Noelia Victoria Valderrama Cruz
Modelagem 3D de Pressão de Poros a partir de Dados de
Poços
Dissertação de Mestrado
Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da PUC-Rio.
Orientador: Sergio Augusto Barreto da Fontoura
Rio de Janeiro, agosto de 2009
Noelia Victoria Valderrama Cruz
Modelagem 3D de Pressão de Poros a partir de Dados de
Poços
Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.
Prof. Sergio Augusto Barreto da Fontoura Orientador
Departamento de Engenharia Civil – PUC-Rio
Prof. Alberto Sampaio Ferraz Jardim Sayão
Departamento de Engenharia Civil – PUC-Rio
Luiz Alberto Santos Rocha
Petrobrás
Prof. Paulo Couto
UFRJ
Prof. José Eugenio Leal
Coordenador Setorial do Centro Técnico Científico - PUC-Rio
Rio de Janeiro, 28 de agosto de 2009
Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução total ou parcial do trabalho sem autorização da universidade, da autora e do orientador.
Noelia Victoria Valderrama Cruz
Graduou-se em Engenharia Civil pela UNI Universidade Nacional de Engenharia - Peru em Dezembro 2005. Trabalhou em projetos e execuções de obras de construção civil. Como geotécnica desenvolveu projetos de estabilidade de barragens para rejeito de mineração.
Ficha Catalográfica Valderrama Cruz, Noelia Victoria
Modelagem 3D de pressão de poros a partir de dados de poços / Noelia Victoria Valderrama Cruz; orientador: Sergio Augusto Barreto da Fontoura. – 2009.
82 f. : il. (color.) ; 30 cm
Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil)– Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2009.
Inclui bibliografia
1. Engenharia civil – Teses. 2. Modelagem de bacias. 3. Gradiente de pressão de poros. 4. Subcompactação 5. Poços. 6. Método de Eaton. 7. Método de Bowers. I. Fontoura, Sergio Augusto Barreto da. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Civil. III. Título.
CDD: 624
Ao Señor de los Milagros A minha mãe Emperatriz pelo apoio incondicional A minha irmã Emperatriz pela força e coragem A minha família toda, pelo seu apoio
Agradecimentos
Ao professor Dr. Sergio Fontoura, pela orientação e pelo seu apoio.
Aos meus pais Emperatriz e Teobaldo que me apoiaram sempre em todos os momentos.
Aos meus irmãos pela força e carinho transmitido em suas mensagens e ligações Carlos, Salomón, Edwin, especialmente minha irmã Emperatriz.
A meu tio Cesar que, embora esteja no Peru me deu seu carinho e apoio para seguir com confiança em todo este tempo.
À Julien por seu carinho, companheirismo, calma nos momentos de angustia e pelo seu apoio incondicional.
À Vivian pelas sugestões durante a execução do trabalho e também pela paciência e amizade.
Aos meus amigos pelo seu carinho nos momentos de dificuldade, me fazendo sentir em casa embora esteja longe dela. Em especial a Natacha e Jackeline.
Aos amigos do GTEP, especialmente a Nelly, Shelly e Paul pelo apoio e amizade.
À Helena e à equipe do EDISE por fornecer os dados para este trabalho.
À Knowledge Systems pela disponibilidade da licença do programa.
A todos os professores do Departamento de Engenharia Civil pelos ensinamentos transmitidos.
Ao Departamento de Engenharia Civil da PUC-Rio, à ANP e ao GTEP pelo apoio financeiro.
Resumo
Cruz, Noelia Victoria Valderrama; Fontoura, Sergio Augusto Barreto da.
Modelagem 3D de Pressões de Poros a Partir de Dados de Poços.
Rio de Janeiro, 2009. 82p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
A modelagem tridimensional (3D) de gradiente de pressões de poros geralmente é feita utilizando dados sísmicos e calibrada com dados de poços, não sendo comum na indústria de petróleo a geração de modelos 3D baseados exclusivamente em dados de poços. A utilização de dados de poços para modelos unidimensionais do gradiente de pressão de poros, contudo, é trivial. Neste trabalho são apresentadas modelagens 3D de pressão de poros pelo método de Eaton e pelo método de Bowers, exclusivamente a partir de dados de poços (14) de um campo brasileiro. A metodologia utilizada foi baseada no programa Drillowrks 3D, da Knowledge Systems, sendo considerado apenas o fenômeno da subcompactação como possível mecanismo gerador das sobrepressões. Embora os dados sísmicos sejam os mais usados na indústria de petróleo e gás para a modelagem 3D de pressão de poros, um estudo de caso apresentado neste trabalho mostra que o uso de dados de poços para a modelagem 3D de pressão de poros é satisfatório, atingindo-se erros inferiores a 1ppg para ambas as metodologias, em relação a medidas diretas de pressão de poros.
Palavras-chave
Modelagem de bacias, gradiente de pressão de poros, subcompactação, poços, método de Eaton, método de Bowers.
Abstract
Cruz, Noelia Victoria Valderrama; Fontoura, Sergio Augusto Barreto da (Advisor).3D Pore Pressure Modeling from Well Data. Rio de Janeiro, 2009.
82p. Msc. Dissertation - Department of Civil Engineering, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
Tridimensional (3D) modeling of pore pressure gradient is usually based on seismic data and calibrated with well data. Tridimensional models based exclusively in well data are not common in the oil industry. However, well data are regulary used to derive unidimensional models of the pore pressure gradient. The current work presents 3D models of pore pressure gradient using the Eaton method and Bowers method, derived from 14 wells data in a Brazilian field. The methodology used was based in the software Drillowrks 3D, from Knowledge Systems. The undercompaction mechanism was considered as the overpressure generator. Although the seismic data are the most commonly used in oil and gas industry for 3D pore pressure modeling, a case study presented herein shows that using wells data for 3D pore pressure modeling is satisfactory, with errors less than 1ppg in both methods in respect to direct measurements of pore pressure.
Keywords
Basin modeling, pore pressure gradient, undercompaction, well data, Eaton method, Bowers method.
Sumário
1 Introdução 14
1.1. Objetivo 15
1.1.1. Escopo da Dissertação 15
2 Revisão Bibliográfica 17
2.1. Pressões de Poros Anormais 17
2.2. Generalidades de Pressão de Poros 19
2.3. Modelagem 3D de Pressões de Poros 20
2.3.1. Modelagem com medidas sísmicas 22
2.3.2. Modelagem com dados de poços 26
2.3.3. Modelagem de Bacias 28
3 Análise e preparação dos dados 35
3.1. Características Gerais do Campo 36
3.2. Dados Disponíveis 39
3.3. Preparação de dados 42
3.3.1. Suavização de Perfis 42
3.3.2. Tratamento dos Perfis 43
3.4. Medições diretas de pressão de poros 47
3.5. Seleção de poços para a modelagem 3D 49
3.6. Escolha de poços para validação do modelo 52
4 Análise de pressão de poros 55
4.1. Análise de gradiente de pressão de poros unidimensional 55
4.1.1. Gradiente de Sobrecarga 56
4.1.2. Curva Virgem de Bowers 58
4.1.3. Gradiente de Pressão de Poros (GPP) 59
4.1.4. Calibração 62
4.2. Análise de gradiente de pressão de poros 3D 66
4.2.1. Geração do Cubo de Dados 67
4.2.2. Cálculo do Gradiente de Sobrecarga 3D 68
4.2.3. Geração da Curva Virgem 3D 69
4.2.4. Gradiente de Pressão de Poros 3D 69
4.3. Validação dos resultados 76
5 Conclusões e Sugestões 78
Referencias Bibliográficas 80
Lista de figuras
Figura 2.1. Ocorrências de sobrepressões no mundo (Fertl e Chilingarian, 1977). 18 Figura 2.2. Cubo de Gradiente de Pressão de Poros estimada: (a) usando velocidade stacking, (b) usando velocidade tomográfica. Modificado de
Sayers e Johnson (2000). 24
Figura 2.3. Estimativa da pressão de poros usando inversão tomográfica no Golfo do México, modificado de Dutta, 2002 appud Lee et al., 1999. 25 Figura 2.4. Fluxo de trabalho para previsão de pressão de poros. Modificado de
Lopez et. al. (2004). 25
Figura 2.5. Fluxo de Trabalho para estimativa de pressão de poros (Cuvillier et
al., 2000). 28
Figura 2.6. Exemplo de seção sísmica interpretada (acima), e a conseqüente previsão de pressão de poros (abaixo). Modificado de Huffman (2002). 29 Figura 2.7. Utilização da modelagem de bacias na análise de migração de fluidos na Bacia de Congo (Modificado de Schneider et al., 2000). 30 Figura 2.8. Comparação de atributos de amplitude e Poisson no setor sudeste
d’área em estudo (Alfhild et al., 2002). 30
Figura 2.9. Fluxo de trabalho para estimativa de pressão de poros com dados integrados. Modificado de Dutta e Khazanehdari (2006). 31 Figura 2.10. Pressão de poros 3D usando velocidade sísmica de alta resolução.
(Modificado de Dutta e Khazanehdari, 2006). 32
Figura 2.11. (a) Modelo da sequência estratigráfica e estrutural da área de estudo, incluindo os poços disponíveis, (b) Seção do modelo de velocidade (ft/s) de alta resolução com dados sísmicos e de poços. Modificado de
Bachrach et al. (2007). 33
Figura 2.12. Estimativa da pressão de poros (a) velocidade sônico upscaled e velocidade normal, (b) pressão de poros 1D e (c) pressão de poros (psi)
3D. Bachrach et al. (2007). 34
Figura 3.1. Seção geológica esquemática da bacia SLM. 36 Figura 3.3. Perfis de Litologia de alguns poços no campo SLM. (Extraído para
visualização do software Petrel) 38
Figura 3.4. Trajetórias dos 24 poços a partir da mesa rotativa (topo) e variação
da LDA de 900m até 2000m. (Extraído para visualização do software
Petrel). 40
Figura 3.5. Localização dos 24 poços com dados disponíveis para estimativa de
pressão de poros. 41
Figura 3.6. Suavização dos perfis GR (esquerda) e DT (direita) do poço SLM
2DP. 43
Figura 3.7. Comparação dos perfis para descartar trechos com possíveis leituras
erradas. 44
Figura 3.8. Discriminação da litologia de rochas argilosas com perfil GR para os poços (a) SLM 1DA, (b) SLM 02DP, (c) SLM 16D e (d) SLM 23. 45 Figura 3.9. Criando o perfil indicador de porosidade (a) perfil GR com a LBF, (b) perfil sônico com os pontos marcados de rochas argilosas e (c) sônico
discrimando suavizado. 46
Figura 3.10. Estimativa do perfil densidade ao longo da trajetória do poço, (a) perfil densidade original, (b) perfil sintetico e (c) Perfil densidade composto.
47 Figura 3.11. Medidas de pressões de poros com TFC no campo SLM. 48 Figura 3.12. Poços selecionados para trabalhar na modelagem 3D do campo
SLM. 51
Figura 3.13. Histograma da população (rosa) e do modelo (azul) da (a) densidade e (b) sônico, para a análise do poço SLM 19D. 53 Figura 3.14. Histograma da população (rosa) e do modelo (azul) da (a) densidade e (b) sônico, para a análise do poço SLM 4. 53 Figura 4.2. Gradiente de Sobrecarga (GS) nos Poços SLM 1DA, SLM 5, SLM 41
e SLM 44 de esquerda à direita. 57
Figura 4.3. Curva Virgem inicial com A e B de 14,2 e 0,724 respectivamente. 59 Figura 4.4. Estimativa de GPP pelo método de Eaton, (a) usando a curva virgem (vermelho) como curva de compactação normal e, (b) usando o TCN (azul).
61 Figura 4.5. Calibração do poço SLM 27D (a) antes da calibração (A=14,2) e (b)
após a calibração (A=16,8). 62
Figura 4.6. Gradiente de pressão de poros pelos métodos de Eaton e Bowers
para os poços (a) SLM 4 e (b) SLM 19D. 63
Figura 4.7. Curva Virgem após a calibração para o campo SLM (A=16,35;
B=0,724 e Dtml=189µs/ft). 65
Figura 4.8. Curva virgem: análise de dispersão de dados da curva virgem (a)
considerando todos os poços, coeficiente de correlação de 0,15 e, (b) coeficiente de correlação 0,65 sem os poços SLM 8DA e SLM 18. 66 Figura 4.9. Fluxo de trabalho para a modelagem 3D de GPP para os métodos
Eaton e Bowers. 67
Figura 4.10. Cubos de dados gerados a partir de 14 poços(a) Densidade e, (b)
Sônico de rochas argilosas. 68
Figura 4.11. Cubo de Gradiente de Sobrecarga 3D. 68 Figura 4.12. Curva virgem 3D usando A=16,35, B=0,724 e Dtml=189µs/ft. 69
Figura 4.13. Cubo de GPP pelo método de Eaton 70
Figura 4.14. Cubo de GPP pelo método de Eaton. (a) subpressões e (b)
sobrepressões. 71
Figura 4.15. GPP pelo método de Bowers 72
Figura 4.16. Cubo de GPP pelo método de Bowers. (a) subpressões e, (b)
sobrepressões. 72
Figura 4.17. GPP na profundidade de 2740m (a) Eaton e, (b) Bowers. 73 Figura 4.18. Corte na profundidade de 2740m dos modelos de sônico de rochas argilosas (esquerda) e do registro sônico normal (curva vigem, direita). 74 Figura 4.19. Sobrepressões no campo SLM pelos métodos de Eaton (esquerda)
e Bowers (direita). 75
Figura 4.20. GPP dos poços de validação SLM 4 e SLM 19D pelo método de: (a)
Eaton e, (b) Bowers. 77
Lista de tabelas
Tabela 1. Seção geológica esquemática da bacia SLM. 37
Tabela 2. Lista dos 24 poços analisados com respectivos registros de perfis e medições diretas de PP. 40
Tabela 3. Lista do Expoente X (Eaton) e parâmetros A, B e Dtml (Bowers) dos 14 poços. 63
Tabela 4. Erros pelos métodos de Eaton e Bowers para os poços SLM 4 e SLM 19D. 64
Tabela 5. Erros pelos métodos de Eaton e Bowers 3D para os poços SLM 4 e SLM 19D 76
1
Introdução
Pressões de poros ditas anormalmente altas, representam a principal causa de problemas na perfuração de poços, como instabilidade das paredes do poço, prisão de coluna, influxo de fluído da formação para o interior do poço (kick) e se o mesmo vier a ficar incontrolável, levará ao que denominamos
blowout.
Tais ocorrências podem resultar em perdas humanas e econômicas. Assim para minimizar estes riscos, estimativas para pressões de poros podem ser feitas de duas formas: medições diretas, onde são realizadas pontualmente em formações permeáveis num poço perfurado e, medições indiretas feitas em formações impermeáveis (rochas argilosas).
Os métodos indiretos utilizam o modelo universal de Terzaghi para estimar as pressões de poros, uma vez que relacionam dados sísmicos e/ou perfis de poços com a porosidade que é relacionada com a tensão efetiva. A pressão de sobrecarga é estimada a partir do perfil densidade ou atributo densidade no caso da modelagem com dados sísmicos. A maioria destes métodos justificam a existência de sobrepressão ao mecanismo de subcompactação. Contudo para fins de calibração estes métodos consideram que as pressões de poros medidas em arenitos são iguais às pressões adjacentes em rochas tipo folhelho.
A previsão do gradiente de pressão de poros de poços pode ser feita com dados de perfilagem de poços próximos como correlação. No entanto, quando não se tem poços perfurados, faz se uso de dados sísmicos para tal estimativa.
Os perfis de poços apresentam informações mais detalhadas e pontuais à diferença dos dados sísmicos de superfície, que tem a vantagem de abranger maior volume de análise. Comumente os modelos 3D de pressão de poros estimados com dados de poço, diferem dos modelos com dados de sísmica, devido às diferenças das escalas de trabalho. Para poder trabalhar com ambos os dados é necessário calibrar os modelos para a escala desejada. Este ponto é amplamente tratado por diversos autores.
Os poços usados na estimativa do modelo de pressões de poros são chamados de poços de correlação. Nestes poços, a retroanálise é um passo muito importante, pois indicará o comportamento da pressão de poros lida
(medições diretas), em relação ao modelo de previsão de pressão de poros. Quando se tem um número suficiente de poços perfurados, a geração da visualização tridimensional das pressões de poros é possível e ajudará no planejamento de futuros poços projeto, fornecendo uma visão global da pressão de poros, identificando regiões de pressões anormais, enquanto que modelos convencionais 1D se limitam à região estudada.
A visualização 3D permitirá obter conhecimento mais amplo da litologia e estrutura da formação, da hidrogeologia dos sedimentos e das trajetórias de fluxo. Todas estas informações servirão para que o analista possa definir a migração de fluidos; zonas de risco de altas pressões de poros, entre outras informações úteis para o planejamento e perfuração de poços. Este tipo de modelagem é conhecido como modelagem de bacias, sendo a modelagem de gradiente de pressão de poros uma parte da mesma.
1.1. Objetivo
O objetivo deste trabalho é identificar as vantagens e desvantagens da estimativa de um modelo 3D de pressão de poros por meio de dados de poços, apenas.
Pretende-se avaliar a ocorrência de pressões anormais na área de estudo e, ainda, tecer um comparativo entre os métodos de Eaton e Bowers, utilizados para a estimativa de pressão de poros na área de estudo.
1.1.1. Escopo da Dissertação
Esta dissertação divide-se em 5 capítulos. No presente, são apresentados a introdução, motivação e objetivo.
O segundo capítulo trata-se da revisão bibliográfica de modelagem tridimensional de gradiente de pressão de poros, com uma breve apresentação de conceitos básicos de pressões anormais e estimativas de gradiente de pressão de poros. Em seguida é descrita a modelagem tridimensional de gradiente de pressão de poros dividida em: modelagens com medidas sísmicas, modelagens com dados de poços e modelagens de bacias.
No terceiro capitulo é feita uma descrição da área de estudo, assim como a análise dos dados disponíveis, preparando-os para a modelagem de gradiente de pressão de poros. A análise consistiu em detectar regiões onde as leituras dos perfis não são confiáveis e efetuar a suavização dos perfis com presença de
ruído. Depois, foi feita a preparação dos dados completando o perfil de densidade e descriminando as camadas de folhelho/argila no perfil sônico. Finalmente, foram escolhidos poços para validação do modelo de GPP, e realizada uma análise da representatividade destes poços em relação às regiões onde estes estão localizados.
No quarto capítulo foi feita a análise de pressão de poros tridimensional, sendo que previamente realizou-se a retroanálise unidimensional onde foram encontrados os valores médios dos métodos Eaton e Bowers. Estes valores médios foram utilizados no modelo tridimensional do gradiente de pressão de poros. A seguir, são apresentados os resultados dos modelos para ambos os métodos, fazendo uma comparação entre eles e validando o modelo com os poços escolhidos previamente.
No quinto capítulo são descritas as conclusões como resultado desta dissertação e são sugeridas recomendações para trabalhos futuros.
2
Revisão Bibliográfica
Este capítulo apresenta uma revisão de estudos de estimativa 3D de pressão de poros e alguns conceitos de pressões anormais a fim de contextualizar a sua importância neste estudo.
2.1. Pressões de Poros Anormais
As pressões ditas anormais são aquelas que diferem da pressão hidrostática (pressão de poros normal), ou seja, a pressão exercida por uma coluna de água em um ponto a certa profundidade. Segundo Falcão (2002) a pressão normal varia de acordo com o meio, assumindo os valores de 8,33 lb/gal (1g/cm3) em água doce e 8.9 lb/gal (1,07 gr/cm3) em água saturada com 100.000 ppm de NaCl. Rocha e Azevedo (2007) entendem como pressão normal aquelas entre 8,5 lb/gal (1,02 g/cm3) e 9 lb/gal (1,08 g/cm3).
A pressão de poros anormal é a pressão exercida pelo fluido contido nos poros da formação em um determinado ponto, cujo valor pode ser maior (sobrepressão) ou menor (subpressão) que a pressão normal.
Não é comum a ocorrência de subpressões. No entanto, elas existem e são difíceis de serem identificadas durante a perfuração. Possíveis ocorrências podem ser verificadas quando um poço é perfurado acima do nível da água ou quando não é feita a compensação de perda de pressão da formação durante a produção de hidrocarbonetos. Estes campos são conhecidos como campos depletados (Fertl e Chilingarian, 1977).
Algumas ocorrências de subpressões no mundo estão localizadas no Canadá (bacia West Canadá-Alberta) e nos U.S.A. (Silurian Clinton sand-eastern Ohio, San Juan Basin-New México e Colorado, bacias Red Desert e Green River-Wyoming). Em cada um destes casos as bacias estavam elevadas em relação ao nível da água e se encontraram reservatórios de gás, os quais ao serem perfurados experimentaram uma redução de temperaturas (Swarbrick e Osborne, 1998). Não se conhece ocorrências de subpressões no Brasil. Por isso não é considerado um problema esperado para o campo em estudo nesta dissertação.
A sobrepressão é de comum ocorrência e tem sido tema de muitos trabalhos de pesquisa. Segundo Swarbrick e Osborne (1998), os fatores que determinam a existência da sobrepressão são os mecanismos geradores, permeabilidade da formação, o tipo de fluido contido nos poros e o tempo geológico. No Brasil, se conhecem ocorrências de sobrepressões no Amazonas, Pará, Maranhão, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Espírito Santo, Rio de Janeiro, São Paulo e Rio Grande do Sul (Rocha e Azevedo, 2007).
Este fenômeno é o resultado da retenção de fluidos da formação. De forma geral, o fluido fica retido nos poros, porém ao não encontrar caminho para sua expulsão e conseqüente dissipação da sobrepressão resulta em desequilíbrio. Este desequilíbrio é conseqüência de diferentes mecanismos geradores, dentre os quais, os mais comuns em bacias sedimentares são a subcompactação associada ao soterramento rápido, e a expansão de fluidos associada à geração de hidrocarbonetos (gás) (Swarbrick e Osborne, 1998).
No mundo podem ser encontradas sobrepressões em diversos tipos de ambientes sedimentares e tectônicos. Segundo Yassir e Bell (1996), as seqüências sedimentares associadas variam de idades desde o Jurássico até o Terciário e podem ocorrer de algumas centenas de metros de profundidade até mais de 6.000 m. Segundo Fertl e Chilingarian (1977), as sobrepressões ocorrem com freqüência em seqüências de folhelhos/arenitos e/ou em grandes seções de carbonatos e evaporitos. A Figura 2.1 são mostradas algumas localizações de ocorrências de sobrepressões.
Figura 2.1. Ocorrências de sobrepressões no mundo (Fertl e Chilingarian, 1977).
2.2. Generalidades de Pressão de Poros
O conhecimento da pressão de poros é importante para diminuir os riscos durante a perfuração. Diante disso, a estimativa da pressão de poros, em paralelo com o gradiente de colapso inferior, tem aplicação direta na determinação do valor mínimo do peso de lama, que em condições normais de perfuração para conservar a estabilidade do poço, não pode ser menor que a pressão de poros.
Para entender o comportamento da pressão de poros ao longo de um poço, campo ou bacia, podem ser utilizados métodos de medição direta e métodos indiretos de previsão. As medições diretas são testes feitos dentro do poço e restritos à formações permeáveis. Estes testes medem a pressão de poros estática da formação, geralmente com medições pontuais, limitando-se ao reservatório e são utilizadas para calibrar os modelos de estimativa de pressões de poros.
Os métodos de previsão em folhelho, conhecidos como métodos indiretos, assumem que a pressão de poros medida em arenitos é igual às pressões adjacentes em folhelho possibilitando a estimativa e a calibração com as medições diretas. Em geral, os métodos indiretos de previsão de pressão de poros, utilizam dados sísmicos e/ou de perfis para estimar a pressão de poros em folhelhos/argilas. Estes métodos foram desenvolvidos para folhelhos por apresentarem baixa permeabilidade, comportamento definido de compactação e existência quase nula de alterações diagenéticas após o soterramento.
Segundo Hubbert et. al. (1959, apud Hottman & Jhonson, 1965) a tensão efetiva atuante nos poros da argila depende somente do grau de compactação. Em função disso, a porosidade tornou-se uma medida bastante usada para medir o grau de compactação em argilas. Em geral os métodos de previsão utilizam um indicador de porosidade (velocidade, sônico, resistividade entre outros) para relacionar com a tensão efetiva e, posteriormente, estimar a pressão de poros pelo método geral de Terzaghi (1943).
Hottman & Jhonson (1965) propuseram a hipótese de que em seqüências de arenito e folhelho, para fins de estimativa de pressão de poros, as pressões lidas em arenitos são iguais às pressões em folhelhos, considerando que o arenito entra em equilíbrio de pressões com as camadas de folhelho subjacentes. Logo, para fins de calibração, os valores estimados de pressão de poros devem ser equivalentes às medições diretas.
Esta hipótese, no entanto, nem sempre é verdadeira. Shaker (2002) descreveu as possíveis causas das diferenças entre as pressões estimadas e as lidas, relacionadas à velocidade de soterramento, geologia, estrutura da formação e origem das pressões anormais.
Segundo Falcão (2002) a incerteza no valor estimado da pressão de poros é usualmente compensada ao se associar um fator de segurança que varia de 0.5ppg a 1.0ppg, impondo um limite para o valor do peso de lama, o qual deve estar entre o gradiente de fratura e pressão de poros (se este fosse maior que o colapso inferior).
A pressão de poros pode ser estimada por diferentes métodos, contudo, os métodos mais usados, segundo Yoshida et al. (1996), são o método da profundidade equivalente (Hottman & Jhonson, 1965) e o método de Eaton (1972-1975). Não obstante, nos últimos anos, o método de Bowers (1995) ganhou popularidade, sendo utilizado na modelagem com dados sísmicos por Sayers (2000). Contudo Doyen et al. (2004) apresentou uma extensão do método de Bowers com adição de informações probabilísticas na estimativa de pressão de poros.
Nesta dissertação trabalhou-se com os métodos de Eaton, por ser um dos mais usados e o método de Bowers, por permitir conceitualmente a modelagem tridimensional. Será realizada uma análise comparativa das metodologias de estimativa de pressão de poros tridimensional.
2.3. Modelagem 3D de Pressões de Poros
A modelagem tridimensional (3D) de pressão de poros pode ser usada em vários estágios da exploração e produção de hidrocarbonetos. É dividida em quatro etapas de acordo com sua necessidade por Alfhild et al. (2002) em exploração, avaliação, desenvolvimento e produção:
• Exploração: as áreas promissoras de prospecção são examinadas inicialmente por dados sísmicos de subsuperfície de alta resolução. Estes dados auxiliam na melhoria da geração de modelos geológicos, compreender o sistema de reservatório. Com estes dados é possível propor a localização dos poços exploratórios e, fornecer informações para a análise de risco.
• Avaliação: os engenheiros de perfuração utilizam os modelos mecânicos e modelos de pressão tridimensional (3D), ambos construídos com base
em dados sísmicos, para prever zonas de risco na formação, tais como zonas de fluxo de águas rasas e sobrepressões.
• Desenvolvimento: Uma vez avaliado o campo como potencial produtor, pode-se gerar mapas das propriedades do reservatório nas regiões entre poços, usando dados sísmicos calibrados com dados de poços. Os engenheiros, com auxílio de geólogos e geofísicos utilizam dados de registros e testes de poços para gerar descrições dos reservatórios que, vinculados a dados sísmicos podem ser gerados modelos de reservatórios.
• Produção: pode-se usar a sísmica 4D, para reproduzir as mesmas condições de levantamento do mesmo cenário em intervalos de tempo previamente definidos, a fim de analisar mudanças de saturação e pressão. O objetivo é definir a melhor localização de novos poços produtores e poços de injeção, de forma a prolongar a vida produtiva do campo.
Na exploração inicialmente, usam-se dados sísmicos para a modelagem, sendo comum modelar toda a bacia a fim de reconhecer possíveis reservatórios. Este tipo de modelagem em grande escala é chamado de modelagem de bacias. Os modelos de áreas/regiões específicas recebem diferentes nomes dependendo do tipo de análise. Estes podem ser: modelo de campo, modelo de reservatório, entre outros. Para cada escala de modelo a pressão de poros pode ser estimada, logo, quando se tem dados de poços estes podem ser integrados à modelagem de pressão de poros. Diferentes métodos geoestatísticos tornam possível esta integração de dados, logo, existem modelos com base em dados sísmicos e calibrados com dados de poços.
Quando estão disponíveis apenas dados sísmicos, a estimativa de pressão de poros dos poços de projeto geralmente faz uso do cubo de velocidade sísmica, que é relacionado com a porosidade, que por sua vez é relacionada com a tensão efetiva para estimar a pressão de poros mediante correlações.
Na existência de dados de poços previamente perfurados, os mesmos servirão para estudos de retroanálise do poço, unidimensional (1D), que visa estudar o comportamento das pressões de poros nos poços perfurados em relação ao modelo prévio, para calibrar o modelo de pressão de poros.
Os dados dos poços usados como poços de correlação para futuros poços de projeto, dependerá de sua localização; geologia estrutural e estratigráfica da área, entre outras informações que têm por finalidade analisar a
representatividade dos poços com respeito à região na qual se projetará o poço. Quando houver uma quantidade considerável de poços, os mesmos podem ser usados para a estimativa de modelos 3D.
De forma mais minuciosa, os dados de poços podem ser usados conjuntamente com os dados sísmicos para melhorar e/ou atualizar o modelo de pressão de poros 3D e, assim melhorar o modelo para futuros poços. Cabe ressaltar que a projeção de poços envolve várias especialidades além da análise de pressão de poros, sendo a estimativa de pressão de poros apenas uma das informações necessárias para reduzir os riscos na perfuração.
Existe ainda a modelagem em tempo real, que envolve a calibração com medidas tipo LWD (logging while drilling) ou MWD (Measurement while drilling) quando o poço está sendo perfurado. Segundo Kemp (2007) a modelagem em tempo real, com auxílio da visualização 3D, ajuda a ampliar o programa técnico de riscos no planejamento de poços.
Diante da diversidade de opções apresentada, Mukerji et al. (2002), faz uma divisão da modelagem para estimativa de geopressões em três grupos:
a) Modelagem com medidas sísmicas: são usados métodos geofísicos para obter dados e estimar a pressão de poros. Estes dados incluem sísmica de reflexão pré-perfuração (pré-drill), medidas durante a perfuração e, após a perfuração, registros de poços e VSP (Perfis Sísmicos Verticais); b) Modelagem com dados de poços: obtidos após a perfuração, estes são
os mais usados para modelos de física de rochas e geração de modelos de geopressões e;
c) Modelagem de bacias: são modelagens em grande escala, podendo obter as tendências regionais de fluxo e pressão de poros.
Estes três tipos de modelagem serão apresentados com foco na estimativa de pressão de poros tridimensional.
2.3.1. Modelagem com medidas sísmicas
Quando ainda não se tem poços perfurados, a única informação disponível é a sísmica. Este tipo de dado abrange um volume maior que qualquer outro método de aquisição de dados (perfis, testes e testemunhos em poços), porém com menor resolução.
Dados sísmicos podem ser obtidos em levantamentos terrestres (onshore), no mar (offshore) ou ainda de forma mais direcionada, por sísmica de poços (Check-shots e Vertical Seismic Profiles). A maior diferença entre o
B ml A V V 1/ ' − =
σ
6 , 0 3125 3 . 16 + = hρ
levantamento onshore/offshore e a sísmica de poço está nas escalas de trabalho. A sísmica onshore/offshore fornece maior volume de dados com menor resolução enquanto a sísmica de poço oferece maior escala de detalhe nos dados obtidos, porém com abrangência restrita.
Os dados sísmicos são usados na exploração para a caracterização geológica; estratigráfica e estrutural da bacia, buscando localizar possíveis reservatórios. Com o tratamento (inversão) destes dados sísmicos, os mesmos podem ser utilizados para obter atributos que são usados nos modelos das propriedades físicas da formação. Estes modelos auxiliaram na observação de possíveis riscos à perfuração (geohazards), como a existência de regiões de pressões anormais.
Os modelos tridimensionais podem ser atualizados e melhorados com dados de perfuração de poços. Neste sentido, a geoestatística é comumente usada para integrar as diferentes escalas de dados, considerando a variação espacial das propriedades modeladas.
Sayers et al. (2000, 2002) apresentam uma comparação de vários métodos prestack (pré-empilhamento) e tomografia para determinar a velocidade intervalar. Os autores concluem que a tomografia apresenta melhores resultados no processamento da velocidade para a estimativa de pressão de poros indicando seu uso para este fim. Afirmam também que os métodos convencionais prestack não levam em conta as variações litológicas e estratigráficas do meio, enquanto a tomografia apresenta uma melhor visualização 3D.
A estimativa do gradiente de pressão de poros foi estimada através do modelo universal de Terzaghi, para este cálculo precisou-se da tensão de sobrecarga e a tensão efetiva. A densidade, para a estimativa da sobrecarga, foi calculada pela equação da Amoco (Equação 2.1):
2.1 Onde ρ é a densidade (em ppg), em função da profundidade h (em pés) a partir do fundo do mar. Em seguida, a tensão efetiva foi estimada pelo método de Bowers (Equação 2.2).
2.2
Onde V é a velocidade (em m/s), Vml é a velocidade dos sedimentos no fundo do mar, tomando o valor de 1480 m/s. Os parâmetros A e B descrevem a
PP
− =
σ
σ
'variação da velocidade com o incremento da tensão efetiva. Foram encontrados valores de A=28,3711 e B=0,6207 para águas profundas do Golfo de México
Finalmente a pressão de poros foi estimada pelo modelo universal de Terzaghi (Equação 2.3).
2.3 Onde σ é a tensão de sobrecarga e PP é a pressão de poros. Esta metodologia apresentada com mais detalhes no capítulo 4. Os cubos de PP obtidos são mostrados na Figura 2.2, sendo (a) pressão de poros estimada usando a velocidade intervalar processada por stacking e, (b) usando a velocidade refinada por tomografia. Observa-se o contraste da resolução entre as duas metodologias de processamento de velocidade. A velocidade refinada apresenta melhor distribuição espacial, permitindo visualizar melhor a variação da pressão de poros.
Figura 2.2. Cubo de Gradiente de Pressão de Poros estimada: (a) usando velocidade
stacking, (b) usando velocidade tomográfica. Modificado de Sayers e Johnson (2000).
Em 2002, Dutta apresenta um histórico de relações de velocidade com a porosidade e desta com a tensão efetiva. Entre elas uma metodologia que o próprio autor apresentou em 1987 para estimar a tensão efetiva, relacionando-a com a porosidade, o índice de vazios e a temperatura.
A Figura 2.3 mostra o resultado de um dos trabalhos revisados por Dutta (2002), a estimativa da pressão de poros no campo Golfo de México (offshore). Em escala de cores, o verde representa pressão normal e o amarelo o início da sobrepressão (10ppg). Este resultado foi obtido analisando velocidades sísmicas em conjunto com inversão tomográfica de velocidade.
Figura 2.3. Estimativa da pressão de poros usando inversão tomográfica no Golfo do México, modificado de Dutta, 2002 appud Lee et al., 1999.
Lopez et al. (2004) trabalham com o cubo de velocidades intervalares obtidas através de migração prestack em profundidade (PSDM), calibrando-as com registro de velocidade de poços e, então convertendo em cubos de atributos de pressão (através de equações petrofísicas), conforme fluxo da Figura 2.4.
Figura 2.4. Fluxo de trabalho para previsão de pressão de poros. Modificado de Lopez
et. al. (2004).
Interpretações geológicas foram utilizadas para considerar os efeitos e variabilidade da profundidade da lamina d’água e da localização de corpos de sal, além de avaliar a validade do modelo de velocidade e pressões estimadas. Analogamente, estimativas de pressão de fratura foram usadas para o planejamento do poço e análise do selo. As pressões de poros do modelo e as lidas por testes, foram comparadas e utilizadas para atualizar os dados de entrada e para obter previsões mais precisas, Lopez et. al. (2004).
Com base no estudo na bacia Ursa Mars, Lopez et al. (2004) concluem que a modelagem 3D fornece uma modelagem geológica que oferece a possibilidade da analisar a presença de conectividade hidráulica e pressões de poros anormais.
Segundo Liaw (2008), a modelagem 3D com medições sísmicas apresenta bons resultados na previsão de pressão de poros, com 1ppg de aproximação entre o modelo gerado e as medições lidas em 75% das previsões.
2.3.2. Modelagem com dados de poços
Os dados de poços podem ser obtidos durante ou após a perfuração, por meio de perfilagem e testes. A perfilagem pode ser feita usando diversas ferramentas com sensores (elétricas, nucleares ou acústicas) introduzidos no poço para registrar em determinados intervalos de profundidade, informações variadas das características físicas das rochas e dos fluidos contidos em seus poros.
Os testes podem medir diferentes propriedades físicas da formação e do fluido de forma puntual, focando na maioria das vezes o reservatório. No caso de medição de pressão de poros, é comum o uso dos testes (medições diretas) tipo RFT (Repeat Formation Tester) e MDT (Modular Formation Dynamics Tester) que são usados para a calibração do modelo de pressão de poros e assim melhorar o modelo.
Os registros de medições diretas de pressão de poros também são usados para fazer a retroanálise dos poços (assumindo que as rochas permeáveis tenham pressões equilibradas com as das formações impermeáveis), que permite analisar a pressão de poros do poço em relação ao modelo. Logo, estas informações poderão ser usadas como correlação para futuros poços de projeto.
Para a estimativa de pressão de poros, os registros de poço são usados para determinar litologia (folhelho/argila), densidade e porosidade. Os registros
de Raios Gama (GR), por exemplo, ajudam a estimar a litologia, caso não se tenha o perfil litológico. Os registros de tempo, velocidade ou resistividade são comumente usados para fazer correlações com o grau de compactação da formação, ou seja, com a porosidade da formação. O perfil RHOB (densidade) é usado para estimar o gradiente de sobrecarga.
A modelagem 3D de pressão de poros com dados de poços, tem grande variabilidade, dependendo da quantidade de dados disponíveis. A confiabilidade dos modelos baseados somente em dados de poços tende a ser maior perto do poço e em geral diminui abruptamente longe do poço. Nas zonas entre os poços comumente são usados dados sísmicos para a modelagem (Alfhild et al., 2002). Logo, é importante na modelagem com dados de poços ter uma boa quantidade de dados.
Quando os poços estão dispersos ou existem falhas e/ou outras mudanças estruturais da formação que não são levados em conta no modelo, a estimativa de pressão de poros traz como conseqüência maior incerteza e erro, portanto a modelagem 3D de pressão de poros é feita em forma conjunta com os dados sísmicos (Alfhild et al., 2002).
Ao inserir dados de atributos sísmicos, estruturais e estratigráficos, direciona-se à mais completa das modelagens, podendo ser parte da modelagens com medições sísmicas ou modelagens de bacias dependendo do grau de complexidade e da escala do modelo.
Fluxos de trabalho para geração de modelos de pressão de poros tridimensionais com dados de poços podem ser adaptados. Por exemplo, na Figura 2.5 mostra-se um fluxo de trabalho para a estimativa de pressão de poros apresentado por Cuvillier et al. (2000). Neste fluxo são usados dados sísmicos, registros de poço e dados de perfuração entre os quais se incluem os registros e boletins de perfuração.
Embora este fluxo de trabalho seja unidimensional, pode ser adaptado à modelagem 3D integrando por métodos geoestatísticos o cubo de velocidade sísmica e os registros de poços, conforme alguns trabalhos realizados nesta área.
Figura 2.5. Fluxo de Trabalho para estimativa de pressão de poros (Cuvillier et al., 2000).
2.3.3.Modelagem de Bacias
A modelagem de bacias abrange várias especialidades entre as quais estão a análise de pressão de poros, caracterização geológica, caracterização de reservatório, migração de fluidos, entre outros (Schneider et al., 2000). Este tipo de modelagem inicialmente é feito na exploração de hidrocarbonetos, onde dados sísmicos são os únicos dados disponíveis para a modelagem de propriedades físicas e estratigráficas da bacia.
Quando dados de poços estão disponíveis, podem ser integrados no modelo tridimensional com base em dados sísmicos. Logo, entende-se que a modelagem de bacias envolve a análise integrada de várias propriedades em grande escala (bacias), sendo maior que na modelagem de uma região
específica do campo, reservatório ou de poços que faz parte da modelagem de bacias, Mukerji et. al. (2002).
Segundo Huffman (2002), são poucas as empresas que utilizam a estimativa de pressão com o fim da análise e modelagem de bacias. As estimativas de pressões na modelagem de bacias pode servir para: 1) determinação da localização das rochas reservatório, 2) determinação da migração de fluidos do reservatório, 3) previsão do comportamento das falhas e estruturas regionais, 4) identificação de áreas de pressões secundárias, 5) construção do modelo de porosidade e 6) avaliação da integridade do selo na bacia.
É importante apresentar que o uso de dados de velocidade para a conversão tempo-profundidade em grande escala é rotina na exploração, mas conforme Huffman (2002), poucos usam estes dados para a estimativa de pressão de poros. Isto é uma limitação na modelagem de bacias, já que através dos dados sísmicos é possível uma melhor aproximação da distribuição espacial dos parâmetros físicos ao longo da bacia e assim estimar a pressão de poros.
Na Figura 2.6, pode-se apreciar um exemplo da interpretação das linhas sísmicas (acima) e do modelo estimado de pressões (abaixo). Nota-se que as falhas se mostram como selantes, formando uma barreira entre as pressões altas (vermelho) e pressões normais (amarelo e verde).
Figura 2.6. Exemplo de seção sísmica interpretada (acima), e a conseqüente previsão de pressão de poros (abaixo). Modificado de Huffman (2002).
Schneider et. al. (2000), mostram a utilização da modelagem de bacias para a avaliação do potencial de hidrocarbonetos na bacia do Congo, usando atributos sísmicos. A modelagem foi feita em três etapas: primeiro gerou-se um cubo representativo da bacia utilizando mapas crono-estratigráficos; em seguida
estruturou-se uma malha representativa (900x1100m); logo foram aplicadas simulações para gerar o modelo 3D.
Neste trabalho concluiu-se que a migração de fluidos é um processo tridimensional que não pode, neste caso, ser apresentado por uma modelagem 2D. Após a modelagem da saturação do óleo no campo, na Figura 2.7 podem-se ver as direções de migração de fluidos.
Figura 2.7. Utilização da modelagem de bacias na análise de migração de fluidos na Bacia de Congo (Modificado de Schneider et al., 2000).
Alfhild et. al. (2002) apresentam o uso de dados sísmicos e dados de poços ao longo da exploração e produção de petróleo. Usando a modelagem 3D usando atributos sísmicos conseguiram melhorar a produtividade dos poços e reconhecer as reservas de petróleo no campo María Inês, localizado em Santa Cruz Argentina. Na Figura 2.8, mostra-se uma comparação entre os atributos de amplitude e Poisson.
Figura 2.8. Comparação de atributos de amplitude e Poisson no setor sudeste d’área em estudo (Alfhild et al., 2002).
Na esquerda, a amplitude não diferencia claramente os reservatórios de petróleo e gás, em quanto que na direita, Poisson detecta claramente o campo de gás.
A melhor compreensão do fluido contido nos poros do reservatório ajudou a propor localizações de poços de produção, o qual minimizou os custos e riscos na perfuração.
Dutta e Khazanehdari (2006) apresentaram um fluxo de trabalho onde misturam a inversão de dados de sísmica e dados de poços para transformar a velocidade em tensão efetiva usando física de rochas, logo a pressão de poros é estimada com o modelo universal de Terzaghi.
Na Figura 2.9 se mostra o uso de dados geológicos, sísmicos e de poços para definir diferentes litologias, fluidos e possíveis variações de pressões de poros. Incertezas são estimadas através da simulação de Monte Carlo. Nesta figura, SCVA significa Spatially consistent velocity analysis e PSWI significa
Prestack waveform inversion; S é o gradiente de sobrecarga, σeff é tensão efetiva e PP é pressão de poros.
Figura 2.9. Fluxo de trabalho para estimativa de pressão de poros com dados integrados. Modificado de Dutta e Khazanehdari (2006).
A pressão de poros foi obtida a partir de velocidade obtida com inversão tipo PSSI (postack seismic inversion) comforme Figura 2.10. A pressão de poros
varia de 9ppg, considerada pressão normal, até 16ppg, considerada alta sobrepressão. Este tipo de modelagem estaria dentro do conceito de modelagem de bacias por integrar dados de poços antes e após a perfuração e tratamento de dados sísmicos para obter velocidades de alta resolução.
Figura 2.10. Pressão de poros 3D usando velocidade sísmica de alta resolução. (Modificado de Dutta e Khazanehdari, 2006).
Outra metodologia de modelagem de pressão de poros em bacias foi apresentado por Bachrach et al. (2007), onde o modelo de velocidade foi obtido por estimativa geoestatística (trend-kriging) entre dados sísmicos de velocidade e registros de velocidade em poços. Foi feito o upscale (técnica para levar dados de menor à maior escala do perfil ao modelo) dos perfis velocidade dentro de vários horizontes estratigráficos, para vinculá-los ao modelo de velocidade.
A Figura 2.11 apresenta dois passos de grande importância na estimativa das pressões de poros ao longo da bacia. (a) mostra-se os horizontes geológicos estruturais da área em estudo incluindo os dados de poços que delimitam a interpolação espacial; em (b) observa-se um corte do modelo de velocidade em ft/s após aplicar a técnica geostatística trend-kriging. Este estudo mostra a modelagem tridimensional usando horizontes estratigráficos obtidos da sísmica e dados de poços para delimitar a ponderação espacial.
X N N
V
V
=
σ
σ
(a) (b)Figura 2.11. (a) Modelo da sequência estratigráfica e estrutural da área de estudo, incluindo os poços disponíveis, (b) Seção do modelo de velocidade (ft/s) de alta resolução com dados sísmicos e de poços. Modificado de Bachrach et al. (2007).
Bachrach et. al. (2007) assumem que a velocidade é função somente da tensão efetiva, a qual foi estimada usando o método de Eaton (1975) apresentado por Sayers et al. (2002) (Eq. 2.4).
2.4
Onde σN e VN são a tensão efetiva e velocidade sísmica respectivamente quando a formação se encontra normalmente pressurizada e, V é a velocidade observada e X é o expoente que descreve a sensibilidade da velocidade com respeito à tensão efetiva. Em Eaton (1975), X é igual a três para o Golfo de México.
O modelo foi calibrado considerando que o peso da lama representa bem a pressão de poros ao longo do poço. Após a calibração foi encontrada a velocidade normal (gráfico entre tensão efetiva e velocidade - Figura 2.12). Logo se achou a tensão efetiva para todo o cubo e, finalmente a pressão de poros usando o modelo universal de Terzaghi.
Cabe ressaltar que o peso de lama não é o dado ideal para a calibração da pressão de poros, uma vez que tende a superestimar a mesma. Porém, como este dado é mais abundante que as medições diretas de pressão de poros (restritas às formações permeáveis) costuma ser utilizado como uma aproximação.
Na Figura 2.12 (a) observa-se a velocidade sônica após upscale (linha cor rosa) e a velocidade normal (linha azul); em (b) a estimativa do gradiente de
pressão de poros (linha vermelha), calibrado com os pesos da lama (PL, pontos azuis). Observa-se também o gradiente de fratura (GF, pontos vermelhos), e o gradiente de sobrecarga (linha preta) e; em (c) mostra-se a pressão de poros (psi) após o trend-kriged de alta resolução.
Figura 2.12. Estimativa da pressão de poros (a) velocidade sônico upscaled e velocidade normal, (b) pressão de poros 1D e (c) pressão de poros (psi) 3D. Bachrach et al. (2007).
3
Análise e preparação dos dados
Este capítulo foi dividido em seis partes nas quais serão descritas: características do campo Señor de los Milagros (SLM); dados disponíveis; preparação de dados; medições diretas de pressão de poros; seleção de poços para a modelagem tridimensional (3D) e a escolha de poços para a validação do modelo.
A metodologia adotada para a estimativa de pressão de poros será a de retroanálise de poços perfurados, fornecidos pela equipe do EDISE da Petrobras. Estes dados são constituídos de: perfis tipo densidade, tempo de trânsito, raios gama, caliper, testes de formação a cabo e peso de lama perfis litológicos e perfis crono-estratigráficos.
Contudo, nem todos os poços tinham todos os dados de perfis e testes mencionados. Diante disso foi feita uma análise dos dados recebidos, para depois prepará-los para a estimativa do gradiente de pressão de poros tridimensional. Tal análise visa detectar a existência de ruídos nos perfis (para suavizá-los), analisar os perfis caliper (para determinar se existiu arrombamento ou formação de reboco que pôde ter influenciado nas leituras dos perfis) e fazer o tratamento dos dados para a posterior modelagem de pressão de poros.
O tratamento dos dados consistiu em discriminar os trechos referentes a litologia folhelho (ou família de rochas argilosas) dos perfis litologia ou raios gama, para que estes trechos sejam marcados no perfil sônico e assim fique somente o sônico de folhelho/argila com o intuito de ser usado como indicador de porosidade na estimativa de pressão de poros.
Como parte do tratamento dos dados, o perfil densidade será completado nos trechos rasos pela correlação de Miller, ficando com o perfil densidade desde o fundo do mar até a profundidade onde se tenha registro de densidade. Logo o gradiente de sobrecarga poderá ser estimado.
Ainda neste capítulo, serão escolhidos os poços que serão usados na modelagem tridimensional do gradiente de pressão de poros, baseados na utilização do software Drillworks 3D da companhia Knowledge Systems, que trabalha com o método do inverso das distancias para a interpolação espacial. Logo, serão escolhidos dois poços para validar o método usado na interpolação
espacial, sendo que a representatividade dos poços escolhidos, em relação aos poços próximos aos mesmos, foi feita utilizando o teste T de Stuart.
Ao final da análise e tratamento dos dados, estes ficarão prontos para serem usados na estimativa de pressão de poros pelos métodos de Eaton e Bowers. As referências bibliográficas e nomenclaturas referentes ao campo e à bacia foram omitidas por motivos de confidencialidade.
3.1.Características Gerais do Campo
A Bacia do campo SLM tem sua origem na ruptura do supercontinente Gondwana, coincidindo em aspectos gerais com a história evolutiva das demais bacias da mesma região.
Fatores como o baixo grau de afinamento crustal, reativação das fontes de sedimentos, intensa tectônica e variações globais do nível do mar do Neocretáceo e Terciário, propiciaram a acumulação de elevado volume de hidrocarbonetos, conferindo a esta área grande potencial petrolífero.
Para melhor entendimento da Bacia SLM, os eventos que contribuíram para a formação da bacia são aqui apresentados em cinco etapas. Na Figura 3.1 é apresentada a seção geológica das cinco etapas de formação de Bacia SLM e a descrição de cada etapa pode ser vista na Tabela 1.
Figura 3.1. Seção geológica esquemática da bacia SLM.
Tabela 1. Seção geológica esquemática da bacia SLM.
O Campo Señor de los Milagros fica a aproximadamente 95 km da costa, com profundidades de lâmina d’água variando de 900 a 2000. A descrição da carta estratigráfica (Figura 3.2) da Bacia Señor de los Milagros indica que é composta por cinco formações (Fm.) e dois membros (Mb.).
Figura 3.2. Escala de tempo Geológico e Carta estratigráfica da Bacia Señor de
los Milagros.
Apresenta-se uma descrição breve: Fm. 1, composta por arenitos e carbonatos impuros; Fm. 2 por arenitos finos e conglomeráticos; Fm. 3 por espessas camadas de folhelhos e margas, com arenitos turbiditicos intercalados; Fm. 4 consiste em carbonatos clásticos e eolíticos; Fm. 5 inclui conglomerados com abundantes clastos, arenitos, folhelhos ricos em matéria orgânica e coquinas. Os membros são compostos, basicamente por calcarenitos bioclásticos (Mb. A) e depósitos evaporíticos (Mb. B).
O conhecimento da litologia é restrito aos poços onde se tem dados de perfis litológicos. A litologia de alguns poços do campo SLM pode ser vista na Figura 3.3, onde verifica-se a predominância de intercalações de argila, folhelho e marga nos perfis de litologia. Os trechos de arenito podem ser vistos em amarelo, e em diferentes profundidades, o que faz pensar na possibilidade de existência de migração de fluidos, o que afetaria a grandeza da pressão de poros.
Figura 3.3. Perfis de Litologia de alguns poços no campo SLM. (Extraído para visualização do software Petrel)
Contudo, para se ter certeza, é necessária a análise dos perfis litológicos de todos os poços, considerando a localização do reservatório. Este estudo não foi realizado devido a indisponibilidade de dados sísmicos, o que resultaria em uma idéia melhor da localização e forma do reservatório e, pela restrição na licença do programa Drillworks Predict, que precisa do módulo Safe Seal para este tipo de análise, embora em 2D.
Quanto à escala do tempo geológico, os perfis crono-estratigráficos foram examinados, concluindo que o Campo SLM encontra-se nos períodos Terciário e Quaternário, entre a época do Mioceno e Gálico (Barremiano, Aptiano, Albiano, Cenomiano e Turoniano). Este tempo é consistente com a litologia encontrada na bacia vista na carta geológica e na litologia recebida.
Segundo Yassir e Bell (1996), ocorrências de pressões anormais são associadas a ranges de idades desde o Jurássico até o Terciário. De acordo com tal estudo, pressões anormais podem estar presentes no Campo SLM, uma vez que se encontra dentro do range geológico de ocorrências destas pressões. Para verificar esta possibilidade deve ser desenvolvida uma análise mais profunda, descrita nos próximos capítulos.
3.2. Dados Disponíveis
Os dados disponíveis constam de 56 poços com trajetórias, perfis, medições diretas de pressão de poros e a crono-estratigrafia (idades geológicas) de alguns poços. Desses 56 poços, 14 eram verticais e 42 direcionais.
Os perfis disponíveis nos dados recebidos são: 36 perfis Raios Gama, 36 perfis Densidade, 26 perfis sônicos, 35 perfis Caliper e 15 perfis de Litologia. Também foram recebidas medições de pressão de poros em 26 poços, medidos com Teste de Formação a Cabo, 5 poços com dados de Peso de Lama e dados da crono-estratigrafia em 26 poços. Todos os registros de poços apresentaram medições a cada 50cm.
Apenas 24 poços tinham simultaneamente dados de densidade, sônico, raios gama e/ou Lito, necessários para a estimativa de pressões de poros. Diante da necessidade de existência de tais perfis para a realização da estimativa de pressão de poros, apenas estes 24 poços foram adotados para o estudo de caso. A trajetória destes poços pode ser vista na Figura 3.4.
Figura 3.4. Trajetórias dos 24 poços a partir da mesa rotativa (topo) e variação da LDA de 900m até 2000m. (Extraído para visualização do software Petrel).
Tabela 2. Lista dos 24 poços analisados com respectivos registros de perfis e medições diretas de PP.
Na Tabela 2 é apresentada uma lista dos 24 poços contendo nome, altura da mesa rotativa (MR), lâmina d’água (LDA), profundidades de medida (PM), profundidade vertical (PV) e os registros disponíveis para cada poço. Entende-se como profundidade vertical a distância vertical medida desde a mesa rotativa até o ponto em estudo e; como profundidade medida, o comprimento da medida entre a mesa rotativa e um determinado ponto, considerando a trajetória com inclinação e azimute do poço. Evidentemente, poços verticais terão a mesma profundidade vertical e medida.
Estes 24 poços ocupam uma área aproximada de 280km2, vista em planta na Figura 3.5, onde são expostas as cabeças dos poços e projeção das trajetórias. Observa-se que os poços mais afastados do grupo de poços são os poços SLM 42 e SLM 45, logo, a priori estes poços podem ser descartados da análise.
Cabe ressaltar que para a modelagem 3D de pressão de poros, será escolhido o grupo de poços que apresentem maior proximidade e com LDA similar, para evitar erros na interpolação espacial. Como o programa Drillworks 3D não permite o ingresso de camadas litológicas nem horizontes, a variação da LDA poderia influenciar diretamente nas estimativas de pressão de poros. Optou-se então por limitar a interpolação às camadas com características similares.
Figura 3.5. Localização dos 24 poços com dados disponíveis para estimativa de pressão de poros.
3.3. Preparação de dados
Como primeiro passo, foram suavizados todos os perfis com presença de ruído, logo os perfis foram analisados em forma conjunta para descartar trechos com leituras errôneas. O perfil Caliper foi tomado como base para determinar os trechos e serem ou não descartados da análise, já que o alargamento ou a formação de reboco podem influenciar as leituras.
3.3.1. Suavização de Perfis
A existência de ruídos nos registros de poços são comuns, logo a suavização dos perfis é uma parte importante para diminuir incertezas na estimativa de pressão de poros. Segundo Matthews (2004), a filtragem pode reduzir os efeitos na previsão de pressão de poros dos erros presentes nos perfis, embora não descarte um incremento da incerteza.
Neste trabalho, os ruídos em todas as leituras dos perfis foram suavizados (filtrados) usando a opção Shrink Boxcar do Drillworks Predict, que consiste em fazer uma média de um numero ímpar (n) de pontos do perfil e colocar o valor calculado no centro dos n pontos. O método utiliza janelas móveis para filtrar todos os pontos do perfil e os pontos que não participaram da média se repetem.
A escolha de “n” dependerá da quantidade de dados disponíveis. Dados muito espaçados precisam de um valor de “n” maior para obter valores médias representativos. Quando se tem um perfil com leituras a cada 50cm (como no caso do campo SLM), obtem-se uma significativa quantidade de dados ao longo da profundidade, a janela pode ser menor. Nesta dissertação se trabalhou com um valor de “n” igual 51. Este valor pode mudar segundo o analista, baseando-se somente na obbaseando-servação, contudo o valor 51 ofereceu bons resultados para o campo SLM.
Na Figura 3.6 são apresentados os perfis de GR e DT do poço SLM 02 DP antes e após a filtragem pelo Shrink Boxcar. Nota-se claramente a suavização imposta aos dados e conseguinte dominação de ruídos.
Verifica-se, que nos trechos iniciais e finais existem leituras muito baixas em ambos os perfis. Estes trechos devem ser desconsiderados da análise de pressão de poros, pois são erros de medição onde o perfil Caliper se vê comprometido, isto será analisado no item seguinte.
Figura 3.6. Suavização dos perfis GR (esquerda) e DT (direita) do poço SLM 2DP.
3.3.2. Tratamento dos Perfis
Para a determinação da estimativa de pressão de poros, é necessário a litologia folhelho/argila (perfis litologia ou GR), um indicador de porosidade (DT) o qual será discriminado para a litologia folhelho/argila e do perfil densidade. Com a litologia, filtram-se as leituras de sônico nas camadas de folhelho/argilas, onde os métodos de estimativa de pressão de poros assumem que o comportamento da porosidade diminui com a profundidade em condições normais de soterramento.
Com os perfis Lito ou GR e, DT se obteve o indicador de porosidade filtrado para folhelhos/argilas, logo para estimar a tensão efetiva é necessário achar o gradiente de sobrecarga. Para este cálculo o perfil densidade deve existir ao longo da trajetória do poço. Como geralmente não se tem registros em profundidades rasas, devido, dentre outros à instabilidade da formação, são usados perfis sintéticos para complementar os perfis.
Caliper: Este perfil fornece o diâmetro medido ponto a ponto em toda a extensão de um poço. É um indicativo importante da qualidade da leitura dos perfis. Na existência de arrombamento, este perfil apresentará uma medida maior que a do diâmetro da broca. Na formação de reboco, o perfil Caliper apresentará menor diâmetro.
Cabe ressaltar que não se teve informação do diâmetro da broca, logo se considerou como variação do perfil Caliper os trechos mais ruidosos dos perfis, como pode ser visto na Figura 3.7.
Figura 3.7. Comparação dos perfis para descartar trechos com possíveis leituras erradas.
Nesta mesma figura, a variação da medida do perfil Caliper é mais notória nas profundidades de 1900m até 2780m (marcado em vermelho). Logo, a confiança dos registros dos perfis nesta zona fica em dúvida. No entanto, se desconhece quanto estas variações podem afetar no registro, se optando simplesmente por suavizar mais os perfis.
Raios Gama (GR): Quando não se tem perfis de litologia, os perfis de
raios gama são usados na discriminação de rochas argilosas. Segundo Hallemburg (1998), o range normal de GR para argilas é de 75 a 150 unidades API ou GAPI. Logo, o critério adotado nesta dissertação para discriminar a litologia de rochas argilosas com o perfil GR foi: maior ou igual a 75GAPI é considerado rochas argilosas e menor é considerado formações permeáveis.
Desta forma é definida a linha base de folhelho (LBF) no perfil GR. Esta linha pode ser vista na Figura 3.8 em cor vermelha. A linha base de folhelho foi traçada em 75GAPI assim a partir desta linha para a direita é considerado rochas argilosas e para a esquerda, formações permeáveis.
Figura 3.8. Discriminação da litologia de rochas argilosas com perfil GR para os poços (a) SLM 1DA, (b) SLM 02DP, (c) SLM 16D e (d) SLM 23.
Todos os perfis analisados apresentaram trechos significativos de leituras de GR maior ou igual a 75GAPI o que significa uma grande quantidade de litologia que será marcada no perfil sônico e poder estimar a tensão efetiva.
Sônico (Dt): O tempo de trânsito (Dt) guarda relação direta com a
porosidade da rocha, uma vez que é o registro referente ao tempo de propagação de uma onda acústica compressional. Quanto maior o Dt, maior a separação entre os grãos, portanto, maior a porosidade, sendo a recíproca verdadeira. Conseqüentemente, a maior vantagem do perfil sônico provém da relação direta que existe entre o tempo de trânsito de uma onda sonora em uma rocha e sua porosidade, Willye (1956).
O perfil Sônico é usado como indicador de porosidade, logo se faz necessário marcar a litologia das rochas argilosas (marga, folhelho e argilito) neste perfil. No caso de perfil GR a LBF pode ser vista na Figura 3.9 (a), em (b) os pontos do perfil GR que foram maior o igual a 75GAPI foram marcados no perfil Dt na cor rosa, e em (c) observa-se o perfil Dt suavizado e pronto para ser usado como indicador de porosidade.
Este procedimento foi repetido para todos os poços que não contavam com perfil de litologia. No caso do perfil litologia, o folhelho, marga e argila são
