6. PERFIL SÔNICO 6.1 - Generalidades Os parâmetros previamente considerados (resistividade e potencial espontâneo), têm origem nas características elétricas das rochas. Existem, todavia, outras características físicas tais como magnetismo, condutividade térmica, radioatividade etc., que podem ser igualmente úteis na quantificação do conteúdo fluido das rochas. A determinação do tempo gasto pelo som para percorrer um determinado espaço de formação, é uma delas.

A velocidade do som varia segundo o meio em que suas ondas se propagam. Ela é mais rápida nos sólidos que nos líquidos e gases. Velocidade de propagação maior significa tempo menor. Assim, o tempo gasto pelo som para percorrer uma mesma distância fixa nos sólidos é bem menor que nos líquidos e nos gases .

Ao se considerar duas rochas semelhantes, a que contiver mais fluidos dentro de seus poros (maior porosidade) mostrará um tempo de trânsito maior do que uma com menos fluidos (menor porosidade). Conseqüentemente, o perfil sônico mostra uma relação direta entre o tempo de propagação do som e a porosidade das rochas. 6.2 - Princípio da Medição do Tempo de Trânsito A ferramenta do sônico usa um transmissor de freqüência constante, ultra-sônica baixa, e dois receptores. Um impulso sonoro emitido pelo transmissor propaga-se nas camadas até ativar dois receptores posicionados em distâncias fixas e predeterminadas. O equipamento mede a diferença do tempo gasto pelo som (tempo de trânsito) entre os dois receptores, i.é., o inverso da velocidade de propagação entre os mesmos.

O princípio ferramental, em si, é simples. A figura abaixo, mostra a trajetória do impulso sonoro que sai do transmissor T, percorre a-b-c até atingir o receptor R1 e a-b-a-d-e até atingir o receptor R2. Os tempos calculados, representam o diferencial de tempo (∆t) final percorrido na distância R1-R2 ou no trecho “d”.

VLama

cVFm

bVLama

a1

++=TR

T a

VLama

eVFm

dVFm

bVLama

a2

+++=TR

c caso : a = c = e , então, R1

R2 e ∆T = TR2 – TR1 = VFm

d

b d (=1pé)

LAMA FORMAÇÃO

Figura 6.1 – Esquema da aquisição do tempo de trânsito de uma ferramenta com 1T e 2Rs. Esta ferramenta, desde que centralizada (a=c=e), dentro de um poço preenchido por uma lama de velocidade Vlama, circundado por uma formação de velocidade VFm registrará, de acordo com o princípio de Fermat, o menor tempo gasto pela onda para percorrer a distância fixa entre os dois receptores, dividido pela velocidade da formação. A unidade usada para o tempo de trânsito é o µs/pé (ou µs/m). A velocidade é expressa em pés/s (ou m/s). Para minimizar os efeitos de desmoronamentos e/ou rugosidades que possam afetar a centralização (a=c=e), as ferramentas são constituídas de 2 Transmissores, um superior e

GGN -2004-BHC-1

outro inferior, e 4 Receptores, que operam alternadamente na obtenção de 4 tempos e, por conseguinte, 2 ∆ts, cuja média aritmética é o valor registrado.

Os transmissores e os receptores consistem de transdutores feitos de cristais, cerâmica ou bobinas magnéticas. Eles têm a função de produzir uma deformação mecânica em resposta a um sinal elétrico (caso seja um transmissor), ou produzir um sinal elétrico quando ele se deforma (caso seja um receptor).

Um sinal acústico pode ser caracterizado por quatro parâmetros principais: 1. Tempo de chegada, pelo qual se pode determinar a velocidade de propagação

do meio; 2. Amplitude, que apresenta um decréscimo exponencial à medida que se afasta

do transmissor; 3. Atenuação, que é a medida do decréscimo da amplitude com a distância do

transmissor, e, 4. Freqüência (ou sua recíproca, período), que fornece o número de oscilações por

unidade de tempo. O perfil sônico registra o parâmetro 1, enquanto que o CBL (perfil usado pela

Engenharia de Perfuração/Produção para a determinação da pega do cimento ao revestimento e rocha), o parâmetro 2.

Receptor Superior

Figura 6.2 – Osciloscópio mostrando as chegadas das ondas compressionais, mais rápidas que as cisalhantes e por último as ondas diretas da lama. O trem de onda contém todos os dados possíveis de serem analisados, os quais,

6.3 - O Pe

An(1949), esdemonstrorochas sefornecidasorigens na Seponderadoimpulso so

Receptor Inferior

muito embora sem uso prático para o cálculo daФs, são de grande valia para a definição das constantes elásticas e escolha de brocas para a perfuração.

rfil Sônico como determinante da Porosidade

tigamente o Sônico era utilizado como uma ferramenta auxiliar da Sísmica. Wyllie tudando a correlação que existe entre o tempo de trânsito e a porosidade, u que ele poderia ser usado para a determinação da porosidade intergranular das dimentares. Atualmente, em função dos cálculos mais realistas das porosidades pelos perfis radiativos (densidade e neutrônicos), o sônico está retomando as suas indústria do petróleo, como suporte à sísmica. gundo Wyllie, o tempo de trânsito (∆t) nada mais é do que um valor médio, volumetricamente entre os tempos dos elementos envolvidos na trajetória do noro, isto é :

GGN -2004-BHC-2

MATRIZ

( 1 – Φ )

POROS

Φ Figura 6.3 – Modelo geológico d

Esta equação, denominarealistas das rochas quando elasporosidade intergranular e isenexperimentalmente pelo seu aóleo/gás/água tem a rocha, calcua seguir, conscientes, entretantaprenderemos, mais adiante do 6.4 - Efeito da Ausência de Com

Nas rochas não compacUma maior quantidade de água,forma de leve estiramento (“strtempo medido. Em vista disso, tipo de correção para compatconsiderar uma camada permopfolhelhos sobre e sotopostos est

tsh.c100

xWyllieScorrigidaS ∆= φφ

O fator “c” varia, de acovalores resultam de observaçõeinferiores àquele limite estabelec

Dois arenitos de iguais ptempo de trânsito, pois o ∆t depe

• Arenito 1 (∆tm=55,5µs/pé

(∆tf=189µs/pé) e Φ = 25,∆t = 0,2584 x (189) + (1-0

• Arenito 2 (∆tm=55,5µs/psalgada (∆tf=189µs/pé) e

120100

x55,5189

55,5∆t0,2584

+

−=

O arenito 2, por não ser c

um pouco atenuada, e seu temp1, compactado. Caso a correçãono valor da porosidade, na ordem

0,310955,518955,597

S =−

−=φ

∆tm = tempo de trânsito na matriz (sólidos) ∆tf = tempo de trânsito na mistura de fluidos ∆t = tempo de trânsito em 1 pé de rocha (sólidos+fluidos) Φ = porosidade total da rocha ∆t = Φ . ∆tf + (1 – Φ) . ∆tm (6.1)

∆tm∆tf∆tm∆t

S −

−=φ (6.2)

e uma rocha e definição de cada um dos seus constituintes.

da do tempo médio de Wyllíe, somente calcula porosidades estiverem saturadas com água (Sw = 1), compactadas, com tas de argila (VSH = 0). Condições estas estabelecidas

utor. Na prática, como ignoramos inicialmente quanto de lamos sempre Φs com o ∆tf igual ao da água, como veremos

o, de que cometemos erros com tal procedimento, os quais curso, corrigi-los.

pactação sobre a Φs

tadas, a água suporta a pressão das camadas sobrepostas. em relação a matriz, promove uma atenuação nas ondas em etch”) das amplitudes e, conseqüentemente, aumento do

as porosidades calculadas pelo Sônico necessitam de algum ibilizá-las com as rochas compactadas. Convencionou-se orosa como sendo compactada, quando o tempo médio dos

iverem na ordem de ∆tsh < 100µs/pé.

(6.3)

rdo com a área, ambiente, formação etc, entre 0,8 e 1,2. Tais s práticas e experimentais. Ocorrendo folhelhos com valores ido, não se deve efetuar a correção. orosidades, não têm que ter, necessariamente, o mesmo nde da compactação da rocha. Exemplificando :

), compactado (∆tsh=100µs/pé), saturado com água salgada 84 %, tem um ∆t igual a (equação 6.1) : ,2584) x 55,5 ≅ 90 µs/pé.

é), não compactado (∆tsh=120µs/pé), saturado com água Φ = 25,84% (admitindo-se o “ c “ =1,0), terá um ∆t = ? :

s/pé97∆t µ≅⇔

ompactado, mostrará sua primeira amplitude compressional o será 7µs/pé a mais do que os 90µs/pé observado no arenito não seja realizada, se incorrerá em erro para mais (otimista) de 20%. Senão vejamos :

31,09%= (isto é, um erro de 31,09/25,84 = 1,2032).

GGN -2004-BHC-3

Convém lembrar que as rochas endógenas (calcários e dolomitos) não apresentam este tipo de problema (ausência de compactação), as quais, por serem produtos de precipitações químicas e/ou crescimento orgânico, são naturalmente compactadas.

A

F

Figura 6.4 – Definição doparâmetro ∆tsh para uso na equação 6.3. Os arenitos A e B devem ser corrigidos pela falta de compactação vez que estão entre folhelhos (F) com ∆tsh da ordem de 140 µs/pé, isto é : Φscorrigido = Φs x 100/140

F B

F

6.5 - Efeito da Porosidade Secundária sobre o Perfil Sônico O Sônico registra sempre o menor tempo de trânsito ou o primeiro evento chegado

ao receptor, independentemente da trajetória percorrida pela onda, entre o transmissor e o receptor. O som na matriz das rochas tem maior velocidade que nos fluidos, de modo que o Sônico tende a registrar somente a porosidade Interligada ou intergranular, “by passando” os espaços vazios isolados, tipo cavidades ou vesículas. Assim, não é aconselhável usar a equação de Wyllie para litologias que apresentem tais tipos de porosidade, porquanto as ΦS serão por demais pessimistas.

6.6 - Efeito da Matriz da Rocha sobre o Perfil Sônico Considerar o modelo abaixo, de rocha compactada com 50% de cada litologia e Ф=10%. A Lei das Misturas dará o tempo da matriz :

é

55,5 µs/p

200 µs/pé

é

∆tm = 0,5 (55,5) + 0,5 (47,6) = 51,55 µs/pé bem como o valor que a ferramenta registrará :

47,6 µs/p

Φ=10%

GGN -2004-BHC-4

∆t = 0,9 (51,55) + 0,1 (200) = 66,395 µs/pé

Figura 6.5 - Modelo geológico para uma mistura pura de carbonato e sílica.

Ao se usar os 66,395µs/pé na equação de Wyllie (6.2 - ΦSW), três situações poderão ser encontradas :

Caso se considere a camada como um arenito puro :

%7,540,075455,5200

55,566,395SW ==

−

−=φ

Caso se considere a camada como calcário puro :

%10,360,103647,6200

47,666,395SW ==

−

−=φ

Caso se tenha conhecimentos precisos acerca da litologia da camada (testemunhos, formação, ambiente, etc), os erros acima serão evitados, uma vez que se usará o ∆tm real da rocha, i.é., 51,55µs/pé :

%10,000,100051,55200

51,5566,395SW ==

−

−=φ

A primeira situação foi pessimista, a segunda otimista e a terceira a realista. 6.7 - Efeito da Argilosidade (VSH) das camadas sobre o Perfil Sônico

A presença de argila nas camadas permoporosas aumenta a quantidade de água intersticial (comparadas àquelas limpas ou sem argila), atenua a velocidade do som e aumenta o ∆t registrado. Para se estudar este tipo de efeito, adota-se o modelo abaixo.

(1-Φ-VSH) VSH Φ ∆tm ∆tsh ∆f

Figura 6.6 – Modelo geológico para u

segu

∆t =

=φ

Denominando-se os termos (∆∆tm)/(∆tf-∆tm) de porosidade aparente

Φsc = Φsw - VSH . ΦSSH

onde, Φsw é a porosidade sônica cal(sem argilosidade) e VSH é a argilosiddedução da equação acima, o ∆tm folhelho, considerando-se portanto, coΦSSH é o de uma porosidade “aparentefolhelhos adjacentes (sobre e sotoposcamada analisada. 6.8 - Efeito da Presença de Hidrocarbo

O tempo de trânsito na águarespectivamente), o do óleo (menos dda ordem de 600µs/pé. Pelo visto, c

Fazendo-se um balanço dos tempos e materiais, ndo Wyllie, obtém-se :

( ) ∆tf.∆tsh.VSHVSH1.∆tm φφ ++−−

−− ∆tm∆tsh∆tm∆t

ma camada areno-argilosa.

−

−− ∆tm∆tf

VSH∆tm∆tf

(6.4)

t-∆tm)/(∆tf-∆tm) de porosidade sônica (ΦSw) e (∆tsh- dos folhelhos adjacentes (ΦSSH), tem-se:

(6.5)

culada, segundo Wyllie, como se a rocha fosse limpa ade calculada pelos Raios Gama etc. Observar que na usado é o mesmo, tanto para a areia como para o mo ambos tendo o mesmo ∆tm. Assim, o conceito de ” média, calculada (ainda segundo Wyllie), a partir dos tos), admitindo-se que eles tenham o mesmo ∆tm da

neto sobre o Perfil Sônico

é da ordem de 189 ou 200µs/pé (salgada ou doce, enso) é de 236µs/pé e do gás (menos denso ainda) é

amadas portadoras de hidrocarbonetos têm um ligeiro

GGN -2004-BHC-5

(óleo) ou exagerado (gás) aumento no ∆t, em função da diferença de tempos de trânsito entre seus diversos fluidos. Em outras palavras, observa-se um retardamento no tempo total de propagação de uma onda sonora em camadas contendo uma mistura de óleo e água, quando comparados àquelas contendo apenas água. Aumentos do ∆t, intuitivamente nos leva, a pensar em aumentos da porosidade, o que não é verdade. Uma rocha com 10% de porosidade continuará tendo 10% mesmo que tenha em seus poros água, óleo, gás isoladamente ou misturados em quaisquer proporções. O que muda é o tempo registrado pelo perfil sônico (∆t), uma função do tempo de trânsito dos fluidos (∆tf).

Analisemos tal fato usando a equação de Wyllie, e o modelo abaixo (VSH=0), admitindo-se três casos, onde o tempo do fluido será dado pelo balanço entre as duas saturações presentes na zona de investigação da ferramenta, i.é, a lavada.

O tempo da mistura fluida será : Sxo

(1 – Φ) ∆tmf ( ) ∆tmf.Sxo∆thcSxo1∆tf +−=

(1-Sxo) e por sua vez o tempo no perfil será : ∆tm ∆thc

( ) ∆tf.∆tm1t φφ +−=∆

Figura 6.7 – Modelo geológico de uma camada portadora de hidrocarboneto

• 1o. Caso : Arenito saturado somente com água salgada (Sw = 100%) e Φ = 10 % ∆tf = ∆tmf = ∆tw = 189 µs/pé ∆t = 0,9 (55,5) + 0,1 (189) = 68,85 µs/pé (leitura do perfil)

Φs = % 10 0,1055,518955,568,85

==−

−

O cálculo foi realizado em rocha contendo efetivamente só água, portanto, sem erro.

• 2o. Caso : Arenito portador de óleo com as seguintes características : Φ = 10 %, ∆thc = 236 µs/pé, ∆tm = 55,5 µs/pé, ∆tmf = 189 µs/pé e Sxo = 50 %.

∆tf = 0,5 (236) + 0,5 (189) = 212,5 µs/pé

∆t = 0,9 (55,5) + 0,1 (212,5) = 71,2 µs/pé (leitura do perfil)

Φs = 0,117655,518955,571,2

=−

− ou 11,76 %

Ao se admitir a rocha com água (189) e não com a mistura água e óleo (212,5) a porosidade calculada foi quase 20% maior que a real.

• 3o. Caso : Arenito portador de gás com as seguintes características : Φ = 10 %, ∆thc

= 666 µs/pé, ∆tm = 55,5 µs/pé, ∆tmf = 189 µs/pé e Sxo = 50 % ∆tf = 0,5 (666) + 0,5 (189) = 427,5 µs/pé

∆t = 0,9 (55,5) + 0,1 (427,5) = 92,7 µs/pé (leitura do perfil)

Φs = 0,278655,518955,592,7

=−

− ou 27,86 %

Ao se admitir a rocha com água (189) e não com uma mistura de gás e água (427,5) a porosidade calculada foi quase 3 vezes maior que a real.

Pelo demonstrado, um mesmo tipo de rocha com Ф=10%, pode apresentar tempos diferenciados, 68,85, 71,2 e 92,7µs/pé (somente água, e misturas de óleo/água e gás/água,

GGN -2004-BHC-6

respectivamente), sem que isto tenha implicado em aumentos de porosidade, mas sim na influência do tipo do fluido interporoso.

Na prática, caso se deseje calcular a Φs, em cada um dos arenitos acima, pelo fato de se desconhecer, ainda no estágio exploratório de uma área, qual o porcentual de hidrocarboneto e água dentro deles, convenciona-se calcular Φsw como se tivesse somente água, conscientes de que estaremos cometendo um erro, mas que é a primeira aproximação que se faz da porosidade. Assim procedendo, é comum ouvir-se dizer que em zonas com hidrocarbonetos a porosidade sônica "aumenta".

A porosidade "in situ" de uma rocha é imutável. O intérprete conscientemente erra em seus cálculos, admitindo em uma primeira etapa, que o fluido seja água, para mais adiante, com dados e perfis mais realistas, corrigir este erro. Eventualmente, o erro pode decorrer por total desconhecimento ou falta de dados da área. 6.9 - Problemas Operacionais e Imprecisões das Leituras de ∆t

Apesar do cuidado que se possa ter em relação aos itens anteriormente discutidos, ainda assim, os ∆ts apresentam problemas outros, principalmente, em poços bastante desmoronados ou rugosos, ou quando a ferramenta encontra-se em situações tal que suas inclinações provocam uma assimetria admitida para o trajeto da onda sonora. Para minimizar tais possibilidades, a segunda geração de ferramentas sônicas foi denominada de BHC (Bore Hole Compensated) e dispõe de um sistema simétrico de 2 transmissores (um superior e outro inferior) e 2 ou 4 receptores, em posições fixas e intermediárias. Obtém-se com elas 4 medidas de ∆ts e registra-se a sua média.

Entretanto, apesar de se utilizar sistemas simétricos, esta ferramenta ainda tende a apresentar algum problema nos casos de grandes desmoronamentos ou rugosidades da parede do poço. O perfil cáliper (calibre do poço) é peça fundamental na interpretação do sônico.

Outro problema que prejudica bastante a qualidade das leituras deste perfil é o aparecimento de saltos de ciclo ("cycle skipping"). Eles se caracterizam pelo não acionamento de um dos detectores devido à ocorrência de zonas de gás, altíssimas porosidades, fraturas horizontais preenchidas por fluidos etc, onde as ondas percorrem meio atenuante, diminuindo amplitudes, tornando-as incapazes de impressionar os detectores.

6.10 - Integração do Tempo de Transito (TTI)

O perfil sônico realizar a integração dos tempos de trânsito (∆t) com a profundidade. A cada 1.000µs (i.é., 1ms) o equipamento registra um pequeno traço ou sinal gráfico qualquer à margem de uma das faixas da malha API. A cada 10.000µs (ou 10ms) é registrado um traço de maior tamanho, para uma rápida visualização na contagem dos tempos.

Deve ser observado que em uma seção de litologia uniforme, quanto maior for o valor do ∆t, menor será o espaçamento entre picos consecutivos. A recíproca é verdadeira, ou seja, quanto menor o ∆t maior será o espaçamento entre traços. Desta maneira, em se tendo a distância entre traços (espaço = e) e o tempo gasto pela onda sonora para percorrer um determinado trecho de formação (∆t), torna- se fácil calcular a Velocidade lntervalar (VI) no intervalo considerado, utilizando-se : VI = e/∆t. O resultado deste cálculo será diretamente proporcional à qualidade das curvas registradas e, por conseqüência, da integração realizada. Para isto torna-se necessário um controle da qualidade mais apurado da integração (calibração do TTI), que é feito da seguinte maneira: escolhe-se um trecho de ∆t relativamente constante na seção perfilada e conta-se, defronte a ele, o traços de TTI registrado em ms. Ao mesmo tempo lê-se o ∆t no intervalo correspondente a intervalo escolhido do TTI. Em seguida calculam-se duas Velocidades Intervalares, compatibilizando-se as unidades :

GGN -2004-BHC-7

• (segundos)picossrespectivoentrelidoTTI

(metros)osconsecutivpicosentredistância1VI = (6.6)

• (segundos)1VIemusadospicososentrelido∆t

(metros)pé1vizinhosReceptoresentrepadrãodistância2VI

== (6.7)

VI1 deve ser aproximadamente igual a VI2 (erro máximo admitido = 10%).

Estes valores (TTIs e VIs) são utilizados pela sísmica na verificação dos topos das formações em suas seções sísmicas, nas calibrações de suas interpretações e, pelos exploracionistas em geral, para a interrupção ou continuação da perfuração de um poço em perfuração.

É conveniente lembrar que o uso de freqüências diferentes entre os métodos sísmicos de poço e de superfície, resulta em algumas diferenças interpretativas entre ambos. Enquanto no Sônico a freqüência é de 20 KHz, na sísmica é da ordem de 50 Hz. Deste modo, a resolução vertical do sônico é muito maior (melhor definição de camadas finas) que a da sísmica, que identifica pacotes de rocha. Por outro lado a profundidade de investigação do sônico compensado é bastante superficial, da ordem de 3 λ .

VELOCIDADES (m/s) λ SÔNICO (m) λ SÍSMICA (m) 7.620 0,38 152,4 1.905 0,10 38,1 1.524 0,08 30,5 608 0,03 12,2

6.11 - Equação de Raymer, Hunt & Gardner (Trans. Symposium SPWLA, paper P, 1980)

Estes autores, baseados na correlação entre tempos de trânsitos e porosidades medidas, em um sem número de testemunhos, definiram uma equação diferente da de Wyllie, para calcular a Φs em arenitos consolidados e não consolidados, sem a correção pela falta de compactação ou uso do ∆tf, entre os valores de zero e 37% de porosidade, abrangência maior da realidade das rochas reservatórios. Abaixo as equações definidas em ambas as metodologias:

Wyllie : (6.1)( ) ft∆.mt∆.1 t∆ φφ +−=

Raymer et al. : ( )ft∆mt∆

21t∆

1 φφ+

−= (6.8)

Observar que para os dois casos, quando Ф = 0, ∆t = ∆tm e quando Ф = 1, ∆t = ∆tf.

Raymer et al, estabeleceram, também, a seguinte equação prática, usando ∆tm = 58

(arenitos), 49 (calcários) e 44µs/pé (dolomitos):

∆t∆tm∆t

.cSR−

=φ (6.9)

onde, ФSR é a porosidade calculada pela equação (6.9) e “c” é uma constante empírica que varia de acordo com a área, etc. Recomendam um “c” da ordem de 0,625. De acordo com as equações (6.1 e 6.8), conclui-se que Wyllie considera ∆t como sendo um sistema rocha-fluido em série, resolvido pela média ponderada volumetricamente entre os tempos dos diversos materiais componentes da rocha (fluidos e matriz). Raymer et al., admitem um sistema em paralelo, resolvido pela média harmônica do sistema.

GGN -2004-BHC-8

GGN -2004-BHC-9

6.12 - Resumo do Perfil Sônico

6.12.1 - Medição

A menor diferença de tempo decorrido para uma onda compressional percorrer o espaço entre dois detectores localizados a distâncias fixas entre si. Unidade = µs/pé ou µs/m.

6.12.2 - Usos

Cálculo da Porosidade Intergranular Detecção ocasional de zonas fraturadas e com perda de circulação Auxiliar a Produção através de princípio similar CBL e VDL Auxiliar a Sísmica de Superfície na Calibração de suas seções Auxiliar a Perfuração / Geotecnia Constantes Elásticas

6.12.3 - Problemas

Litologia ou matriz desconhecida Presença de Hidrocarbonetos Presença de Argilominerais Presença de Porosidade Secundária Presença de grandes desmoronamentos e/ou rugosidades Presença de Saltos de Ciclos

6.13 – Referências Bibliográficas Raymer, L.L., Hunt, E.R., & Gardner, J.S. – 1980 – Na Improved Sonic Transit Time-to-

Porosity Transform. Trans. SPWLA Annual Logging Symposium.