iCORRELAÇÕESDINÂMICO-ESTÁTICASDERESISTÊNCIADEARENITOSDORESERVATÓRIODECHICONTEPEC-MÉXICOGilmaraAlexandreFelipedaSilvaDissertaçãodeMestradoapresentadaaoProgramadePós-graduaçãoemEngenhariaCivil,COPPE,daUniversidadeFederaldoRiodeJaneiro,comopartedosrequisitos

CORRELAÇÕES DINÂMICO-ESTÁTICAS DE RESISTÊNCIA DE ARENITOS DO RESERVATÓRIO DE CHICONTEPEC-MÉXICO

Gilmara Alexandre Felipe da Silva

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

Orientadora: Anna Laura Lopes da Silva Nunes

`

Rio de Janeiro

Dezembro de 2013

CORRELAÇÕES DINÂMICO-ESTÁTICAS DE RESISTÊNCIA DE ARENITOS DO RESERVATÓRIO DE CHICONTEPEC-MÉXICO

Gilmara Alexandre Felipe da Silva

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

Examinada por:

___________________________________________________

Prof. Anna Laura Lopes da Silva Nunes, Ph.D.

___________________________________________________

Prof. Claudio Rabe, D.Sc.

___________________________________________________

Prof. Paulo Couto, Dr.Eng.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

DEZEMBRO DE 2013

Silva, Gilmara Alexandre Felipe da

Correlações dinâmico-estáticas de resistência de arenitos do reservatório de Chicontepec-México/ Gilmara Alexandre Felipe da Silva. – Rio de Janeiro:

UFRJ/COPPE, 2013.

XVI, 139 p.: il.; 29,7 cm.

Orientadora: Anna Laura Lopes da Silva Nunes

Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/ Programa de Engenharia Civil, 2013.

Referências Bibliográficas: p. 106 – 112.

1. Arenitos de reservatórios. 2. Perfilagem de poços. 3.

Correlações dinâmico-estáticas de resistência. I. Nunes, Anna Laura Lopes da Silva. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Civil.

III. Título.

A minha mãe e ao meu irmão...

AGRADECIMENTOS

Eu precisaria escrever uma nova dissertação só de agradecimentos se eu fosse agradecer a todos que me ajudaram diretamente e indiretamente ao longo de todo o meu Mestrado.

Mas como só possuo um pequeno espaço, vou tentar expressar em poucas palavras meu profundo agradecimento a todos.

Inicio agradecendo a Deus, pois sem Ele, eu não estaria aqui. Ele que esteve ao meu lado nos momentos difíceis e me deu forças para não desistir do meu sonho. Obrigada!

A minha mãe Denise e ao meu irmão Thomaz que estão ao meu lado todos os dias, me ajudando nas minhas dúvidas e me acalmando nas minhas ansiedades. Ao meu pai Roberto, a sua esposa Gabriela e ao meio-irmão Leo, que mesmo não estando ao meu lado todos os dias, estão sempre apoiando as minhas decisões.

À minha orientadora, professora Anna Laura, pela paciência, atenção e por compreender meu jeito de ser. O seu profissionalismo e dedicação são ensinamentos que todos devem seguir. Meu muitíssimo obrigado ao meu co-orientador e amigo de trabalho Claudio por acreditar em mim e aceitar me orientar. Sem sua ajuda junto a PEMEX, esse trabalho não teria sido concluído em curto tempo.

A todos os amigos da Baker Hughes, pelo apoio, ajuda e incentivo nesses dois anos de Mestrado. Vocês contribuíram para que esse sonho se tornasse realidade.

À PEMEX pela disponibilização e permissão de utilização dos dados, pois sem isso, o desenvolvimento deste trabalho teria sido comprometido.

A todos os colegas e professores da COPPE pelo convívio ao longo do curso, incentivo e amizade.

A concretização desta dissertação marca o fim de um importante ciclo da minha vida. A

todos que estiveram ao meu lado e acreditaram em mim...Muito obrigada!

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

CORRELAÇÕES DINÂMICO-ESTÁTICAS DE RESISTÊNCIA DE ARENITOS DO RESERVATÓRIO DE CHICONTEPEC-MÉXICO

Gilmara Alexandre Felipe da Silva Dezembro/2013

Orientadora: Anna Laura Lopes da Silva Nunes Programa: Engenharia Civil

A Bacia de Chicontepec possui grandes problemas de instabilidade de poço e um histórico de ineficiência no fraturamento hidráulico. Por isso, a obtenção de informações sobre a avaliação da resistência da rocha é essencial para a análise de instabilidade e recuperação de poços. Esta pesquisa teve como finalidade avaliar as relações entre a resistência à compressão uniaxial e as características petrográficas, físicas e mecânicas do arenito reservatório, de modo a desenvolver correlações simples obtidas principalmente de parâmetros de fácil aquisição na rotina de exploração de poços de petróleo. O principal objetivo desta pesquisa é analisar o emprego de correlações da literatura aos resultados dinâmicos e estáticos de perfilagens e ensaios de laboratório realizados especialmente nos arenitos da Bacia de Chicontepec no México.

Analisando as correlações semi-empíricas entre os ensaios de resistência à compressão

em laboratório e dados de perfilagem dos poços selecionados foi possível propor

correlações adequadas e representativas para a área estudada. Também foi possível

obter novas correlações entre parâmetros físicos e mecânicos obtidos em ensaios de

laboratório com propriedades estimadas de perfilagens de poços, destacando-se o

módulo de Young, porosidade e tempo de trânsito. Igualmente foi desenvolvida uma

nova correlação para os arenitos reservatórios em função da microestrutura dos grãos.

Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)

DYNAMIC-STATIC CORRELATIONS OF SANDSTONES STRENGTH FROM CHICONTEPEC RESERVOIR - MÉXICO

Gilmara Alexandre Felipe da Silva December/2013

Advisor: Anna Laura Lopes da Silva Nunes Department: Civil Engineering

The Chicontepec Basin has large problems with well instability and a history of

inefficiency in hydraulic fracturing. Therefore, obtaining information on the evaluation

of the rock strength is essential for the analysis of wells instability and recovery. This

study aimed to evaluate the relationship between uniaxial compressive strength and

petrographic, physical and mechanical characteristics of sandstone reservoir in order to

develop simple correlations mainly parameters easily obtainable in routine operation of

oil wells. The major objective of this research is to analyze the use of correlations of

literature for dynamic and static results of logging and laboratory tests carried out

especially in the sandstones of Chicontepec Basin in Mexico. Analyzing the semi-

empirical correlations between compressive strength laboratory tests results and wells

log data was possible to propose appropriate and representative correlations for the

studied area. It was also possible to obtain new correlations between physical and

mechanical laboratory parameters with the wells properties estimated, with emphasis on

the Young’s modulus, porosity and transit time. Also developed a new correlation for

sandstone reservoirs based on the grains microstructure.

SUMÁRIO

1 - INTRODUÇÃO ... 1

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ... 1

1.2 OBJETIVO DA PESQUISA ... 2

1.3 ESCOPO DA PESQUISA ... 3

2 - PROPRIEDADES E CORRELAÇÕES DE ARENITOS DE RESERVATÓRIO... 4

2.1 PROPRIEDADES ESTÁTICAS DE ROCHAS SEDIMENTARES ... 4

2.1.1 RESISTÊNCIA À COMPRESSÃO UNIAXIAL (UCS) E CONSTANTES ELÁSTICAS... 5

2.1.2 RESISTÊNCIA À COMPRESSÃO TRAIXIAL E CONSTANTES ELÁSTICAS... 9

2.1.3 MICROESTRUTURAIS E MINERALÓGICOS ... 12

DIFRAÇÃO DE RAIOS-X PELO MÉTODO DE PÓ... 12

PETROGRAFIA EM LÂMINA DELGADA ... 13

MICROSCOPIA ELETRÔNICA DE VARREDURA (MEV) E ESPECTROMETRIA DE RAIOS-X POR DISPERSÃO EM ENERGIA (EDS) . 13 2.1.4 POROSIDADE E PERMEABILIDADE ... 14

2.2 PROPRIEDADES ELÁSTICAS DINÂMICAS ... 16

2.3 PERFILAGEM ... 17

2.3.1 PERFIL RAIOS GAMA (GR – GAMMA RAY) ... 18

2.3.2 PERFIL DENSIDADE ... 20

2.3.3 PERFIL ACÚSTICO – TEMPO DE TRÂNSITO ... 21

2.3.4 PERFIL NEUTRÔNICO... 26

2.4 RELAÇÕES EMPÍRICAS ENTRE RESISTÊNCIA E PROPRIEDADES FÍSICO–MECÂNICAS DE ROCHAS ... 29

3 - ÁREA DE ESTUDO... 37

3.1 ASPECTOS GERAIS DA BACIA DE CHICONTEPEC ... 37

3.2 HISTÓRIA PETROLÍFERA DA BACIA ... 40

3.3 MARCO GEOLÓGICO REGIONAL ... 42

3.4 ESTRATIGRAFIA ... 46

3.4.1 SISTEMA PETROLÍFERO ... 48

3.5 ESTUDOS COMPLEMENTARES REALIZADOS NA BACIA DE

CHICONTEPEC... 51

3.5.1 MODELO GEOMECÂNICO 3D DA BACIA DE CHICONTEPEC... 51

3.5.2 FÁCIES SEDIMENTARES TURBIDÍTICAS ... 54

3.5.3 OTIMIZAÇÃO DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO ... 55

3.5.4 DIAGÊNESE E PETROFÍSICA ... 57

3.5.5 IMPACTO DAS ROCHAS VULCÂNICAS RASAS NOS DADOS SÍSMICOS... 58

3.5.6 CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DOS ÓLEOS ... 62

4 - ANÁLISES E RESULTADOS ... 64

4.1 BANCO DE DADOS ... 65

4.2 TESTES MECÂNICOS... 66

4.2.1 ENSAIOS DE RESISTÊNCIA À COMPRESSÃO TRIAXIAL ... 67

4.3 MICROESTRUTURAIS E MINERALÓGICOS... 74

4.3.1 ANÁLISE MINERALÓGICA ... 75

4.3.2 MICROSCOPIA ELETRÔNICA DE VARREDURA (MEV) / PETROGRAFIA EM LÂMINA DELGADA ... 77

4.3.3 POROSIDADE E PERMEABILIDADE ... 82

4.4 ANÁLISES DE PERFILAGEM... 84

4.5 ANÁLISES DAS PROPRIEDADES ELÁSTICAS... 86

4.6 ANÁLISES DE EQUAÇÕES EMPÍRICAS DE RESISTÊNCIA À COMPRESSÃO UNIAXIAL ... 87

4.7 ANÁLISES DA GRANULOMETRIA PARA O COMPORTAMENTO DAS PROPRIEDADES DAS MICROESTRUTURAS ... 96

4.8 DISTRIBUIÇÃO PROBABILÍSTICA... 98

4.9 CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 101

5 - CONCLUSÕES E SUGESTÕES ... 103

5.1 CONCLUSÕES ... 103

5.2 SUGESTÕES PARA PESQUISAS FUTURAS... 105

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 107

1 - ANEXO I... 115

2 - ANEXO II ... 121

3 - ANEXO III... 139

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Representação esquemática do ensaio de compressão uniaxial (adaptado de Kalinski, 2011) ... 6 Figura 2.2 – Montagem para ensaio de rocha em compressão uniaxial (PEMEX, 2010).6 Figura 2.3 – Curva típicas de rochas em ensaios de compressão uniaxial e triaxial com confinamento reduzido (Nunes, 2006). ... 7 Figura 2.4 – Módulo de elasticidade tangente a 50% da tensão de ruptura (Nunes, 2006).

... 8 Figura 2.5 – Módulo de elasticidade médio a 50% da tensão de ruptura (Nunes, 2006). 9 Figura 2.6 – Módulo de elasticidade secante a 50% da tensão de ruptura (Nunes, 2006).

... 9 Figura 2.7 – Ensaio de compressão triaxial... 11 Figura 2.8 – Representação esquemática das tensões e forças atuantes no ensaio triaxial.

... 11 Figura 2.9 – A difração de Raios-X pelo método de pó (Dutrow et al., 2013). ... 13 Figura 2.10 – Microscópio Eletrônico de Varredura, MEV (Hans-Jürgen et al., 1997). 14 Figura 2.11 – Exemplo esquemático de intervalos de medição para diferentes

ferramentas de perfilagem (Rocha & Azevedo, 2007). ... 17 Figura 2.12 – Perfil de espectroscopia de raios gama natural (Timur, 1982)... 19 Figura 2.13 – Ferramenta de perfilagem sônica (Rocha & Azevedo, 2007) ... 23 Figura 2.14 – Perfil de intervalo de tempo de transição das ondas compressional e cisalhamento (Timur, 1982). ... 24 Figura 2.15 – Poço Televiewer com indicação de fraturas com diferentes dips e

orientação (Timur, 1982)... 26 Figura 2.16 – Resposta de perfis de densidade e porosidade neutrônica termal

compensada em zonas de água, óleo e gás no poço da Nigéria (Timur, 1982)... 27 Figura 2.17 – Exemplo de identificação de zonas de hidrocarbonetos com perfis de neutrão e densidade (Rocha & Azevedo, 2007). ... 28 Figura 2.18 – Correlação entre resistência à compressão uniaxial e o intervalo do tempo de transito ou velocidade da onda (Chang et al., 2006)... 32 Figura 2.19 – Correlação entre resistência à compressão uniaxial e a módulo de Young (Chang et al., 2006). ... 32 Figura 2.20 – Correlação entre resistência à compressão uniaxial e a porosidade (Chang et al., 2006). ... 32 Figura 2.21 – Correlação entre resistência à compressão uniaxial (UCS) e ondas

compressionais (tempo de trânsito, DTc) e cisalhantes (DTs) para rochas carbonáticas (Prasad & Curry, 2009). ... 33 Figura 2.22 – Correlação entre resistência à compressão uniaxial (UCS) e tamanho médio do grão para rochas carbonáticas (Prasad & Curry, 2009). ... 34 Figura 3.1 – Área pesquisada por este estudo, Campo de Agua Fria e Corralillo

(PEMEX, 2010). ... 38

Figura 3.2 – Área de estudo (Arzate, 2011). ... 38

Figura 3.3 - Coluna Estratigráfica da Bacia Tampico-Misantla e da área do Paleocanal

de Chicontepec (Vargas, 2000). ... 39

Figura 3.4 - Paleo-canyons Terciários na Planície Costeira e Plataforma Continental no

Golfo do México (Carrillo, 1980)... 41

Figura 3.5 – Mecanismo de soerguimento e dobramento da Bacia Liássica de Huayacocotla durante o Mesojurássico e a Bacia Mesozóica do Golfo do México

(Vargas, 2000). ... 42

Figura 3.6 – Seção esquemática na porção central do México que ilustra as condições geológicas que prevaleciam no Paleoceno e a formação da bacia de antepaís, onde se efetuou a deposição das formações Velasco, Chicontepec Inferior e Chicontepec Médio (Vargas, 2000). ... 43

Figura 3.7 – Esquema geral da frente de deformação da Sierra Madre Oriental no início do Paleoceno (Deramond et al., 1993). ... 43

Figura 3.8 – Trajetória das correntes tributárias do Canal de Chicontepec e localização dos depósitos de Leque Submarino (Modificada de Treviño, 1995)... 44

Figura 3.9 – Seção Esquemática entre Palma Sola e El Abra que mostra a relação estratigráfica do preenchimento do Paleocanal com as sequências sobreposta (Vargas, 2000)... 45

Figura 3.10 – Carta de eventos da Bacia Tampico-Misantla (Roman et.al, 1996)... 48

Figura 3.11 – Seção regional da Bacia Tampico-Misantla (Roman et.al., 1996)... 50

Figura 3.12 – Poços de correlação com os horizontes usados para a criação do modelo geomecânico 3D de geomecânica da área estudada (Patiño et al., 2011). ... 52

Figura 3.13 – Correlação entre resistência à compressão e raios gama obtida do modelo 3D (Patiño et al., 2011)... 53

Figura 3.14 – Modelo 3D de resistência à compressão uniaxial (em psi) da bacia Patiño et al., 2011). ... 53

Figura 3.15 – Classificação de fácies turbidíticas da Bacia de Chicontepec (Mod. Mutti et al., 1972). ... 55

Figura 3.16 – Perfis de resistência à compressão, à tração e tenacidade da fratura (Rabe & Ortiz-Ramirez, 2010)... 57

Figura 3.17 – Projetos de dados sísmicos de Amatitlán: (a) Localização da Bacia de Chicontepec e (b) Localização das linhas sísmicas AA’ e BB’ (Pena et al., 2009). ... 60

Figura 3.18 – Resultados sísmicos do Projeto Amatitlán obtidos de: (a) Processamento de 2003 com a influência rochas vulcânicas rasas e (b) Processamento mais adequado de 2007 (Pena et al., 2009). ... 61

Figura 3.19 – Expressão sísmica das rochas vulcânicas na Bacia de Santos (Klarner, 2006)... 61

Figura 4.1 – Fluxograma desenvolvido para a pesquisa... 64

Figura 4.2 – Amostras utilizadas nos ensaios de compressão uniaxial (PEMEX, 2010). ... 67

Figura 4.3 – Relação entre a velocidade da onda e a densidade volumétrica para o poço C1. ... 70

Figura 4.4 – Relação entre os tempos de trânsitos da onda ultrassônicas P e S para o poço C1... 71

Figura 4.5 – Relação entre módulo de Young estático e densidade volumétrica... 73

Figura 4.6 – Relação entre coeficiente de Poisson estático e dinâmico e densidade volumétrica. ... 73

Figura 4.7 – Relação entre módulos de Young estático e dinâmico. ... 74

Figura 4.8 – Relação entre coeficientes de Poisson estático e dinâmico... 74

Figura 4.9 – Análise mineralógica obtidas de difração de raios-X do poço C10. ... 76

Figura 4.10 – Lâmina delgada com grãos de calcita e fragmentos líticos do CP25... 79

Figura 4.11 – Lâmina com fósseis do CP 14... 80

Figura 4.12 – Lâmina com detalhe de sobre crescimento do quartzo do CP 19. ... 80

Figura 4.13 –Natureza laminar do arenito do CP 1, indicando melhor qualidade do

reservatório na parte inferior do testemunho recuperado. ... 81

Figura 4.14 – Textura ordenada do arenito com bandas de argila do CP 19... 81

Figura 4.15 – Correlação entre porosidade e permeabilidade do poço C1... 82

Figura 4.16 – Perfil de raios gama do poço C13. ... 85

Figura 4.17 – Perfis de tempo de trânsito, densidade e a porosidade do poço C13. ... 85

Figura 4.18 – Perfis de coeficiente de Poisson (ν), módulo de cisalhamento (G), módulo de Young (E) e módulo da onda P (M) do poço C13. ... 87

Figura 4.19 – Resultado da calibração entre perfil e laboratório do poço C13. ... 88

Figura 4.20 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 obtidos das relações de Freyburg (1972), McNally (1987), Golf Coast e Fjaer et al., (1992). ... 90

Figura 4.21 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 obtidos das relações de Moos et al. (1999), Austrália, Golfo do México e em função de E... 90

Figura 4.22 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 obtidos das relações de Bradford et al. (1998), Vernik (1993) e em função de φ... 91

Figura 4.23 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 obtidos das relações de Baker Hughes, denominadas GMI – Browse, GMI – Jizba, GMI – Jizba-M. ... 91

Figura 4.24 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 obtidos das relações de Baker Hughes, denominadas GMI – Jizba-φ, GMI – SST Literature-φ e GMI – Hemlock... 92

Figura 4.25 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 obtidos das relações de Baker Hughes, denominadas GMI – Mechpro, GMI – Schlumberger e GMI – SST Literature-E... 92

Figura 4.26 – Perfis de resistência à compressão uniaxial do poço C13 calibrados com resultados de laboratório – Relações mais representativas... 93

Figura 4.27 – Análise de dispersão do resultado dos 30 perfis normalizados... 94

Figura 4.28 – Correlação entre UCS obtida das 3 equações com o tempo de trânsito... 95

Figura 4.29 – Correlação entre UCS obtida das 3 equações com a porosidade. ... 95

Figura 4.30 – Correlação entre UCS obtida das 3 equações com o módulo de Young.. 96

Figura 4.31 – Perfis de resistência à compressão uniaxial obtidos com as Equações 4.25 e 4.26 e resultados dos ensaios de compressão em laboratório para o poço C13... 97

Figura 4.32 – Análise de dispersão dos valores de resistência à compressão uniaxial obtidos com as Equações 4.25 e 4.26 e as três equações qualificadas e os valores de laboratório para o poço C13. ... 98

Figura 4.33 – Distribuição probabilística de resistência à compressão uniaxial estimada com a equação de McNally (1987)... 99

Figura 4.34 – Distribuição probabilística de resistência à compressão uniaxial estimada com a equação de GMI-Jizba-E... 99

Figura 4.35 – Distribuição probabilística de resistência à compressão uniaxial estimada com a equação de Bradford et al. (1998)... 100

Figura 4.36 – Distribuição probabilística de resistência à compressão uniaxial estimada

com a Equação 4.26 proposta na pesquisa. ... 100

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 – Relação entre parâmetros medidos pelos perfis e suas propriedades

derivadas (Rocha & Azevedo, 2007)... 18

Tabela 2.2 – Métodos de ondas elásticas (Timur, 1982). ... 23

Tabela 2.3 – Relações empírica entre UCS e outras propriedades físicas dos arenitos (Chang et al., 2006). ... 35

Tabela 3.1 – Características estratigráficas da Bacia Chicontepec. ... 46

Tabela 3.2 (cont.) – Características estratigráficas da Bacia Chicontepec. ... 47

Tabela 4.1 – Lista de dados da bacia de Chicontepec disponíveis. ... 66

Tabela 4.2 – Profundidade dos testemunhos coletados. ... 67

Tabela 4.3 – Resistência à compressão uniaxial aferida de ensaios triaxiais realizados em amostras do poço C1... 68

Tabela 4.4 – Propriedades elásticas dinâmicas de amostras do poço C1. ... 69

Tabela 4.5 – Propriedades elásticas estáticas e razão de constantes elásticas estáticas e dinâmicas de amostras do poço C1... 72

Tabela 4.6 – Descrição dos corpos de prova dos testemunhos de poços. ... 75

Tabela 4.7 - Análises mineralógicas do poço C10. ... 76

Tabela 4.8 - Análises mineralógicas do poço C10. ... 77

Tabela 4.9 - Propriedades físicas do reservatório do poço C10. ... 83

Tabela 4.10 - Descrição dos perfis utilizados... 84

Tabela 4.11 – Equações utilizadas para análise de UCS baseada na literatura mundial (Chang et al., 2006). ... 88

Tabela 4.12 – Correlações utilizadas para determinação de UCS – Baker Hughes. ... 89

Tabela 4.13 – Definição da simbologia das Tabelas 4.11 e 4.12. ... 89

Tabela 4.14 – Resultados das análises probabilísticas dos valores de resistência à

compressão uniaxial obtidos das relações. ... 101

1 - INTRODUÇÃO

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

A instabilidade de poço e um fraturamento hidráulico ineficiente tem sido um constante problema nos reservatórios da Bacia de Chicontepec. A fim de prever e prevenir estes problemas, o conhecimento das características de resistência da rocha é essencial. Esta informação geralmente é obtida em teste de laboratórios ou interpretações geofísicas.

No entanto, testes laboratoriais requerem amostras de testemunhos os quais são caros e difíceis de serem obtidos e preparados. Além disso, perfis geofísicos nem sempre apresentam dados confiáveis e requerem calibração e validação de laboratório. Como resultado, a avaliação da resistência da rocha utilizando a modelagem das janelas de perfuração de poços e o desenho do fraturamento hidráulico têm sido de grande interesse na indústria do petróleo.

Diversas técnicas podem ser usadas para estimar e/ou determinar a resistência à compressão uniaxial da rocha ao longo do poço, a qual representa um parâmetro essencial de critérios de ruptura adotados análise de instabilidade de poços. Testes de laboratórios são métodos mais precisos para obtenção da resistência da rocha, porém são em geral destrutivos e resultam num conjunto de dados discretos. Por outro lado, métodos não destrutivos, tais como as análises em perfis, proporcionam um perfil contínuo da resistência da rocha. No entanto, este tipo de técnicas pode se mostrar pouco representativo e adequado, pois na maioria dos casos elas foram desenvolvidas para outros campos. Além disto, elas exigem a calibração com resultados de ensaios de laboratórios. Todavia esta calibração pode resultar numa boa correlação entre resultados de perfil e laboratório, apesar dos dados não representarem a resistência à compressão uniaxial real.

A literatura técnica apresenta um grande número de publicações sobre resistência da

rocha com correlações entre perfil e testemunho (Chang et al., 2006; Prasad & Curry,

2009; Nabaei & Shahbazi, 2010; entre outros) que podem ser usadas para uma

modelagem de rochas argilosas (folhelhos), arenitos e carbonatos. Estas relações

empíricas são desenvolvidas para esses tipos de rochas que possuem diferentes idades geológicas, porosidades, profundidade e campos. Entretanto, são correlações determinadas para condições específicas de reservatórios e, desta forma, necessitam ser avaliadas quando adotadas para casos distintos daqueles em que foram desenvolvidas.

Este aspecto representa a maior motivação desta pesquisa, que procura analisar o emprego de correlações existentes na literatura aos resultados dinâmicos e estáticos particulares dos arenitos da Bacia de Chicontepec no México.

1.2 OBJETIVO DA PESQUISA

Esta pesquisa tem como objetivo geral analisar e verificar possíveis correlações entre as características mineralógicas, petrográficas, físicas e mecânicas, tanto estáticas quanto dinâmicas, e a resistência à compressão uniaxial dos arenitos da Bacia de Chicontepec.

Tendo como finalidade o desenvolvimento de uma correlação capaz de fornecer a resistência à compressão uniaxial de rochas para arenitos a partir de dados de velocidade de perfilagem e de laboratório, possibilitando o emprego de uma abordagem prática para avaliação de resistência ao longo do poço.

Os objetivos específicos desta pesquisa são:

1. Seleção da área de estudo na Bacia de Chicontepec;

2. Desenvolvimento do banco de dados com a coleta e classificação das informações gerais da bacia de Chicontepec, perfilagens de poços e ensaios de laboratório nas amostras recuperadas de poços da bacia;

3. Análise e interpretação dos dados de perfilagens dos poços;

4. Calibração dos dados de perfilagem com os dados de laboratório;

5. Análises de correlações empíricas de resistência à compressão uniaxial de arenitos com propriedades estáticas e dinâmicas de rochas;

6. Seleção das correlações empíricas mais representativas para arenitos da bacia de

Chicontepec;

7. Proposição de nova correlação entre resistência à compressão e diâmetro de grão.

Pois a resistência da rocha é inversamente proporcional ao diâmetro dos grãos;

8. Comparação de resultados e proposição do perfil de resistência à compressão uniaxial da área.

1.3 ESCOPO DA PESQUISA

O trabalho é constituído de cinco capítulos, apresentando neste capítulo inicial, a introdução e os objetivos da pesquisa. No segundo capítulo é apresentada a revisão bibliográfica para o tema; através da qual foram apresentados os desafios da perfuração de poços, a descrição dos testes realizados para esta pesquisa e as propriedades físico- mecânicas das rochas utilizadas para a determinação da resistência das rochas sedimentares. A revisão também apresenta as relações empíricas entre resistência da rocha e propriedades físico-mecânicas nas rochas sedimentares.

No terceiro capítulo é feita uma apresentação da geologia regional da Bacia de Chicontepec e alguns estudos complementares que já foram realizados ao longo dos últimos onze anos na área estudada.

No quarto capítulo são apresentados o banco de dados, as análises realizadas e os resultados obtidos. No quinto capítulo encerra a pesquisa com a exibição das principais conclusões e sugestão para futuras pesquisas.

O documento também apresenta três anexos. O Anexo I contem resultados referentes às

propriedades elásticas ultrassônicas, curvas de tensão-deformação dos testes triaxiais e

fotografias das superfícies das amostras. O Anexo II apresenta as microfotografias da

microscopia eletrônica de varredura (MEV) e o Anexo III apresenta resultados das

análises de perfilagem de nove poços selecionados para esta pesquisa.

2 - PROPRIEDADES E CORRELAÇÕES DE ARENITOS DE RESERVATÓRIO

Este capítulo apresenta os principais aspectos relacionados às propriedades de arenitos de rochas reservatório e correlações entre propriedades estáticas e dinâmicas importantes para subsidiar as análises de estabilidade de poços petrolíferos.

São apresentadas as propriedades mineralógicas, petrográficas, texturais, físicas e mecânicas e os ensaios e análises necessários para sua obtenção. Os dados sísmicos obtidos das perfilagens de poços durante sua perfuração também são reportados.

São apresentadas as principais correlações empíricas utilizadas para a estimativa das principais propriedades estático-dinâmicas de resistência e deformabilidade exigidas para as análises de estabilidade de poços, ressaltando a importância do desenvolvimento deste tipo de ferramenta para a indústria do petróleo.

2.1 PROPRIEDADES ESTÁTICAS DE ROCHAS SEDIMENTARES

As empresas de petróleo têm intensificado o desenvolvimento de novas tecnologias para aumentar a produção e, consequentemente, os poços ficam mais extensos e profundos para a melhor recuperação do reservatório. Entretanto, quanto mais extenso e profundo, maior a probabilidade de ocorrer problemas relacionados à instabilidade do poço.

Poços de grande extensão horizontal têm muitos problemas relacionados com limpeza e a geomecânica. A limpeza inadequada aumenta o excesso de cascalho acarretando o aumento da pressão anular, além de causar o arrastre da coluna de perfuração na parte baixa do poço. O acúmulo de cascalho também diminui o calibre do poço, deixando-o mais estreito, ocasionando grandes problemas na hora de descer o revestimento durante a completação.

A limpeza do poço se relaciona diretamente a viscosidade do fluido de perfuração. O peso de fluido de perfuração é um dos fatores mais comuns que afetam a instabilidade do poço. Quanto maior o peso do fluido, menor a tensão compressiva. O peso de fluido de perfuração provoca uma tensão confinante que aumenta a resistência da rocha.

Porém, caso o aumento seja muito elevado, a tensão tangencial deixará de ser

compressiva e passará a ser trativa. A avaliação equivocada da resistência da rocha pode resultar em erros do peso de fluido a ser selecionado para uma operação de perfuração segura e, consequentemente um aumento de custo total do poço. Portanto, a resistência da rocha é diretamente relacionada ao peso de fluido de perfuração, além de também se relacionar ao gradiente de fratura e pressão de poros, os quais representam fatores de colapso. A resistência da rocha, por sua vez, é influenciada por diversos parâmetros, tais como a mineralogia, textura, porosidade, entre outras, corroborando a importância do estudo mais amplo das propriedades mineralógicas, texturais, físicas e mecânicas para o entendimento da estabilidade de poços.

2.1.1 RESISTÊNCIA À COMPRESSÃO UNIAXIAL (UCS) E CONSTANTES ELÁSTICAS

Os ensaios de compressão uniaxial em rochas são utilizados para quantificar as propriedades elásticas das rochas e medir os limites de resistência à compressão confinada e não confinada.

O teste de compressão uniaxial no qual os corpos de prova com formas cilíndricas ou prismáticas são comprimidos paralelamente ao eixo longitudinal é esquematizada na Figura 2.1. Este teste é mais comum e utilizado em razão da sua facilidade de execução quando comparado a outros testes mecânicos em rocha. Diversas recomendações para a preparação dos corpos de prova e execução do ensaio são apresentadas e discutidas por Nunes (2006).

O ensaio de compressão uniaxial consiste em montar um conjunto composto por uma amostra, um cap superior e outro inferior e medidores de deformação/deslocamento lateral e axial. Este conjunto é colocado no pedestal, aproxima-se a célula de carga até encostar-se ao cap superior (Figura 2.2). A etapa seguinte consiste na aplicação de carga uniaxial, a uma taxa constante de carregamento ou deformação, definida de modo que o tempo de carregamento do ensaio esteja entre 5 e 15min. A resistência uniaxial da amostra corresponde à carga axial no momento da ruptura da amostra dividido pela área da amostra, conforme a Equação 2.1:

UCS = Fa/A (2.1)

Onde,

UCS: Tensão de compressão máxima ou resistência à compressão uniaxial;

Fa: Força axial máxima (de ruptura);

A: área da seção transversal do corpo de prova.

Figura 2.1 – Representação esquemática do ensaio de compressão uniaxial (adaptado de Kalinski, 2011).

Figura 2.2 – Montagem para ensaio de rocha em compressão uniaxial (PEMEX, 2010).

Durante o ensaio de compressão uniaxial, registram-se as medidas de tensão axial,

deformações/deslocamento axial e radial, permitindo a definição das zonas elásticas,

dúcteis e frágeis.

A Figura 2.3 mostra um exemplo da curva tensão axial versus deformação axial de um corpo de prova de rocha ensaiado em compressão uniaxial. Conforme a amostra é comprimida, diminui a altura e aumenta o diâmetro. Essa razão entre deformação radial e deformação axial, é conhecida como o coeficiente de Poisson (ν). A curva de tensão- deformação pode ser dividida em algumas regiões especificas, de acordo com as descrições a seguir (Nunes, 2006):

Região I: Fechamento de fissuras e alguns poros; concavidade de curva σ – ε

; comportamento inelástico; deformações plásticas e elásticas;

Região II: Linear – elástica; deformações lineares de poros e grãos; relações lineares das curvas σ – ε

, σ – ε

e σ – ε

;

Região III: Propagação estável de fissuras; formação de novas fissuras e propagação das microfissuras pré-existentes; curva σ – ε

linear e curvas σ – ε

e σ – ε

não lineares; inicio da dilatância (ponto ID);

Região IV: Propagação instável de fissuras; inclinação da curva σ – ε

diminui até anular-se; mudança de sinal da curva σ – ε

; processo de localização, resistência máxima (ponto D);

Regiões V e VI: Pós-pico; desenvolvimento contínuo de fraturas; fase de resistência residual.

Figura 2.3 – Curvas típicas de rochas em ensaios de compressão uniaxial e triaxial com

confinamento reduzido (Nunes, 2006).

O registro da tensão axial e deformações axial e radial permite a determinação do módulo de elasticidade (módulo de Young) e o coeficiente de Poisson, conforme as Equações 2.2 e 2.3, respectivamente:

E = Δσ / Δε (2.2)

ν = - Δε

/ Δε

(2.3)

Onde,

E: módulo de elasticidade;

Δσ: variação de tensão;

Δε: deformação adimensional;

ν: coeficiente de Poisson;

Δε

: deformação radial;

Δε

: deformação axial.

A ISRM (1981) recomenda três métodos para obtenção da deformabilidade (Figuras 2.4 a 2.6): módulo tangente a 50% da tensão de ruptura, módulo médio também calculado a 50% da tensão de ruptura, porém considerando um intervalo de variação linear maior e o módulo secante a 50% da tensão máxima.

Figura 2.4 – Módulo de elasticidade tangente a 50% da tensão de ruptura (Nunes, 2006).

Figura 2.5 – Módulo de elasticidade médio a 50% da tensão de ruptura (Nunes, 2006).

Figura 2.6 – Módulo de elasticidade secante a 50% da tensão de ruptura (Nunes, 2006).

2.1.2 RESISTÊNCIA À COMPRESSÃO TRAIXIAL E CONSTANTES ELÁSTICAS

O teste triaxial é um dos ensaios de laboratório mais utilizados para determinar propriedades de rocha para um grande intervalo de tensão e temperatura. Permite a determinação dos parâmetros de resistência ao cisalhamento, ângulo de atrito e coesão.

O ensaio consiste na aplicação simultânea de pressão confinante e tensão desviadora até a ruptura da amostra da rocha.

Os procedimentos e aparelhos adotados são os recomendados geralmente pela ISRM

(1981) e ASTM. O esquema típico do ensaio triaxial está apresentado na Figura 2.7. O

diâmetro da amostra pode ser de até 101,6mm, a relação entre a altura da amostra e o diâmetro pode variar entre 2 a 2,5 e o diâmetro não deve ser inferior a 47,0mm.

A amostra é envolvida por membrana flexível e selada no cap superior e inferior, depois é colocada num pedestal. A membrana flexível permite que a amostra se deforme radialmente e impede o contato do óleo de confinamento com o corpo de prova. O ensaio é realizado com a aplicação de uma pressão de confinamento constante e o aumento progressivo da tensão axial até a ruptura do corpo de prova. O ensaio pode ser drenado, permitindo a dissipação de poropressão da amostra, e não drenado, no qual é monitorado o excesso de poropressão resultante do aumento da tensão axial.

Os parâmetros de resistência correspondentes à coesão ou intercepto coesivo (c) e ângulo de atrito (f) são determinados com o ajuste da envoltória de resistência a, no mínimo, três ensaios triaxiais realizados com pressões de confinamento diferentes (Figura 2.8), considerando geralmente o critério de resistência de Mohr-Coulomb, expresso pela Equação 2.4:

߬= ܿ ′ + (ߪ − ݑ)ݐܽ݊ ∅′ (2.4)

Onde,

: tensão cisalhante;

σ: tensão normal;

u: poropressão;

c’: coesão;

’: ângulo de atrito.

(a) Esquema (adapt. Kalinski, 2011) (b) Montagem triaxial de PEMEX (2010) Figura 2.7 – Ensaio de compressão triaxial.

Figura 2.8 – Representação esquemática das tensões e forças atuantes no ensaio triaxial.

2.1.3 MICROESTRUTURAIS E MINERALÓGICOS

A finalidade principal dessas análises é a caracterização da mineralogia, da cimentação, das argilas e dos tipos de porosidade das amostras.

DIFRAÇÃO DE RAIOS-X PELO MÉTODO DE PÓ

A difração de Raios-X pelo método de pó (XRD) é uma técnica analítica que bombardeia uma amostra da rocha finamente pulverizada com radiação monocromática de cobre e potássio, e medições intensivas do feixe disperso contra 2-teta do instrumento (Figura 2.9). Os minerais são identificados por comparação de cálculos de espaçamentos d com uma biblioteca de padrões de espaçamentos d. Volumes de amostra XRD são preparados por trituração mecânica da amostra para obter um pó fino (<5μm). Amostras de argilas são preparadas através da separação da fração de tamanho de argila a partir de um volume da amostra, as quais são misturadas em água destilada para formação de pasta, que é depositada sobre uma lâmina de vidro. Tratamentos adicionais das amostras de argilas por glicolato (para distinguir as camadas mistas de argilas expansivas) e tratamento térmico (para distinguir a caulinita da clorita) são realizados conforme a necessidade.

As análises quantitativas do XRD são efetuadas utilizando um método de montagem de

todo o padrão de utilização de medidas e cálculos de verificação do XRD. As medições

de XRD são frequentemente combinadas com as análises químicas do volume das

amostras (a partir das medições da fluorescência de Raios-X) para aperfeiçoar os

resultados quantitativos. As análises de difração dos Raios-X fornecem dados sobre a

abundância relativa do volume e dos tipos de minerais argilosos presentes nas amostras

de rochas examinada, que são frequentemente críticos para o projeto de tratamento de

estimulação e perfuração de poços.

Figura 2.9 – A difração de Raios-X pelo método de pó (Dutrow et al., 2013).

PETROGRAFIA EM LÂMINA DELGADA

A petrografia em lâmina delgada usa luz transmitida através de uma seção fina da rocha (30 mícrones) para a obtenção da imagem da amostra. As amostras são preparadas por injeção de resina epóxi azul na amostra é realizada sob o vácuo e pressão, permitindo a sua entrada nos poros e vazios da rocha. A amostra é então fixada a uma lâmina de vidro e desbastada até a espessura final de 30 mícrones. As amostras podem ser tingidas para uma rápida identificação de calcita e/ou feldspato de potássio. A petrografia em lâmina delgada geralmente incluem parâmetros texturais, como granulometria, classificação, arredondamento, cimentação e os tipos/relacionamentos da porosidade.

As lâminas delgadas também podem fornecer alguns dados limitados sobre as argilas nas amostras.

MICROSCOPIA ELETRÔNICA DE VARREDURA (MEV) E ESPECTROMETRIA DE RAIOS-X POR DISPERSÃO EM ENERGIA (EDS)

O MEV (Figura 2.10) e a EDS utilizam um feixe de elétron gerado em uma câmera de

vácuo para a imagem da amostra. As amostras são preparadas através da extração de

hidrocarbonetos voláteis e secagem a baixa temperatura. As amostras limpas e secas são

posteriormente revestidas por pulverização de uma camada de 30 Angstroms de ouro

sob vácuo. Como o feixe de elétrons atinge a superfície da amostra, são gerados

sensíveis elétrons topográficos secundários, os quais são coletados por um detector e finalmente a amostra é fotografada.

Figura 2.10 – Microscópio Eletrônico de Varredura, MEV (Hans-Jürgen et al., 1997).

Os Raios-X também são gerados enquanto a amostra está sendo digitalizada e os seus níveis de energia são característicos de cada elemento a partir dos quais eles foram gerados. As energias dos Raios-X são imagens computadas para um espectro elementar (EDS), que mostra a composição qualitativa atômica da amostra. As técnicas de MEV / EDS são usadas para fornecer um panorama alto e baixo da ampliação da amostra, com grande profundidade de campo, produzindo interpretações das inter-relações entre os grãos, os tipos de poros, cimentos e argilas. As técnicas do MEV são particularmente úteis para avaliar a ocorrência de argilas no interior dos poros e identificar minerais secundários.

2.1.4 POROSIDADE E PERMEABILIDADE

Os ensaios para a determinação da porosidade e permeabilidade exigem uma preparação

especial dos corpos de prova. As amostras são perfuradas a partir de segmentos do

testemunho recuperado da sondagem e aparados cilindricamente com serra equipada

com lâmina de diamante. Solventes de hidrocarbonetos aquecidos são utilizados para

extrair os hidrocarbonetos residuais e o metanol é usado de forma semelhante para

remover os sais dos filtrados dos poros da rocha. As amostras são secas em forno de

convecção ou de umidade até atingirem pesos secos estáveis e depois são resfriadas para

a realização dos ensaios. Amostras mal cimentada são perfuradas com nitrogênio

liquido para estabilizar o testemunho e montadas em uma camisa cilíndrica de níquel em forma de telas para evitar a perda de grãos.

O ensaio de Porosidade a Hélio fornece a porosidade (φ) obtida de um porosímetro computadorizado (Ultra-Pore 300), que utiliza a Lei de Boyle para estimar o volume de vazios da amostra de rocha, relacionando os volumes de grãos com o volume total da amostra. Corpos de prova secos e limpos com pesos e dimensões conhecidas (volume total) são colocados em um copo de matriz calibrado. O volume dos grãos é determinado a partir da expansão de uma massa conhecida de Hélio em um suporte de amostra calibrado padrão. A fração porosa é calculada a partir de uma relação entre o volume do grão e o volume total (dimensões). A densidade dos grãos e o volume dos poros são calculados a partir do peso medido, volume total e volume do grão.

O ensaio de Permeabilidade Gasosa (Kg) fornece a permeabilidade especifica para gás (100% de saturação de gás). Amostras limpas e secas são colocadas em um suporte de testemunho tipo Hassler e a tensão confinante é aplicada para impedir o desvio do gás durante o ensaio de permeabilidade. O gás nitrogênio flui através do corpo de prova até que sejam obtidas pressões e taxa de fluxo constante. A equação de Darcy para o fluxo laminar de gás é usada para calcular a permeabilidade do gás especifico.

O ensaio de Pulso de Decaimento do Permeâmetro emprega um permeâmetro

computadorizado (PDP-200) para medir a baixíssima permeabilidade em rochas tipo

tight. O sistema mede a permeabilidade entre 1 milidarcy até 10 nanodarcies, utilizando

gás Hélio. As amostras do testemunho são submetidas a tensões hidrostáticas até

atingirem a saturação com gás. Dependendo da natureza da rocha, a saturação pode

demorar alguns minutos ou horas. O PDP-200 opera através de transdutores de pressão

diferencial que medem o pulso de pressão iniciado através da rocha. A pressão absoluta,

a pressão diferencial e o tempo são monitorados continuamente. As medições do estado

estacionário são realizadas assim que a amostra atinge a pressão de equilíbrio. A

permeabilidade é calculada a partir da combinação da forma diferencial da Equação de

Darcy e a Equação de Continuidade.

2.2 PROPRIEDADES ELÁSTICAS DINÂMICAS

As propriedades elásticas dinâmicas de uma amostra de rocha são estimadas a partir de ensaios de velocidades de onda compressional e cisalhante. O corpo de prova é inicialmente submetido a uma tensão hidrostática inicial para o registro do sinal de onda cisalhante polarizada. A tensão axial é aumentada e novamente o sinal de onda cisalhante é gravado. Em seguida a tensão axial é descarregada voltando ao estado de tensão hidrostática e o ciclo de aumento de tensão axial é repetido. O sinal de onda compressional é inferido da conversão de um sinal de onda cisalhante. A direção da polarização da onda cisalhante é criada para propagar perpendicularmente aos planos de acamamento horizontais das amostras cortadas.

Geralmente o transdutor é energizado usando a alta voltagem de um spike de pulso (900volt máx.). O sinal da onda cisalhante é amplificado, filtrado pelo band-pass, e mostrado no osciloscópio onde são medidos os primeiros picos de sinais de tempos que chegam. A frequência utilizada nos testes é de cerca de 1MHz. As velocidades das ondas nos modos compressional e cisalhante são calculados dividindo-se o tempo de chegada de um modo de propagação particular pelo o comprimento da amostra adotado para a transmissão da onda. São aplicadas correções devido ao inerente atraso de sinal de tempo e são aplicados sinais prévios de tempo de chegada para os cálculos de velocidades. A densidade de cada amostra é calculada a partir da razão entre peso e volume, determinado a partir de medições de comprimento e diâmetro da amostra.

O coeficiente de Poisson (ν) e o módulo de Young (E) dinâmicos são calculados a partir das velocidades da onda ultrassônica compressional e cisalhante e da densidade volumétrica, expressos pelas Equações 5.5 e 5.6, respectivamente.

ν = (0,5 (V

/V

)

– 1) / ( (V

/V

)

– 1) (2.5) E = 2 ρ

(V

)2 (1 + ν) (2.6) Onde,

V

e V

: velocidades de onda compressional e cisalhante, respectivamente.

ρ

: densidade da amostra.

Estas relações, embora sejam exatas somente para amostras de materiais homogêneos que possuem comportamentos elásticos, lineares e isotrópicos, são empregadas universalmente pela indústria para qualquer tipo de rocha e de solo, e geralmente oferecem estimativas razoáveis do módulo elástico dinâmico.

2.3 PERFILAGEM

A análise de propriedades mecânica de rochas com perfilagem acústica (ondas compressional e cisalhamento) é uma técnica bem utilizada para identificar problemas de estabilidade do poço, produção de areia, fraturamento hidráulico e reativação de falha. Os perfis acústicos ainda permitem a estimativa de pressão de poros.

Os perfis de poços distinguem as rochas em função das propriedades elétricas (radioatividade elétrica ou potencial elétrico natural), acústicas (velocidade de propagação ou tempo de transito das ondas sonoras) e radioativas (radioatividade natural ou induzida).

Os perfis são obtidos pelo deslocamento contínuo de um sensor de perfilagem dentro de um poço (Figura 2.11). Propriedades tais como porosidade, permeabilidade e saturação de fluido não são fornecidas diretamente pelos perfis. Estas são inferidas a partir de parâmetros registrados em forma de medições elétricas, acústicas e radioativas. A Tabela 2.1 mostra um quadro com as correspondências entre os parâmetros registrados e algumas destas propriedades.

Figura 2.11 – Exemplo esquemático de intervalos de medição para diferentes

ferramentas de perfilagem (Rocha & Azevedo, 2007).

Tabela 2.1 – Relação entre parâmetros medidos pelos perfis e suas propriedades derivadas (Rocha & Azevedo, 2007).

Perfil Parâmetro Medido Propriedade Derivada

Raios Gama

Conteúdo total em U, Th e K das formações

Litologia / Argilosidade / Geração de hidrocarbonetos Densidade Quantidade de elétron por unidade de

volume de rocha Porosidade / Densidade das rochas Acústico Tempo que uma onda elástica leva para

percorrer 30,5cm de parede do poço

Porosidade / Velocidade / Constante elástica das rochas

Porosidade Quantidade do elemento de hidrogênio por unidade de volume de rocha

Porosidade / Presença de hidrocarbonetos leves nas rochas

2.3.1 PERFIL RAIOS GAMA (GR – GAMMA RAY)

O perfil de raios gama mede a radioatividade natural das formações, revelando o conteúdo de sequências argilosas devido à concentração de elementos radioativos presentes nos minerais argilosos dos folhelhos. A radiação de gama natural é presente em todas as rochas sedimentares em diferentes graus. Folhelhos, entretanto, parecem conter uma concentração relativamente mais elevada de elementos radioativos. Minerais de argila tem uma grande afinidade para absorver esses elementos liberados do decaimento radioativo de série. Areias limpas e carbonatos, por outro lado, têm concentrações muito menores de elementos radioativos. Estes elementos de decaimento são usados para diferenciar os folhelhos de outros tipos de rochas por causa das diferenças no nível de radioatividade (Timur, 1982).

A unidade padrão é API, que representa a medida da radioatividade de uma rocha padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio (Rocha & Azevedo, 2007). A série do urânio começa com 92U238 e através de uma série de desintegrações transforma-se no elemento 82Pb206. Similarmente, a série do tório inicia-se com 90Th232 e desintegra a um isótopo de 82Pb208. O potássio isótopo radioativo 19K40, cuja presença na natureza prevalece em relação ao urânio ou tório, desintegra-se ao cálcio através de um único decaimento beta (Timur, 1982).

Para as análises qualitativas, a espectroscopia de raios gama natural tem sido útil para a

correlação estratigráfica detalhada, o reconhecimento de tipos de rochas de diferentes

fácies, de alta permeabilidade, de identificação de fratura e localização de intervalos

estratigráficos. Para as análises quantitativas, são fornecidos dados para determinar a argilosidade do reservatório, o potencial de rocha de origem e avaliação de carvão, urânio, potássio e entre outros minerais (Timur, 1982).

O exemplo da Figura 2.12 ilustra a resposta de um folhelho rico em matéria orgânica (rocha geradora), em contraste com um folhelho típico. Os calcários de Buda são relativamente limpos e fechados (4122-4218 pés) e são caracterizados por níveis baixos de potássio, urânio e tório. Nos folhelhos do Del Rio abaixo do calcário, a resposta típica do folhelho é ilustrada pelas elevadas concentrações de potássio, tório e com uma presença moderada de urânio. Em contraste, acima do calcário, a parte rica de matéria parcialmente calcária (rocha geradora, os folhelhos Eagle Ford) fica caracterizada pelo baixo nível de potássio e de componentes elevados de urânio e tório (Timur, 1982).

Figura 2.12 – Perfil de espectroscopia de raios gama natural (Timur, 1982).

2.3.2 PERFIL DENSIDADE

Além da radioatividade natural gama, fontes artificiais de radiação gama são usadas em uma variedade de medições de sondagem. Quando a radiação gama passa através da matéria, ela interage por absorção fotoelétrica. A probabilidade de que um raio gama possa colidir com um elétron é proporcional à densidade de elétron, que por sua vez é proporcional à densidade da matéria. Sendo assim, a medida de diminuição da intensidade de um feixe de radiação gama através da matéria pode ser usada para medir a sua densidade (Timur, 1982).

Para medições em poços, uma fonte de raios gama e dois detectores são montados numa parede lateral da ferramenta de perfilagem, a qual é inserida no poço para a medição da parede. A fonte radioativa emite raios gama continuamente, que interagem com a formação. Assim, o registo de densidade responde à densidade eletrônica, que é relacionada com a formação de grandes quantidades de densidade (ρ

). Se a densidade da matriz (ρ

) e a densidade do fluido (ρ

) são conhecias, a porosidade pode ser calculada a partir da Equação 2.7 (Timur, 1982).

ɸ = (ρ

- ρ

) / (ρ

- ρ

) (2.7) Onde,

φ : porosidade;

ρ

: massa específica da formação (densidade da formação);

ρ

: massa específica da matriz da rocha (densidade da matriz da rocha);

ρ

: massa específica do fluido da formação (densidade do fluido da formação).

Perfis de densidade modernos fornecem medições de densidade corrigidas para efeitos do poço, pois são frequentemente afetadas por outros fatores tais como a espessura do reboco de lama, pequenas irregularidades na parede do poço e da hidratação das argilas, além da litologia e porosidade (Rocha & Azevedo, 2007; Timur, 1982).

O perfil de densidade é um registro contínuo das variações das massas específicas das

rochas atravessadas por um poço. Em rochas porosas a medida efetuada pela perfilagem

abrange tanto a densidade da matriz constituinte da rocha quanto à densidade do fluido

acomodado no espaço poroso. Existe uma relação direta entre a informação volumétrica de cada um desses elementos e da densidade total da rocha, denominada Bulk density (Rocha & Azevedo, 2007). Por ser um perfil relacionado à porosidade, ele também possibilita a estimativa da pressão dos poros. A redução da porosidade com o aumento da profundidade implica em um aumento da densidade com a profundidade (Rocha &

Azevedo, 2007).

2.3.3 PERFIL ACÚSTICO – TEMPO DE TRÂNSITO

A perfilagem sônica ou tempo de trânsito determina o tempo gasto pelo som para percorrer um determinado espaço de formação. A velocidade do som varia segundo o meio em que suas ondas se propagam, sendo maior nos sólidos do que nos líquidos e gases. Deste modo, afirma-se que o tempo de trânsito é menor na matriz rochosa (valores da ordem de 40 a 55 μs/ft) que nos fluidos (200 μs/ft para água).

Na pratica, quando existem duas rochas análogas, aquela que acomodar maior quantidade de liquido nos poros (sendo a mais porosa) exibirá um tempo de trânsito maior do que aquela de menor volume de fluido (menos porosa). Como já comentado, a porosidade diminui com a profundidade e, consequentemente, o tempo de trânsito igualmente diminuirá (Rocha & Azevedo, 2007). Desde modo, a porosidade pode ser determinada pela Equação 2.8:

φ = (Δt - Δt

) / (Δt

- Δt

) (2.8) Onde,

φ: porosidade;

Δt: tempo de trânsito medido;

Δt

: tempo de trânsito no fluido;

Δt

: tempo de trânsito na matriz rochosa.

Métodos de propagação de ondas elásticas se tornaram parte integrante da avaliação da

formação desde a primeira medição de velocidades em poços, realizada em 1927, para a

obtenção de dados em tempo-profundidade de interpretação sísmica.

As propriedades elásticas dinâmicas podem ser determinadas, assumindo-se meio infinito, isotrópico, homogéneo e elástico, em função das velocidades de onde compressional e de cisalhamento (Timur, 1982):

V

ρ = P = K +

/

G (2.9)

V

ρ = G (2.10)

σ = (0,5 (V

/ V

)

– 1) / ((V

/ V

)

– 1) (2.11) Onde,

V

: velocidade de onda compressional;

V

: velocidade de onda de cisalhamento;

P : ondas P;

K: volume;

G: módulo de cisalhamento;

: Coeficiente de Poisson;

ρ : densidade.

A propagação de ondas acústicas em rochas é conhecida por depender da porosidade, grau de compactação química da rocha na matriz e do fluido dos poros, composição, tensão (de obstáculos e pressões de fluido dos poros), temperatura, composição do fluido e textura dos grãos e poros, (Timur, 1982).

A perfilagem sônica é executada a partir da utilização de um transmissor de energia acústica de frequência ultrassônica baixa e dois receptores. O impulso sonoro é emitido com uma frequência constante pelo transmissor, se propagando nas camadas rochosas até atingir continuamente os dois receptores na ferramenta de perfilagem, com distâncias pré-determinadas e fixas, medindo a diferença no tempo de propagação (tempo de transito), o tempo gasto no percurso pelo som. Um esquema da ferramenta de perfilagem sônica é demonstrado na Figura 2.13.

Os métodos de propagação de ondas elásticas utilizadas em poços podem ser

classificados em dois grupos: (1) transmissão e (2) reflexão. As propriedades medidas

em cada modo e suas aplicações gerais estão listadas na Tabela 2.2.

Figura 2.13 – Ferramenta de perfilagem sônica (Rocha & Azevedo, 2007) Tabela 2.2 – Métodos de ondas elásticas (Timur, 1982).

Método Propriedade Aplicação

Transmissão

Velocidade da onda compressional e cisalhante

Porosidade, litologia, propriedades elásticas, compressibilidade

volumétrica e poral Atenuação da onda compressional e

cisalhante

Localização das fraturas e qualidade da cimentação

Reflexão Amplitude de onda refletida

Localização do vug, orientação das fraturas, acamamentos e investigação

do revestimento

(1) MÉTODO DE TRANSMISSÃO

O emprego de velocidades de onda compressional representa uma aplicação primária

para a avaliação da porosidade de poços. Contudo, mais recentemente, constata-se

grande evolução da perfilagem acústica em função da gravação digital de formas de

onda. Além da velocidade de onda compressional, esta tecnologia tem facilitado o

registro da velocidade de onda de cisalhamento e também os dados de atenuação. A

Figura 2.14 mostra o perfil do intervalo de tempo de trânsito da onda compressional (tc)

e cisalhamento (ts) em um poço revestido. Técnicas de processamento de sinais digitais foram usadas para extrair ambas as ondas e gravá-las digitalmente em quatro receptores.

Para comparação, também é mostrado nesta figura o intervalo de tempo de trânsito compressional obtido com um perfil de onda compressional e cisalhante convencional em um poço aberto.

Figura 2.14 – Perfil de intervalo de tempo de transição das ondas compressional e cisalhamento (Timur, 1982).

Em geral, as medições de perfilagem acústicas produzem estimativas consistentes de

porosidade em arenitos limpos e carbonatos bem compactados, desde que a litologia

seja conhecida. Para esta finalidade, Timur (1982) sugere o emprego de relação linear

para estimar a porosidade (φ) a partir do tempo de trânsito da onda compressional

(1/V

) usando as constantes empíricas C1 e C2, que são determinadas por medições em

amostras de testemunhos (Eq. 2.12).

1/V

= C

φ + C

(2.12) Importante ressaltar que, em perfis de porosidade convencionais, não é confiável fazer a estimativa de porosidade empregando somente os tempos de trânsito de ondas compressionais em variações da litologia. Nestes casos, os perfis acústicos convencionais são utilizados em conjunto com a densidade e / ou neutrão ou com outras medidas adicionais de tempos de trânsito de ondas de cisalhamento (Timur, 1982).

Outras aplicações do método de transmissão de propagação de ondas elásticas em um poço incluem interpretação sísmica e geológica; determinações de porosidade, litologia, teor de hidrocarbonetos, pressão de poros; qualidade da cimentação e porosidade em poços revestidos; determinação de constantes elásticas dinâmicas e estimativa da permeabilidade (Timur, 1982).

(2) MÉTODO DE REFLEXÃO

O método de reflexão da propagação de ondas elásticas é basicamente semelhante a um

sonar. Um único transdutor gira a uma velocidade constante, emitindo pulsos acústicos

na faixa de megahertz e recebe seus ecos a partir da parede do poço, onde o azimute do

feixe é gravado. Tal como no método de transmissão, ambos os tempos de viagem e

amplitudes são usados. Uma dessas ferramentas, conhecida como Poço Televiewer,

produz uma imagem acústica contínua da parede da perfuração como se estivesse

dividida verticalmente ao longo do norte e do plano deitado (Figura 2.15). Ela é usada

em poço aberto para delinear localização e orientação da fratura, planos de

estratificação (planos de deposição ou de fraqueza), porosidade, e em poços revestidos

para determinar o tamanho e a distribuição de perfurações e inspecionar falhas de

revestimento (Timur, 1982).

Figura 2.15 – Poço Televiewer com indicação de fraturas com diferentes dips e orientação (Timur, 1982).

2.3.4 PERFIL NEUTRÔNICO

A perfilagem de neutrão utiliza uma fonte de neutrões de estado estável. É usada para determinar a formação de porosidade por meio de medições do teor de hidrogénio. A perfilagem neutrônica é realizada utilizando tipos distintos de detectores de nêutrons.

Os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com a massa quase idêntica a do átomo de hidrogênio. Como elas são partículas neutras, conseguem atravessar a matéria até atingir os núcleos dos elementos que compõem a rocha, interagindo elástica ou inelasticamente (Rocha & Azevedo, 2007).

Um nêutron rápido (energia superior a 100 eV) viaja através da matéria e perde a sua energia por colisões elásticas ou por dispersões. Entre os elementos comumente encontrados em rochas sedimentares, o hidrogênio tem a maior seção transversal de dispersão (20 celeiros). Deste modo os neutrões tem a maior probabilidade de colidir com o hidrogénio na formação. Além disso, o hidrogênio tem aproximadamente a mesma massa de um nêutron e a sua perda de energia média de nêutrons por colisão também é maior. Por estes dois motivos, o hidrogênio é o elemento mais eficiente (ou moderador) em retardar os nêutrons (Timur, 1982).

Um exemplo de uma perfilagem simultânea de densidade e neutrão/porosidade é

apresentado na Figura 2.16 para um poço na Nigéria. Esta combinação tem sido usada

para determinar a porosidade, litologia e identificação de zonas de gás. Nas zonas de água, ambas as medições de porosidade estão em concordância, se a formação é argila livre. Caso contrário, as medições podem ser utilizadas para determinar o teor de argila (Timur, 1982). A Figura 2.17 mostra outro exemplo de leitura de porosidade, onde se observa o contraste entre as porosidades pela presença de hidrocarbonetos leves e água.

O perfil de densidade têm leituras aumentadas em zonas com gás, à medida que o nêutron tem seu índice diminuído. Na zona de água em rochas limpas, onde o percentual de argila é muito baixo ou nulo, o valor de porosidade registrado é próximo nos perfis de densidade e neutrônico.

Figura 2.16 – Resposta de perfis de densidade e porosidade neutrônica termal

compensada em zonas de água, óleo e gás no poço da Nigéria (Timur, 1982).

Figura 2.17 – Exemplo de identificação de zonas de hidrocarbonetos com perfis de

neutrão e densidade (Rocha & Azevedo, 2007).

2.4 RELAÇÕES EMPÍRICAS ENTRE RESISTÊNCIA E PROPRIEDADES FÍSICO–MECÂNICAS DE ROCHAS

Estudos realizados em diferentes tipos de rocha mostram correlações gerais entre propriedades mecânicas da rocha e suas características petrográficas, com o objetivo de se desenvolver uma metodologia alternativa para substituir e/ou complementar os testes mecânicos de rocha laboratório.

Brace (1961 e 1964) mostrou pioneiramente que a resistência à compressão de carbonatos dolomitas é inversamente proporcional ao tamanho dos grãos. Hugman &

Friedman (1979) descobriram uma clara correlação entre resistência à compressão, o tamanho dos grãos e o teor de carbonato microcristalino (micrita) de uma rocha carbonática de baixa porosidade com diferentes conteúdos de dolomita. No mesmo ano, Fahy & Guccione (1979) mostraram que a resistência de arenitos calcários pode ser estimada de propriedades petrográficas observadas em seções delgadas tais como tamanho de grãos, teor de quartzo e percentagem de contatos inter-grãos e grão a grão.

Howarth & Rowlands (1984) desenvolveram um conceito quantitativo adimensional da textura da rocha, descrevendo o formato e o grau de ligação entre os grãos, orientação e a proporção relativa entre grãos e matriz (empacotamento de densidade). Eles correlacionaram esse índice com as propriedades mecânicas da rocha. Dois anos depois, Tokle et al. (1986) consideraram o formato, tamanho e a distribuição dos grãos como parâmetro de influencia na resistência por atrito de arenitos, enquanto que a cimentação, superfície de contato e o fluido do poro contribuíram para a coesão.

Dobereiner & De Freitas (1986) também tiveram sucesso na caracterização microscópica, particularmente na composição mineral, na densidade do empacotamento, área do contato e distribuição do tamanho dos grãos para explicar a resistência, deformabilidade e a permeabilidade de arenitos friáveis.

Shakoor & Bonelli (1991) conduziram detalhadamente um estudo de seis tipos de

arenitos diferentes e revelaram algumas correlações expressivas entre resistência à

compressão uniaxial e a densidade, porcentagem de absorção, volume total de poros e o

tipo de contato entre grãos.

Soroush (2008) também procurou analisar as possíveis correlações entre as características petrográficas do arenito com a resistência. Desenvolveu algumas equações empíricas para a avaliação da resistência da rocha por inspeção visual de amostras de calha em microescala até perto de uma escala real de plataforma.

Prasad & Curry (2009) avaliaram métodos para estimar a resistência das rochas carbonáticas, com medições físicas sistemáticas, mecânicas e mineralógicas sobre uma série de rochas de afloramentos e representando uma vasta gama de composições e propriedades. O seu estudo apresentou esses dados e usou-os para investigar a relação entre UCS e outras propriedades das rochas carbonáticas. Os resultados foram utilizados para desenvolver um método para estimação de resistência da rocha carbonáticas que reconhece e explica o impacto do tamanho dos grãos.

Prasad & Curry (2009) afirmam que a tensão de inicialização da fratura é inversamente relacionada com o tamanho dos grãos e a porosidade. O impacto do tamanho do grão pareceu ser maior em formações de baixa porosidade. Eles desenvolveram uma relação para determinar a resistência à compressão uniaxial em rochas carbonáticas analisando amostras de afloramentos ao redor do mundo. A relação que considera a resistência à compressão uniaxial (MPa) em função do o módulo de Young (E, MPa), porosidade (ɸ,

%) e tamanho médio dos grãos (dm, mm) é expressa por:

UCS = 3,14 E

/ (ɸ

dm

) (2.13) Ameen et al. (2009) investigaram a correlação entre as propriedades das rochas, incluindo UCS, e as características mineralógicas e físicas das rochas, como a porosidade, mineralogia e textura de testemunhos de reservatórios de formações carbonáticas do Oriente Médio. Eles mostraram que a resistência à compressão uniaxial de rochas carbonáticas dependente da porosidade e o tamanho dos grãos é um dos fatores que mais influenciam.

A resistência à compressão uniaxial (UCS) também pode ser determinada ou/estimada

com testes ultrassônicos e mecânicos de amostras preparadas de testemunhos obtidos do

campo ou de perfis de perfilagem obtidos durante a perfuração do poço. As relações

mais típicas para se determinar UCS com resultados de perfis geofísicos consideram o

tempo de trânsito, módulo de Young e porosidade.