosidade Poço sem
revestimento
g/cm3
Sônico X X Velocidade Porosidade, gás Poço sem
revestimento µs/ft Dipmeter X Comporta-mento das camadas Falhas, inconformidade, camadas Poço sem revestimento Direção e mergulho: Strike and dip
Caliper X X Diâmetro do
poço
Fraturas Poço sem
revestimento polegada Temperatura X X Temperatura do poço Falhas, fraturas, gás Poço sem revestimento ºF Fonte: Evenick (2008)
Os perfis elétricos e estruturais são tipicamente realizados em poços sem revestimento devido a necessidade dos sensores entrarem em contato com as paredes do poço, enquanto que os perfis radioativos podem ser realizados em poços com ou sem revestimento.
O entendimento de cada tipo de perfil é de grande importância na análise da geologia de subsuperfície.
Os perfis geofísicos disponíveis no Campo de Namorado são representados pelo Perfil Raio Gama (GR), Perfil Sônico (DT), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e Perfil Densidade (RHOB).
A Figura 2.1 apresenta os padrões básicos dos perfis com suas respectivas litologias e fluídos.
Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos, Fonte: Rocha et al. (2009)
2.1 PERFIL RAIO GAMA (GR)
Este perfil registra a radioatividade natural de uma formação. Este perfil é registrado em unidades padrão API (American Petroleum Institute) que é a medida radioativa de uma rocha padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio. Esta unidade é correlacionada com as intensidades do Raio Gama medidas por um contador cintilômetro1.
Os valores em API para folhelhos serão altos, enquanto para arenitos e calcários tem baixos valores API. A radioatividade encontrada em arenitos e calcários vai depender do conteúdo de argila que possa existir neste tipo de rocha reservatório, sempre e quando não seja identificado arcósios. Este é o perfil mais comum, usado em correlações estratigráficas, possui uma boa resolução vertical e fácil de interpretar. A Tabela 2.2 mostra alguns valores típicos da formação e seu respectivo valor API.
Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus respectivos valores em API
Formação Unidade padrão API
Carvão 20 Arenito 20 Folhelho 75-200 Calcário 20 Dolomita 20 Sal 0 Fonte: Evenick (2008)
No perfil Raio Gama, a escala é crescente da esquerda para a direita, em geral, de 0 a 150 API.
Segundo Ellis et al. (2008), os principais usos do perfil de Raio Gama são: identificação litológica, correlação entre poços vizinhos, identificação de minerais radiativos, ambiente deposicional, história diagenética, quantificar o volume de argilosidade e pode ser utilizado em poços já revestidos.
Neste trabalho, foram analisados, a litologia e o volume de argilosidade (VSH)
decorrentes do Perfil Raio Gama.
1 Contador cintilômetro: realiza a contagem de cintilações produzidas por bombardeio de radiação em uma tela
Existem numerosos modelos relatando o cálculo de argilosidade, usando o cálculo do Índice de Argilosidade (IGR), mostrado na Equação 2.1 (ELLIS et al., 2008).
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔− 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛
𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥− 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛 (𝐸𝑞. 2.1)
onde,
GRlog: valor do perfil Raio Gama lido no ponto de interesse;
GRmin: menor valor obtido no perfil Raio Gama;
GRmax: maior valor obtido no perfil Raio Gama.
Larionov (1969) propôs as equações empíricas não lineares para o cálculo de argilosidade, onde a Equação 2.2 está relacionada para rochas consolidadas e antigas, ilustrado em (2) e a Equação 2.3 está relacionada com as rochas consolidadas e do terciário (3), mostrado na Figura 2.2.
𝑉𝑆𝐻 = 0,33 . [2(2.𝐼𝐺𝑅)− 1,0] (𝐸𝑞. 2.2)
𝑉𝑆𝐻 = 0,083 . [2(3,7.𝐼𝐺𝑅)− 1,0] (𝐸𝑞. 2.3)
Quando há densidades semelhantes entre arenitos e folhelhos, temos o caso linear, mostrado na igualdade VSH = IGR, ilustrado em (1) na Figura 2.2, onde o volume de argilosidade
é igual ao índice de argilosidade.
Neste trabalho, foi usada a equação proposta por Clavier et. al. (1977), Equação 2.4.
𝑉𝑆𝐻 = 1,7 − √3,38 − (𝐼𝐺𝑅+ 0,7)2 (𝐸𝑞. 2.4)
Esta equação empírica, não linear, faz uso do índice de argilosidade, tomando como base a Equação 2.1. Se houver falta de informações sobre a idade da rocha, esta equação mostra bons resultados.
Figura 2.2 – Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade, Fonte: Ellis et al. (2008)
2.2 PERFIL RESISTIVIDADE ILD
Este perfil indica a característica de um material em resistir à condução elétrica, ou seja, o inverso da condutividade. A unidade deste perfil é ohm-metro (Ω.m). O perfil ILD significa
Induction Log Deep, ou seja, possui investigação radial profunda (Deep). Segundo Rocha et al. (2009), a resistência das rochas dependerá de sua porosidade, da natureza do fluido contido
em seus poros e do conteúdo de sal nele dissolvido. Em relação aos fluidos à resistividade dos fluidos, hidrocarbonetos não são condutores elétricos (óleo e gás), ou seja, possuem alta resistividade. Águas de formação (água salgada) são bons condutores elétricos, tendo uma baixa resistividade. Em relação a água doce, o perfil resistividade apresentará altos valores de resistividade. Esta característica pode apresentar interpretações incorretas do fluido presente em determinadas zonas de interesse.
Em relação à porosidade da rocha, a redução com a profundidade é normalmente indicada por um aumento dos valores do perfil resistividade. Há outros fatores que podem afetar o perfil resistividade, dificultando sua interpretação. Temos:
– temperatura que aumenta com a profundidade, resultando em um decréscimo na resistividade para água a uma determinada salinidade;
– presença de hidrocarbonetos, que no espaço poroso da formação provoca aumentos consideráveis na resistividade;
3
1 2
– matéria orgânica, que em grande volume também aumenta a resistividade;
– arrombamentos do poço, devido a desmoronamentos, podendo aumentar o erro na medida da resistividade do folhelho. A análise do perfil caliper pode ajudar na correção desse fator.
O perfil resistivo apresentado neste trabalho possui investigação radial profunda e por isso é denominada ILD (Induction Log Deep).
Segundo Ellis et al. (2008), existe uma série de vantagens e desvantagens relativas ao uso desse perfil.
Principais vantagens:
– utilizadas em meios de baixa razão Rt/Rm;
– pode ser utilizado em poços revestidos com fibra de vidro; – o sinal é quase independente das características da lama;
– combinação de bobinas, enrolamentos, polaridades, detecção de fases, podem permitir maior capacidade de penetração;
– não usa eletrodos nem contato elétrico com o fluido do poço. Desvantagens:
– não pode ser utilizada em poços com lamas altamente condutoras.
2.3 PERFIL DENSIDADE (RHOB)
O perfil densidade mede a porosidade da formação, baseada na densidade na densidade da rocha matriz e o fluido contido nela. A unidade é gramas por centímetro cúbico (g/cm3). A equação 2.5 mostra o cálculo da porosidade.
ϕ =𝜌𝑚− 𝜌𝐵
𝜌𝑚− 𝜌𝑓 (𝐸𝑞. 2. 5) onde:
ϕ: porosidade;
𝜌
𝑚: densidade da matriz da rocha;𝜌
𝐵: densidade medida pelo perfil;𝜌
𝑓: densidade do fluido da rocha.Segundo Evenick (2008), estes valores irão superestimar a porosidade de uma formação preenchida por gás. Consequentemente, quando superestimamos os valores de porosidade (do perfil densidade), serão cruzados com os valores subestimados da porosidade do perfil neutrão. O cruzamento é um indicador de gás na formação conhecido como gas effect. Camadas de folhelho, carvão e bentonita normalmente tem baixos valores de densidade, arenitos e carbonatos geralmente tem altos valores de densidade. Alguns valores típicos são mostrados na Tabela 2.3.
Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido Tipo de formação ou Fluido Densidade (g/cm3)
Folhelho 2,4-2,6 Arenito 2,65 Calcário 2,71 Dolomita 2,87 Sal 2,03 Lama de perfuração 1 – 1,1 Água 1,0 Óleo cru 0,8-1,0 Gás Natural 0,7 Fonte: Evenick (2008)
2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA (NPHI)
Este perfil está presente nos dados fornecidos pela ANP. Segundo Rocha et al. (2009), os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com massa quase idêntica à do átomo de hidrogênio. Sendo partículas neutras elas podem penetrar profundamente na matéria, atingindo os núcleos dos elementos que compõem a rocha, interagindo elástica ou inelasticamente com eles. Este perfil registra diretamente as porosidades das rochas, tanto em poço aberto como em poço revestido, desde que as camadas estudadas sejam portadoras de água. Quando as rochas são portadoras de gás ou de hidrocarbonetos leves, ocorre uma diminuição nas porosidades calculadas com estes perfis, em relação ao perfil sônico e/ou perfil densidade. Portanto, quanto menor a densidade de hidrogênio, menor a quantidade de água na rocha, e desta forma, menor o valor registrado pelo perfil neutrônico em comparação ao sônico e/ou densidade (ROCHA et al., 2009).
A unidade deste perfil é dada por Unidades de Porosidade (P.U.). Uma característica importante é que, defronte a rochas limpas, ou seja, aquelas com percentual de argila igual a zero, são lidos valores de porosidades, aproximadamente iguais, pelos perfis sônico, densidade e neutrônico. As aplicações deste perfil são relacionadas a aquisição de valores para porosidade, litologia, definição de zonas gás (combinando o perfil neutrão com o perfil densidade), mostrado na Figura 2.3 (ROCHA et al., 2009).
Figura 2.3 – Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade, Fonte: Rocha et al. (2009)
2.5 PERFIL SÔNICO (DT)
O perfil sônico (acústico) registra a velocidade do som transmitida através de uma formação, medida em microssegundos por pé (µs/ft). A velocidade que a rocha permite a passagem da onda sônica e está relacionada com a porosidade da formação. A litologia de uma formação pode ser conhecida pela acurácia calculada da porosidade. Um perfil sônico é um
indicador aproximado da porosidade. Na Tabela 2.4, temos os valores típicos de velocidades para rochas consolidadas.
Tabela 2.4 – Valores de velocidade para rochas consolidadas
Formação Velocidade (µs/ft) Folhelho 62-167 Arenito 55,5 Calcário 47,5 Dolomita 43,5 Fonte: Evenick (2008)
2.6 – RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS
Devido a uma grande variedade de informações e dados obtidos na análise dos perfis geofísicos, é importante resumi-los de forma que haja uma boa compreensão dos dados analisados. Segundo Ellis et al. (2008), resumiram os dados obtidos dos perfis geofísicos em relação a característica e o comportamento, apresentado na Tabela 2.5.
Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos comportamentos
Característica Perfil Geofísico Comportamento
Limpo / Argila SP GR VSH ↑ VSH ↑ → → SP ↑ GR ↑ Porosidade (ϕ) Densidade Neutrão Acústico ϕ ↑ ϕ ↑ ϕ ↑ → → → 𝜌𝑏 ↓ ϕ𝑛↑ Δt ↑ Hidrocarbonetos Rt Sw ↑ So ↑ ϕ ↓ → → → Rt ↓ Rt ↑ Rt ↑ Recuperável / mobilidade Rxo × Rt (raso × Profundo) Rxo = Rt Rxo = Rt 𝑅𝑥𝑜 𝑅𝑡 ≠ 𝑅𝑚𝑓 𝑅𝑥 → → → Sem invasão Se Rmf = Rw, sem mobilidade de HC Mobilidade de fluido Fonte: Ellis et al. (2008), modificado
2.6 SEÇÃO TRANSVERSAL
Uma das mais importantes formas de visualizar as características da subsuperfície, é criar uma seção transversal válida. É impossível alcançar completamente uma arquitetura de subsuperfície estratigráfica ou estrutural, mesmo com o uso de dados sísmicos tridimensionais. Entretanto, é possível criar uma seção transversal bidimensional usando dados conhecidos.
Segundo Evenick (2008), pode-se pensar que a seção transversal é o retrato de um afloramento, com seções bem expostas (well-constrained) e exposição pobre (poorly
constrained). Em áreas com exposição pobre ou incompleta, é necessário projetar contatos e
tendências estruturais em áreas de melhor exposição usando dados ou informações próximas. Comumente, poços próximos ou dados sísmicos e contatos projetados (de mapas de contorno) são usados para correlacionar seções pobres. O risco em usar dados projetados é a dependência de vários fatores (migração sísmica, gridding algorithms e mapas de escala).
As seções transversais podem ser divididas em projetadas e ancoradas, conforme mostrado na Figura 2.4, as seções transversais são subdivididas pela quantidade de poços e nos dados de controle. Nas seções transversais projetadas, os contornos não possuem a orientação de um poço de controle. Esta categoria pode ser dividida em seções transversais sintéticas ou delimitadas. Seções transversais sintéticas são contornos, onde não há o controle de dados para restringir a posição dos contatos e recursos, enquanto que seções transversais delimitadas utilizam dados próximos semi-restritos (EVENICK, 2008).
Seções transversais ancoradas são contornos que interceptam um ou mais poços e, portanto, tem algum grau de controle direto do poço. Os dados são ancorados, ou amarrados, na seção transversal devido a posição espacial ser conhecida. É uma prática padrão, colocar pelo menos um perfil de poço (comumente Raio Gama, Sônico, Resistividade ou Potencial Espontâneo) em uma seção transversal ancorada. Seções transversais ancoradas podem ser divididas em seções transversais fixas (pinned) ou poço-a-poço (well-to-well). Seções transversais fixas são contornos que intersectam um ou mais poços. Tipicamente, este tipo de seção transversal é linear e parcialmente construída de dados projetados. Seções transversais poço-a-poço são contornos que correlacionam múltiplos poços. Estes contornos são completamente controlados por dados de poços e são comumente não lineares. A principal desvantagem no uso da seção transversal poço-a-poço é que podem aumentar as características fora do plano e criar falsas relações de subsuperfície (EVENICK, 2008).
CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO
Segundo Bizzi et al. (2003), a Bacia de Campos localiza-se em águas territoriais do Estado do Rio de Janeiro, cobrindo cerca de 100.000 km², sendo a parte submersa até uma lâmina d’água de 3.400 metros e uma pequena porção estendendo-se para o continente. A Figura 3.1 mostra a Bacia de Campos, em destaque, o Campo de Namorado. Para norte, a bacia é parcialmente isolada da Bacia do Espírito Santo, na região de águas rasas, pelo Alto de Vitória, um bloco elevado de embassamento que coincide com a terminação oeste da Cadeia de Vitória-Trindade, importante lineamento oceânico daquela área (CAINELLI et al. 1998). Em águas profundas, não existe elemento estrutural de separação efetiva entre as bacias de Campos e do Espírito Santo.
Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos. Fonte: Modificado de Bruhn (2003)
Segundo Guardado et al. (1990), o Campo de Namorado foi descoberto em 1975, localiza-se na parte central da Bacia de Campos, a cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro, sob lâmina de água de 110 a 250 m. Foi estimado em um volume in place de 669 milhões de barris de petróleo (106 x 106 m3).
A produção de óleo no Campo de Namorado começou em junho de 1979. Na explotação desse campo foram usadas as plataformas de produção PNA-1 e PNA-2. A coluna máxima de óleo é de cerca de 160 m e o net-play2 médio, por poço, é de 60 m.
Em média, a porosidade é de 26%, a saturação de óleo é de 75%, a permeabilidade com cerca de 400 mD e o índice de produtividade, normalmente, é maior que 50 m3/d/kgf/cm2, Barboza (2005). Embora seja um campo maduro, ainda possui produção de petróleo, segundo dados do BDEP-ANO, agosto de 2012, cada poço tem uma produção média de 770 barris/dia e 27 m3 de gás natural/dia, somando uma produção de cerca de 14.000 barris/dia dividido em 19 poços.
Segundo Guardado et al. (1990), o reservatório produtor, o arenito Namorado, consiste da composição de areias turbidíticas que foram depositadas durante o período Cenomaniano/Turoniano e são intercalados por margas e folhelhos. A Figura 3.2 mostra um perfil estrutural percorrendo através da direção sudoeste-nordeste os Campos de Namorado e Cherne. Note que o poço 1RJS19, usado neste trabalho, está presente nesta figura.
Figura 3.2 – Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne, Fonte: Guardado et al. (1990)
Neste nível do reservatório, o Campo de Namorado possui uma falha estrutural, dividida em quatro blocos por falhas normais denominados Principal, Adjacente, Marginal, Secundário e ainda a chamada área nordeste de Namorado, mostrado na Figura 3.3.
O principal bloco em que o óleo é produzido está localizado na parte central do campo. A acumulação de óleo é controlada pelos arenitos turbidíticos pinch out3 e por atributos estruturais. O campo é limitado por falhas no sudeste, noroeste e sudoeste.
Na região noroeste do campo, por dip closure4e no norte e sul por arenitos pinch out. O reservatório é selado por margas e folhelhos da sequência hemipelágica. O arenito Namorado consiste de várias camadas de areias de turbidito intercaladas com os folhelhos.
Estes arenitos atingem uma espessura no principal bloco do campo de 115 m onde a estrutura é fechada em cerca de 160 m.
Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado, Fonte: Menezes (1990) apud Barboza (2005)
3 Pinch out: um tipo de armadilha estratigráfica. Representa a diminuição da espessura de um reservatório contra
uma rocha selante criando uma geometria favorável ao aprisionamento de hidrocarbonetos.
Segundo Barboza (2005), esses arenitos normalmente são enormes, granulação média, arcósicos e localmente conglomerados. A qualidade deste arenito tem uma porosidade de 20 a 30% e permeabilidade superior a 1 darcy. Localmente, o arenito contém finas zonas onde a porosidade tem sido completamente suprimida por cimentação carbonática. Corpos individuais de areia são lenticulares e alongados de noroeste para sudeste. Estas areias são interconectadas, como indicado pelos dados de pressão na parte central do campo. Alguns reservatórios na parte sudeste do campo mostram pressões iniciais indicando a natureza lenticular e isolada destas areias.
A Figura 3.4 mostra a carta estratigráfica da Bacia de Campos, onde o Campo de Namorado está localizado e a Figura 3.5 destaca o detalhe onde é analisado neste trabalho.
A Figura 3.5 mostra um detalhe da Bacia de Campos correspondente ao Grupo Macaé, onde em destaque temos a Formação Namorado em forma de corpos areníticos entre sedimentos da formação Outeiro e Imbetiba. As notações usadas são QM – Quissamã, QM/BZ – Búzios, GT – Goitacás, OUT – Outeiro, IMB – Imbetiba, NAM – Namorado.
Figura 3.5 – Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos, Fonte: Modificado de Winter et al. (2007)
CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO
DE NAMORADO
Neste trabalho, segundo o material cedido pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) para as universidades, os dados usados consistem dos perfis geofísicos do Campo de Namorado que possui 65 poços no formato .LAS (Log ASCII Standard). Os arquivos no formato .LAS contém matrizes numéricas com os valores da profundidade e os valores relativos a cada tipo de perfil presente no poço, com intervalos de 20 centímetros.
A leitura e análise dos perfis escolhidos foi realizada usando o software MATLAB. A Figura 4.1 mostra alguns desses poços identificados pelo seu nome e sua respectiva simbologia.
Figura 4.1 – Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado, Fonte: ANP/SDT/BDEP (2000) 4RJS245DARJ 4RJS42RJ 3NA02RJ 1RJS19RJ 3RJS214RJ 3NA5RJ 3NA5ARJ 3NA4RJ 7NA13ARJ 7NA13RJ 3NA21RJ 3NA21BRJ 3NA1ARJ 3NA1RJ 3NA3DRJ 3NA3RJ 4RJS245DRJ 8NA22RJ
Esses poços são do tipo conforme mostrado na tabela 4.1, quanto a sua finalidade e categoria.
Tabela 4.1 – Tipos dos poços quanto a finalidade
Finalidade Categoria Número
Exploração
Pioneiro 1
Estratigráfico 2
Extensão 3
Pioneiro adjacente 4
Jazida mais rasa 5
Jazida mais profunda 6 Explotação (lavra) Desenvolvimento 7
Injeção 8
Especial 9
Fonte: Costa (2008)
A Figura 4.2 mostra, em detalhe, os poços usados neste trabalho, com sua respectiva simbologia.
Figura 4.2 – Poços usados neste trabalho, em destaque, Fonte: ANP (modificado)
4RJS42RJ 3NA2RJ 1RJS19RJ 3NA4RJ 3NA1ARJ 3NA1RJ
A listagem com os nomes e a simbologia de poços de petróleo é apresentado na Figura 4.3. Nesta listagem, note que os poços analisados neste trabalho são produtores de óleo.
Figura 4.3 – Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo, Fonte: ANP/Superintendência de Gestão de Informações e Dados Técnicos
Na análise dos perfis geofísicos, foram tomados três critérios, tendo em vista a colinearidade dos poços, o tipo de poço e a presença dos Perfis Sônico (DT), Perfil Raio Gama (GR), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e o Perfil Densidade (RHOB), onde foi escolhido os poços produtores de óleo. A partir desses critérios foram escolhidos quatro poços, conforme mostrado na Tabela 4.2.
Tabela 4.2 – Poços de petróleo escolhidos para análise de seus perfis geofísicos
Poço de Petróleo Tipo
4RJS42RJ Produtor de óleo
3NA02RJ Produtor de óleo
1RJS19RJ Produtor de óleo
3NA04RJ Produtor de óleo
Esses perfis representam a leitura dos dados fornecidos no formato .LAS (Log ASCII Standard) cedidos pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) e foram elaborados no software MATLAB a partir de linguagem de programação.
Os quatro poços analisados nesse trabalho, com seus respectivos perfis geofísicos, são apresentados nas Figuras 4.4 (poço 3NA02RJS), Figura 4.5 (poço 3NA04RJS), Figura 4.6 (poço 1RJS019RJ) e Figura 4.7 (poço 4RJS042RJ).
Na primeira faixa temos o Perfil Raio Gama (GR), na segunda faixa, temos o perfil elétrico ILD, na terceira faixa temos o perfil Porosidade Neutrônica (Nphi), na quarta faixa temos o perfil Densidade (RHOB) e na quinta faixa, temos o perfil Sônico (DT).
Figura 4.4 – Perfis do poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria
50 100 3000 3050 3100 3150 3200 DT (microsegundo/ft) 0 50100150 3000 3050 3100 3150 3200 GR (API) 100 3000 3050 3100 3150 3200 ILD (ohm-m) 0 20 3000 3050 3100 3150 3200 NPHI (%) 2 2.5 3000 3050 3100 3150 3200 RHOB (g/cm3)
Figura 4.5 – Perfis do poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria
50
100
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
DT
(microsegundo/ft)
0 50100150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
GR (API)
10
02940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
ILD (ohm-m)
0 10 20 30
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
NPHI (%)
2 2.5
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
RHOB (g/cm3)
Figura 4.6 – Perfis do poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria
50
100
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
DT
(microsegundo/ft)
0 50100150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
GR (API)
10
02940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
ILD (ohm-m)
0 20
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
NPHI (%)
2 2.5
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
RHOB (g/cm3)
Figura 4.7 – Perfis do poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria
50
100
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
DT
(microsegundo/ft)
0 50 100150
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
GR (API)
10
03000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
ILD (ohm-m)
10 20 30 40
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
NPHI (%)
2
2.5
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
RHOB (g/cm3)
CAPÍTULO 5 - RESULTADOS
Neste capítulo, a partir das informações apresentadas sobre os perfis geofísicos analisados em cada um dos poços de petróleo que foram escolhidos, serão realizados os cálculos e a elaboração dos gráficos do volume de argilosidade (VSH) e da saturação de água (Sw).
O cálculo do volume de argilosidade foi realizado através do uso da equação proposta por Clavier (Equação 2.4), que leva em consideração o perfil Raio Gama e o uso da Equação que leva em consideração o uso do perfil Densidade e Neutrão (Equação 5.5).
O cálculo da saturação de água levou em consideração o uso da Equação de Archie e a Equação de Simandoux.
Os cálculos e gráficos foram realizados no software MATLAB que irá auxiliar na localização de possíveis reservatórios de óleo.
Essas informações geradas no MATLAB serão comparadas no software Interactive Petrophysics, que é um software que auxilia geólogos, geofísicos e engenheiros de petróleo na análise e interpretação petrofísica dos poços de petróleo.
Com estas informações, foi possível criar uma seção transversal, em cada um dos poços escolhidos, ilustrando o tipo de litologia presente sua respectiva localização em cada um dos poços de petróleo.
5.1 ANÁLISE DA ARGILOSIDADE
A interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama pode ser dividida em três categorias conhecidas como Sino, Funil e Cilindro. A Figura 4.8 mostra cada uma dessas interpretações.
a interpretação Sino mostra que a camada inferior tem sua base granulométrica mais grosseira, o que poderia ser resultante de uma deposição tipo leque (turbidito);
a interpretação Funil mostra que a camada superior é mais grosseira, onde poderia representar uma barreira ou alta atividade marítima;
Figura 5.1 - Interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama, Fonte: www.spec2000.net
No perfil Raio Gama do poço 4RJS042RJ, foi verificado que na profundidade entre 3.040 m e 3.080 m, o perfil apresenta o formato Sino e na profundidade entre 3.140 m e 3.170 m temos o formato Cilindro.
No perfil do poço 3NA02RJS, o formato Funil é apresentado entre 2.985 m e 3.025 m. O formato Sino é apresentado entre 3.070 m e 3.090 m.
No perfil do poço 1RJS019RJ, o formato Funil é apresentado entre 2.980 m e 2.975 m, já o formato Sino está presente na profundidade entre 2.990 m e 2.995 m e o formato Cilindro está presente na profundidade entre 3.060 m e 3.080 m.
No perfil do poço 3NA04RJS, o formato Sino está presente entre 2.970 m e 2.985 m, entre 2.988 m e 3.010 m e também entre 3.100 m e 3.120 m. O formato Cilindro apresenta-se entre 3.030 m e 3.050 m e por último em 3.110 m e 3.150 m.
No trabalho de Flexa et al. (2004), onde aplicou estatística multivariada para identificar litotipos no Campo de Namorado. No poço 3NA02RJS, identificou arenitos nos intervalos entre 3.025 m e 3.070 m, 3.090 m e 3.120 m, 3.130 m e 3.150 m. Estes intervalos são intercalados por folhelhos, calcilutitos, margas e siltito. Os carbonatos estão localizados no intervalo entre 3.150 m e 3.200 m. No trabalho de Aurélio (2012), realizou um modelo tectono-estrutural dos Campos de Petróleo dos Campos de Namorado, Cherne e Albacora, com isso, obteve as litologias do poço 1RJS019RJ, identificando arenitos em 2.980 m e 3.000 m, 3.010 m e 3020 m e em 3.060 m e 3.080 m, intercalados por folhelhos, calcilutitos, margas e siltito. Os carbonatos estão no intervalo entre 3080 m e 3120 m.
No trabalho de Borges (2012), usou o método de inversão mineralógica com base nos perfis geofísicos de poços do Campo de Namorado. No poço 3NA04RJS, os arenitos estão localizados nos intervalos entre 2.990 m e 3.020 m, 3.030 m e 3.050 m e no intervalo 3.075 m e 3.110 m, intercalados por folhelho siltoso, folhelho argiloso, calcário argiloso e marga.
Borges (2012) também identificou a litologia no poço 4RJS042RJ, onde foram identificados os arenitos nas profundidades entre 3.045 m e 3.055 m, na profundidade entre 3.065 m e 3.110 m temos arenitos intercalados por folhelhos, entre 3.130 m e 3.180 m com arenitos, onde nessa faixa é intercalado por um carbonato no intervalo entre 3.170 m e 3.175 m.
Os gráficos do Volume de Argilosidade vão auxiliar na verificação das zonas de interesse do poço de petróleo. Os intervalos com baixo volume de argilosidade são potenciais zonas de interesse.
A presença de minerais argilosos nos reservatórios afeta a identificação de hidrocarbonetos e provoca um cálculo menor no volume de hidrocarbonetos.
A argilosidade altera o espaço poroso das rochas, diminuindo a sua permeabilidade absoluta. Na Tabela 5.1 é mostrada uma classificação em função do teor de argila em determinadas formações.
Tabela 5.1 – Volume de argilosidade em diferentes litologias
Litologia Volume de Argilosidade (%)
Arenito limpo 0-5
Arenito pouco argiloso 5 -10
Arenito argiloso 10 – 35
Arenito muito argiloso 35 – 65
Folhelho > 65
Fonte: Ellis et. al. (2008)
Os valores e os gráficos do Volume de Argilosidade (VSH) foram obtidos no software
MATLAB, onde foi implementada uma programação aplicando a Equação 2.4, usando o perfil Raio Gama.
Outro método para o cálculo do volume de argilosidade (VSH), segundo Girão (1990),
baseia-se na comparação dos perfis Densidade e Neutrão, os quais são afetados de modo bastante distinto pela presença da argila, devido ao excesso de água adsorvida considerada pelo
neutrônico. A Equação 5.1 fornece a porosidade do perfil neutrão corrigida e a Equação 5.2 fornece a porosidade do perfil densidade corrigida.
As Equações 5.1 e 5.2 fornecem os valores para ϕ𝐷𝐶 e ϕ𝑁𝐶 que são respectivamente as porosidades corrigidas do perfil Densidade e o perfil Neutrão, devido ao efeito da argilosidade, ou seja, a porosidade efetiva da rocha. O cálculo do volume de argilosidade a partir dos perfis neutrão e densidade é dada pela Equação 5.3.
ϕ𝐷𝐶 = ϕ𝐷− ϕ𝐷𝑆𝐻. 𝑉𝑆𝐻 (𝐸𝑞. 5.1)
ϕ𝑁𝐶 = ϕ𝑁− ϕ𝑁𝑆𝐻. 𝑉𝑆𝐻 (𝐸𝑞. 5.2)
𝑉𝑆𝐻𝑁𝐷 = ϕ𝑁− ϕ𝐷
ϕ𝑁𝑆𝐻 − ϕ𝐷𝑆𝐻 (𝐸𝑞. 5.3)
onde,
ϕ𝐷𝐶: porosidade da densidade corrigida pela argilosidade;
ϕ𝑁𝐶: porosidade neutrônica corrigida pela argilosidade; ϕ𝐷: porosidade lida diretamente do perfil de densidade; ϕ𝑁: porosidade lida diretamente do perfil neutrão;
ϕ𝑁𝑆𝐻: porosidade aparente do folhelho lida em um folhelho adjacente;
ϕ𝐷𝑆𝐻: porosidade aparente calculada para os folhelhos adjacentes da matriz e fluidos; 𝑉𝑆𝐻: volume total de folhelho ou argila na rocha, calculada através de outros indicadores; 𝑉𝑆𝐻𝑁𝐷: volume de argilosidade calculado a partir dos perfis neutrão e densidade.
O volume de argilosidade foi gerado utilizando tanto os dados do perfil Raio Gama e os perfis Densidade–Nêutron, sendo que para gerar uma única curva foi considerado o valor mínimo dessas duas respostas. Nas Figuras 5.2 até 5.5 temos a esquerda o gráfico do perfil Raio Gama e a direita o gráfico do Volume de Argilosidade (VSH), gerados pelo perfil Raio Gama.
Estes gráficos foram elaborados no software MATLAB através da programação apresentada no Apêndice A.
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 4RJS042RJ, mostrado na Figura
5.2, na profundidade entre 3.080 m e 3.210 m apresentam valores entre 10% e 20%, sendo possíveis zonas de interesse e na profundidade entre 3.030 m e 3.050 m possui valores entre 10% e 40% de argilosidade.
Figura 5.2 - Volume de Argilosidade do poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria
0 50 100 150 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 GR (API) 0 0.5 1 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 Vsh (%)
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 3NA02RJS, mostrado na figura
5.3, verificamos que no intervalo entre 3.035 m e 3.055 m, 3.100 m e 3.125 m e 3.160 m e 3.200 m são potenciais zonas de interesse com valores variando entre 10% e 30%. Foi verificado também que na profundidade entre 3.000 m e 3.025 m possui valores variando entre 30% e 60%.
Figura 5.3 - Volume de Argilosidade do poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria 0 50 100 150 3000 3050 3100 3150 3200 GR (API) 0 0.5 1 3000 3050 3100 3150 3200 Vsh (%)
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 1RJS019RJ, a figura 5.4 mostra na
profundidade entre 2.964 m e 2.976 m uma argilosidade variando entre 30% e 60% e entre 2.996 m até 3.120 m uma potencial zona de interesse com o volume de argilosidade variando entre 10% e 20%, sendo um arenito argiloso.
Figura 5.4 - Volume de Argilosidade do poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria
0 50 100 150 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 GR (API) 0 0.5 1 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 Vsh (%)
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 3NA04RJS, mostrado na figura
5.5, o intervalo na profundidade entre 3.020 m e 3.150 m uma potencial zona de interesse com o volume de argilosidade variando entre 10% e 30%. No intervalo entre 2.990 m e 3.000 m há uma variação do volume de argilosidade entre 20% e 70%.
Figura 5.5 - Volume de Argilosidade do poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria
As figuras 5.6, 5.7, 5.8 e 5.9 foram geradas no software Interactive Petrophysics (IP). O perfil Raio Gama corresponde a primeira faixa, os perfis densidade e Perfil Nêutron, estão na segunda faixa e na terceira faixa temos os gráficos que correspondem ao volume de
0 50 100 150 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 GR (API) 0 0.5 1 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 Vsh (%)
argilosidade (VSH), onde em verde corresponde ao VSH do perfil Raio Gama e em vermelho o
VSH dos perfil densidade e neutrão.
O uso desses perfis é justificada devido a uma discrepância entre os volume de argilosidade devido a presença de pinch outs e arenitos arcósios, onde são aqueles que contém feldspato (conteúdo radioativo), que são fatores que muitas vezes alteram as respostas de argilosidade. Devido a esses motivos existe certo nível de divergência entre as respostas de argilosidade.
No poço 4RJS042RJ, Figura 5.6, foi verificada a presença de pinch outs nas Zonas 1, com profundidades de 3.015 m e 3.025 m e na Zona 2 com profundidade de 3.037 m.
Perfil Raio Gama (GR)
ϕ𝑁 ϕ𝐷
VSH(GR)
VSH(ND)
Figura 5.6 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria
No poço 3NA02RJS, mostrado na Figura 5.7, foi verificada a presença de pinch outs na Zona 1, com profundidade de 3.005 m, Zona 2, com profundidade de 3.020 m, na Zona 4, com profundidades de 3.062 m, 3.085 m e na Zona 6, com profundidade de 3.155 m. Nestas zonas, há uma discrepância entre os volumes de argilosidade.
Perfil Raio Gama (GR)
ϕ𝑁 ϕ𝐷
VSH(GR)
VSH(ND)
Figura 5.7 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria
No poço 1RJS019RJ, Figura 5.8, foi verificada a presença de pinch outs na Zona 1, na profundidade de 2.940 m e 2.956 m e na Zona 2, presente na profundidade de 2.972 m.
Perfil Raio Gama (GR)
ϕ𝑁
ϕ𝐷
VSH(GR)
VSH(ND)
Figura 5.8 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria
No poço 3NA04RJS, Figura 5.9, foi verificada a presença de pinch outs na Zona 1, nas profundidades de 2.972 m e 2.974 m. Na Zona 3, na profundidade de 3.015 m e na Zona 4, na profundidade de 3.017 m.
Perfil Raio Gama (GR)
ϕ𝑁
ϕ𝐷
VSH(GR)
VSH(ND)
Figura 5.9 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria
5.2 CÁLCULO DA SATURAÇÃO DE ÁGUA (Sw)
No cálculo da saturação de água (Sw) foram usados o perfil ILD, perfil porosidade neutrônica (NPHI) e o perfil densidade (RHOB).
Nos cálculos de saturação de água (Sw) foram usadas a Equação de Archie e a Equação de Simandoux.
Segundo Girão (1990), a argila apresenta uma característica importante que é a condutância superficial, característica presente em algumas zonas nas formações do Campo de Namorado.
Em vista dessa limitação, saturações calculadas através da Equação de Archie (Eq. 5.1) foram usadas em profundidades com volume de argilosidade abaixo de 20%.
𝑆𝑤𝑛 = 𝑎. 𝑅𝑤 ϕ𝑚. 𝑅 𝑡 (𝐸𝑞. 5.1) onde, Sw: saturação de água;
Rw: resistividade da água que satura a rocha;
Rt: resistividade verdadeira da formação;
a: coeficiente litológico; m: fator de cimentação;
n: coeficiente de proporcionalidade (coeficiente ou expoente de saturação); ϕ: porosidade.
Segundo Contreras et. al. (2012), uma equação típica usada para o cálculo de saturação de água (Sw) é a Equação de Simandoux (Eq. 5.2).
Esta equação se ajusta bem as formações do Campo de Namorado devido a quantidade de argila nos reservatórios, que está acima de 20%, mostrado pelo cálculo do volume de argilosidade (VSH), mostrado na Análise da Argilosidade. Outra característica para o uso desta
equação, é não necessitar da análise de testemunho, mas sim dos coeficientes a e m.
Note que se o volume de argilosidade for igual a zero (VSH = 0), a Equação de
𝑆𝑤 =𝑎 2. 𝑅𝑤 ϕ𝑚. [√ 4. ϕ𝑚 𝑎. 𝑅𝑤. 𝑅𝑡+ ( 𝑉𝑠ℎ 𝑅𝑠ℎ) 2 −𝑉𝑠ℎ 𝑅𝑠ℎ] (𝐸𝑞. 5.2) onde, Sw: saturação de água;
Rw: resistividade da água que satura a rocha;
Rt: resistividade verdadeira da formação;
a: coeficiente litológico; m: fator de cimentação; ϕ: porosidade;
Vsh: volume de argilosidade;
Rsh: resistividade do folhelho.
Os valores típicos para o coeficiente litológico (a) e o fator de cimentação (m) em relação a litologia são descritos na Tabela 4.4.
Tabela 5.2 – Valores para os coeficientes a e m
Litologias ϕ m a Arenitos 14,9-31,0 1,42 1,79 Turbiditos 9,0-17,5 1,17 4,32 Leques aluviais 10,0-17,3 1,27 2,06 Deltas 10,0-16,0 1,39 2,98 Fluvial 13,3-20,0 1,22 1,99 Eólico 10,0-15,2 0,67 11,26 Oolitos 15,1-20,23 1,91 1,14 Coquinas 1,0-14,5 0,43 39,19
Fonte: Girão (2000), modificado
A porosidade também foi corrigida em três situações, tais como na presença de folhelho (Eq. 5.6), na presença de gás (Eq. 5.7) e na ausência de gás (Eq. 5.8).
A Equação 5.7 é usada quando ϕ𝑁𝐶 < ϕ𝐷𝐶 e por fim, a Equação 5.8 é usada quando ϕ𝑁𝐶 > ϕ𝐷𝐶. ϕ𝑆𝐻 = 2. ϕ𝐷𝐶+ ϕ𝑁𝐶 3 (𝐸𝑞. 5.6) ϕ𝐺á𝑠 = √ϕ𝐷𝐶+ ϕ𝑁𝐶 2 (𝐸𝑞. 5.7) ϕ𝑆/𝐺á𝑠 = ϕ𝐷𝐶 + ϕ𝑁𝐶 2 (𝐸𝑞. 5.8)
O valor da porosidade calculado nestas condições citadas acima, será usado na Equação de Clavier (Eq. 5.2) como porosidade efetiva (ϕ𝑒).
5.3 ELABORAÇÃO DOS GRÁFICOS DE SATURAÇÃO DE ÁGUA NO MATLAB E NO INTERACTIVE PETROPHYSICS
Baseando-se nas informações mostradas na seção anterior, foi implementada programação no software MATLAB com objetivo de obter os gráficos de saturação de água (SW).
As Figuras 5.10, 5.11, 5.12 e 5.13 mostram o Perfil Raio Gama, Perfil ILD na primeira faixa, o perfil ILD está presente na segunda faixa, o Perfil Porosidade Neutrônica e Porosidade a partir do perfil Densidade está na terceira faixa, e na última faixa está o volume de argilosidade (VSH) e Saturação da água (SW).
Conforme citado nas Equações 5.6, 5.7 e 5.8, estas equações corrigem a porosidade para um valor mais adequado em determinado tipo de litologia ou tipo de fluido, gerando o Perfil de Porosidade Efetiva (ϕ𝑒), apresentado em azul na terceira faixa, entre o NPHI e o DPHI.
A porosidade efetiva, foi usada nos cálculos da Saturação de Água (Equação 5.2). Em uma mistura óleo/água, a saturação de óleo é obtida por 1–Sw.
Na figura 5.10, no poço 4RJS042RJ, temos no intervalo entre 3.050 m e 3.062 m a camada de arenito, onde há aproximadamente, Sw = 20%, na profundidade de 3.060 m. e na profundidade entre 3.070 m e 3.132 m outra camada de arenito, onde na profundidade de 3.090 m onde há aproximadamente Sw = 10%.
Nessa profundidade temos um valor acentuado no Perfil ILD, sendo um bom indicador de óleo. Na profundidade de 3.105 m, temos aproximadamente Sw = 15% e também possui um valor acentuado no Perfil ILD, sendo outro ponto de interesse com óleo.
Figura 5.10 – Perfis do poço 4RJS042RJ, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria
0 50 100 150 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 4RJS042RJ GR (API) 100 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 ILD(ohm-m) 0 0.5 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 NPHI DPHI PHIe 0 0.5 1 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 Vsh Sw
Na figura 5.11, no poço 3NA02RJS, no intervalo 3.031,25 m e 3.112 m, há um baixo valor de saturação de água. Na profundidade entre 3.037 m e 3.056,2 m há uma série de picos no perfil ILD e os valores para saturação de água variam entre 3% e 10%. Este intervalo indica ser um intervalo de interesse com óleo. Além disso, no intervalo entre 3.092 m e 3.097 m ocorre também picos no valor do perfil ILD e o Sw está entre 3% e 8%, sendo também um ponto de interesse com óleo.
Figura 5.11 – Perfis do poço 3NA02RJS, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria
0 50 100 150 3000 3050 3100 3150 3200 3NA02RJS GR (API) 100 3000 3050 3100 3150 3200 ILD(ohm-m) 0 0.5 3000 3050 3100 3150 3200 NPHI DPHI PHIe 0 0.5 1 3000 3050 3100 3150 3200 Vsh Sw
Na Figura 5.12, no poço 1RJS019RJ, nas profundidades de 2.977 m, 2.983,3 m, 2.992,3 m, 3.012,21 m e 3.034,45 m, possuem picos no perfil ILD e baixos valores no valor de saturação de água, que varia entre 8% e 23%. Estas profundidades são prováveis regiões com óleo.
No intervalo entre 3.060 m e 3.078,8 m, há um alto valor no perfil ILD e o Sw varia entre 2% e 20%, indicando um provável reservatório de óleo.
Figura 5.19– Perfis do poço 1RJS019RJ, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria 0 50 100 150 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 1RJS019RJ GR (API) 100 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 ILD(ohm-m) 0 0.5 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 NPHI DPHI PHIe 0 0.5 1 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 Vsh Sw
Na figura 5.13, no poço 3NA04RJS, na profundidade entre 2.995 m e 3.020 m, há uma camada de arenito, onde na profundidade de 3.017 m, há aproximadamente um valor para Sw=12,5%, com um valor acentuado no Perfil ILD, sendo um bom indicador de óleo. Em outra camada de arenito, entre 3.028 m e 3.050 m, há uma camada entre 3.034 m e 3.040 m, valores de Sw que variam entre 5% e 15%, onde o perfil ILD é alto, sendo um bom indicador de óleo. Em outra camada de arenito, entre 3.080 m e 3.110 m, há um intervalo de valores de Sw que variam entre 15% e 25%, sendo um bom indicador de óleo.
Figura 5.13 – Perfis do poço 3NA04RJS, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria
0 50 100 150 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 3NA04RJS GR (API) 100 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 ILD(ohm-m) 0 0.5 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 NPHI DPHI PHIe 0 0.5 1 2940 2960 2980 3000 3020 3040 3060 3080 3100 3120 3140 3160 Vsh Sw
Os gráficos apresentados nas Figuras 5.14, 5.15, 5.5.16 e 5.17, foram gerados no
software Interactive Petrophysics (IP). Na primeira faixa, em verde, está o perfil Raio Gama,
na segunda faixa, em roxo, há o perfil ILD, na terceira faixa, em azul escuro, temos o gráfico de saturação de água (Sw), na quarta faixa, em azul claro, temos o perfil porosidade efetiva (ϕ𝑒) e na quinta faixa, em verde, o gráfico do volume de argilosidade (VSH).
Realizando a comparação entre os gráficos do poço 4RJS042RJ, gerados no MATLAB (Figura 5.10) e no IP (Figura 5.14), foi verificado que há coerência entre os gráficos gerados da saturação de água (Sw) e do volume de argilosidade (VSH) na profundidade entre 3.000 m e
3.175m. No intervalo entre 3.175 m e 3.220 m houve incoerências no gráfico do volume de argilosidade (VSH). Perfil Raio Gama Perfil ILD Sw ϕ𝑒 Vsh
A comparação entre os gráficos do poço 3NA02RJS, gerados no MATLAB (Figura 5.11) e no IP (Figura 5.15), foi verificado que há coerência no gráfico de saturação de água (SW), em toda sua extensão e no gráfico do volume de argilosidade (VSH) houve incoerência
apenas no intervalo entre 3.160 m e 3.175 m. Perfil Raio Gama Perfil ILD Sw ϕ𝑒 Vsh
A comparação entre os gráficos do poço 1RJS0019RJ, gerados no MATLAB (Figura 5.12) e no IP (Figura 5.16), foi verificado que há coerência no gráfico de saturação de água em toda extensão, no gráfico do volume de argilosidade na profundidade teve coerências em toda extensão com exceção do intervalo entre 3.080 m e 3.078 m.
Perfil Raio Gama Perfil ILD Sw ϕ𝑒 Vsh
Nesta comparação entre os gráficos do poço 3NA004RJS, gerados no MATLAB (Figura 5.13) e no IP (Figura 5.17), foi verificado que há coerência no gráficos gerados da saturação de água. No gráfico do volume de argilosidade, entre 3.120 m até 3.160 m houve incoerências.
Perfil Raio Gama Perfil ILD Sw ϕ𝑒 Vsh
