Investigação sobre os Métodos de Previsão de Pressão de Poros em Folhelhos e uma Aplicação de uma Abordagem Probabilística

Julio César Laredo Reyna

Investigação sobre os Métodos de Previsão de Pressão

de Poros em Folhelhos e uma Aplicação de uma

Abordagem Probabilística

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. Área de Concentração: Geotecnia.

Orientador: Sérgio Augusto Barreto da Fontoura

Rio de Janeiro Fevereiro de 2007

Julio César Laredo Reyna

Investigação sobre os métodos de previsão de pressão

de poros em folhelhos e uma aplicação de uma

abordagem probabilística

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil do Centro Técnico Científico da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.

Alberto Sampaio Ferraz Jardim Sayão Presidente Departamento de Engenharia Civil - PUC-Rio Luiz Alberto Santos Rocha Petrobrás Bruno Broesigke Holzberg Schlumberger Data & Consulting Services Anna Paula Lougon Duarte Consultora Petrobras Prof. José Eugênio Leal Coordenador Setorial do Centro Técnico Científico - PUC-Rio

Rio de Janeiro, 23 de fevereiro de 2007.

Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução total ou parcial do trabalho sem autorização da universidade, do autor e do orientador.

Julio César Laredo Reyna

Graduou-se em Engenharia Civil, pela “Universidad Nacional de Ingeniería”, Lima – Perú, em Dezembro de 2000. Durante a graduação atuou na área de hidráulica, em projetos de redes de drenagem em áreas urbanas. Na profissão, se desenvolveu em projetos e execuções de obras de construção civil. Como geotécnico dirigiu estudos de fundações para pontes, através de perfurações rotativas e ensaios SPT, além de avaliações de taludes em diversos projetos de reabilitação de estradas.

Ficha Catalográfica Reyna, Julio César Laredo

Investigação sobre os métodos de previsão de pressão de poros em folhelhos e uma aplicação de uma abordagem probabilística / Julio César Laredo Reyna; orientador: Sérgio A. B. da Fontoura. - Rio de Janeiro: PUC, Departamento de Engenharia Civil, 2007.

v., 146 f.: il. ; 29,7cm

Dissertação (mestrado) - Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Civil.

Inclui referências bibliográficas.

1. Engenharia Civil – Teses. 2. Pressão de Poros 3. Análise Probabilística. 4. Análise qualitativa 3D. I. Sérgio A. B. da Fontoura. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Civil. III. Título.

CDD: 624

Para Deus, acima de tudo. Para meus pais e irmãos por suas orações e amor incondicional, especialmente para Maria Nataly por seu enorme coração e bondade.

Agradecimentos

Para “Fray San Martin de Porres”, patrono da minha família.

Ao meu orientador Sérgio Fontoura, por mostrar-me um tema de dissertação interessante demais.

À CAPES, PUC-Rio e ao GTEP pelos auxílios concedidos, sem os quais este trabalho não poderia ter sido realizado.

Aos meus amigos Fredy Artola, Paul Ramirez, Carlos Ibañez, Wagner e Luis Oscátegui, por sua amizade, apoio e paciência em compartilhar seus conhecimentos profissionais.

Aos meus professores “on line”: Glenn L. Bowers, Bob Bruce e Phil Holbrook; por atender minhas dúvidas e compartilhar seus conhecimentos sem reparo nenhum, muito obrigado a vocês.

A Adriana Benjamin, por seu amor, carinho e compreensão.

Resumo

Reyna, Julio César Laredo; Fontoura, Sérgio A. B. Investigação sobre os métodos de previsão de pressão de poros em folhelhos e uma aplicação de uma abordagem probabilística. Rio de Janeiro, 2007. 137p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

Nos últimos 45 anos foram publicados muitos artigos referentes à previsão da pressão de poros em folhelhos, como resultado da necessidade de otimizar o processo construtivo de poços de petróleo. Neste trabalho se apresenta um panorama dos métodos de previsão de pressão de poros existentes, com suas vantagens e desvantagens, com seus pontos fortes e suas críticas, com seus acertos e não acertos; procurando explicar os motivos das diferenças entre o previsto e o real. Em geral são descritos 12 métodos de previsão de pressão de poros, além do conceito do Centróide, 3 técnicas para detectar descarga de tensões efetivas numa formação rochosa, e uma descrição do uso da sísmica na previsão da pressão de poros. Foram aplicados os métodos de Eaton (1975) e Bowers (1995) com o objetivo de fazer uma discussão sobre as incertezas presentes nos parâmetros de cada modelo, complementado o estudo com uma análise de sensibilidade. Como resultado das incertezas existentes se aplicou uma análise probabilística baseada na simulação de Monte Carlo e usando o método de Eaton, com o objetivo de apresentar resultados dentro de intervalos de confiança e permitir planos de contingência durante o projeto de construção do poço. Finalmente são avaliados os resultados de uma análise 3D de previsão de pressão de poros utilizando o modelo de Eaton e o Trend de Bowers. Os cubos de dados foram obtidos por interpolação espacial ponderada partindo de registros de poços. Os resultados mostram que este tipo de análise pode ser usado com fins qualitativos, obtendo cubos de gradientes de pressão de poros aonde se observam as zonas de maior e menor risco.

Palavras-chave

Previsão de pressão de poros, incertezas, subcompactação, expansão de fluidos, Eaton, Bowers, análise probabilística.

Abstract

Reyna, Julio César Laredo; Fontoura, Sérgio A. B. Investigation about pore pressure prediction methods in shales and a probabilistic approach application. Rio de Janeiro, 2007. 137p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

In the last 45 years were published many articles referring to shale pore pressure prediction, due to the necessity of optimizing the constructive process of petroleum wells. In this work shows up a view of the pore pressure prediction methods with its advantages and disadvantages, with its strong points and its critics, with its hits and failures, trying to explain the causes of the differences between the predicted values and the real ones. As result of the bibliographical revision, we obtained a historical of the pore pressure prediction, furthermore gathering the principal mechanisms of generation of pore pressures and mechanisms of lateral variation of the same. Also, were described 12 methods of pore pressure prediction, the Centroid concept, 3 techniques to detect unloading of effective tensions in a rock formation, and a description of the use of the seismic in the pore pressure prediction. The Eaton (1975) and the Bowers (1995) methods were applied with the objective to discuss the uncertainties in the parameters of each model, this was complemented with sensibility analysis. As result of the existent uncertainties, we applied a probabilistic analyze, based on the Monte Carlo simulation and using the Eaton’s method, with the aim to present results within confidence intervals and to allow contingency plans during the well construction project. Finally, the results of a 3D pore pressure prediction using the Eaton model and the Bowers Trend, were assessed. The data cubes were obtained by weighted space interpolation using well logs at the same basin. We concluded that the results from this type of analysis can be used such as qualitative purposes, obtaining pore pressure gradients cubes, where can be observed bigger and lesser risk zones.

Keywords

Pore pressure prediction, uncertainty, undercompaction, fluids expansion, Eaton, Bowers, probabilistic analyse.

Sumário

1.1.BREVE HISTÓRICO SOBRE A PREVISÃO DE PRESSÕES DE POROS... 23

1.2.OBJETIVOS... 24

1.3.IMPORTÂNCIA... 25

1.4.CONTRIBUIÇÃO... 26

1.5.ESCOPO DA PESQUISA... 26

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 28

2.1.PRESSÕES DE POROS ANORMAIS... 28

2.2.FENÔMENO DA SOBREPRESSÃO:OSISTEMA... 31

2.2.1. Mecanismos geradores de pressão de poros – Uma visão geral ... 32

2.2.2. Tipo de fluido ... 33

2.2.3. Permeabilidade ... 33

2.2.4. Condições da geotectônica ... 34

2.3.DESCRIÇÃO DOS MECANISMOS GERADORES DE SOBREPRESSÃO... 37

2.3.1. Desequilíbrio na compactação (tensão vertical de sobrecarga) ... 37

2.3.2. Tectonismo (tensões de compressão lateral) ... 38

2.3.3. Incrementos de temperatura (expansão aquatermal) ... 39

2.3.4. Transformações de minerais ... 39

2.3.5. Geração de hidrocarbonetos ... 40

2.3.6. Osmose... 41

2.3.7. Carga hidráulica... 41

2.3.8. Flutuabilidade do hidrocarboneto - contraste de densidades ... 42

2.4.MÉTODOS DE PREVISÃO DE PRESSÃO DE POROS... 42

2.4.1. Classificação dos métodos de previsão de pressão de poros ... 43

2.4.2. Descrição dos principais métodos de previsão de pressão de poros.... 44

2.4.2.1. Método da Profundidade Equivalente... 44

2.4.2.2. Hottman e Johnson (H&J) 1965... 46

2.4.2.3. Método de Pennebaker (1968) ... 47

2.4.2.4. Método de Eaton (1972 – 1975) ... 49

2.4.2.5. Método de Holbrook e Hauck (1987) ... 54

2.4.2.6. Método de Holbrook, Maggiori e Hensley (1995)... 57

2.4.2.7. Método de Ward et al. (1995) ... 58

2.4.2.8. Método de Bowers (1995)... 61

2.4.2.9. Método de Kan e Swan (2001) ... 65

2.4.2.10. Método de Sayers et al. (2002a)... 67

2.4.2.11. Método de Dutta (2002) ... 68

2.4.2.12. Método de Doyen et al. (2004) ... 70

2.4.3. Principais métodos utilizados na prática... 71

2.5.OCONCEITO DO “CENTRÓIDE” ... 75

2.6.TÉCNICAS PARA DETECTAR O MECANISMO DE EXPANSÃO DE FLUIDOS... 78

2.6.1. Bowers (1995) - MPE ... 78

2.6.2. Bowers (2002) ... 79

2.6.3. Chopra e Huffman (2006) ... 80

2.7.USO DA SÍSMICA NA PREVISÃO DA PRESSÃO DE POROS... 81

2.8.REVISÃO DE FLUXOS DE TRABALHO PARA A PREVISÃO DE PRESSÃO DE POROS... 86

2.8.1. Baker Hughes Inteq, 1994... 87

2.8.2. Schlumberger, 2000 ... 87

2.8.3. Delgado et al., 2005... 88

2.8.4. Rocha e Azevedo, 2006 ... 89

2.8.5. Dutta e Khazanehdari (Schlumberger, 2006) ... 91

3 APLICAÇÃO DOS MÉTODOS BASEADOS EM PERFILAGEM... 93

3.1.DESCRIÇÃO DO POÇO ANALOGUE –BACIA DO GOLFO DE MÉXICO (USA) . 94 3.2.VERIFICAÇÃO DOS MECANISMOS GERADORES DE SOBREPRESSÃO... 95

3.3.APLICAÇÃO DO MÉTODO DE EATON (1975)... 96

3.3.1. Parâmetros do modelo de Eaton... 96

3.3.2. Análise de sensibilidade do modelo de Eaton – Sônico ... 99

3.4.APLICAÇÃO DO MODELO DE BOWERS (1995) ... 103

3.4.1. Parâmetros do modelo de Bowers ... 103

3.4.2. Análise de sensibilidade do modelo de Bowers ... 108 3.5.COMPARAÇÃO DE RESULTADOS DE PRESSÃO DE POROS A PARTIR DE 4

MODELOS BASEADOS EM PERFILAGEM... 112

4 ANÁLISE PROBABILÍSTICA NA PREVISÃO DA PRESSÃO DE POROS ATRAVÉS DO MODELO DE EATON... 117

4.1.GENERALIDADES... 117

4.2.INCERTEZAS DOS REGISTROS DE MEDIÇÃO GR,RHOB,RES,DT E SEU IMPACTO NA PREVISÃO DA PRESSÃO DE POROS. ... 119

4.3.DESCRIÇÃO DA TÉCNICA DE MONTE CARLO... 121

4.4.BREVE DESCRIÇÃO DA BACIA SEDIMENTAR INTERNACIONAL X ... 124

4.5.CÁLCULOS PRÉVIOS... 126

4.6.HIPÓTESES ASSUMIDAS... 127

4.7.APLICAÇÃO PROBABILÍSTICA NO MODELO DE EATON... 128

5 ANÁLISE TRIDIMENSIONAL DE PRESSÃO DE POROS USANDO O MODELO DE EATON E O TREND DE BOWERS ... 131

5.1.INTERPOLAÇÃO ESPACIAL DE DADOS... 132

5.2.APLICAÇÃO DO MODELO DE EATON EM 3D... 136

6 CONCLUSÃO ... 139

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 141

Lista de figuras

Figura 1 Identificação das bacias sedimentares no mundo. (Modificado de: Schlumberger; Law e Spencer, 1998). ... 29 Figura 2. Sistema da sobrepressão. (Modificado de Swarbrick e Osborne, 1998). ... 32 Figura 3 Efeitos da subcompactação e a expansão de fluidos nas tensões

efetivas. O primeiro não gera sobrepressões muito altas, acontecendo o contrário com a presença da expansão de fluidos. (Bowers, 2002) ... 33 Figura 4 Divisão do subsolo segundo as condições de pressão de poros.

(Shaker, 2002). ... 34 Figura 5 Variação da pressão de poros em compartimentos pressurizados de

arenitos e folhelhos. (Shaker, 2002) ... 35 Figura 6 Progressão e regressão da pressão de poros, produzida pela geometria

das camadas. Observar a comunicação entre as duas camadas e o decaimento da pressão de poros. (Shaker, 2002)... 35 Figura 7 Comunicação entre compartimentos através de uma superfície de falha.

(Shaker, 2002) ... 36 Figura 8 Corpo de arenito em comunicação com o corpo salino, produzindo uma

trajetória de fluxo de fluido e a regressão da pressão de poros no arenito. (Shaker, 2002) ... 36 Figura 9 Decremento lento da pressão de poros no folhelho em tempos

geológicos. Compartimentos isolados não produzem grandes mudanças entre a Pfolh e a Paren... 37

Figura 10 Decaimento rápido da pressão de poros na formação selante, produzido por um arenito interconectado. Existem mudanças significativas entre a Pfolh e a Paren... 37

Figura 11 Variação da porosidade segundo o mecanismo de geração da sobrepressão. (Yassir e Bell, 1996)... 43 Figura 12 Aplicação do método da Profundidade Equivalente... 45 Figura 13 Método de Hottman e Johnson. (a) Medição do desvio do parâmetro

sônico. (b) Correlação empírica do desvio sônico medido anteriormente com o gradiente de pressão de poros medido em formações adjacentes. Bacia

da Costa do Golfo. (H&J, 1965)... 47 Figura 14 Estimativa do gradiente de pressão de poros usando um registro de

velocidades intervalares e um gráfico calibrado de gradientes de pressão de poros; ambos superpostos. (Pennebaker, 1968)... 49 Figura 15 Relação entre Rn/Ro e o gradiente de pressão de poros no

reservatório. Rn/Ro: Razão entre a resistência do folhelho na tendência

normal e a resistência observada. (H&J 1965)... 49 Figura 16 Comparação do NTL gráfico e o NTL analítico, ambos do método de

Eaton. (Bowers, 1995) ...53 Figura 17 Efeitos da mudança do expoente de Eaton nas tensões efetivas e as

velocidades sônicas. (Bowers, 1995) ... 54 Figura 18. Apresentação gráfica do modelo de Waxman... 57 Figura 19 Interpretação das relações de carga e descarga de uma formação

(Ward et al. 1995). ... 61 Figura 20 Sobrepressão gerada por expansão de fluidos na bacia de Mahakan

Delta, Indonésia. (Bowers, 1995)... 63 Figura 21 Efeitos da variação do parâmetro U na Curva de Descarga. (Bowers,

1995)... 64 Figura 22 Estimativa do parâmetro U de Bowers. (a) Sobrepressões geradas por

expansão de fluidos na bacia central do Mar do Norte. (b) Normalização da curva de descarregamento. (Bowers, 1995)... 65 Figura 23 Comparação entre o registro sônico e os tempos intervalares gerados

da inversão sísmica, Golfo do México. (Kan e Swan, 2001). ... 67 Figura 24 O efeito Centróide. (Heppard e Traugott, 1994)... 76 Figura 25 O efeito Centróide e as trajetórias de fluxo. Na esquerda: gradiente de

pressão de poros 2D, com as linhas de trajetória de fluxo. Na direita: o gradiente de pressão de poros dos dois poços. (Lupa et al., 2002). ... 77 Figura 26 Diferenças entre os métodos da Profundidade Equivalente e H&J,

sobre a bacia da Costa do Golfo. (Bowers, 1995) ... 78 Figura 27 Técnica para detectar sobrepressões altas. (Bowers, 2002). ... 80 Figura 28 Aplicação para reconhecer zonas de descarga. (Chopra e Huffman,

2006)... 81 Figura 29. Comparação de velocidades intervalares obtidas através de diferentes

metodologias. Modelo de correlação de velocidades stacking (cor azul). Velocidades obtidas por inversão tomográfica (vermelho), e as obtidas através de Checkshot (verde). (Sayers, 2002b). ... 85

Figura 30 Comparação de uma seção 2D de velocidades intervalares obtidas pelo modelo de Dix (esquerda) e por inversão tomográfica (direita). (Sayers,

2002a)... 85

Figura 31 Fluxo de trabalho da companhia Baker Hughes Inteq. (1994) ... 87

Figura 32 Fluxo de trabalho para a previsão da pressão de poros usado na companhia Schlumberger. (2000)... 88

Figura 33 Fluxo de trabalho apresentado por Delgado et al. (2005) ... 90

Figura 34 Fluxo de trabalho apresentado por Rocha e Azevedo (2006)... 90

Figura 35 Fluxo de trabalho apresentado por Dutta e Khazanehdari (2006). ... 92

Figura 36 Base de dados do poço “Analogue”. ... 95

Figura 37 Aplicação da técnica de Chopra e Huffman (2006) no poço Analogue. ... 96

Figura 38 Efeitos da idade geológica no Trend. (Pennebaker, 1968) ... 98

Figura 39 Primeira estimativa do gradiente da pressão de poros do poço “Analogue”, através do modelo de Eaton Sônico. ... 99

Figura 40 Efeito da variação do gradiente da pressão de poros normal na previsão da pressão de poros do poço Analogue... 100

Figura 41 Efeito da variação do expoente de Eaton sônico na previsão da pressão de poros. ... 101

Figura 42 Efeito da variação do Trend na previsão da pressão de poros. ... 102

Figura 43 Calibração do modelo de Eaton através de um Trend quebrado em três partes. ... 102

Figura 44. Aplicação do Modelo de Bowers Sônico para registros de tempos intervalares: (a) sem alívio de tensões efetivas, e (b) com alívio de tensões efetivas. ... 103

Figura 45. Aplicação do Modelo de Bowers utilizando registros de velocidades intervalares: (a) sem alívio de tensões efetivas, e (b) com descarregamento de tensões efetivas. ... 105

Figura 46 Efeitos da variação do parâmetro “A” de Bowers (± 6%) no gradiente de pressão de poros. ... 109

Figura 47 Efeitos da variação do parâmetro “B” de Bowers (± 6%) no gradiente de pressão de poros. ... 109

Figura 48 Efeitos da variação do parâmetro “PPn” de Bowers (± 6%) no gradiente de pressão de poros. ... 110

Figura 49 Efeitos da variação do parâmetro “U” de Bowers desde 1 até 8, no gradiente de pressão de poros. ... 111

Figura 50 Resultado da previsão de pressão de poros no poço Analogue a partir de diferentes modelos baseados na sísmica. Quadrados em cor vermelha representam as medições MDT... 114 Figura 51 Comparação dos resultados dos modelos de Eaton, Bowers, Kan e

Swan, e Doyen no poço Analogue. ... 116 Figura 52 Aplicação da técnica de Monte Carlo no software Predict. ... 123 Figura 53. Localização em planta e em perfil dos poços com informação

disponível da bacia sedimentar X. ... 125 Figura 54 Resultados da análise determinística de pressão de poros dos 4 poços

de correlação. ... 127 Figura 55 Resultados de uma análise probabilística de pressão de poros para um

poço projeto, usando o registro sônico do poço de correlação mais próximo. ... 128 Figura 56 Resultados de uma análise probabilística de pressão de poros para um

poço projeto, usando um registro sônico obtido por interpolação espacial. ... 130 Figura 57 Exemplo para avaliar o efeito do expoente “we” no método de

ponderação “inverso da distância”... 133 Figura 58 Método de seleção de dados “Todos os Pontos”. ... 134 Figura 59 Método de seleção de dados “Quadrante”. ... 135 Figura 60 Cubos de dados sônicos, de densidade e do gradiente de sobrecarga

da bacia sedimentar X. ... 135 Figura 61 Aplicação do método de Bowers (1995) nos 4 poços de correlação da

bacia sedimentar X. ...136 Figura 62 Resultados da previsão de pressão de poros 3D usando o modelo de

Eaton e o Trend de Bowers na bacia sedimentar X. ... 137 Figura 63 Comparação entre o peso da lama utilizado em cada poço e os

gradientes de pressão de poros obtidos a partir de uma análise 3D de pressão de poros usando o modelo de Eaton o Trend de Bowers na bacia sedimentar X... 138

Lista de tabelas

Tabela 1 Regiões no mundo com geopressões e seus principais atributos. (Law e Spencer, 1998) ... 30 Tabela 2 Resultados da preferência do método de previsão da pressão de poros

das principais companhias da indústria do petróleo. ... 71 Tabela 3 Ranking de modelos de previsão de pressão de poros – Projeto DEA

119. ... 72 Tabela 4 Resumo dos poços utilizados na bacia sedimentar X. ... 126 Tabela 5 Resumo dos parâmetros calibrados nos poços de correlação usando o

modelo de Eaton (1975). ... 126 Tabela 6 Valores das distâncias entre nós, e o valor do parâmetro respectivo

(velocidade) ... 133 Tabela 7 Valores dos pesos de cada dado para diferentes valores de “we”, para

distâncias de 1, 2 e 3 unidades de longitude... 133 Tabela 8 Resultados da influência do expoente de peso “we” no parâmetro de

velocidade, segundo exemplo (figura 51). ... 134 Tabela 9 Resumo dos parâmetros de Bowers utilizados na calibração dos poços

de correlação da bacia sedimentar X. ... 137

Lista de símbolos

α : coeficiente de deformação-dureza da compactação natural a : idade geológica

a1 ... a5 : Parâmetros do modelo de Doyen

A : Parâmetro do modelo de Bowers B : Parâmetro do modelo de Bowers β(T) : Função de temperatura

C : Conteúdo de argila

C1, C2 : Constantes do modelo de Kan e Swan

Cn : Condutividade no Trend (normal) na formação de folhelho

Co : Condutividade observada na formação de folhelho

CQV : Condutividade da superfície dos minerais argilosos por

unidade de volume

Ct : Condutividade observada na rocha sedimentar saturada de água

Cw : Condutividade da água presente no espaço poroso da

formação.

di : distância entre um nó sem dado conhecido, até a localização

i(x,y,z0) com valor conhecido.

∆t : Tempo intervalar

∆t 0 : Tempo intervalar no mudline

∆t bulk : Tempo intervalar na rocha saturada

∆t fluid : Tempo intervalar no fluido presente na rocha

∆t matrix : Tempo intervalar na matriz da rocha

∆t n(sh) : Tempo intervalar no Trend (normal) na formação de folhelho

∆t ob(sh) : Tempo intervalar observado na formação de folhelho

∆t (sh) : Tempo intervalar na formação de folhelho

ε : Índice de vazios φ : Porosidade

φ0 : Porosidade no mudline

φ(z) : Porosidade na profundidade z exp : expoente de Eaton

F : Fator de condutividade

γobs : raio gama observado ou medido na formação

γsand : raio gama normalizado em arenitos

γsh : raio gama normalizado em folhelhos

g : gravidade (constante gravitacional)

i : Número de ensaios para a simulação de Monte Carlo k : Gradiente do Trend

K : Fator de proporção entre a densidade total dos sedimentos e a densidade da água

l : litologia

m : tortuosidade ou expoente de cimentação.

n : número de dados que participam numa interpolação. P : Onda de compressão P (primary wave)

p : Pressão de poros

p(i) : peso aplicado ao valor val(i) pn : Pressão de poros normal

PP : Gradiente da pressão de poros

PPn : Gradiente da pressão de poros normal

Pfolh : Pressão de poros na rocha selante

Paren : Pressão de poros na rocha reservatório

ρ : Densidade

ρB : Peso específico natural

ρbulk : Densidade total

ρfluid : Densidade do fluido

ρmatrix : Densidade da matriz dos minerais

ρsh : Densidade média dos minerais argilosos presentes nos folhelhos

R : Medição da resistividade na formação

ri : Variável aleatória que representa a probabilidade acumulada da

CDF de um parâmetro em estudo

Ro : Resistividade observada na formação de folhelho

Rn : Resistividade no Trend (normal) na formação de folhelho

Rw : Gradiente hidrostático da pressão de poros

σ´ : Tensão efetiva

σ´gn : Gradiente da tensão efetiva normal

σmax : Tensão efetiva máxima

σ : Tensão de sobrecarga vertical

σS : Desvio padrão

σvc : Tensão efetiva normalizada na curva virgem

S : Gradiente de sobrecarga

Sw : Onda de cisalhamento Sw (secondary wave)

Sz : Coeficiente de solidez da rocha ou mineral.

T : Temperatura

U : Parâmetro de descarga do modelo de Bowers. µ : Média estatística

Value : valor interpolado de um parâmetro

val(i) : valor de um parâmetro na localização i(x,y,z) V, Vi : Velocidade intervalar

Vmax. : Velocidade máxima ou velocidade plateau.

Vn : Velocidade intervalar no Trend (normal) na formação de

folhelho

Vo : Velocidade intervalar observada na formação de folhelho

V0 : velocidade intervalar no mudline

VNMO : Velocidade normal move out

VPO : Velocidade intervalar observada das ondas P

VPN : Velocidade intervalar normal das ondas P

VPSN : Velocidade intervalar normal das ondas OS

VPSO : Velocidade intervalar observada das ondas PS

VRMS : Velocidade root mean square

Vrocha : Velocidade da onda na rocha ou formação

Vsh : volume de folhelhos

VSN : Velocidade intervalar normal das ondas S

VSO : Velocidade intervalar observada das ondas S

we : expoente de ponderação

x : Fator acústico da formação dependente da litologia.

xi : Valor correspondente à probabilidade ri de um parâmetro em

estudo Z : Profundidade

Zi : Profundidade a partir da qual se iniciam os cálculos.

z´ : Profundidade relativa ao mudline

Za : Profundidade de leitura do parâmetro petrofísico anormal

Zmin. : profundidade correspondente à leitura de tempo intervalar mínimo

Ze : Profundidade Equivalente

Lista de abreviaturas

AVO : Amplitude Variation Offset

CDF : Cumulative Distribution Accumulate

CDP : Common Depth Point

CMP : Common Mid Points

DEA : Drilling Engineering Association EMW : Equivalent Mud Weight

ESL : Effective Stress Loading Limb

folh : Folhelho.

GR : Gamma Ray

GF : Gradiente de Fratura. H&J : Hottman e Johnson.

HPHT : High Pressure High Temperature ICS : International Commission Stratigraphy

KS : Knowledge Systems

LG : Line Group

LOT : Leak of Test

LWD : Logging While Drilling

MDT : Modular Dynamic Test

MPE : Método da Profundidade Equivalente MWD : Measurements While Drilling

NTL : Normal Trend Line

OBG : Overburden Gradient

PDF : Probability Density Function Ppp : Previsão da Pressão de Poros QRA : Quantitative Risk Analysis RFT : Repeat Formation Test

RHOB : Registro de Densidade Natural RES : Registro de resistividade SP : Spontaneous Potential

1

INTRODUÇÃO

Os resultados dos prognósticos das geopressões são de muita importância na indústria do petróleo e usados freqüentemente por engenheiros de perfuração, com o objetivo de planejar a construção do poço e a estabilidade do mesmo. Dentro das estimativas do gradiente de pressão de poros estão envolvidas: (a) a pressão de poros em folhelhos relacionados à estabilidade do poço, (b) estimativas em arenitos relacionadas a influxos (kicks e blowouts), (c) estimativas do estado de tensões “in situ”, relacionado às perdas de fluido de perfuração. O presente trabalho está concentrado no primeiro ponto.

Segundo Matthews e Standifird (2003), existem três limitações básicas que afetam a habilidade para estimar sobrepressões em folhelhos: (a) a permeabilidade do folhelho é muito baixa para fazer medições diretas, por isso as medições são feitas em arenitos adjacentes, (b) a alta taxa de compactação de um folhelho e sua baixa permeabilidade, são condições favoráveis à formação de pressões de poros elevadas; sendo transmitidas para arenitos de alta permeabilidade, e (c) as estimativas físicas da pressão de poros são só apropriadas em unidades de baixa permeabilidade. O ponto (a) é o mais importante, devido que os métodos estão baseados na previsão de pressão em folhelhos através de modelos calibrados com medições feitas em arenitos; as quais dependendo das condições geotectônicas do meio podem divergir dos folhelhos. Em relação ao ponto (b), não se encontra maior dificuldade, devido que o assunto pode ser abrangido por algum método baseado no fenômeno da subcompactação.

As sobrepressões podem gerar problemas no processo construtivo de um poço. Esse fenômeno pode provocar influxos de fluidos (kicks) ou no pior dos casos influxos incontrolados de gases (blowouts) que podem resultar em atrasos na perfuração, além de sérios acidentes na superfície, sobretudo perdas humanas e econômicas. Ao mesmo tempo, as sobrepressões estão ligadas à

existência de hidrocarbonetos. Law e Spencer (1998) afirmam que o estudo de pressão anormal é um importante componente para a exploração de hidrocarbonetos.

Yassir e Bell (1996) asseguram que as geopressões exercem uma influência significativa na integridade selante do reservatório. Kan e Swan (2001), afirmam que a distribuição das geopressões (2D ou 3D) pode ser usada para que o analista possa obter informação sobre a litologia, a hidrogeologia dos sedimentos e as trajetórias de fluxo. Estas informações junto à identificação das falhas estruturais são de grande ajuda para os engenheiros de exploração de hidrocarbonetos no entendimento da migração dos mesmos.

No caso de um poço projeto, a previsão de pressão de poros pode ser feita através dos dados de perfilagem de poços de correlação próximos (no caso de existirem, claro). Esses dados, junto a uma imagem sísmica 2D ou 3D, permite reconhecer as litologias presentes no subsolo, além das possíveis falhas estruturais, compartimentos, entre outros detalhes de grande utilidade na previsão de pressão de poros. No caso de poços pioneiros, onde a informação disponível é só de origem sísmica, o trabalho da previsão é ainda mais interessante devido que se precisam de aplicações geofísicas para obter informação da porosidade do meio aonde se precise fazer a perfuração. Comumente são usados perfis de velocidades intervalares (Vi) obtidos por

sísmica, para depois aplicar um método de previsão de pressão e poros. Na atualidade, existem uma ampla variedade de métodos ou modelos empíricos e mecânico – físicos, que relacionam parâmetros físicos (um deles a Vi) com as

tensões efetivas, para logo utilizar o modelo de Terzaghi para estimar as pressões de poros. Na bibliografia referente à sísmica e à geopressão, aqui revisada, pode-se observar que existe uma ampla preocupação das companhias e dos pesquisadores para obter velocidades intervalares de maior confiabilidade; prestando maior atenção à sensibilidade dos modelos de previsão frente às variações do parâmetro velocidade, que ao modelo de previsão em si. Embora, fazer uma previsão de pressão de poros a partir de um cubo de velocidades intervalares perfeito, não garanta uma previsão de pressão de poros perfeita. O estado da arte de uma ótima previsão de pressão de poros está ligado à disponibilidade das propriedades físicas do meio e à criatividade para correlacionar-los com a pressão de poros; sem esquecer claro, da experiência do analista de geopressões.

Um problema local é a falta de uma referência atualizada que possa reunir o relacionado ao estado de arte na previsão das sobrepressões. Na atualidade,

existem alguns países que ainda usam só uma metodologia de previsão, ainda existindo modelos que podem ter melhores resultados. A idéia aqui é apresentar um panorama dos modelos existentes com suas vantagens e desvantagens, com seus pontos fortes e suas críticas, com seus acertos e não acertos; procurando explicar os motivos das diferenças entre o previsto e o real.

Resulta pouco confiável apresentar um resultado determinístico da pressão de poros devido à incerteza das constantes de um modelo de previsão e às incertezas existentes dos parâmetros físicos medidos no meio. Atualmente, existem pacotes computacionais que permitem apresentar os resultados da previsão da pressão de poros dentro de uma faixa de segurança, com o objetivo de melhorar os planos de contingência antes da perfuração; podendo-se reduzir as incertezas durante a perfuração através de técnicas de medição de parâmetros físicos em tempo real, como por exemplo: MWD (measurements while drilling) e LWD (logging while drilling). As análises probabilísticas com atualização de dados durante a perfuração, assim como as análises de parâmetros dependentes, ficam fora do escopo do presente trabalho; existindo algumas pesquisas que desenvolvem o assunto como, por exemplo: Malinverno et al. (2004), e Doyen et al. (2004). O problema que se resolve neste trabalho é esclarecer as incógnitas de como fazer uma análise probabilística com o objetivo de trabalhar com faixas de segurança, através do software Predict.

Existe uma total dispersão da informação relacionada à previsão de pressão de poros. Muitas das companhias operadoras ou de serviços trabalham com suas próprias metodologias e/ou fluxos de trabalho para a previsão de pressão de poros, o lado negativo disto é que muitas delas não são de conhecimento público. Está-se apresentando um grupo de fluxos de trabalho aplicados por um grupo de companhias de petróleo, entre elas a Petrobras, com o objetivo de mostrar alguns dos critérios seguidos na previsão da pressão de poros a nível internacional. É importante mencionar, que isto é só uma ferramenta a mais de trabalho, e que é o analista de geopressões quem deve pensar na melhor seqüência dos processos dependendo do caso em estudo; além de consultar as opiniões dos especialistas de maior experiência. Uma otimização dos resultados é manter uma comunicação técnica fluida entre geólogos, geofísicos, geomecânicos, engenheiros de perfuração, e claro com os analistas de geopressão.

1.1. Breve histórico sobre a previsão de pressões de poros

No princípio a pressão de poros era feita através de correlações empíricas entre dados de perfilagem e medições de pressão de poros. No ano 1965, Hottman e Johnson estimaram as pressões de poros em folhelhos a partir de interpretações dos registros de perfilagem acústica e de resistividade, em relação aos desvios da linha de tendência normal (NTL, normal trend line) de compactação. Variações a favor (em registros acústicos) e contra (resistividade) são associadas às pressões de poros anormais medidas em arenitos adjacentes, conhecidas também como sobrepressões ou pressão de poros anormais positivas. Com o tempo se geraram métodos de previsão baseados em que as sobrepressões foram geradas pelo fenômeno da subcompactação; como por exemplo: o método da Profundidade Equivalente de Foster e Whalen (1966), e Eaton (1972, 1975). No ano 1995, Bowers apresenta um novo método para a previsão de pressão de poros, baseado na teoria de compactação de mecânica de solos, e nos mecanismos da subcompactação e expansão de fluidos.

Paralelo aos modelos empíricos, se geravam os modelos mecânico - físicos. Esse grupo de metodologias se diferencia dos acima mencionados, porque suas teorias e hipóteses estão baseadas na física das rochas além do estado de equilíbrio de tensões apresentado por Terzaghi no ano 1948. Basicamente se utilizam três grupos de possíveis modelos: o primeiro grupo relaciona porosidade com tensões efetivas, o segundo grupo relaciona a propriedade petrofísica (resistividade, velocidade intervalar, etc.) com a porosidade, logo no terceiro se relaciona o primeiro com o segundo grupo, para finalmente aplicar o modelo de Terzaghi. Como resultado se obtém um amplo grupo de modelos para a previsão de pressão de poros (como o apresentado por Dutta, 2002); podendo-se escolher um modelo segundo as condições de contorno de cada modelo original.

O trabalho de Pennebaker (1968) foi o início do uso das velocidades intervalares obtidas da sísmica através do processamento proposto por Dix (1955), para a previsão da pressão de poros. Daí para frente, os pesquisadores apontaram por conseguir velocidades processadas de alta confiabilidade, que representem as velocidades da onda segundo a litologia do meio. Foi necessário o emprego de métodos mais rigorosos para o processamento dos sismogramas para obter as velocidades intervalares, como por exemplo: a inversão da amplitude de onda (AVO), e a inversão tomográfica. O importante é conhecer qual destes modelos e/ou métodos é o mais confiável, e quão sensível é a

pressão de poros às pequenas variações de velocidade intervalar. Alguns dos pesquisadores que desenvolveram seus modelos de previsão de pressão de poros com base nessas velocidades são: Kan e Herbert (2001, apud Kan et al. (2002)), Dutta (2002), Sayers et al. (2002a), Doyen et al. (2004), entre outros.

Posteriormente alguns destes modelos foram aplicados junto a análises probabilísticas baseadas nas incertezas dos parâmetros de medição e nas constantes de cada modelo. Nos últimos cinco anos, têm sido desenvolvidas pesquisas que relacionam a previsão de pressão de poros com análises probabilísticas, com o objetivo de apresentar os resultados dentro de uma faixa de segurança. Atualmente algumas técnicas permitem atualizar dados ou parâmetros, através de medições feitas durante a perfuração MWD, LWD, SWD (Seismic While Drilling), com a finalidade de reduzir as incertezas. Até hoje os pesquisadores continuam num esforço por melhorar os modelos de previsão de pressão de poros, modelos probabilísticos, e sobretudo a luta constante dos geofísicos por conseguir as velocidades intervalares mais próximas às velocidades das rochas ou das formações.

Existem também pesquisas interessadas em fazer a previsão de pressão de poros em rochas reservatório, como Carcione et al. (2002), Carcione et al. (2003), aonde se utilizam modelos mecânico – físicos utilizando correlações com outros parâmetros geofísicos.

Finalmente, tem-se pesquisas que na atualidade já se aplicam ou ainda estão sendo desenvolvidas, entre elas: obtenção das velocidades intervalares na frente da broca (Vertical Seismic Profile – VSP), técnicas para obter velocidades abaixo de sal e basaltos, melhor entendimentos sobre outros mecanismos de geração de sobrepressão, e melhores métodos para a modelagem de bacias para a previsão de pressão de poros.

1.2.Objetivos

Este trabalho possui os seguintes objetivos:

– Reunir os principais métodos de previsão de pressão de poros em folhelhos, apresentando suas vantagens e desvantagens. Assim mesmo, reunir os principais mecanismos de geração de sobrepressão, reunir técnicas para detectar pressões anormais, e mostrar os fluxos de trabalho utilizados para a previsão de pressão de poros desenvolvidos por companhias internacionais de petróleo.

– Fazer uma discussão sobre os parâmetros usados nos modelos Eaton (1975) e de Bowers (1995), em relação às incertezas existentes.

– Avaliar os resultados da comparação de 4 modelos de previsão de pressão de poros feitos num mesmo poço, localizado na bacia do Golfo de México (base de dados do pacote computacional Predict), e utilizando medições MDT para a calibração de cada modelo.

– Avaliar os resultados de uma análise probabilística utilizando a simulação de Monte Carlo e o modelo de Eaton (1975). Aplicação feita sobre uma bacia sedimenta internacional e usando o pacote computacional Predict. – Avaliar os resultados da aplicação de modelo de Eaton em 3D; usando o

Trend de Bowers e cubos de dados físicos obtidos por interpolação espacial ponderada a partir de registros de poços. Os resultados serão avaliados usando os registros de peso da lama utilizada no processo construtivo de 5 poços localizados numa mesma bacia sedimentar. – Um objetivo complementar é mostrar o uso e a importância da sísmica na

previsão da pressão de poros.

1.3. Importância

O conhecimento quantitativo das pressões de poros antes e depois da perfuração apresenta benefícios em duas etapas:

Perfuração

– Segurança do pessoal que trabalha em plataforma. – Economia, redução dos gastos.

– Permite utilizar o peso ideal da lama ou fluido de perfuração, com dois objetivos: (a) evitar desmoronamentos, aprisionamento da coluna de perfuração; (b) evitar que o peso da lama frature a formação rochosa, manifestando-se em perdas de circulação da lama.

– O conhecimento das pressões de poros junto às pressões de fraturamento permite otimizar o programa de revestimento do poço, incluído a profundidade das sapatas.

– Otimização das operações de construção do poço, baseadas nas estimativas de geopressões.

Exploração

– Permite avaliar a efetividade das formações selantes.

– Mapeamento das trajetórias de migração dos hidrocarbonetos. – Identificação de compartimentos.

1.4.Contribuição

Uma das contribuições do presente trabalho é apresentar uma bibliografia cronológica dos avanços na previsão de pressão de poros em folhelhos, através de dados de perfilagem ou de perfils obtidos por inversão sísmica. Algo importante para o entendimento das sobrepressões é conseguir entender os diferentes mecanismos de geração de pressão de poros, portanto se apresenta um esquema atualizado dos diversos mecanismos de geração, incluindo os mecanismos de variação lateral de pressão de poros. Desta forma é possível avaliar a importância do lugar onde são feitas as medições RFT, (Repeat Formation Test) entre outras, que mesmo sendo feitas sobre arenitos, podem ser correlacionados sobre formações de folhelhos. Este assunto está amplamente vinculado aos processos de calibração dos diferentes modelos de previsão, e ao efeito Centróide.

A revisão bibliográfica permite-nos apresentar, aplicar e discutir sobre a escolha de parâmetros nos modelos de Eaton e Bowers; difiniendo-se as incertezas existentes num processo de calibração dos gradientes de pressão de poros. Este assunto é complementado com uma análise de sensibilidade dos parâmetros correspondentes para cada modelo.

Foram analisados e comparados 4 modelos de previsão de pressão de poros, mostrando suas incertezas e as vantagens de uma análise probabilística. Desta forma, foi descrita e aplicada, a metodologia empregada pela Knowledge Systems, através de seu software Predict v.11, para fazer uma análise de incertezas através da técnica de Monte Carlo, mostrando como identificar os parâmetros com maior incerteza, e como selecionar uma função de distribuição de probabilidade (PDF) corretamente.

Finalmente, a aplicação de Eaton em 3D através de cubos obtidos por interpolação espacial ponderada, e o Trend de Bowers 3D, permite observar sua aplicabilidade como uma técnica para identificar zonas de maior e menor risco de sobrepressão.

1.5.Escopo da Pesquisa

Este trabalho divide-se em seis capítulos, no presente descreve-se o problema a solucionar, a importância de resolver o problema, e as contribuições obtidas como resultado da pesquisa.

O segundo capítulo corresponde à revisão bibliográfica, onde serão destacadas as maiores contribuições relacionadas ao assunto; onde pode-se observar os mecanismos de geração de pressão de poros, os modelos de previsão, o conceito do Centróide, técnicas para reconhecer a presença do mecanismo da expansão de fluidos, uma descrição do uso da sísmica na previsão da pressão de poros, e uma recompilação de fluxos de trabalho (workflows) usados em 4 companhias internacionais de petróleo.

Aplicações dos modelos de Eaton (1975), Bowers (1995), Kan e Swan (2001), e Doyen et al. (2004) são desenvolvidos no terceiro capítulo. Apresenta-se uma discussão sobre as incertezas dos parâmetros nos modelos de Eaton e de Bowers, assim como dos registros de medição (perfilagem). Além disso, são mostrados os resultados de uma análise de sensibilidade dos modelos de Eaton e Bowers para mostrar os efeitos das variações de seus parâmetros e suas influências nos resultados da previsão.

No capítulo 4 se realiza uma análise probabilística ao longo de um poço projeto com o objetivo de apresentar os resultados da previsão de pressão de poros, dentro de intervalos de confiança e atingir planos de contingência antes da perfuração do poço. O modelo de previsão de Eaton (1975) foi usado junto à simulação de Monte Carlo; a qual foi descrita junto às incertezas das medições de perfilagem, base de dados empregada, e às hipóteses assumidas. Como ferramenta de cálculo se usou o módulo de incertezas do pacote computacional Drillworks Predict.

No capítulo 5 desenvolve-se uma aplicação tridimensional de previsão de pressão de poros através do modelo de Eaton e o Trend de Bowers. Aqui se descreve e se aplicam técnicas de interpolação espacial ponderada partindo de registros de poços; com o objetivo de obter cubos de parâmetros físicos e poder utilizar-los num modelo de previsão. Esta aplicação obteve resultados satisfatórios, a partir de um ponto de vista qualitativo, identificando zonas de maior e menor risco de encontrar sobrepressões.

Finalmente, o capítulo seis resume as principais conclusões do trabalho, além de algumas sugestões para futuras pesquisas. O trabalho é complementado com a bibliografia utilizada no desenvolvimento da tese. Existem muitas pesquisas que não foram possíveis revisar pelo tempo disponível, embora se espera haver atingido com os objetivos, apresentando um documento que sirva de referência tanto para estudantes como para profissionais.

2

Revisão Bibliográfica

2.1. Pressões de poros anormais

A pressão de poros representa a pressão de um fluido nos poros dos sedimentos. Segundo Mouchet e Mitchell (1989), existem três categorias de pressão de poros: pressão hidrostática ou normal (pn), pressão anormal negativa

ou subnormal (<pn), e pressão anormal positiva ou sobrepressão (>pn).

Atualmente, quando se fala de pressão anormal ou de sobrepressão, referi-se às pressões positivas. Em alguns textos confunde-se o termo geopressão com a sobrepressão, mas na realidade geopressões agrupa outras pressões existentes na terra (como seu próprio nome diz), além da pressão de poros. Para o presente trabalho define-se sobrepressão como o excesso de pressão acima da pressão hidrostática.

Define-se também pn como a pressão exercida por uma coluna estática de

um fluido, portanto ela é função da altura da coluna, da interconexão dos poros da formação e das propriedades dos fluidos presentes. Sendo assim, ocorrem determinados fenômenos que incrementam as pressões de poros, condicionados pelos mecanismos que geram o excesso de pressão de poros, pela permeabilidade da rocha, o tipo de fluido e o tempo geológico. Segundo Swarbrick e Osborne (1998), estes quatro fatores conceitualizam às sobrepressões como um estado de desequilíbrio resultante da retenção dos fluidos, e a permeabilidade é um dos principais controladores da sua presença e distribuição. A efetividade do entorno selante representa um fator essencial para a existência ou manutenção da pressão anormal, comumente chamada como grau de confinamento; o qual representa a resistência à expulsão do fluido da formação.

As sobrepressões são um problema para o processo construtivo da perfuração de poços tanto em bacias jovens como antigas (desde o Pleistoceno até o Cambriano), de natureza clástica ou carbonítica. Hunt (1990, apud Law et al. (1998)) menciona 180 bacias do mundo onde se apresenta este fenômeno, e a localização de algumas delas aparecem na figura 1 (Onshore: cor verde. Offshore: roxo. Áreas em cor vermelha representam a distribuição –referencial-

das zonas com pressões anormais na Terra. Números adjacentes representam informação adicional observada na tabela 1), junto com uma breve descrição na tabela 1. Além disso, existem outras regiões ainda não reportadas ou identificadas na literatura.

Figura 1 Identificação das bacias sedimentares no mundo. (Modificado de: Schlumberger; Law e Spencer, 1998).

Segundo a figura 1, supõe-se inicialmente que a maior distribuição de pressão de poros anormais acontece no hemisfério norte. Porém Law e Spencer (1998) indagam que isto se deve simplesmente à ampla gama de estudos efetuados nesta região.

Falcão (2002) e outros autores observam que a procura dos hidrocarbonetos se orienta para offshore, portanto se incrementam as magnitudes das lâminas de água (water depth); e conseqüentemente as formações do sobsolo apresentem gradientes de fratura mais baixos, as quais são originadas pelos menores gradientes de sobrecarga (overburden gradient, OBG). Esta tendência origina outros problemas, como o mencionado por Dutta (2002), no caso da área do Mississipi (USA), onde são observadas sobrepressões nos sedimentos numa profundidade de 300 a 900 pés abaixo do fundo do mar. Esta tendência indica que cada vez se faz mais difícil a previsão de pressão de poros através das metodologias que se baseiam unicamente no fenômeno da subcompactação e que aplicam a linha de tendência normal como

Tabela 1 Regiões no mundo com geopressões e seus principais atributos. (Law e Spencer, 1998)

Bacia - Região N° Idade da Rocha c / pressão anormal Sistema de deposição Prof. (m) topo da geopressão Gradiente máximo psi/ft Selante Fase Pressão fluido Causa (*) (**) (***) (+)

Alaska USA 1 Cretáceo m 3000 0.84 - -

-Beaufort Canadá 2 Paleozóico, Terciário d 2000-5000 0.85 fa a/g

-Alberta Canadá 3

Triásico, Jurásico e

Cretácio d, m, marg >1000 - wb g HC

Jeanne d´ Arc

Canadá 4 Jurássico m 2900-4600 0.99 fo a/g

-Scotian Shell

Canadá 5 Jurássico d >4500 0.87 - - CD/HC

Columbia USA 6 Terciário f 2700-3000 0.8 wb g HC

Willinston USA 7 Devoniano m 2740 0.73 - o HC

Powder River

USA 8 Cretáceo m 3000 0.8 wb g HC

Big Horn USA 9 Cretáceo f,m 3350 >0.6 wb g

-Wind River USA 10

Carbonífero, Cretáceo,

Terciário m,f variable 0.8 wb / fo g HC

Greater Green

River USA 11 Terciário, Cretáceo m, d, f 2440 0.9 wb g HC

Piceance USA 12 Carbonífero, Cretáceo f,m 1830-2440 0.82 wb g HC

Uinta USA 13 Terciário L, f 3000 0.83 wb o HC

Sacramento USA 14 Cretáceo, Terciário f,d 1190-3050 0.85 - g TC/AE

Anadarko USA 15 Carbonífero f,d,m 2740-3050 0.9 dia g HC/O/CD

Appalachian USA 16 Siluriano f,d,m >750 - wb g HC

Gulf Coast USA 17

Jurássico, Cretáceo,

Terciário m,d 1800-4875

perto da

litostática fo o/g/a CD/HC

Trinidad - West

Indian 18 Cretáceo - Terciário m,d 460-3650 0.95 fa / fo a/g/o

-North Sea 19

Triássico, Jurássico,

Cretáceo, Terciário f,m >1800 0.87

marls, fo, fa, argilito o/g/a

CD/HC/TC/A E

Bekes Hungría 20 Terciário f, d, L >1800 0.86 - g/a/c CD/HC/CO2

Adriatic Italia 21 Terciário turbidídico >2300

perto da

litostática fa/ fo a/g/o CD

Nile Delta Egipto 22 Jurássico, Terciário

Pre-Terc.: m,f

Terciario: d,m 520-3700 0.89 e / fo / fa g/a/c/o CD/AE/HC Niger Delta

Nigeria 23 Terciário d >2740 - fo a+g CD

Timan Pechora

Rusia 24

Devoniano, Carbonífero,

Permiano m,d,f >300 - fo / e / wb o/g/a HC Dnieper-Donets-

Donbas/ Ucrania 25 Carbonífero m, paludal 450-4500 0.79

wb dia / e g HC South Caspian Kazachstan 26 Terciário flysch & molasse >1000 0.85 fo a/g CD Potwar Plateau Pakistan 27 Paleozoico - Neogoceno m,f,d 60-300 0.7 -Neog. = a. PN.o/g/a Neog.: CD Pre Neog.: HC/AE/TC Sichuan

China 28 Permiano, Triásico m - 0.93 carbonato g TC/O/TC

Nagaoka Plain

Japón 29 Terciário vulcânico >1400 0.69 argilito o/g/a CD

Mahakam Delta

Indonesia 30 Terciário m,d 3500-4000 0.87 fo a/g CD

Dampier

Australia 31 Jurássico - Cretáceo - >875 0.85 - - CD/MT

Abreviaturas (*): d=deltaico, f=fluvial, L=lacustre, m=marino, marg=marginal. Abreviaturas (**): dia=diagénesis, e=evaporito, fa=falha, fo=folhelho, wb= water block. Abreviaturas (***): a=água, c=condensado, g=gás, o=óleo.

Abreviaturas (+): CD= Compaction Disequilibrium, HC=Hydrocarbon Generation, AE=Aquathermal Expantion, TC= Tectonic Compression, O= Ósmosis, MT= Mineral Transformation, CO2= Carbon Dioxide Generation.

parte da solução. É importante mencionar que as NTL variam de poço para poço ainda que estando numa mesma minibacia e a mesma geologia (Dutta, 2002).

As primeiras pesquisas para a previsão de pressão de poros estão baseadas no fenômeno da subcompactação e são recomendadas pelos autores para bacias da era Terciária. Abaixo destas formações, é provável que a geração de excessos de pressão de poros, seja originada além da subcompactação, pelo fenômeno de expansão de fluidos. Podem-se citar como exemplos as sobrepressões geradas por acumulações de hidrocarbonetos em sua fase gasosa (como acontece nas bacias de Sichuan, China; Timan-Pechora, Rússia; Chaco, Bolívia; etc.). Todas estas bacias apresentam em comum a sua idade geológica, entre 245 – 536 milhões de anos, bacias muito antigas onde o hidrocarboneto se encontra na fase gasosa, como resultado da maturação do kerogênio (metagênese).

2.2. Fenômeno da Sobrepressão: O Sistema

As sobrepressões têm muitas origens, as quais foram estudadas principalmente por Fertl et al. (1977), Mouchet e Mitchell (1989), Swarbrick e Osborne (1998), Shaker (2002), entre outros. Swarbrick e Osborne (1998) conceitualizam à sobrepressão como uma retenção de fluidos, de tal forma que as pressões anormais são o resultado da interação de quatro fatores: (a) mecanismos geradores de pressão de poros, (b) tipo de fluido, (c) permeabilidade da rocha e (d) tempo geológico. Neste trabalho define-se à geopressão, como o resultado de um sistema integrado por processos desenvolvidos em tempos geológicos. É importante diferenciar dois grupos de mecanismos geradores, que assim como existem mecanismos que geram sobrepressão, também existem mecanismos que podem gerar compartimentos isolados ou interligados, os mesmos que podem incrementar ou normalizar a pressão de poros respectivamente. Como resultado, a transferência de pressão está condicionada à forma dos depósitos sedimentares, às estruturas de comunicação e às formações que atravessam ou interligam. Esse segundo grupo de mecanismos geradores ou dissipadores da pressão de poros é diferenciado e definido como mecanismos de origem geotectônica. Este grupo ajudará a justificar as diferenças de pressão de poros entre o previsto e o medido e, sobretudo as variações laterais de pressão de poros. A seguir, descrevem-se os componentes deste sistema, depois são detalhados os principais mecanismos que causam o excesso de pressão de poros, e finalmente

são descritos alguns possíveis casos ou condições da geotectônica; que basicamente corresponde à contribuição de Selim Shaker (2002). A figura 2 apresenta o sistema descrito e seus componentes, onde o resultado final é a sobrepressão.

Figura 2. Sistema da sobrepressão. (Modificado de Swarbrick e Osborne, 1998).

A sobrepressão é um estado de desequilíbrio entre a dissipação e a retenção de fluidos, o qual depende da evolução do sistema. Os processos que controlam esta evolução são descritos a seguir.

2.2.1. Mecanismos geradores de pressão de poros – Uma visão geral

Swarbrick e Osborne (1998) agrupam os mecanismos geradores do excesso de pressão de poros em três categorias:

1. Mecanismos relacionados às tensões: desequilíbrio na compactação e tensões de origem tectônica.

2. Incremento do volume de fluido: incremento da temperatura, transformações minerais, geração de hidrocarbonetos, maturação do kerogênio.

3. Movimento de fluidos e flutuabilidade de hidrocarbonetos: osmose, carga hidráulica e flutuabilidade devido ao contraste de densidades.

O mecanismo base, gerador do excesso da pressão de poros é a subcompactação, a qual impede a normal dissipação dos fluidos presentes nos poros da formação, portanto frente a um incremento de sobrecarga, as tensões efetivas permanecem constantes entanto que as pressões de poros se incrementam. Quando outro mecanismo está presente, além do anterior, como a expansão de fluidos, se apresentam incrementos de volume de fluidos que acrescentam mais ainda a pressão anormal existente nos poros da formação. Esse tipo de sobrepressões é conhecido como “sobrepressões altas” (high

Mecanismos Geradores Tipo de Fluido Permeabilidade da rocha Mecanismos Geotectônicos SOBREPRESSÃO

overpressure) devido que podem alcançar magnitudes perto das tensões de sobrecarga (PP ≥ 80%S) Na presença desse último mecanismo, as tensões efetivas já não são mais constantes, existe uma redução delas, como conseqüência da transformação de parte da matéria sólida sob efeitos da pressão e temperatura. A figura 3 mostra estes mecanismos e seus efeitos sob as tensões efetivas e as pressões de poros.

Figura 3 Efeitos da subcompactação e a expansão de fluidos nas tensões efetivas. O primeiro não gera sobrepressões muito altas, acontecendo o contrário com a presença da expansão de fluidos. (Bowers, 2002)

2.2.2. Tipo de fluido

Basicamente, refere-se ao contraste de densidades dos fluidos em suas três possíveis fases: água, óleo e gás, podendo estar presentes numa rocha reservatório (arenito) isolada por rochas de menor porosidade (folhelho) em condições normal ou anormalmente pressurizadas. O contraste de densidades gera um incremento da pressão de poros em direção para a crista do reservatório, tornando a flutuabilidade dos fluidos num mecanismo de geração de pressão de poros de ordem local.

2.2.3. Permeabilidade

A permeabilidade está relacionada às porosidades efetivas da formação e às propriedades físicas dos fluidos presentes. O contraste desta propriedade numa formação obedece a uma retenção ou fluxo dos fluidos presentes; originando-se um comportamento selante ou permeável respectivamente. O

aprisionamento dos fluidos conduz às pressões anormais, controlados por valores baixos de permeabilidade, comumente apresentados em folhelhos, evaporitos e rochas carbonáticas bem cimentadas (Swarbrick e Osborne, 1998).

2.2.4. Condições da geotectônica

É importante para um analista de geopressões poder diferenciar dois ambientes no subsolo marinho. A figura 4 apresenta no topo uma região normalmente pressurizada correspondente aos gradientes hidrostáticos e dominados por atividades hidrodinâmicas. Na base da mesma figura, apresenta-se um sistema sobrepressurizado de compartimentos, onde os gradientes de pressão de poros variam segundo as propriedades físicas da formação, além das condições de contorno que governam o meio. A linha divisória destas duas regiões é conhecida como linha de início da retenção de fluidos.

Figura 4 Divisão do subsolo segundo as condições de pressão de poros. (Shaker, 2002).

Considera-se importante mencionar que na região normalmente pressurizada podem-se encontrar aqüíferos pressurizados, os quais são geradores de grandes perdas de dinheiro no processo construtivo do poço e que são conhecidos por gerar problemas tipo shallow water flow.

Na figura 5 mostra-se que os gradientes de pressão de poros podem variar bruscamente quando se tem uma seqüência de arenitos e folhelhos. Por esta razão, comumente os blow-outs e kicks, acontecem nas zonas de interface entre folhelhos e arenitos. Pode-se perceber que as medições de pressão de poros “in situ” devem ser feitas em arenitos delgados, para poder calibrar os resultados da previsão (maiores detalhes, na seção 2.5).

Figura 5 Variação da pressão de poros em compartimentos pressurizados de arenitos e folhelhos. (Shaker, 2002)

Existem mecanismos geológicos de origem sedimentar e estrutural (ambos estudados pela geotectônica), vinculados à geometria dos depósitos como é mostrado na figura 6, e à presença de falhas, mostrado na figura 7. A geologia estrutural também estuda a presença dos domos salinos, sua influência pode manifestar-se através de arenitos conectados ao domo salino provocando uma regressão da pressão de poros como é observado na figura 8, e por outro lado estão as zonas de falhamento (Rubble Zone) ao redor do domo salino provocado pela intrusão do domo na formação, aonde se geram compartimentos isolados, aprisionamento de fluido(s) e possíveis incrementos da pressão de poros.

Figura 6 Progressão e regressão da pressão de poros, produzida pela geometria das camadas. Observar a comunicação entre as duas camadas e o decaimento da pressão de poros. (Shaker, 2002).

Figura 7 Comunicação entre compartimentos através de uma superfície de falha. (Shaker, 2002)

Figura 8 Corpo de arenito em comunicação com o corpo salino, produzindo uma trajetória de fluxo de fluido e a regressão da pressão de poros no arenito. (Shaker, 2002)

O isolamento ou a comunicação de arenitos são os responsáveis pelo decaimento lento ou rápido (relativamente) da pressão de poros na formação de folhelhos; observados nas figuras 9 e 10 respectivamente. Ressalta-se o seguinte: (a) na interface das formações, ambas pressões de poros estão em equilíbrio, tanto para casos de transferência lenta como rápida; (b) a pressão de poros tanto em arenitos como em folhelhos é variável no tempo geológico até alcançar o equilíbrio; e (c) podem existir variações significativas de pressão de poros em ambas formações, dependendo do isolamento e da geometria dos compartimentos. Swarbrick e Osborne (1998) descrevem este fenômeno como “transferência de pressão”, o qual é definido como a redistribuição do excesso da pressão de poros, e é considerado como um mecanismo de controle. A transferência de pressão é diretamente proporcional à permeabilidade da rocha e/ou estruturas de comunicação, e acontecem em intervalos de tempo geológico.

Figura 9 Decremento lento da pressão de poros no folhelho em tempos geológicos. Compartimentos isolados não produzem grandes mudanças entre a Pfolh e a Paren.

Figura 10 Decaimento rápido da pressão de poros na formação selante, produzido por um arenito interconectado. Existem mudanças significativas entre a Pfolh e a Paren.

No caso de arenitos muito inclinados, de pouca extensão lateral e inseridos em folhelhos, existem variações laterais da pressão de poros entre a rocha selante e a rocha reservatório. Ver seção 2.5.

2.3. Descrição dos mecanismos geradores de sobrepressão

Neste item apresentam-se os principais mecanismos geradores do excesso de pressão de poros.

2.3.1. Desequilíbrio na compactação (tensão vertical de sobrecarga)

Mecanismo predominante em bacias sedimentares jovens, comuns do período Paleogeno (pertencente à Sub Era Terciária, segundo o ICS, International Commission on Stratigraphy). Esse fenômeno está vinculado ao tipo de sedimento e à velocidade de deposição dos mesmos; ambos definem uma dissipação normal ou restringida dos fluidos presentes nos poros, obtendo-se como resultados pressão de poros normais ou anormais respectivamente.

Como resultado deste mecanismo, gera-se também porosidades anormais ou densidades anormalmente baixas. Portanto, zonas de altas velocidades de deposição de sedimentos argilosos (como por exemplo: formações deltaicas recentes, margens continentais passivas, zonas de subducção, etc.), provocaram o desequilíbrio da compactação normal. Para que este fenômeno seja desenvolvido, deve ser preservado um valor mínimo da φ; Ward et al (1995) pesquisaram bacias no Mar do Norte, e concluíram que porosidades maiores de 30% devem ser preservadas para serem consistentes com este fenômeno. Isto não representa uma regra, devido que existem muitos exemplos de folhelhos sobrepressurizados de altas densidades. Segundo Yassir (1996), cada mecanismo de geração de sobrepressão gera valores diferentes de porosidade; portanto, a previsão de pressão de poros deve ser feita em relação ao mecanismo de geração da pressão de poros.

Para Bowers (1995), a subcompactação depende da compressibilidade relativa da rocha matriz e do fluido que preenche os poros. Se a compressibilidade da rocha matriz é maior que do fluido, os incrementos de sobrecarga serão suportados pelos fluidos, assim a subcompactação gerará sobrepressões em profundidades rasas onde as formações sejam moles (formações jovens).

2.3.2. Tectonismo (tensões de compressão lateral)

Participam os mesmos princípios que o caso anterior, sendo a causa a compressão lateral originada por tensões de origem tectônica.

Mouchet e Mitchell (1989) afirmam que a atividade tectônica pode ter uma variedade de efeitos de acordo com o caso em análise: (a) alívio e/ou redistribuição de pressões, (b) falhas e fraturas (selantes ou reservatórios), (c) tectonismo associado às velocidades de sedimentação e ao tipo de sedimento, e finalmente (d) as áreas de subducção onde os sedimentos argilosos depositam-se mais rápido e as placas tectônicas convergem. Pode-depositam-se resumir que tensões de extensão geram fraturas e possíveis dissipações de pressão de poros. As tensões de compressão podem facilitar ou dificultar a expulsão de fluidos.

Um sedimento está sujeito ao cisalhamento através da atividade tectônica e das magnitudes das pressões de poros existentes na formação. Isto acontece porque o esqueleto da rocha é reacomodado por tensões cisalhantes, resultando na transferência de carga desde os grãos até os fluidos que preenchem os poros, com pequenas variações volumétricas (Yassir e Bell, 1996). Portanto,