CÁLCULO DA POROSIDADE DO RESERVATÓRIO DE NAMORADO UTILIZANDO A PERFILAGEM GEOFÍSICA. Claudia Benitez Logelo

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CÁLCULO DA POROSIDADE DO RESERVATÓRIO DE NAMORADO UTILIZANDO A PERFILAGEM GEOFÍSICA

Claudia Benitez Logelo

Dissertação de mestrado apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Civil, COPPE, da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Mestre em Engenharia Civil.

Orientador: Webe João Mansur

Rio de Janeiro Dezembro de 2011

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DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA CIVIL.

Examinada por:

________________________________________________ Prof. Webe João Mansur Ph. D.

_______________________________________________ Prof. Otto Corrêa Rotunno Filho Ph. D.

________________________________________________ Dr. Cleberson Dors D. Sc.

_______________________________________________ Prof. Jaime Simón Almaraz Urdininea D. Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL DEZEMBRO DE 2011

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Logelo, Claudia Benitez

Cálculo da Porosidade do reservatório de Namorado utilizando a perfilagem geofísica. – Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, 2011.

IX, 52 p.: il.; 29,7 cm.

Dissertação (Mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de Engenharia Civil, 2011.

Referências Bibliográficas: p. 51 -52.

1. Perfilagem geofísica. 2. Perfis de Porosidade. 3. Perfil de Raios Gama. I.Mansur, Webe João. II.Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Civil. III. Título.

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iv Ao papai, à mamãe, ao Marcos, ao Antonio e à Duda.

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v AGRADECIMENTOS

Agradeço a todos que colaboraram nesse longo caminho. Aos meus filhos que por diversas vezes não me tiveram, ao meu marido pelo apoio incontestável e fiel.

Ao meu orientador pela confiança em todos os momentos mesmo sem me conhecer me deu todas as chances que eu podia ou até não podia ter, muito obrigada Webe.

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vi Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.)

Dezembro/2011

Programa: Engenharia Civil

O presente trabalho tem como objetivo avaliar a equação do tempo médio de Wyllie, para se calcular a porosidade de um poço, o 3NA 0002 RJ, pertencente ao campo de Namorado situado na Bacia de Campos.

Três tipos de perfis são utilizados: o Sônico, o de Raios Gama e o Neutrônico. O primeiro torna possível o cálculo da porosidade sônica, pois disponibiliza os tempos médios de propagação de uma onda para determinados intervalos de profundidade, o segundo permite identificar a presença de argila no poço e então a correção das porosidades sônicas para a argilosidade e o terceiro, que mede diretamente a porosidade de um poço, funciona como um balizador para os valores calculados para a porosidade sônica.

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vii Abstract of dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Master of Science

CALCULATION OF THE POROSITY USING THE NAMORADO TANK GEOPHYSICAL PROFILING

December 2011

Advisors: Webe João Mansur Program: Civil Engineering

This paper aims at evaluating the wyllie’s equation of time average, to calculate the porosity of a well, the 3NA RJ 0002, belonging to the field of Namorado located in the

Campos Basin.

Three types of profiles are used: Sonic, the Gamma-ray and neutron. The first makes it possible to calculate sonic porosity as it provides the average time of propagation of a wave for certain depth intervals, the second identifies the presence of clay in the pit and then correcting for the sonic porosity shaliness and the third, that directly measures the porosity of a well, is employed as a comparison parameter for the calculated values of the sonic porosity

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viii SUMÁRIO 1-INTRODUÇÃO ...1 1.1-CONSIDERAÇÕES PRELIMINARES...1 1.2-REVISÃO DE LITERATURA...2 1.2.1-HISTÓRICO DA PERFILAGEM...2

1.2.2-REVISÃO DA LITERATURA SOBRE PERFILAGEM...3

1.3-OBJETIVO...4

2-CONCEITOS BÁSICOS DE PETROFÍSICA...6

2.1-CONDUTIVIDADE...6

2.2-PROPAGAÇÃO DE ONDAS SÍSMICAS...6

2.3-PROPRIEDADES RADIOATIVAS...8 2.4-POROSIDADE...9 3-PERFILAGEM GEOFÍSICA...11 3.1-PERFIL SÔNICO...13 3.1.1-FERRAMENTA SÔNICA...14 3.1.2-TEMPO DE TRÂNSITO...15

3.1.3-CÁLCULO DA POROSIDADE - TEÓRICO...16

3.1.4-O TEMPO MÉDIO DE WYLLIE...17

3.1.5-ARGILOSIDADE...18

3.2-PERFIL NEUTRÔNICO...19

3.3-PERFIL DE RAIOS GAMA...21

3.3.1-MEDIÇÃO DE RADIOATIVIDADE...22 4-METODOLOGIA...24 5-ESTUDO DE CASO...26 5.1-BASE DE DADOS...26 5.1.1-LITOLOGIA...26 5.1.2-DADOS DE TESTEMUNHAGEM...29 5.1.3-DADOS DE PERFILAGEM...29

5.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA ...31

5.2.1-CÁLCULO DA MÉDIA DOS TEMPOS DE TRÂNSITO...31

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5.3-CÁLCULO DOS ÍNDICES DE ARGILOSIDADE...35

5.4-CORREÇÃO DA POROSIDADE SÔNICA...38

5.5-ANÁLISE DOS RESULTADOS...40

5.5.1-POROSIDADE NEUTRÔNICA...40

5.5.2-PERFIL SÔNICO X PERFIL NEUTRÔNICO...44

5.5.3-POROSIDADE SÔNICA CORRIGIDA X POROSIDADE NEUTRONICO...46

6-CONCLUSÃO...48

6.1-RECOMENDAÇÕES...50

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1 CAPÍTULO 1

1-INTRODUÇÃO

1.1-CONSIDERAÇÕES PRELIMINARES

A indústria do petróleo é atualmente a que desenvolve a maior cadeia produtiva observada pelo ser humano. As atividades de exploração e produção mobilizam grandes somas de recursos humanos e econômicos.

Diversos profissionais são responsáveis pelo provável caminho observado, desde a descoberta de uma jazida até a obtenção de petróleo. Costumam se envolverem nesse caminho geólogos, paleontólogos, químicos, geofísicos, engenheiros e etc., cada qual exercendo um papel bem definido nesse cenário.

O começo de tudo se dá no momento em que uma bacia sedimentar é descoberta e então se faz necessária a aplicação de diversas técnicas que visam caracterizar esta como tendo ou não um ou mais reservatórios de petróleo. Porém não basta reconhecer a existência de reservatórios, é necessário determinar varias características que permitam calcular volumes significativos de hidrocarbonetos para que tais reservatórios sejam considerados jazidas.

Nesse cenário é necessária a aplicação de ciências como: a geologia e a geofísica.

Os métodos geofísicos potenciais são aqueles aplicados na prospecção de petróleo com o objetivo de identificar bacias sedimentares.

Tendo então esta localização, se faz necessária a perfuração de um poço. Somente com essa atividade é possível saber se existe ou não reservatórios e se eles poderão vir a ter explotação economicamente viável.

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2 Durante a perfuração ou também após, ocorrem as operações de perfilagem, que vem a possibilitar a obtenção da imagem visual das várias propriedades das rochas presentes no poço.

1.2-REVISÃO DE LITERATURA

A seguir será apresentada uma revisão de trabalhos relacionados à perfilagem. Em primeiro será feita uma abordagem histórica extraída da referência Schlumberger (1989) relacionando a evolução da atividade de perfilagem e após será feito, então, um apanhado de alguns trabalhos que utilizaram a perfilagem como foco de interesse.

1.2.1-HISTÓRICO DA PERFILAGEM

Em 1927 os irmãos Schlumberger em um campo petrolífero na França, mediram a resistividade da formação, então ocorreu o primeiro registro para grandezas petrofísicas de uma rocha.

Nos Estados Unidos, em 1929, Doll observou a presença de um potencial espontâneo para formações permeáveis.

A partir de 1932, dois registros passaram a serem executados normalmente, resistividade, potencial espontâneo (SP). Os irmãos Schlumberger em torno deste tempo, também começaram a usar diferentes configurações de eletrodos e espaçamentos para reduzir as distorções.

Archie em 1942 desenvolveu equações empíricas relativas às medidas de resistividade, porosidade e saturação de água. E em 1949, Wyllie relacionou os efeitos dos potenciais espontâneos entre água de lama e água de formação e assim associou tal fenômeno às atividades químicas relativas às diferentes concentrações de cloreto de sódio, nas diferentes substâncias.

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3 Em 1949, ocorreu a medição da resistividade elétrica sem ser necessária a presença de água doce e então ao longo da década de 50 outros perfis elétricos foram desenvolvidos.

O perfil gama natural começou a ser utilizado em 1939 e teve como principal objetivo detectar a presença de xisto, elemento radioativo, e então distingui-lo de outras formações. Em 1941 uma fonte de nêutrons foi utilizada a fim de medir o raio gama emitido pela formação após a captura de nêutrons. Somente a partir de 1950 é que relações envolvendo o núcleo foram registradas e em 1957 ocorreu a primeira medição do perfil de densidade.

A medição da velocidade sísmica em poços foi feita pela primeira vez em 1930 e velocidade de registro contínuo em 1953. O perfil acústico, porém só foi realmente utilizado após Wyllie criar a equação do tempo médio, relacionando-os à porosidade (Wyllie, Gregory, e Gardner, 1958).

1.2.2-REVISÃO DA LITERATURA SOBRE PERFILAGEM

Os trabalhos de perfilagem mais consultados para esta dissertação são: Miranda (2004), Oliveira (2005), Oliveira e Martins (2003), Ellis e Singer (1987) e Cruz (2003).

Na tese de doutorado de Miranda (2004) se obteve o “imageamento da porosidade ou uma seção representativa da distribuição lateral da porosidade da rocha

em subsuperfície”. Nele a autora apresenta uma metodologia para produzir a imagem geológica (porosidade) através de um algoritmo interpretativo baseado em dois tipos de redes neurais artificiais.

Oliveira (2005) avaliou, em sua dissertação de mestrado, como a perfilagem geofísica é utilizada para se obter informações secundárias e então estimar variáveis geológicas.

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4 Em um trabalho apresentado no Congresso Internacional de Geofísica, Oliveira e Martins (2003), descreveram como as velocidades das ondas compressionais se comportam no arenito do campo de Namorado em função da presença de duas variáveis: porosidade e argilosidade. Nesse trabalho foi utilizada a fórmula do tempo médio de Wyllie para se relacionar o tempo de trânsito da onda à porosidade da seção de turbidito de Namorado.

Ellis e Singer (2010) descrevem algumas técnicas de perfilagens, de uma maneira bem sucinta onde são apresentadas as técnicas, ferramentas e o embasamento teórico de diversos tipos de perfilagem.

Na Dissertação de Mestrado, Cruz (2003), utilizou os seguintes dados fornecidos pela a ANP (Agência Nacional do Petróleo): perfilagens, linhas sísmicas 2D, testemunhos e dados petrofísicos, para caracterizar a faciologia do reservatório de Namorado.

Cada um desses trabalhos teve grande contribuição para a realização dessa Dissertação de Mestrado.

A equação do tempo médio de Wyllie é pioneira para o cálculo da porosidade de uma rocha, utilizando os dados obtidos através da perfilagem sônica. Até os dias de hoje ela é utilizada, porém atualmente outros tipos de perfis estão sendo aplicados para se dimensionar a porosidade de uma rocha, principalmente os perfis radioativos.

1.3-OBJETIVO

Em trabalhos que utilizam a equação de Wyllie, para se calcular a porosidade, costuma-se separar a profundidade do perfil por intervalos constantes, sem levar em conta a litologia. Como a equação de Wyllie foi definida para arenitos, separar as

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5 seções litológicas deve ser um fator relevante para a obtenção de valores mais precisos para a porosidade.

Em vista disso essa dissertação tem como objetivo calcular a porosidade de uma rocha sedimentar, mais precisamente de uma seção de turbidito. Para isso foi escolhido um poço, o 3NA002 RJ, pertencente ao reservatório de Namorado situado na Bacia de Campos.

Será utilizada a equação de Wyllie e a separação das seções seguirá o critério de separação por litologia. Assim buscar-se-á testar a sua validade para os cálculos de porosidade.

Para isso os valores obtidos serão confrontados com os valores registrados através da perfilagem Neutrônica.

Como referência, visando testar quais das duas porosidades, sônica ou neutrônica, é mais realista para o poço em questão, foram utilizados dados de testemunhagem.

A estrutura da dissertação ocorrerá na seguinte ordem:

-No capítulo 2 são apresentados conceitos básicos de petrofisica.

-No capítulo 3 são apresentados os perfis, Sônico, Neutrônico e de Raios Gama, envolvendo a apresentação dos conceitos teóricos e das análises quantitativas para cada um dos métodos.

- A seguir, no capítulo 4, a metodologia aplicada para calcular a porosidade através da separação por litologias.

-No capítulo 5 é realizado o estudo de caso, para o poço citado e realizando-se a análise dos valores obtidos para a porosidade sônica.

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6 CAPÍTULO 2

2-CONCEITOS BÁSICOS DE PETROFÍSICA

A seguir é apresentada uma revisão teórica a respeito de algumas propriedades físicas das rochas que serão necessárias durante o desenvolvimento desse trabalho.

2.1-CONDUTIVIDADE

Os minerais, como os metais nativos e o grafite, são considerados condutores de eletricidade, porém a maior parte dos demais minerais, formadores das rochas, não é considerada bons condutores.

Quando uma rocha possui alguma condutividade, a mesma está associada à condutividade dos fluidos (principalmente água) que saturam os poros. Por isso a condutividade de uma rocha está associada à capacidade da rocha de armazenar fluidos, ou seja, a porosidade.

2.2-PROPAGAÇÃO DE ONDAS SÍSMICAS

Ondas sísmicas são pacotes de energia de deformação elástica que se propagam radialmente a partir de uma fonte sísmica Kearey e Brooks, et al (2009). Esses pacotes de energia geram então trens de onda de curta duração, denominados pulsos.

Com exceção das regiões próximas à fonte, as deformações geradas são pequenas e então pode-se admiti-las como sendo elásticas, então as velocidades de propagação destes pulsos são determinadas pelos módulos elásticos e pelas densidades dos materiais pelos quais elas se propagam, no caso, as rochas.

Em relação às ondas, verifica-se que a sua velocidade é proporcional ao tempo de trânsito e que também sofrem influencia tanto da matriz quanto dos fluidos que saturam os poros.

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7 De acordo com Kearey, Brooks et al (2009), estudos empíricos ainda informam que a respeito da velocidade das ondas P, tem-se:

 A velocidade de onda compressiva aumenta com a pressão confinante;

 Velocidades de arenitos e folhelhos mostram um aumento com a profundidade de soterramento e com aumento da idade, por causa da compactação e da cimentação;

 Para as rochas sedimentares, a velocidade das ondas compressivas está relacionada à densidade;

Tabela 1- velocidades de ondas compressivas sísmica; modificada de Kearey, Brooks et al (2009).

A presença de gás nas rochas sedimentares reduz os valores dos módulos elásticos.

Materiais Velocidade sísmica (Km/s)

Argila 1,0 – 2,5 Arenito terciário 2,0 – 2,5 Arenito Carbonífero 4,0 – 4,5 Calcário 2,0 – 6,0 Dolomitos 2,5 – 6,5 Sal 4,5 – 5,0 Anidrita 4,5 – 6,5 Gipso 2,0 – 3,5 Ar 0,3 Água 1,4 – 1,5 Petróleo 1,3 – 1,4

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8 2.3-PROPRIEDADES RADIOATIVAS

Algumas rochas possuem em sua estrutura, a presença de elementos radioativos. Naturalmente elementos radioativos estão presentes em rochas ígneas, logo, a presença destes em rochas sedimentares se deve aos processos de erosão e transporte de sedimentos.

Observa-se, de acordo com a figura 1, abaixo, que os três elementos radioativos de maior interesse em exploração radiométrica são o Urânio (238U), o Tório (232Th) e o Potássio (40K).

Figura 1- Abundâncias relativas de elementos radioativos em diferentes tipos de rochas. Fonte: Kearey e Brooks (2009).

Os folhelhos contêm pequena quantidade de elementos radioativos em sua estrutura, principalmente o Potássio (40 K), este por sua vez ocorre em micas, feldspatos alcalinos e minerais de argila.

A presença de Potássio em minerais de argila vai ser de grande utilidade neste trabalho, visto que esta característica vai tornar possível o reconhecimento e a

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9 quantificação de frações de argila nas rochas clásticas presentes no poço, através da perfilagem de raios Gama.

2.4-POROSIDADE

Rochas são materiais sólidos consolidados, formados naturalmente por agregados de matéria mineral, que se apresentam em grandes massas ou fragmentos.

Existem três grandes grupos de rochas: ígneas, metamórficas e sedimentares. As rochas sedimentares são formadas a partir de três processos distintos, segundo Azevedo e Marques (2006): as rochas formadas pela acumulação de fragmentos de minerais ou rochas intemperizadas são denominadas clásticas ou detríticas, as rochas formadas pela precipitação de sais a partir de soluções aquosas saturadas ou pela atividade de organismos em ambientes marinhos, são as não-clásticas ou químicas.

Após ser gerado e ter migrado o petróleo se desloca e então se acumula em uma rocha reservatório, a maioria dos depósitos comerciais de petróleo ocorre em reservatórios formados por rochas sedimentares clásticas e não clásticas, principalmente arenitos e calcários; Triggia, Correa et al (2001).

Uma rocha reservatório é composta de grãos, ligados uns aos outros por um material, que recebe o nome de cimento. Também existe entre os grãos outro material muito fino chamado matriz e o volume total ocupado pela rocha reservatório é o somatório desses materiais sólidos e do volume de espaços vazios entre eles, denominados volume de vazios ou volume poroso.

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10 De acordo com Triggia, Correa et al (2001) a porosidade depende da forma, da arrumação e da variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha e ainda a porosidade decresce com a idade geológica e com a profundidade.

Existem vários modos de se determinar a porosidade de uma rocha, dentre os quais podem ser citados os realizados em laboratório em testes com amostras e os métodos geofísicos.

O método conhecido como perfilagem geofísica é apresentado no próximo capítulo.

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11 CAPÍTULO 3

3-PERFILAGEM GEOFÍSICA

No presente capítulo é apresentado o conceito de perfilagem.

Após a fase da prospecção e perfuração exploratória é necessário que sejam feitos alguns estudos que confirmem os prognósticos feitos para uma determinada jazida petrolífera. Esse prognóstico só pode se confirmar ao longo da fase de perfuração de um poço e / ou após o término desta fase.

Ao longo da perfuração são coletadas amostras de calha, figura 2, das rochas encontradas e estas já podem trazer informações a respeito do reservatório, mas nem sempre estas amostras vão revelar todos os dados necessários para que se alcance o conhecimento satisfatório do reservatório; então são realizadas as perfilagens geofísicas que podem ser feitas antes ou durante a perfuração, tanto num poço não revestido quanto num poço revestido.

Figura 2 – Amostra de calha. Fonte: Beer (2009)

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12 A perfilagem é um método geofísico que para um poço, vertical ou inclinado, possibilita a medição de determinados parâmetros, possibilitando à obtenção da imagem das várias propriedades das rochas, dentre elas a porosidade.

Uma sonda se desloca no poço, e então o perfil do parâmetro medido é registrado simultaneamente.

Segundo Lima (2005), “a perfilagem é uma das mais úteis e importantes ferramentas disponíveis no setor petrolífero, sendo utilizada quase sem exceção em

todos os poços perfurados. Nos casos mais extremos, seus custos são superam 5% do

custo total de um poço. É através da perfilagem que se obtém medidas contínuas, ao

longo de um poço, de diferentes propriedades das formações. A partir da interpretação

destas medidas, podem-se identificar zonas produtivas, distinguir óleo, gás ou água em

um reservatório, e estimar a reserva de hidrocarbonetos, além de suas utilizações mais

tradicionais na exploração, como correlação entre níveis estratigráficos, auxílios na

confecção de mapas e calibração sísmica.”.

Os perfis geofísicos são traçados a partir das características mineralógicas (silicatos, carbonatos, sulfatos), litológicas (texturas, estruturas sedimentares, cor, dureza), paleontológicas (tipo e conteúdo fóssil), físicas (condutividade elétrica ou térmica, densidade, velocidade de propagação de ondas acústicas, conteúdo radioativo) etc.

Através da análise das propriedades elétricas, acústicas e radioativas das rochas é possível obter características sobre o poço, tais quais, forma, litologia, granulometria, porosidade e etc.

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13 Figura 3 – Ferramentas de perfilagem,

(Fonte: Ellis e Singer, 2010).

A perfilagem de poços é realizada com a utilização de ferramentas de perfilagem, como as mostradas na figura 3, que são sensores (sondas), que se deslocam continuamente dentro do poço que está sendo analisado.

A perfilagem é uma ferramenta importante para a obtenção de informações do poço e para um melhor planejamento da lavra do reservatório.

A seguir são apresentadas três tipos de perfilagem: Sônica, Neutrônica e de Raios Gama.

3.1-PERFIL SÔNICO

O perfil sônico está fundamentado nas propriedades acústica das rochas. Nele é determinado o tempo gasto pelo som, gerado por uma fonte acústica, para percorrer um determinado espaço, propiciando assim uma quantificação da porosidade.

A obtenção do tempo gasto só é possível porque a ferramenta consegue medir a velocidade de propagação da onda. “Em virtude da variedade composicional, textural, de porosidade e de fluidos nos poros, as rochas diferem quanto a seus módulos elásticos

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14 e densidades, e, portanto quanto a suas velocidades sísmicas” (Kearey, Brooks et al, 2009).

3.1.1-FERRAMENTA SÔNICA

Agora é apresentada a ferramenta sônica e após como se desenvolve a operação de perfilagem sônica.

Figura 4- Ferramenta sônica, Fonte: Nery (2011)

Segundo Ellis e Singer (2010), a ferramenta utilizada na perfilagem sônica, figura 4, é composta por um transmissor de frequência constante, ultrassônica baixa, e dois receptores. Ambos consistem de transdutores feitos de cristais, cerâmicas ou bobinas magnéticas.

De acordo, ainda, com Kearey e Brooks et al, (2009), os receptores normalmente são distanciados cerca de 300 mm, e a fonte acústica a uns 900 – 1.500 mm do receptor mais próximo, e a fonte gera pulsos ultrassônicos a uma frequência de 20 – 40 KHz.

O som emitido pelo transmissor (T) se desloca no poço, lama e formação, e então os dois receptores são ativados, estes são posicionados em distâncias fixas e predeterminadas, como citado acima.

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15 3.1.2-TEMPO DE TRÂNSITO

No momento em que um pulso, onda, é emitido pelo transmissor, da ferramenta sônica, a onda se propaga tanto na lama, presente no poço quanto na formação.

Após um determinado tempo t1 o receptor um, RN registra sua chegada e então depois de um tempo t2, o receptor dois, RF, também registra a sua chegada. A diferença entre t2 e t1, ∆t = t2 – t1 é o tempo de trânsito.

A grandeza ∆t vem a ser o valor registrado pela ferramenta ao longo da execução da perfilagem.

Figura 5 – Propagação de onda no perfil sônico. Fonte: Ellis e Singer, (2010).

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16 De acordo com o princípio de Fermat, a luz se propaga entre dois pontos no menor tempo possível, o tempo de trânsito medido será então, o menor tempo gasto pelo pulso para percorrer a distância entre os dois receptores.

No próximo item é apresentado como o tempo de trânsito, ∆T, é aplicado na determinação da porosidade de uma rocha.

3.1.3-CÁLCULO DA POROSIDADE - TEORIA

Sabe-se que as ondas se propagam com velocidades diferentes, dependendo do meio de propagação, como descrito anteriormente. Quanto mais denso o meio, maior a velocidade.

Durante a execução da perfilagem sônica, a onda se propaga tanto no poço, saturado de Lama, quanto na formação composta de matriz e poros, que por sua vez estão saturados de fluidos, ar, água, óleo e gás.

O tempo de trânsito então depende da velocidade da onda em todos os meios descritos acima. Porém a parcela de interesse é somente a de propagação da onda na formação, o que leva a determinar que esta velocidade seja igual a:

Vfm = ; (1) Onde:

 Vfm é a velocidade da onda na formação em um pé de rocha,

 d é à distância de um pé de rocha e também a distância, entre os dois receptores, R1 e R2;

 ∆t é o tempo de trânsito, como citado acima.

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17 3.1.4-O TEMPO MÉDIO DE WYLLIE

Em 1949, Wyllie demonstrou que o ∆t, tempo de trânsito de um pulso de onda em uma rocha e a porosidade desta, estão correlacionadas.

Sendo a rocha composta de matriz e poros, ∆t, depende da contribuição volumétrica de cada uma dessas porções.

Wyllie propôs a seguinte fórmula, denominada tempo médio de Wyllie:

(Ø)∆tm (2) (3)

Onde:

∆tm = tempo de trânsito na matriz;

∆tf = tempo de trânsito na mistura de fluidos;

∆t = tempo de transito em um pé de rocha (matriz + fluido); Ø = porosidade total da rocha;

Porém a utilização da fórmula do tempo médio de Wyllie depende das seguintes condições:

 Matriz de arenito

 Rocha saturada 100% com água;

 Rocha compactada;

 Porosidade intergranular e sem a presença de argila.

Para qualquer um desses fatores que seja modificado, o modelo também se modifica, sendo necessária a correção da fórmula três.

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18 A seguir são apresentadas as correções aplicada a equação de Wyllie para cada um dos fatores que venham a não satisfazer as condições impostas para a realização do cálculo da porosidade.

3.1.5-ARGILOSIDADE

Um reservatório caracteriza-se pela presença de um material selante, folhelho, e uma matriz sedimentar com porosidade o suficiente para guardar fluidos. Geralmente essa rocha reservatório vai ser um arenito ou um calcário.

Em especial o arenito, que é uma rocha sedimentar terrígena, possui em sua estrutura grãos de argila.

A argila possui granulometria fina e baixa permeabilidade, por isso é considerada uma rocha selante, ou seja, ela possui a capacidade de reter fluidos.

Quando na rocha reservatório se encontra grãos de argila, esta causa uma atenuação na velocidade da onda que se propaga no meio pelo fato de reter fluidos (densidade menor do que nos sólidos).

Se a velocidade da onda tende a diminuir o tempo de trânsito aumenta, podendo então causar um erro de interpretação do perfil, fazendo com que haja uma superestimação da porosidade.

Para que não seja cometido esse erro é necessário o cálculo do índice de argilosidade da rocha, VSH.

O índice de argilosidade é calculado através dos dados obtidos no perfil de raios gama, das rochas reservatório, que será visto no capítulo 4 dessa dissertação.

A fórmula de Wyllie (1958), corrigida para a presença de argila é a seguinte:

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19 - ( ) (5) Onde:  VSH é o índice de argilosidade;

 é o tempo de trânsito nos folhelhos posicionados abaixo da camada da rocha reservatório.

A fórmula (4) calcula a contribuição volumétrica para o tempo de trânsito de cada uma das estruturas que compõem a matriz, os fluidos e os folhelhos.

Como se observa na fórmula (5), o primeiro termo é a fórmula de Wyllie para o cálculo da porosidade como se a rocha não tivesse argila, o segundo item é o que corrige caso haja a presença de argila.

3.2-PERFIL NEUTRÔNICO

O perfil neutrônico tem como princípio o bombardeamento de rochas com nêutrons, radioatividade induzida artificialmente.

Essa fonte artificial geralmente consiste de uma pequena quantidade de (Plutônio) Pu e Berílio (Be) (Kearey e Brooks, 2009) que junto com um cintilômetro fazem parte do conjunto que consiste a ferramenta utilizada na perfilagem.

Os Nêutrons são partículas que não possuem carga elétrica, e justamente é esta característica que permite, a ele, penetrar na matéria mais profundamente.

Ao entrar na matéria os nêutrons colidem tanto elasticamente quanto inelásticamente com os núcleos dos elementos da matéria (rocha).

Segundo Ellis e Singer (2010) a interação dos nêutrons com a matéria ocorre de três formas distintas:

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 Absorção

 Espalhamento elástico

 Espalhamento Inelástico

Segundo Kearey e Brooks (2009), como resultado da captura de nêutrons pelos núcleos, estes são estimulados, emitindo então raios gama.

As colisões entre os nêutrons e os núcleos atômicos na rocha, ocorrem como colisões elásticas, pelo fato dos núcleos possuírem mais massa que os nêutrons. Nesse tipo de colisão pouca energia é perdida.

Porém sabe-se que a massa do hidrogênio e do nêutron são próximas, fazendo com que os choques entre essas duas partículas seja considerado inelástico, logo há uma transferência de energia, este fato torna o nêutron lento e então este é absorvido por um núcleo maior.

Essa captura de nêutron ocorre dentro de 600 mm da parede do poço, gera uma radiação gama, uma parte colide com o cintilômetro. (Kearey e Brooks, 2009).

Em rochas sedimentares, em particular os arenitos todos os íons de hidrogênio estão presentes nos fluidos dos poros – água, hidrocarbonetos, ou seja, o valor registrado pelo perfil nêutronico mede diretamente a quantidade de íons de hidrogênio e então consequentemente a capacidade da rocha de reter fluidos, a porosidade da rocha.

Em folhelhos já ocorrem íons de hidrogênio tanto em micas ou minerais de argila (Keary e Brooks, 2009). Para que se possa fazer uma análise deste perfil é necessário o conhecimento da litologia.

O perfil Neutrônico mede, então, diretamente a porosidade de rochas permoporosas.

Correções precisam ser realizadas para a porosidade obtida através do perfil neutrônico, porosidade neutrônica, para arenitos contaminados com grãos de argila.

(30)

21 Neste caso além do perfil estar identificando a presença dos íons de hidrogênio presentes nos fluido que saturam os poros também vai haver uma contribuição, para essa medida, dos íons presentes nos minerais de argila.

O cintilômetro ao medir as variações de radiação gama, quanto menor a intensidade maior a presença de íons de hidrogênio, mede diretamente a capacidade da rocha de guardar fluidos.

Existe um tipo de perfilagem capaz de calcular o quanto de argila há em uma rocha permoporosa, este é o perfil de raios gama que é apresentado a seguir.

3.3-PERFIL DE RAIOS GAMA

O perfil gama, se baseia no fato de que algumas rochas emitem naturalmente radioatividade, como mencionado anteriormente, no item 2.3, e então na própria ferramenta gama, figura 6, existe um aparelho, geralmente cintilômetro, capaz de detectar a radiação natural no poço.

Os folhelhos, dentre o grupo de rochas sedimentares, são os que apresentam os maiores níveis de radioatividade.

Porém rochas reservatório possuem na matriz sedimentos de argila.

Figura 6 – Ferramenta de Raios Gama Fonte: Nery (2011)

(31)

22 3.3.1-MEDIÇÃO DE RADIOATIVIDADE

O 40 K, principalmente, produz radiação gama detectável, logo através de detectores de radiação, como o cintilômetro e às vezes o contador Geiger-Muller, presentes na ferramenta de raios gama é possível medir a radioatividade originada dentro de poucos decímetros da parede do poço (Kearey e Brooks, 2009).

A ferramenta utilizada na perfilagem de raios gama se desloca uniformemente dentro do poço e então registra, ao longo da profundidade, os raios gama emitidos pela formação.

A unidade utilizada é o GAPI (Graus API). A curva do perfil indica o GR (Grau de Radioatividade) para cada profundidade.

De acordo com Schlumberger (1987) a interpretação do perfil começa com a definição da LBF (Linha Base defronte aos Folhelhos). A LBF é uma média entre os valores máximos dos folhelhos, GR Mínimo e GR Máximo, que são respectivamente a menor medida obtida no perfil e o valor calculado para a LBF.

Para se estabelecer o IGR (Índice de Radioatividade) é necessário escolher uma profundidade específica e então aplicar a seguinte fórmula:

_– – (6)

Onde:

 GR lido é o grau de radioatividade lido para um ponto (profundidade);

 GR Mínimo é o menor grau de radioatividade encontrado;

 GR Máximo é o grau de radioatividade máximo, que se considera como sendo a LBF.

Logo após calcula-se a argilosidade (VSH) para o ponto escolhido, através da fórmula:

(32)

23 _{– – )} (7)

O índice A está relacionado com a idade da rocha e é igual a três quando a rocha é do Terciário e a dois quando a rocha for mais velha. (Schlumberger, 1987).

Apresenta-se a seguir, a metodologia desenvolvida para se realizar o cálculo da porosidade de um poço, cuja litologia vem a ser a de uma seção de turbidito.

(33)

24 CAPÍTULO 4

4-METODOLOGIA

Para que seja possível realizar uma análise quantitativa da porosidade de uma rocha utilizando a equação de Wyllie é necessário um estudo de caso.

Aqui é utilizado um poço, o 3NA002 RJ, situado na Bacia de campos, no reservatório de Namorado.

Segundo Tigre e Lucchesi (1986), o arenito de Namorado consiste em depósitos de areias turbiditicas e pertente à formação de Macaé superior, formado no Cretáceo por corrente de turbidez. Possui boa porosidade e tem como principal mineralogia da matriz o quartzo.

Para que esse método seja utilizado a litologia precisa ser conhecida, para que, se necessária sejam realizadas correções.

Outra informação importante é o conhecimento de dados de testemunhos, a fim de validar ou não o método aplicado.

Essas duas informações foram obtidas da tese de mestrado de Cruz, M..

O fluxograma abaixo, figura 7, representa as etapas seguidas para a obtenção da porosidade sônica e a sua correção.

(34)

25 Figura 7: Fluxograma da metodologia para o cálculo da porosidade.

O entendimento desta metodologia, bem como a explicação de cada item, será abordado através do estudo de caso.

A fim de tornar mais prática a descrição de cada uma das etapas ao longo do desenvolvimento do estudo de caso, cada etapa será simbolizada através de letras, conforme segue abaixo:

(a) Separação da Litologia em Seções

(b) Cálculo da média dos tempos para cada seção (c) Cálculo da porosidade média

(d) Correção da porosidade sônica pelo índice de argilosidade.

No capítulo 5, a seguir, é realizado o estudo de caso onde, então, é calculada a porosidade sônica para o poço 3NA002 RJ.

(35)

26 CAPÍTULO 5

5-ESTUDO DE CASO – CAMPO 3NA002 RJ

A seguir são apresentados os dados utilizados para o cálculo da porosidade sônica, e os utilizados para validação, porosidade neutrônica e dados de testemunhagem.

5.1-BASE DE DADOS

A base de dados consiste em: litologia do poço, dados de testemunhagem e dados de perfilagem.

5.1.1-LITOLOGIA

A litologia do poço 3NA002 foi obtida diretamente do trabalho de Cruz (2003). Observando a figura 8, foi possível a separação da litologia em seções, o que corresponde ao item (a) do fluxograma da metodologia para o cálculo da porosidade, figura 7.

Na análise da litologia, o critério utilizado foi justamente a divisão de intervalos para litologias que fossem iguais, sendo essa uma das condições para a aplicação da equação de Wyllie.

(36)

27

Figura 8- Faciologia do poço 3NA002, reservatório de Namorado. Fonte: modificada de Cruz (2003).

A fim de tornar mais clara à visualização da seção litológica, esta foi subdividida em intervalos de profundidade tendo como critério litologias iguais e por fim foram obtidos 28 intervalos, tabela 2, contendo as seguintes litologias: Folhelho, Marga, Diamictito e Arenito Médio Arcoseano.

(37)

28 Tabela 2: Separação das seções litológica em função da profundidade, numeradas.

PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA NUMERAÇÃO

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO. 1

2991.200 a 2991.800 MARGA 2

2993.800 a 2994.000 MARGA 4

3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 6

3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 7 3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 8 3008.200 a 3026.000 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 9

3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 10

3027.200 a 3028.000 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 11 3028.200 a 3028.800 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 12

3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 13

3030.800 a 3033.200 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 14 3033. 400 a 3034.000 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 15 3034.200 a 3034.800 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 16 3035.000 a 3036.400 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 17 3036.600 a 3037.200 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 18

3037.400 a 3037.600 DIAMICTITO 19

3037.800 a 3045.600 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 20

3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 21

3046.400 a 3056.600 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 22

3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 23

3058.000 a 3060.200 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 24 3060.400 a 3061.600 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 25 3061.800 a 3063.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 26 3063.200 a 3065.600 FOLHELHOS, SILTITO, ARGILITO 27 3065.800 a 3067.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 28

(38)

29 5.1.2-DADOS DE TESTEMUNHAGEM

Na dissertação de mestrado Cruz (2003), são disponibilizados dados petrofísicos de testemunhos, como o da permeabilidade, da porosidade, entre outros para o poço 3NA002.

Porém como o objetivo dessa dissertação é o cálculo da porosidade, logo, somente os dados de porosidade são utilizados, para inclusive servir de referência, para a validação da porosidade sônica.

Têm-se, então, a seguir na tabela 3, os dados da porosidade obtidos através das análises de testemunhos:

Tabela 3: Porosidades obtidas através de dados de testemunhagem

LITOLOGIA POROSIDADE TESTEMUNHAGEM

FOLHELHO EM TORNO DE 26%

MARGA EM TORNO DE 22%

DIAMICTITO EM TORNO DE 14%

ARENITO ARCOSEANO EM TORNO DE 26%

5.1.3-DADOS DAS PERFILAGENS

Foram realizadas no poço 3NA002 RJ cinco tipos de perfilagens: DT, Sônico; NPHI, Neutrônica; GR, Raios Gama; RHBO, Densidade e IR, resistividade.

Porém os dados utilizados nesta dissertação serão somente os obtidos através dos perfis: Sônico, Neutrônico e de Raios Gama, vista que o objetivo circunda a equação de Wyllie para o tempo médio obtido através do perfil sônico e suas correções.

(39)

30 A seguir, na tabela 4, são mostrados os primeiros 25 dados utilizados no estudo de caso.

Tabela 4: Primeiros 25 dados de perfilagem, (GR), (NPHI) e (DT). DEPT(m) DT(µs/pé) NPHI GR 2975.000 91.2695 21.7996 66.4531 2975.200 90.9399 21.8086 68.4648 2975.400 90.3281 23.1367 69.0938 2975.600 87.7031 24.6211 67.7969 2975.800 85.2031 25.5234 67.1992 2976.000 86.5234 26.3086 67.9570 2976.200 91.1875 26.2773 69.0273 2976.400 94.4570 25.7148 69.8750 2976.600 95.6133 25.1562 70.5117 2976.800 97.0078 24.8650 70.3398 2977.000 97.0391 25.0002 68.6406 2977.200 962578 25.1091 66.5039 2977.400 96.0483 25.0427 65.2070 2977.600 95.9258 25.1250 64.8555 2977.800 95.5117 25.5703 65.7578 2978.000 94.9570 26.3633 67.1523 2978.200 94.6917 27.6094 67.2812 2978.400 95.4727 29.0703 67.2734 2978.600 96.2383 30.1758 68.2148 2978.800 96.0000 29.9648 68.6182 2979.000 95.7627 29.0312 67.6289 2979.200 95.5586 28.1367 66.2852 2979.400 94.7070 27.3672 65.6917 2979.600 93.2070 26.7188 67.1250 2980.000 91.6094 25.9062 69.2109

(40)

31 5.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA (ØSÔNICA)

A seguir são apresentados os cálculos realizados para que por fim seja possível a obtenção da porosidade sônica

5.2.1-CÁLCULO DA MÉDIA DOS TEMPOS DE TRÂNSITO PARA CADA SEÇÃO

O cálculo da porosidade sônica só foi possível desde que fosse calculada a média dos tempos de trânsito para cada seção litológica, representada na tabela 5, que corresponde ao ítem (b) do fluxograma da metodologia para o cálculo da porosidade (figura 7).

A média do tempo de trânsito foi calculada fazendo-se um somatório de todos os tempos e então dividindo pelo número de seções.

Como exemplo para a primeira seção, temos:

Entre 2975.000 m e 2991.000 m temos folhelhos, siltito e argilito que ocupam 81 intervalos, formando assim o primeiro intervalo litológico.

O somatório dos tempos de trânsito, ∑∆T, para esse intervalo, é igual a: ∑∆T =7322.8698 µs/pé,

Logo a média é igual a:

∆T = 7322.8698/ 81 = 90.4058 µs/pé.

Após serem calculadas as médias dos tempos para cada seção foi calculada a porosidade média que corresponde ao item (c) do fluxograma da metodologia (figura 7). Como será visto a seguir.

(41)

32 5.2.2-CÁLCULO DA POROSIDADE SÔNICA

Os dados obtidos com a execução da perfilagem sônica são justamente os tempos de trânsito na mistura (matriz + fluidos), ∆t, em função da profundidade.

A porosidade sônica é calculada utilizando a fórmula 3.

Alguns critérios são considerados a fim de se realizar o cálculo da porosidade no perfil sônico:

 Tempo de trânsito na matriz: ∆t m = 55,5 µs/pé (considerado o tempo de trânsito no arenito).

 Rocha saturada 100% com água doce. Tempo de trânsito nos fluidos: ∆tf = 189 µs/pé.

Então através da fórmula 7 é calculada a porosidade do meio. Exemplo de cálculo para a primeira seção litológica:

Utilizando a fórmula de porosidade sônica:

;

= 0.2614, que coincide com o primeiro valor da tabela 5.

O cálculo da porosidade sônica seguiu assim para os demais intervalos de tempo, em função da seção litológica. Então após ser calculada a porosidade para os demais intervalos se obtêm a tabela 5, a seguir:

(42)

33 Tabela 5 – ∆T x Porosidade Média Sônica(øSÔNICO).

PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA ∆t (µs/pé) ØSÔNICO (%)

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS 90.4058 26.14 2991.200 a 2991.800 MARGA 83.6543 21.08 2992.000 a 2993.600 FOLHELHOS 88.8676 24.99 2993.800 a 2994.000 MARGA 95.6250 30.05 2994.200 a 306.400 FOLHELHOS 91.4883 26.96 3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 94.8724 29.49 3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS 87.6862 24.11

3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 88.6770 24.85

3008.200 a 3026.000 FOLHELHOS 94.9469 29.55

3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 96.5484 30.74

3027.200 a 3028.000 FOLHELHOS 105.4502 37.41

3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 70.8990 11.53

3033. 400 a 3034.000 FOLHELHOS 70.3125 11.09

3035.000 a 3036.400 FOLHELHOS 90.4946 26.21

3037.400 a 3037.600 DIAMICTITO 87.9062 24.27

3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 84.5547 21.76

3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 59.7221 03.16

3060.400 a 3061.600 FOLHELHOS 81.2282 19.27

3063.200 a 3065.600 FOLHELHOS 89.9916 25.83

(43)

34 Abaixo, a figura 9 representa a relação entre o tempo de trânsito médio, ∆T e a litologia, numerada de acordo com a tabela 2.

Figura 9 - Litologia x tempo de transito (µs/pé)

Ao analisar a figura 9 nota-se que o tempo de trânsito, ∆t, se comporta da seguinte forma:

 Para os primeiros intervalos (profundidades menores) o tempo no folhelho, na marga e na diamictita é maior do que para os intervalos de arenito.

 À medida que os intervalos foram se tornando mais profundos ocorreu ao contrário, o tempo de trânsito aumentou para os arenitos e diminuem para os demais.

(44)

35 Figura 10: Tempo médio (µs/pé) x Porosidade sônica (%).

A figura 10 confirma o que é descrito na teoria: a porosidade aumenta em função do aumento do tempo de trânsito, já que a velocidade diminui nos poros. Por isso a linha do gráfico é crescente. Porém não se pode esquecer a influência da argilosidade na velocidade das ondas e do aumento da compactação com a profundidade, então adiante será feita a correção dos tempos de trânsito em relação ao índice de argilosidade do intervalo estudado.

5.3-CÁLCULO DOS ÍNDICES DE ARGILOSIDADE

A análise do perfil de raios gama inicia-se com a determinação dos pontos máximo e mínimo de folhelhos.

(45)

36 Para isso, então, são identificadas as seções de folhelho, tabela 2, após ter sido feita a identificação com o auxílio dos dados de perfilagem, mais precisamente os dados de raios Gama (GR); procura-se o maior valor do grau de radioatividade (GR), máximo de folhelho, e o menor, mínimo de folhelho. Os valores encontrados foram:

Máximo: 3002.600 m – GR Máximo = 107.5156 ⁰API Mínimo: 3024.400 m – GR Mínimo = 79.7539 ⁰API

A média entre esses dois pontos determina, assim, a LBF, linha base de folhelho: LBF = ; LBF = 93.63475 ⁰API.

Este valor será considerado o limite máximo de folhelho, logo ele será considerado o GR Máximo. Valores para o GR acima da LBF foram descartados.

A determinação do Mínimo para todo o intervalo analisado, incluindo a rocha reservatório, arenito foi direto, através dos dados de perfilagem.

O GR Mínimo será igual a 38.1641 ⁰API aos 30057.200 m.

O IGR é calculado para um determinado ponto através da fórmula 6.

O VSH é calculado através da fórmula 7, o valor considerado para A é igual a 2, já que esta é do cretáceo, Tigre e Luchesi, (1986).

O cálculo para obtenção do GR lido é realizado através da média obtida em alguns intervalos específicos. A escolha destes pontos foi feita da mesma forma para todos os perfis, com a separação de intervalos de mesmas litologias (tabela 2).

Utilizando a fórmula 6, que já foi apresentada no capítulo 3: _– – ;IGR = = 0.6934;

Agora aplicando a fórmula (7) para calcular o VSH, temos: _{– – )} VSH = ₎ = 0.5307

(46)

37 Tabela 6 – Litologia x GRLIDO x IGR x VSH

PROFUNDIDADE(m) LITOLOGIA GRLIDO IGR VSH(%)

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS, SILTITO 76.6268 0.6934 53.07 2991.200 a 2991.800 MARGA 67.9306 0.5366 36.67 2992.000 a 2993.600 FOLHELHOS, SILTITO 72.0920 0.6116 44.05 2993.800 a 2994.000 MARGA 72.5000 0.7402 58.75 2994.200 a 306.400 FOLHELHOS, SILTITO 79.2216 0.4998 33.31 3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 65.8906 0.5557 38.47 3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS, SILTITO 68.9895 0.5526 38.04 3007.800 a 3008.000 ARENITO ARCOSEANO 68.3437 0.5441 37.37 3008.200 a 3026.000 FOLHELHOS, SILTITO 83.5715 0.8186 69.29 3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 63.8953 0.4639 30.20 3027.200 a 3028.000 FOLHELHOS, SILTITO 63.3030 0.4531 29.29 3028.200 a 3028.800 ARENITO ARCOSEANO 68.3261 0.5437 37.33 3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 51.9892 0.2492 14.23 3030.800 a 3033.200 ARENITO ARCOSEANO 54.8955 0.3016 17.76 3033. 400 a 3034.000 FOLHELHO, SILTITO 60.8467 0.4089 25.69 3034.200 a 3034.800 ARENITO ARCOSEANO 62.9753 0.4472 28.79 3035.000 a 3036.400 FOLHELHOS, SILTITO 61.5497 0.4216 26.71 3036.600 a 3037.200 ARENITO ARCOSEANO 51.7119 0.2442 13.91 3037.400 a 3037.600 DIAMICTITO 48.8144 0.1920 10.62 3037.800 a 3045.600 ARENITO ARCOSEANO 49.5994 0.2061 11.49 3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 47.6172 0.1704 9.31 3046.400 a 3056.600 ARENITO ARCOSEANO 49.5641 0.2055 11.45 3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 41.0566 0.0521 2.67 3058.000 a 3060.200 ARENITO ARCOSEANO 55.7314 0.3166 18.81 3060.400 a 3061.600 FOLHELHOS, SILTITO 61.4110 0.4191 26.51 3061.800 a 3063.000 ARENITO ARCOSEANO 58.4609 0.3659 22.39 3063.200 a 3065.600 FOLHELHOS, SILTITO 63.8725 0.4635 30.16 3065.800 a 3067.000 ARENITO ARCOSEANO 64.8016 0.4802 31.59

(47)

38 Os demais valores são calculados da mesma forma, para os demais intervalos, e então a tabela acima é construída, a partir do qual foi construido o gráfico da figura 11.

Figura 11 - Litologia x VSH (%)

De acordo com os valores obtidos para o índice de argilosidade, observa-se que inicialmente onde há a presença de finos (folhelho, siltito, argilito) são registrados os maiores valores e que em litologias como a marga, rocha sedimentar que contêm de 35% a 60% de argila, e de diamictito, rocha sedimentar clástica que em sua matriz ocorre a abundância de síltico argiloso, o VSH também se mostra alto.

(48)

39 5.4-CORREÇÃO DA POROSIDADE SÔNICA MÉDIA

Esta etapa da metodologia é o item (d) do fluxograma da metodologia, e a explicação dessa etapa se dará a seguir.

Mesmo tendo analisado todo o intervalo da seção litológica, o arenito, é o objeto de estudo dessa dissertação, por ser este a rocha reservatório e uma das condições de aplicação da equação de Wyllie. Então só se realizou a correção da porosidade sônica para os intervalos de arenito.

A correção ocorreu devido a argilosidade da rocha, logo a fórmula utilizada é a (5), como será visto a seguir:

Para o primeiro intervalo de arenito então temos: - ( ); onde:

∆tSH é o tempo de trânsito nos folhelhos posicionados abaixo da camada de granito (tabela 5).

Aplicando o mesmo critério para os demais intervalos onde se encontra o arenito, tem-se a tabela a seguir:

Tabela 7 -. Porosidade Sônica média corrigida para o arenito PROFUNDIDADE (m) ØSÔNICO (%) VSH ØSÔNICO CORRIGIDO (%)

3007.800 a 3008.000 24.85 37.37 13.80 3028.200 a 3028.800 23.28 37.33 19.13 3030.800 a 3033.200 35.38 17.76 33.40 3034.200 a 3034.800 19.20 28.79 11.65 3036.600 a 3037.200 19.11 13.91 16.42 3037.800 a 3045.600 32.13 11.49 29.91 3046.400 a 3056.600 26.82 11.45 24.61 3058.000 a 3060.200 27.62 18.81 23.88 3061.800 a 3063.000 37.55 22.39 31.76 3065.800 a 3067.000 23.96 31.59 15.67

(49)

40 A correção ocorre igualmente para os demais intervalos, respeitando os valores envolvidos de acordo com cada intervalo.

Como observado, para os valores registrados na tabela 7, as porosidades em todos os pontos diminuíram, em função da correção.

Quanto maior o VSH, maior a porosidade encontrada inicialmente e então após a correção em alguns pontos, ocorreu a diminuição da porosidade

5.5-ANÁLISE DOS RESULTADOS

Nesse ítem são avaliados os valores calculados para as porosidades sônico.

Em primeiro lugar são apresentados os valores registrados pelo perfil neutrônico, que como mencionado anteriormente no capítulo 3, registra diretamente a porosidade do meio, então os valores das porosidades médias sônica são confrontados com os da porosidade neutrônica.

Logo após, cada intervalo de arenito é analisado buscando avaliar a validade do perfil sônico, comparando os valores da porosidade com os estabelecidos durante a testemunhagem, tabela 3.

5.5.1-POROSIDADE NEUTRÔNICA

O perfil neutrônico, como citado anteriormente, registra diretamente os valores de porosidade. Porém é necessária a observação da seção litológica.

Em função disto o critério utilizado para a determinação dos intervalos para serem calculadas as porosidades foi justamente a litologia, o mesmo utilizado anteriormente para o cálculo da porosidade sônica.

(50)

41 Para o primeiro intervalo, com 81 pontos, então o somatório de porosidades neutrônicas igual a 2104.785 e então dividindo pelo número de pontos se obtêm o valor da porosidade neutrônica, ØNEUTRÔNICA.

Para o primeiro intervalo, então, ØNEUTRÔNICA = 25.985 %. Assim são feitos os cálculos para os seguintes intervalos.

Os dados da tabela 8 são utilizados para construir o gráfico da figura 12, que relaciona a porosidade Neutrônica média para cada intervalo de seção litológica.

(51)

42 Tabela 8: Porosidade neutrônica, ØNEUTRÔNICA.

PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA ØNEUTRÔNICA (%)

2975.000 a 2991.000 FOLHELHOS 25.9850 2991.200 a 2991.800 MARGA 27.8706 2992.000 a 2993.600 FOLHELHOS 24.4987 2993.800 a 2994.000 MARGA 27.7305 2994.200 a 306.400 FOLHELHOS 26.4598 3006.600 a 3007.000 DIAMICTITO 22.1953 3007.200 a 3007.600 FOLHELHOS 27.3750

3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 28.5540

3008.200 a 3026.000 FOLHELHOS 28.3784

3026.200 a 3027.000 DIAMICTITO 17.8438

3027.200 a 3028.000 FOLHELHOS 27.5883

3029.000 a 3030.600 DIAMICTITO 7.1249

3033.400 a 3034.000 FOLHELHOS 29.4212

3035.000 a 3036.400 FOLHELHOS 23.4961

3037.400 a 3037.800 DIAMICTITO 27.5572

3045.800 a 3046.200 DIAMICTITO 24.3932

3056.800 a 3057.800 DIAMICTITO 9.1238

3060.400 a 3061.600 FOLHELHOS 23.0504

3063.200 a 3065.600 FOLHELHOS 24.8616

(52)

43 Os dados relativos à porosidade neutrônica, são influenciados diretamente pela argilosidade do meio e pelos íons de hidrogênio presentes nos fluidos que saturam os poros da rocha, sendo assim é necessário a comparação da tabela 6 (Perfil de raios gama) com os resultados obtidos na tabela 8 (porosidade neutrônica) para que se possa, então, realizar uma avaliação dos dados obtidos para a porosidade neutrônica.

A seção litológica do poço 3NA002 RJS, aqui representada é constituída de: Folhelhos (siltitos, argilitos), Margas, Diamictitos e Arenito Arcoseano.

Os quatro tipos de rochas são rochas sedimentares, sendo que Folhelhos, Margas e Diamictitos possuem altos índices de argilosidade e não são consideradas rochas propícias para ser um reservatório de petróleo. Possuem porosidade e permeabilidade baixa, pois a sua granulometria é fina. Essas características fazem delas boas selantes, ou seja, retêm fluidos em sua estrutura.

Para todas as litologias presentes no poço 3NA002 RJ foram avaliados o tempo de trânsito médio, ∆T, e a porosidade neutrônica, ØNEUTRÔNICA, e também calculados a porosidade sônica, ØSÔNICA e o índice de argilosidade, VSH, para que seja possível garantir ser esta uma seção de turbidito. Porém o interesse específico está em se observar como essas variáveis se comportam na rocha reservatório, o arenito.

Para isso as correções relacionadas ao índice de argilosidade para o perfil sônico e a análise da influencia da argilosidade no perfil neutrônico, só são realizadas para os intervalos de arenito.

(53)

44 5.5.2-PERFIL SÔNICO X PERFIL NEUTRÔNICO

Na tabela 9, observa-se os seguintes dados: porosidades sônica (calculada), neutrônica (medida diretamente no perfil) e o índice de argilosidade, calculado através do perfil de raios gama, para os arenitos.

Observa-se, ainda na tabela 9, que à medida que a profundidade foi aumentando, o índice de argilosidade diminui, a porosidade sônica e a neutrônica do arenito começam a se tornar mais próximas, salvo para alguns pontos isolados em que há um aumento do VSH (pontos 26 e 28).

O índice de argilosidade, VSH, influencia de formas distintas cada um dos perfis aqui analisados, Sônico e Neutrônico.

No Perfil Sônico quanto maior o VSH maior será o tempo de trânsito e consequentemente poderá haver uma interpretação errada deste perfil. O aumento do tempo de trânsito pode estar relacionado ao aumento da porosidade. Por isso se faz necessária uma correção da porosidade sônica, ØSÔNICA, quando em rochas reservatório se observa a presença de argilosidade.

No Perfil neutrônico a presença de íons de hidrogênio, geralmente presente nos fluidos (água e hidrocarbonetos), controla os dados. Porém as rochas argilosas também possuem íons de hidrogênio, agregando assim valor às intensidades já observadas.

Em função desses dois fatores há a necessidade de se comparar tanto a porosidade sônica quanto a neutrônica com o VSH.

Antes de realizar a correção da ØSÔNICA, iremos comparar as porosidades para os dois perfis.

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45 Tabela 9: Porosidade sônica x Porosidade neutrônica comparadas com o VSH. PROFUNDIDADE (m) LITOLOGIA ØSÔNICO (%) VSH ØNEUTRÔNICA (%) Pontos 3007.800 a 3008.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 24.85 37.37 28.5540 8 3028.200 a 3028.800 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 23.28 37.33 26.6962 12 3030.800 a 3033.200 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 35.38 17.76 25.2295 14 3034.200 a 3034.800 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 19.20 28.79 27.7070 16 3036.600 a 3037.200 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 19.11 13.91 21.4414 18 3037.800 a 3045.600 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 32.13 11.49 17.4531 20 3046.400 a 3056.600 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 26.82 11.45 22.587 22 3058.000 a 3060.200 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 27.62 18.81 29.4661 24 3061.800 a 3063.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 37.55 22.39 33.2213 26 3065.800 a 3067.000 ARENITO MÉDIO ARCOSEANO 23.96 31.59 29.0607 28

(55)

46

5.5.3-POROSIDADE SÔNICA CORRIGIDA X POROSIDADE

NEUTRONICA.

A seguir, na tabela 10, é apresentada a comparação entre as porosidades Sônica, Sônica corrigida e Neutrônica.

Tabela 10 - Comparação das porosidades do arenito PROFUNDIDADE (m) ØSÔNICO (%) ØSÔNICO CORRIGIDO (%) ØNEUTRÔNICA (%) Pontos 3007.800 a 3008.000 24.85 13.80 28.5540 8 3028.200 a 3028.800 23.28 19.13 26.6962 12 3030.800 a 3033.200 35.38 33.40 25.2295 14 3034.200 a 3034.800 19.20 11.65 27.7070 16 3036.600 a 3037.200 19.11 16.42 21.4414 18 3037.800 a 3045.600 32.13 29.91 17.4531 20 3046.400 a 3056.600 26.82 24.61 22.587 22 3058.000 a 3060.200 27.62 23.88 29.4661 24 3061.800 a 3063.000 37.55 31.76 33.2213 26 3065.800 a 3067.000 23.96 15.67 29.0607 28

Observa-se que de acordo com a tabela acima, após a correção, em alguns pontos a porosidade sônica e a neutrônica se distanciaram ainda mais, pontos: 8; 12; 16; 18 e 24.

Este distanciamento ocorre em função da argilosidade para os pontos 8, 12 e 16 e possivelmente pela presença de fluidos nos pontos 18 e 24, visto que nesses dois últimos o índice de argilosidade é baixo e que a porosidade neutrônica, influenciada pelos íons livres de hidrogênio presentes nos fluidos, é maior que a sônica.

(56)

47 Nos pontos 14, 22 e 26 os valores, para as porosidades, se tornam mais próximos após a correção. Já o ponto 20, mesmo havendo correção, os valores para as duas porosidades continuam bem distantes.

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48 CAPÍTULO 6

6-CONCLUSÃO

Na análise da porosidade sônica se observa que na maioria dos pontos os valores das duas porosidades, sônica e neutrônica, são discrepantes e que há sempre uma tendência da porosidade neutrônica ser maior do que a sônica, salvo os pontos em o VSH é baixo.

Em relação aos Arenitos observou-se que o VSH teve grande influência nas porosidades sônica, fato esse que se justifica por ser o arenito arcoseano, ou seja, ocorre em sua estrutura a presença de feldspato que na presença de água reage formando a argila, rocha de pouca porosidade e baixa permeabilidade, ou seja, guarda fluidos em sua estrutura. Este fato causa um “strech” na onda P, causando assim uma diminuição de velocidade e consequentemente um aumento no tempo de trânsito. Isto pode confundir a análise desse perfil, fazendo com que se pense ser este aumento de tempo em função do aumento da porosidade.

Nos pontos para os quais os valores das porosidades foram corrigidos houve realmente uma diminuição da porosidade, chegando assim mais próxima do que se espera para uma amostra de arenito (tabela 10).

As porosidades neutrônicas dos arenitos se mostraram altas na presença dos maiores índices de argilosidade, como ocorreu nos pontos: 8; 12; 16 e 28 e após ocorrerem as correções das porosidades sônicas, os valores para as duas porosidades se distanciaram mais.

Nos pontos em que o VSH era baixo, 18; 20 e 22 a porosidade neutrônica diminui e então fica bem mais baixa do que a sônica, mesmo para valores corrigidos.

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49 Esses fatos comprovam a influencia do VSH no perfil neutrônico, este registra números maiores para a porosidade em função de registrar os íons de hidrogênio dos fluidos e também do material argiloso.

No perfil sônico a presença de fluidos terá maior influência no cálculo da porosidade.

Sendo assim a fórmula de Wyllie (3) e nem a com fator de correção (5), foi válida para o cálculo da porosidade, se mostrando mais eficiente para o cálculo da porosidade em intervalos mais profundos, rocha mais compactada e em que o VSH é baixo, um dos pressupostos para a aplicação dessa fórmula.

As porosidades obtidas pelo perfil neutrônico se mostrou em quase todo intervalo mais próxima dos valores estimados para o arenito de Namorado, inclusive pelos dados de testemunhagem, veja tabela 11, abaixo, em torno de 26%.

Fato esse confirma o fato do perfil sônico estar sendo substituído pelos perfis radioativos.

Tabela 11– Comparação entre as porosidades de testemunhagem, sônica e neutrônica.

ØTESTEMUNHAGEM ØSÔNICA ØNEUTRONICA

Arenito arcoseano em torno de 26%. 14% a 28% 21,44 % a 33,22 %

Podemos então concluir que a porosidade registrada pelo perfil Neutrônico é mais eficiente que a porosidade sônica, calculada com a equação de Wyllie utilizando os dados do perfil sônico, para a estimativa da porosidade do poço 3NA002RJ.

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50 6.1-RECOMENDAÇÕES

Recomenda-se futuramente uma análise de outros dados de perfilagem, resistividade e de densidade, disponíveis para o mesmo poço aqui estudado.

Com o auxílio desses dados pode-se fazer então uma análise mais detalhada de outras características do poço, inclusive observar em que seções ocorrem a presença de fluidos e também testar o perfil de densidade como perfil para o cálculo de porosidade.

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51 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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