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Well-logging Correlation - Análise e correlação de
diagrafias em poços na bacia de Rio Grande do Norte
Ricardo Afonso Salvador Pernes
Dissertação para a obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Geológica e de Minas
Orientador: Prof. António João Couto Mouraz Miranda
Júri
Presidente: Prof. Amílcar de Oliveira Soares
Orientador: Prof. António João Couto Mouraz Miranda
Vogais: Prof. António José da Costa Silva
Doutor José António da Cruz Mendes e Sousa
Março de 2014
2
Agradecimentos
Agradeço à Partex Oil and Gas pela cedência dos dados necessários à dissertação, ao Doutor
José Sousa e ao Eng. Luís Guerreiro da Partex Oil and Gas, aos Engenheiros Leonardo
Pereira e Ruben Nunes e à doutora Júlia Carvalho do CERENA pela disponibilidade e ajuda
prestadas.
Uma palavra de agradecimento aos colegas e professores que me acompanharam e apoiaram
ao longo do percurso académico.
Um agradecimento especial aos meus pais, avós e irmãos que sempre me apoiaram e
motivaram em tudo.
3
Well-logging Correlation - Análise e correlação de
diagrafias em poços na bacia de Rio Grande do Norte
Resumo
Na execução de uma sondagem é obtida, através de carotagem, recolha de amostras e
logging, informação necessária ao estudo das características físicas das formações
atravessadas pelo furo. No âmbito do logging, são recolhidos dados sobre resistividade,
radiação gama, densidade, porosidade, falhas, velocidade de propagação de ondas e
orientações das formações através de sondas que são enviadas ao longo do furo, durante e
após a perfuração.
Os métodos de logging, no seu conjunto, permitem estabelecer parâmetros de porosidade,
saturação e, indiretamente, permeabilidade da formação, com o intuito de tirar conclusões
acerca da existência e localização, ao longo da sondagem, de payzones ricas em
hidrocarbonetos para exploração.
Neste trabalho foram analisados e correlacionados logs provenientes de três poços localizados
na Bacia Potiguar, Brasil, com o objetivo de identificar as potenciais payzones em cada um e
identificar semelhanças entre as respostas dos logs em estudo para uma definição geral das
formações atravessadas.
A análise e posterior correlação, recorrendo ao software Petrel, permitiram atingir os objectivos
propostos e chegar a conclusões acerca das características de porosidade, permeabilidade e
saturação das formações, assim como a uma caracterização geral, a diferentes profundidades,
do tipo de rocha constituinte.
Palavras-Chave
Sondagem
Logging
Análise
Correlação
Bacia Potiguar
4
Well-logging Correlation – Analysis and correlation of
well logs in Rio Grande do Norte basin wells
Abstract
During drilling operations we can obtain, with coring, mud-logging and well logging, all the
information we need to study a formation in terms of its physical characteristics. With well
logging data concerning resistivity, gamma radiation, density, porosity, existing faults,
underground wave velocity and dips is recovered and send up to the surface during and after
drilling.
Well logging methods allow the establishment of porosity, saturation and, indirectly, permeability
parameters in order to take conclusions about the existence and location, along the drilled hole,
of pay zones rich in hydrocarbon to exploit.
The work centered on the analysis and correlation of provided logs from tree wells located in
Potiguar Basin, Brasil, with the objective of pay zone identification and to explain similarities
between logs in order to get a general definition of the drilled formations.
Software Petrel was used in order to make a correlation between the wells, after a previous
analysis. The correlation was successful and allowed to take conclusions about the porosity,
permeability and saturation of the formation, as well as a general characterization of the
constituting rock.
Key-words
Drilling
Well Logging
Analysis
Correlation
Potiguar Basin
5
I- Índice
1. Introdução ............................................................................................................................ 11
1.1. Objectivos .................................................................................................................... 11
2. Estado de arte ..................................................................................................................... 12
2.1. Técnicas de Sondagem ................................................................................................... 12
2.1.1. Rotação ............................................................................................................... 12
2.2. “Bottomhole Assembly” ............................................................................................... 12
2.2.1. Motor RSS ........................................................................................................... 14
2.2.2. MWD (“Measurement While Drilling”) .................................................................. 14
2.3. Ferramentas de Sondagem ......................................................................................... 15
2.3.1. Bits ....................................................................................................................... 15
3. Fluidos de Sondagem (“Drilling Fluids”) .............................................................................. 17
4. Parâmetros de Sondagem .................................................................................................. 19
5. Métodos de aquisição de Informação Geológica ................................................................ 20
5.1. Carotagem ................................................................................................................... 20
6. Logging (Diagrafias) ............................................................................................................ 21
6.1. Wireline Logging .......................................................................................................... 22
6.2. Logging While Drilling .................................................................................................. 22
6.3. Parâmetros Petrofísicos de Logs ................................................................................ 24
6.3.1. Porosidade .......................................................................................................... 24
6.3.2. Permeabilidade .................................................................................................... 26
6.3.3. Saturação ............................................................................................................ 27
6.4. Tipos de Diagrafias...................................................................................................... 28
6.4.1. Diagrafias de Resistividade ................................................................................. 28
6.4.2. Potencial Espontâneo (SP) ................................................................................. 29
6.4.3. Radiação Gama Natural (GR) ............................................................................. 31
6.4.4. Densidade ........................................................................................................... 34
6.4.5. Neutrões .............................................................................................................. 35
6.4.6. Diâmetro do furo (Caliper) ................................................................................... 38
6.4.7. Temperatura ........................................................................................................ 38
6.4.8. Sónica .................................................................................................................. 39
6.4.9. Dipmeter .............................................................................................................. 42
6.4.10. Imagem – Monitorização elétrica .................................................................... 43
6.4.11. Imagem – Monitorização ultrassónica ............................................................. 43
6.4.12. Imagem óptica ................................................................................................. 43
7. Características litológicas das formações sedimentares .................................................... 44
7.1. Arenitos ....................................................................................................................... 44
6
7.2. Argilas/Shales .............................................................................................................. 45
7.3. Rochas carbonatadas ................................................................................................. 46
7.4. Evaporitos .................................................................................................................... 47
8. Software Petrel .................................................................................................................... 48
8.1. Correlação entre poços ............................................................................................... 49
8.2. Manual de procedimento - Petrel ................................................................................ 50
9. Caracterização Geográfica – Bacia Potiguar ...................................................................... 53
10. Caracterização Geológica – Bacia Potiguar ................................................................... 53
11. Caracterização dos poços existentes no local em estudo .............................................. 55
12. Análise de Diagrafias ...................................................................................................... 56
12.1. Poço Seco ............................................................................................................... 56
12.2. Poço Minor Oil ......................................................................................................... 59
12.3. Poço Produtor .......................................................................................................... 61
13. Resultados da Correlação ............................................................................................... 63
13.1. Crítica aos resultados obtidos ................................................................................. 67
14. Considerações finais ....................................................................................................... 68
15. Referências Bibliográficas ............................................................................................... 69
7
II. Índice de Figuras
Figura 1 - Bottomhole Assembly para poços verticais (esquerda) e direcionais (direita), com os
componentes descritos (Schlumberger, 2013). .......................................................................... 13
Figura 2 - Componentes do motor RSS, modelo RSM675 da APS Technology. ....................... 14
Figura 3 - Bit SpeedDrill da National Oilwell Varco. Fonte: (Terrell, 2013). ................................ 16
Figura 4 - Circuito de circulação das lamas de sondagem, adaptado de Barrett et al., 2005. ... 18
Figura 5 – Ferramenta de MWD e LWD Eco-Scope da Schlumberger integrada na BHA
(Schlumberger, 2013) .................................................................................................................. 23
Figura 6 - Variação do potencial espontâneo função da porosidade da formação, com as
correções necessárias devido às variações de resistividade e temperatura do fluido de
sondagem (Ellis & Singer, 2007) ................................................................................................. 30
Figura 7 - Representação esquemática do efeito de Compton (Ellis e Singer, 2007) ................ 32
Figura 8 - Relação entre o ângulo de dispersão e a energia do raio gama final para electrões de
incidência de 660 keV (Ellis e Singer, 2007) ............................................................................... 32
Figura 9 - Gama de valores de Z e E0 para os quais cada interação de raios gama com a
matéria torna-se predominante (Ellis & Singer, 2007) ................................................................ 33
Figura 10 - Sonda de Caliper. Fonte: Baker Hughes .................................................................. 38
Figura 11 - Esquema das ondas Stoneley (White, 1983). .......................................................... 40
Figura 12 - Excerto de log sónico, adaptado de Halliburton, 2007. Ondas de compressão e
tracção identificadas. ................................................................................................................... 41
Figura 13 - Ferramenta de Dipmeter (pormenor) onde se observam os sensores ligados por
braços articulados - Fonte: www.petrolog.net ............................................................................. 42
Figura 14 - Logs de raios gama (GR), Neutrão (NPHI) e densidade (RHOB) numa arcose de
arenito. Também estão incluídos o diâmetro dos bits (BS), tensão (TENS), caliper (CALI) e
correção de densidade (DRHO), (Bateman, 1984, Halliburton). ................................................ 45
Figura 15 - Correlação entre dados de prospecção sísmica e de logs, com destaque para os
poços desviados. Fonte: slb.com ................................................................................................ 48
Figura 16 - Janela de introdução de um poço. ............................................................................ 50
Figura 17 - Opções de manuseamento do conteúdo relativo a cada poço. ............................... 51
Figura 18 - Exemplo de seleção de logs a partir da opção Global Well Logs ............................ 52
Figura 19 - Mapa de localização da Bacia Potiguar, modificado de Mont’Alverne et al. (1998). 54
Figura 20 - Mapa do bloco onde se encontram os poços em estudo (sem escala) – Cortesia
Partex. Poço 1 - Seco; Poço 2 –Minor Oil; Poço 3 - Produtor .................................................... 55
Figura 21 - Excerto de log analisado no poço seco (Schlumberger, 2009). ............................... 58
Figura 22 - Excerto de log analisado no poço minor oil (Schlumberger, 2006). ......................... 60
Figura 23 - Excerto de log analisado no poço produtor (Schlumberger, 2007). ......................... 62
Figura 24 – Correlação entre os logs dos três poços em estudo, com destaque para a
“payzone”. .................................................................................................................................... 64
8
III. Índice de Tabelas
Tabela 1 - Coordenadas dos três poços em estudo. .................................................................. 63
Tabela 2 - Porosidades calculadas para a "payzone" situada aos 350m de profundidade no
poço produtor. ............................................................................................................................. 66
IV. Índice de Equações
“ [1] .............................................................................................. 19
[2] ................................................................................................. 19
[3] ................................................................................................................... 19
[4] .......................................................... 21
[5] ............................................................................................................. 24
[6] ............................................................................................................ 26
[7] ............................................................... 26
[8] ............................................................................................................... 27
[9] ................................................................................. 28
[10] ................................................................................... 29
[11] ................................................................................................ 33
[12] ............................... 34
[13] ................................................................. 35
[14] ............................................................................................... 37
[15] ........................................... 39
[16] ........................................ 41
9
V. Símbolos e Abreviaturas
BHA – Bottomhole Assembly
RSS – Rotary Steerable System
MDW – Measurement While Drilling
LWD – Logging While Drilling
PDC – Polycrystalline Diamond Compact
ROP – Rate of Penetration
Kf – Perfurabilidade
WR – Unidade de diâmetro
RPM – Rotações por minuto
HP – Horsepower
DIA – Diâmetro de perfuração
W – Weight
ϕ – Porosidade
Vw – Volume de água
Vh – Volume de hidrocarbonetos
Vb – Volume da rocha
ϕe – Porosidade efectiva
v – Velocidade de escoamento
k – Condutividade hidráulica
P – Pressão
ρ – Densidade
g – Aceleração gravítica
Z – Profundidade; Número atómico (quando aplicável); Nº de electrões (quando aplicável)
µ - Viscosidade de um fluido; Factor de atenuação (quando aplicável)
Sw – Saturação em água
T – Temperatura; Espessura de uma formação (quando aplicável)
A – Área; Constante (quando aplicável)
Fsd – Fracção de areia rica em hidrocarbonetos
R0 – Resistividade de uma amostra saturada
Rw – Resistividade de um meio poroso saturado
m – Metro Unidade de medida; Factor de correção (quando aplicável)
Co – Efeito de Compton
σco – Coeficiente de absorção de Compton
NAv – Número de Avogadro
ρb – Densidade da formação
ρe – Densidade de electrões
J – nº de electrões dispersos
K1, K2 – Constantes dependentes do comprimento da ferramenta de logging
ϕD – Porosidade obtida a partir do log de densidade
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E – Energia
ϕN – Porosidade obtida a partir do log de neutrão
Vp – Velocidade das ondas P
Vs – Velocidade das ondas S
Vma – Velocidade das ondas na matriz rochosa
Vb – Velocidade das ondas na formação rochosa
Δt – Intervalo de tempo
Δtma – Intervalo de tempo de recepção das ondas na matriz
Δtf – Intervalo de tempo de recepção das ondas no fluido
API – American Petroleum Institute
TOC – Total Organic Carbon
GR – Log de raios gama
NPHI – Log de neutrão
RHOB/RHOZ – Log de densidade
BS – Log de Diâmetro do Bit
TENS – Log de tensão
CALI – Log de Caliper
DRHO – Log de correção de densidade
SP – Log de potencial espontâneo
RXOZ – Log de resistividade standard
AT30/AHT30 – Log de resistividade médio
AT90/AHT90 – Log de resistividade profundo
SSTDV – Standard True Vertical Depth
Kb – Kelly-bushing
MD – Measured Depth
11
1. Introdução
O conhecimento das propriedades litológicas do subsolo depende do investimento em
prospeção e reconhecimento com métodos geofísicos e sondagens. No âmbito das sondagens
procede-se à recolha de amostragens, com recurso a carotagem, ou recolha de informação
física das propriedades das formações rochosas utilizando sondas que efectuam leituras
contínuas ao longo de um furo de sondagem, transmitindo os dados até à superfície, onde um
computador os traduz em logs, num processo globalmente designado por Well Logging ou
diagrafias.
1.1. Objectivos
Este trabalho tem como objetivos a análise e correlação litológica de dados de diagrafias de
três poços de pesquisa e produção de hidrocarbonetos situados na Bacia Potiguar, na região
de Rio Grande do Norte. A análise e correlação dos logs permitem estabelecer a localização de
“payzones” num poço, a partir do estudo dos logs. Os resultados da análise e correlação dos
logs estudados permitem estimar a porosidade, permeabilidade e eventual saturação em
hidrocarbonetos nas “payzones”.
12
2. Estado de arte
Neste capítulo introduz-se a informação teórica de sondagens necessária ao enquadramento
do trabalho na temática do “Well Logging”.
2.1. Técnicas de Sondagem
2.1.1. Rotação
Neste método o furo de sondagem é perfurado por uma broca com rotação ao mesmo tempo
que se aplica uma força no sentido descendente. O bit sofre um momento torsor a partir do
topo da série de varas ou do motor RSS (“Rotary Steerable System) de sondagem, distribuído
ao longo das varas que se vão adicionando à medida que a profundidade de perfuração
aumenta. Os cuttings são removidos do fundo do furo através do fluido de sondagem, em
circuito fechado.
Para adicionar uma vara ao circuito é necessária a sustentação das varas já colocadas,
recorrendo a um encaixe que as suporta ao nível da mesa de sondagem. A coroa de
sondagem sofre rotação no sentido inverso ao encaixe e é desencaixada do circuito. É
encaixado o topo de uma nova vara na coroa e a base da vara no topo da vara presa na mesa
de sondagem. As componentes ficam devidamente estanques e o processo de perfuração
continua.
O Rig ou estrutura de sondagem suporta todo o peso das varas e ferramenta de perfuração,
pelo que cada Rig está dimensionado para uma certa profundidade de perfuração.
Na figura 4 (capítulo 3) observa-se um esquema dos componentes de um Rig. A fonte de
energia mais característica do funcionamento de todo o equipamento é o Diesel.
2.2. “Bottomhole Assembly”
A “bottomhole assembly” (BHA, abrev., figura 1) é o conjunto de peças/componentes da zona
frontal do fundo de furo. Entre os componentes contam-se o bit propriamente dito, um motor no
caso dos furos direcionais, estabilizadores, “drill collar” ou varas de peso, “jars” ou
desencravadores e peças de combinação de roscas ou “subs”. Estes componentes devem
fornecer a força e momento torsor necessários para o bit perfurar a rocha, possuir resistência
às elevadas temperaturas envolventes e proporcionar ao sondador um controlo de execução
do poço. No caso dos furos direcionais inclui-se um sistema de Measurement While Drilling
(MDW, abrev.) e Logging While Drilling (LWD, abrev.) (Schlumberger, 2013).
Por vezes, devido à capacidade de expansão de certas formações, é necessário um “Reamer”
para manter o diâmetro perfurado. O “Reamer” alarga o furo para o diâmetro desejado,
13
estabiliza-o na zona de furação ao diminuir as vibrações na coluna de perfuração e permite que
as varas percorram o furo sem sofrer deterioração por fricção nas paredes.
Figura 1 - Bottomhole Assembly para poços verticais (esquerda) e direcionais (direita), com os componentes descritos (Schlumberger, 2013).
Na execução de furos direcionais a BHA altera o ângulo de perfuração de acordo com a
distância existente entre estabilizadores, diâmetro e rigidez do “drill collar”, inclinação da
formação, velocidade de rotação, peso no bit, dureza da formação e tipo de bit (Schlumberger,
2012).
Um estabilizador próximo do bit, abaixo de uma série de colares de perfuração, promove um
aumento de ângulo à medida que é aplicado peso sobre o bit.
O perfurador pode também recorrer a desviadores, peças metálicas em forma de rampa
colocadas à profundidade desejada de modo a facilitar o desvio da furação.
Além da inclinação é necessário manter o azimute da perfuração, pelo que é necessário um
motor com propulsão próxima do bit e monitorização adequada com equipamento MWD para
não afectar o desvio.
14
2.2.1. Motor RSS
Actualmente os furos de sondagem podem ser direcionados com base em equipamento
motorizado RSS (Rotary Steerable System) (figura 2) e MWD (Measurement While Drilling),
que permitem, através de sinais enviados a partir da superfície ao longo da coluna de fluido de
sondagem, direcionar a furação, através de dados transmitidos de azimute e inclinação.
Este motor é propulsionado com recurso ao fluido de sondagem e transmite a rotação
necessária ao bit para perfurar a formação. O motor muda de direção graças a “Pads” que se
ajustam às paredes do furo e às instruções enviadas a partir da superfície pelo sondador.
Figura 2 - Componentes do motor RSS, modelo RSM675 da APS Technology.
O motor permite uma resposta mais rápida a partir da superfície, graças ao MWD, corrigindo a
inclinação e azimute caso o furo se desvie excessivamente da rota planeada.
Os modelos mais recentes permitem mudanças de ângulo mais acentuadas por parte da BHA,
sem quebra de “Rate of Penetration”, (ROP, abrev.). São também sistemas de rotação
integrais, ou seja, tanto as varas como a BHA rodam em simultâneo, limpando o furo e
reduzindo o risco de encraves nas varas (Schlumberger, 2012).
A integração dos dados de MWD em conjunto com as vantagens dos motores RSS recentes
permite um planeamento em 3D da trajectória do furo com elevado grau de certeza, bem como
uma redução significativa do tempo de perfuração. Permite também uma maior exposição do
furo à “payzone”, aumentando a produção (Schlumberger, 2012).
2.2.2. MWD (“Measurement While Drilling”)
A avaliação de propriedades físicas, incluindo a pressão, temperatura, azimute e inclinação da
perfuração num espaço tridimensional, à medida que a perfuração avança, é o propósito da
técnica de Measurement While Drilling. Actualmente é prática corrente na maioria das
15
sondagens, com destaque para as direcionais, tendo em conta os custos relacionados com o
tempo de perfuração e estabilidade do poço.
As medições são efectuadas à medida que se perfura e guardadas em memória, sendo de
seguida enviadas para a superfície através da coluna de fluido. A transmissão dos dados é
normalmente enviada através da coluna de fluido do mesmo modo que o método de LWD, sob
a forma de ondas sinusoidais positivas, negativas ou contínuas. As ferramentas podem guardar
os dados para serem analisados quando a ferramenta de sondagem é retirada do furo ou
quando existe falha na transmissão dos dados (Schlumberger, 2013).
2.3. Ferramentas de Sondagem
Consoante o fabricante, o tipo de formações e a exigência da perfuração existem diversos tipos
de Bits (brocas ou ferramentas) de sondagem por rotação, com destaque para os PDC ou bits
diamantados policristalinos.
São ainda aplicados tricones na maioria dos furos verticais. Outro tipo de ferramenta com
relevância no campo das sondagens é o martelo de fundo de furo.
2.3.1. Bits
O material dos bits varia consoante a resistência e competência das formações, sendo
utilizados bits de carboneto de tungsténio ou diamante nas formações mais resistentes. Os
PDC são constituídos por uma área frontal onde estão inseridos diamantes adequados à
furação que são embutidos na matriz de aço. Na área lateral do bit são também inseridos
diamantes mais espaçados entre si.
Modelos recentes de bits possuem duas secções de diferentes diâmetros (representadas na
figura 3). A primeira, com menor diâmetro, perfura a rocha, modificando o estado de tensões
existente. O maciço tende a deformar-se e a perder resistência na zona perfurada, pelo que a
segunda secção do bit, o Reamer, alarga o furo com menor gasto energético até ao diâmetro
desejado. Este modelo permite um contacto integral do bit com o maciço devido à inclusão de
almofadas que orientam o bit, aumentando a estabilidade e eficiência da perfuração (Terrell,
2013).
16
Figura 3 - Bit SpeedDrill da National Oilwell Varco. Fonte: (Terrell, 2013).
17
3. Fluidos de Sondagem (“Drilling Fluids”)
Um fluido de sondagem, ou lama de sondagem, é utilizado nas operações de perfuração com
os seguintes objectivos:
Limpeza de sólidos do fundo do furo (cuttings) e sua libertação à superfície.
Controlo da pressão na formação e manutenção da estabilidade do furo.
Impermeabilização das paredes do furo.
Arrefecimento, lubrificação e suporte da ferramenta de perfuração.
Transmissão de energia hidráulica à ferramenta e bits.
Minimização de danos no reservatório causados durante a furação, evitando a entrada
de fluidos para o interior do furo.
Permitir uma melhor avaliação dos constituintes da formação por meio de diagrafias de
sondagem.
Controlo de corrosão.
Facilitar a cimentação do furo.
Minimizar impactes ambientais.
O sistema de circulação das lamas no furo começa à superfície, num tanque de lamas a partir
do qual a lama é bombeada até ao fundo do furo através das varas de furação, preenchendo a
totalidade do furo. Um canal envia a lama que atinge a superfície na direcção do tanque,
fechando o circuito. A figura 4 demonstra um exemplo de um circuito pormenorizado.
Existem diversos tipos de fluidos de sondagem, classificados de acordo com o fluido principal
utilizado:
Gasosos: Ar, Azoto.
Aquosos: Água, Espumas, Argila (ex. Bentonite), Polímeros, Emulsões.
Não-aquosos: Óleo ou Gel.
18
Figura 4 - Circuito de circulação das lamas de sondagem, adaptado de Barrett et al., 2005.
A seleção do fluido de sondagem baseia-se nas seguintes propriedades: densidade, tixotropia,
viscosidade e quimismo adequados às formações atravessadas, assim como o seu custo e
impactes ambientais. Os custos incluem o preço de mercado dos ingredientes do fluido, gestão
de sólidos e de resíduos.
Depois de cumprida a sua função as lamas devem ser devidamente tratadas, se necessário.
Os componentes que não implicam impactes ambientais podem ser despejados numa área
autorizada, ao passo que os outros devem seguir para instalações de tratamento próprias
(Barrett et al., 2005).
19
4. Parâmetros de Sondagem
Na mecânica das perfurações de sondagem intervêm as seguintes variáveis:
Tensão
Torção
Pressões
Velocidade de perfuração
A velocidade de perfuração (ROP, pés/hora) pode ser descrita através da unidade de diâmetro
(WR), velocidade de rotação (RPM) e perfurabilidade da formação (Kf) (Santos, 2010), da
seguinte maneira:
[1]
A perfuração avança graças a uma combinação de carga aplicada com o movimento rotacional
da broca de perfuração. Esta carga é designada por Pulldown.
A força aplicada à superfície transmite-se ao longo das varas até aos bits devido à potência de
rotação. Esta pode ser descrita da seguinte forma (Santos, 2010):
[2]
Já o Torque ou momento de rotação depende do peso do bit, diâmetro das varas ou da furação
e escavabilidade da rocha. Pode aproximar-se da seguinte maneira (Santos, 2010):
[3]
Onde DIA é o diâmetro da furação em polegadas e W o peso sobre o bit em lbs/1000.
20
5. Métodos de aquisição de Informação Geológica
As análise de amostras de rocha que ao sendo perfurada são trazida à superfície com o fluido
de sondagem (cuttings) constituem a base de uma avaliação primária das formações rochosas
que são perfuradas. Contudo estes pequenos fragmentos de rocha não oferecem o grau de
certeza desejado num projecto que envolve milhões de dólares a completar. Para a obtenção
de amostras de grande dimensão (vários metros de comprimento) e nas melhores condições
possíveis é utilizada uma técnica designada por Carotagem, que consiste na extração de um
testemunho de rocha do fundo do furo durante a perfuração ou nas paredes do furo após a
furação (Gatlin, 1960). Este método é utilizado na obtenção de testemunhos para posterior
análise na indústria mineira, petrolífera e em obras geotécnicas.
5.1. Carotagem
Todos os tipos de carotagem no fundo de furo utilizam uma ferramenta cilíndrica anelar que
provoca um corte na rocha de modo a que se obtenha um cilindro ou core no seu centro.
Quando se atinge a profundidade desejada parte-se a base do testemunho cilíndrico. Este é
então preso dentro do tubo da ferramenta e removido do furo.
Outro processo de carotagem, o “side core”, retira o testemunho ao longo da parede do furo.
As características das ferramentas variam consoante a dureza e estado de alteração das
formações das quais se pretende retirar o testemunho, sendo por vezes necessários bits
(material de corte em contacto directo com a rocha) de diamante.
A integridade estrutural do testemunho deve ser salvaguardada para que a análise laboratorial
identifique com clareza as suas características. Durante o processo o testemunho é
inevitavelmente contaminado pelo fluido de sondagem, ocorre uma alteração do estado de
tensões que pode levar à sua fracturação, o gás potencialmente presente liberta-se, podendo
também facilitar a libertação e perda do petróleo presente.
Duas das características analisadas, porosidade e permeabilidade permanecem, contudo,
praticamente inalteradas, o que por si justifica o tempo e dinheiro investido na operação.
A furação de testemunhos de carotagem é longa e dispendiosa, pelo que apenas é realizada
em alguns troços do furo. Para uma total avaliação das formações atravessadas pelo furo
aplica-se a técnica de Well Logging.
21
6. Logging (Diagrafias)
A prática de diagrafias depende da utilização de numerosos sensores e aparelhagem
electrónica, chamados de ferramentas, que percorrem o furo de sondagem. As ferramentas são
naturalmente resistentes às temperaturas existentes a alguns quilómetros de profundidade,
temperaturas estas que podem degradar os cabos, conecções e ferramentas enviadas.
Esta aparelhagem tem em vista a medição de propriedades físicas das rochas e fluidos. Note-
se que apenas algumas destas propriedades terão interesse real na análise. No caso da
exploração de hidrocarbonetos toda a informação possível de analisar deve ser adquirida pois
o investimento do projecto de sondagem é muito elevado.
A informação pode ser adquirida de diversas maneiras. As características dos fluidos presentes
no subsolo podem ser analisadas através do próprio fluido de sondagem. Este processo,
designado de mud logging, serve principalmente para a identificação da presença de petróleo
ou gás. Amostras de rocha são recuperadas a partir do fluido de sondagem que ascende à
superfície.
As diagrafias fornecem uma medição contínua das propriedades físicas das rochas. Trata-se
de um processo menos dispendioso e mais rápido do que a carotagem.
A análise de diagrafias teve início no final dos anos 1920s quando Conrad e Marcel
Schlumberger aplicaram métodos de resistividade para analisar propriedades físicas das
formações rochosas atravessadas por um furo de sondagem. Na década de 50 a tecnologia de
diagrafias de resistividade já havia sido efectivamente estudada e aperfeiçoada, com a inclusão
de gráficos de correlações empíricas.
A importância da análise de diagrafias pode ser provada recorrendo ao exemplo de uma
equação utilizada para estimar a quantidade de petróleo e gás presente num reservatório, o
volume total de hidrocarbonetos (Hearst et al., 2000).
[4]
T representa a espessura vertical da sequência areia/shale, A a área de extensão da
sequência, sd a fracção de areia preenchida com petróleo na sequência, φ a porosidade e Sw
a fracção de poros saturada em água. Destes parâmetros apenas a área não pode ser
analisada através da análise dos logs.
Métodos radioactivos e sónicos foram desenvolvidos a partir da década de 40 e incorporados
na indústria na década de 50 (Johnson, 1962; Segesman, 1980). Detecção de raios gama, de
origem natural ou induzidos e neutrões foram utilizados para analisar conteúdo mineral
radioactivo, densidade e Index de Hidrogénio. Métodos de interpretação baseados em leis
incorporadas e tecnologias de gráficos evoluíram para tirar partido de medições adicionais
(Marett e Kimminau, 1990).
22
A tecnologia de diagrafias é utilizada em campos tão diversos como:
Petróleo e Gás
Mineração de Urânio e Carvão
Exploração mineira
Geotermia
Hidrogeologia
Geotecnia
Pesquisas científicas
A aplicação de diagrafias continua a ter como principal utilizador a indústria de prospeção e
produção de petróleo e gás.
Os logs das diagrafias são normalmente utilizados para interpretar a geologia de um local.
Relativamente á carotagem este método possui a vantagem de ser mais barato, disponível em
formato contínuo e com qualidade uniforme entre poços. A partir do momento em que as
medições estejam calibradas no que respeita a uma propriedade física, é apenas necessária
atenção à correlação entre os logs de diferentes poços a determinadas profundidades.
6.1. Wireline Logging
O equipamento necessário à prática de Wireline on-shore necessita de um veículo de
transporte, guincho, manivela e cabo, equipamento de gravação dos dados das respostas
recebidas nos sensores e ferramentas de “logging”. O cabo é suspenso no Rig de perfuração.
Caso não exista Rig no local da perfuração e os instrumentos possuam um comprimento
superior a 3 metros é necessário um instrumento portátil. Neste caso utiliza-se um veículo com
um mastro de cerca de 10 metros. Em sondagens off-shore ou localizações remotas o
equipamento é transportado em caixas ou está permanentemente ligado à plataforma.
6.2. Logging While Drilling
As ferramentas utilizadas neste método, onde o próprio nome indica o facto da captação de
dados ser efectuada à medida que a perfuração ocorre, são construídas em varas de
perfuração modificadas, que posteriormente são colocadas na BHA (figura 5), entre 3 a 20m
acima do bit (Hearst et al., 2000). Recorrendo a esta técnica é possível:
Obter dados imediatamente após o bit atingir uma formação.
Maior rapidez.
Minimização dos efeitos de invasão no furo.
Único método utilizado em furos horizontais.
23
Entre os sensores de diagrafias possíveis de incluir em LWD contam-se: Resistividade,
indução, densidade, fotoeléctricas, neutrões e sónicas.
Os dados são transmitidos ao longo do furo através do fluxo de lamas de sondagem. Um dos
meios utilizados consiste na utilização de válvulas que alteram a pressão do fluido, criando
pulsações ou ondas de pressão sinusoidais ao longo da coluna de fluido e modulando a
frequência da onda (Schlumberger, 1993).
A velocidade de transmissão dos dados até à superfície é demasiado lenta para transmitir
todos os dados importantes captados no fundo do furo. A maioria dos dados é guardada em
memória para posterior leitura quando a ferramenta é retirada.
Figura 5 – Ferramenta de MWD e LWD Eco-Scope da Schlumberger integrada na BHA (Schlumberger, 2013)
24
6.3. Parâmetros Petrofísicos de Logs
Para a exploração e produção de hidrocarbonetos é fulcral o conhecimento das características
geológicas dos potenciais reservatórios. As características mais estudadas são a porosidade,
permeabilidade e saturação em fluidos das formações.
6.3.1. Porosidade
A porosidade (φ) é definida através da razão entre o volume de vazios de uma rocha e o seu
volume total e pode tomar diversas formas:
Porosidade Intergranular – Espaços vazios entre os grãos constituintes de uma rocha.
Porosidade Intragranular – Espaços vazios dentro dos grãos de uma rocha.
Porosidade de Fracturação – Vazios existentes entre as superfícies de fractura.
Porosidade vesicular – Espaços formados por bolhas de ar durante o arrefecimento da
rocha.
No âmbito do estudo de logs de sondagem a porosidade estabelece-se da seguinte maneira:
[5]
Vw representa o volume de água na rocha, Vh o volume dos outros fluidos existentes na rocha e
Vb o volume total da rocha.
Nas rochas sedimentares os espaços vazios formados durante a deposição são designados
como porosidade primária e os espaços formados após a deposição por meio de processos
geoquímicos tais como dissolução de grãos são denominados como porosidade secundária.
O intervalo de porosidade em solos varia entre 0,001 em calcários compactos, rochas ígneas e
metamórficas e 0,8 em sedimentos não consolidados do fundo do mar. Schopper (1982)
registou valores entre 0,004 e 0,53 em arenitos e entre 0,001 e 0,365 em calcários. A
porosidade nas fracturas varia entre razões microscópicas e de vários centímetros. Vesículas
causadas pela expansão de gás à medida que uma rocha magmática intrusiva ou pela
dissolução em água de rochas carbonatadas pode ter ainda maiores variações. Tome-se o
exemplo de formações cársicas onde podem existir grutas com vários metros de diâmetro.
A cimentação, deposição de shales, diagénese e compressão estão entre as causas que
podem reduzir a porosidade existente. Elevadas pressões, causadas por sedimentações mais
recentes, pode fechar fracturas e reduzir este tipo de porosidade.
Existem diversos métodos que permitem estimar a porosidade a partir da análise dos logs de
sondagem.
A porosidade pode ser calculada a partir de dados obtidos por logs de três maneiras diferentes:
Logs simples – Procede-se a uma análise com base nos dados de um único tipo de
log.
25
Combinação de logs – Analisa-se a porosidade combinando os valores de pares (ou
grupos maiores) de logs (ex. Densidade e Neutrão).
Análise estatística de dados referentes a vários logs onde, com base em análises
empíricas, a porosidade e a mineralogia podem ser identificadas.
A metodologia utilizada na determinação da porosidade com recurso a logs depende da
geologia e da qualidade dos logs disponíveis. Depende também do tipo e qualidade dos dados
dos cores (testemunhos de sondagem obtidos por meio de carotagem). O analista pode
escolher os dados dos cores como padrão, ajustando os parâmetros conhecidos de modo a
minimizar o erro de estimativa da porosidade na análise dos logs.
Em sedimentos não consolidados a porosidade intergranular depende da forma e graduação
das partículas. Quanto maior a uniformidade do calibre dos grãos e maior a sua esfericidade,
maior será a porosidade.
Os analistas de logs utilizam o termo de porosidade efectiva (φe) para designar o espaço nos
poros onde o fluido se encontra. φe é também designada como porosidade interconectada.
Também existe porosidade isolada que contém fluido em poros que não estão conectados ou
retido por capilaridade.
No caso das areias argilosas os fluidos existentes podem estar retidos de diversas maneiras:
Água de adsorção: Presente nos poros e atraída para a superfície dos minerais
argilosos.
Água de ligação: Faz parte da fórmula química dos minerais argilosos a que está
ligada.
Água capilar: Preenche os vazios entre as partículas com dimensão granulométrica do
silte ou maiores.
Água livre: Presente nos poros e pode ser deslocada através da aplicação de um
gradiente de pressão.
Hidrocarbonetos livres: Presentes nos poros, também sujeitos a deslocamento caso
seja aplicado um gradiente de pressão.
A porosidade de uma amostra de mão pode ser analisada em laboratório, servindo de padrão
para a análise da porosidade baseada nos dados dos logs.
As principais diferenças entre as amostras analisadas no laboratório e as formações rochosas
centram-se na representatividade da amostra estudada e as condições de pressão e
temperatura in situ comparadas com o laboratório.
A porosidade pode também ser estudada recorrendo à análise de logs de diagrafias, tema
central desta tese. Os métodos mais comuns utilizados na estimação da porosidade em
formações rochosas utilizam equipamentos que medem resistividade, velocidade de
propagação de ondas acústicas, densidade das formações e quantidade de fluido presente a
partir da emissão de neutrões na formação. Combinações de dois ou mais tipos de logs são
26
frequentemente utilizadas para um estudo mais preciso das características das formações
atravessadas pelo furo de sondagem.
6.3.2. Permeabilidade
Aquando da existência de um gradiente hidráulico entre poros interconectados ou rocha
fracturada, ocorre migração do fluido existente. A permeabilidade mede a magnitude de
percolação de um fluido por unidade de gradiente hidráulico. Se a permeabilidade for
conhecida pode-se prever a produtividade de um aquífero ou reservatório sob condições de
pressão e percolação variáveis.
A permeabilidade de um reservatório é um dos parâmetros mais difíceis de estimar, pelo que o
seu estudo advém principalmente de análises laboratoriais em testemunhos de carotagem.
Métodos experimentais comprovaram que, no que respeita a velocidades de percolação em
meios porosos, o volume de caudal (Q) ao longo de uma área (A) normal à direcção do
escoamento é uma proporção directa à carga hidráulica aplicada ao longo da direcção do
escoamento. A razão Q/A é a aparente velocidade de escoamento (v). A lei de Darcy para
escoamento em meios porosos escreve-se da seguinte maneira:
[6]
Z é tido como positivo na direcção descendente. O gradiente é adimensional, dependendo da
pressão P, da densidade do fluido ρ, da aceleração da gravidade g e altura z. K define-se como
a condutividade hidráulica, dependente das características do fluido e do meio poroso. As
dimensões da condutividade hidráulica são equivalentes a uma velocidade e é uma medida
utilizada em condições onde as propriedades da água a pressão e temperatura normais (1atm
e 20°C) são tidas como constantes.
Em condições de reservatório tem-se em conta as propriedades da rocha e do fluido à
respectiva pressão e temperatura do local. A equação toma então a seguinte forma:
[7]
µ é tido como a viscosidade do fluido. Nesta equação o gradiente designa-se como gradiente
hidráulico. Em ambas as equações anteriormente descritas a profundidade z tem em conta
uma coluna hidrostática até à superfície.
A permeabilidade efectiva k tem em conta apenas as propriedades da rocha, tendo unidades
equivalentes a uma área. É necessário que todos os termos da equação estejam em unidades
coerentes entre si. Caso contrário será necessária uma conversão, de unidades imperiais para
decimais ou vice-versa.
27
A unidade de medida mais comum para representar a permeabilidade é o Darcy, que
representa a permeabilidade de um meio poroso preenchido com um líquido homogéneo com
um centipoise de viscosidade à razão de um centímetro cúbico por segundo por uma secção
com um centímetro quadrado de área e pressão de uma atmosfera por centímetro (American
Petroleum Institute, 1956). Um Darcy equivale a 0,9869x10-12
m2, ou aproximadamente um
micra quadrado.
6.3.3. Saturação
Um dos objetivos principais na análise de diagrafias é a estimação da percentagem de vazios
preenchidos com hidrocarbonetos, com vista a quantificar as reservas existentes. A partir da
análise dos logs é possível chegar-se a uma estimativa da saturação em água (Sw) da seguinte
maneira:
[8]
Vw e Vh designam-se como o volume em água e hidrocarbonetos, respetivamente.
A saturação de uma amostra de mão pode ser analisada em laboratório, servindo de padrão
para a análise dos logs. Os logs mais adequados para a estimação da saturação são os de
resistividade e neutrões.
28
6.4. Tipos de Diagrafias
Descrevem-se tipos de diagrafias, incluindo os analisados nos dados do trabalho. Apenas os
métodos diretamente relacionados com os dados serão analisados ao pormenor.
São sujeitas a descrição os seguintes, indicando os analisados:
Resistividade*
Potencial Espontâneo*
Radiação Gama*
Densidade*
Neutrões*
Sónicas*
Caliper
Temperatura
Dipmeter
Imagem
6.4.1. Diagrafias de Resistividade
A resistividade das formações rochosas foi a primeira propriedade física medida por Conrad e
Marcel Schlumberger, em 1927, ao enviar uma sonda ao longo de um furo de modo a efectuar
medições de resistividade ao longo da profundidade. Com o tempo foi notada interferência nas
leituras, atribuída à existência de potencial espontâneo, especialmente nas formações mais
permeáveis. A condutividade dependerá da resistividade e quantidade de fluido presente nos
poros. Até certo ponto também depende da litologia da matriz rochosa, percentagem em argila
e textura. Existe a excepção das argilas, onde a condutividade é elevada devido à presença de
eletrólitos. Um fator de peso que também contribui para a condutividade da formação rochosa é
a sua temperatura (Ellis & Singer, 2007). Assim podemos inferir o tipo de minerais presentes
nas formações atravessadas sabendo a sua resistividade intrínseca.
Após o estudo de arenitos da região do Golfo Pérsico, Archie (1942) deduziu que a
resistividade R0 duma amostra saturada em água de salmoura (brine) era proporcional à
resistividade da água na formação Rw.
[9]
Em que F é um factor dependente do tipo de litologia.
Após novos estudos relacionando a porosidade com o factor F, Archie estabeleceu uma nova
relação:
29
[10]
Em que φ representa a porosidade e m um factor que varia entre 2 em arenitos e 1,3 em areias
não consolidadas, podendo ser tratado como um expoente de cimentação das rochas.
Com estas premissas passo a uma descrição da diagrafias especificamente utilizadas para
obtenção de dados que permitam estabelecer as correlações entre resistividade e porosidade.
6.4.1.1. Resistividade Mono-Eletródica (SPR)
Com esta diagrafia temos acesso a informação qualitativa sobre a variação de resistência
elétrica das rochas atravessadas pelo furo de sondagem. A informação obtida necessita de ser
analisada em conjunto com as diagrafias de potencial espontâneo, radiação gama natural,
densidade e neutrão para uma correta interpretação.
6.4.1.2. Resistividade Normal e Lateral
Na sonda estão incluídos vários elétrodos que permitem a análise da resistividade das
formações atravessadas, indicando a espessura das camadas e a sua porosidade. É possível
indiretamente estimar-se a permeabilidade, através dos logs de micro-resistividade e
resistividade profunda.
6.4.2. Potencial Espontâneo (SP)
A diagrafia SP regista diferenças de potencial elétrico devidas à difusão dos iões dissolvidos
nos fluidos de sondagem e da formação (Ellis, Singer, 2007), medidas por um elétrodo de
referência localizado à superfície e um incluído na sonda que percorre o furo. O furo necessita
estar preenchido pelo fluido de sondagem, que à partida se trata de uma lama bentonítica,
podendo ser constituído por um fluido sintético sem água caso a formação seja solúvel
(Evaporito), ou mesmo uma solução oleosa caso se verifiquem as condições de segurança
ambiental requeridas para a utilização deste tipo de fluido. O furo não pode também estar
previamente cimentado antes da realização desta diagrafia sob pena do sensor não poder
registar as propriedades petrofísicas da formação. O elétrodo de superfície deve estar
mergulhado no tanque de lamas de modo a que ambos os elétrodos se encontrem em
condições físicas semelhantes.
Esta diagrafia identifica as zonas de maior permeabilidade das formações, devido à existência
de uma diferença de potencial elétrico entre formações permeáveis (arenitos, rochas
carbonatadas) e impermeáveis (argilas, shales) nas quais o fluido de sondagem contacta. Para
além da permeabilidade também a resistividade da água na formação é avaliada. Uma
deflexão no log indica uma zona porosa e permeável, com uma água de constituição iónica
30
diferente do fluido de sondagem. Como a resistividade da lama de sondagem pode ser medida,
a resistividade da água na formação pode ser calculada por meio de fatores dependentes da
concentração de NaCl (Ellis, Singer, 2007).
A diagrafia SP indica também a quantidade de argila num reservatório, já que esta impede a
mobilidade dos iões Cl- devido à presença de cargas superficiais nos minerais argilosos.
No log uma deflexão para valores mais negativos (esquerda) indica a presença de uma
formação porosa, como um arenito pouco cimentado.
Na figura 6 nota-se como podem variar, ao longo da profundidade e dependendo da
resistividade e temperatura da lama de furação, o potencial espontâneo num furo de
sondagem.
Figura 6 - Variação do potencial espontâneo função da porosidade da formação, com as correções necessárias devido às variações de resistividade e temperatura do fluido de sondagem (Ellis &
Singer, 2007)
A presença de petróleo ou gás na formação afeta o log de potencial espontâneo,
especialmente se a formação for uma areia argilosa. A água existente nos poros é substituída
por hidrocarbonetos, diminuindo o potencial eletroquímico. Este fenómeno leva a um aumento
das cargas superficiais nos iões dos minerais argilosos, provocando uma deflexão no log de SP
(Ellis & Singer, 2007).
Existem cuidados a ter na execução das leituras de SP, nomeadamente perante a existência
de correntes de origem industrial nos arredores do furo, interferência por parte de correntes
telúricas no subsolo e da ocorrência de trovoadas que possam prejudicar a leitura do sensor.
31
6.4.3. Radiação Gama Natural (GR)
Esta técnica efectua uma leitura da radiação gama emitida pelas formações atravessadas pelo
furo. Identifica com clareza as formações argilosas presentes devido ao facto dos minerais
argilosos terem, na sua constituição, o isótopo de Potássio-40, que decai em Árgon-40 com a
emissão de fotões de elevada frequência (raios gama). As formações constituídas por minerais
argilosos são impermeáveis mas este método não distingue claramente as formações
permeáveis das impermeáveis pois existem tipos de rocha impermeáveis sem minerais
argilosos na sua constituição. Por outro lado as biotites são minerais constituintes de rochas
permeáveis e impermeáveis e possuem Potássio na sua constituição. Outros emissores de
radiação gama com relevância para o estudo de diagrafias são os isótopos Urânio-238 e o
Tório-232, que ocorrem em formações ígneas para efeitos de prospeção.
A medição efectua-se descendo o sensor a velocidade constante, alternando com paragens a
profundidades específicas. O sensor opera com um contador de cintilações de iodeto de sódio
ativado com Tálio, NaI(Tl) cristalino, sendo ativado através da emissão de um fotão luminoso
pelo cristal após este ser atingido por um raio gama. O sinal recebido pelo sensor é digitalizado
no fundo do furo pelo equipamento, sendo o sinal digital emitido para a superfície, minimizando
o enfraquecimento do sinal ao longo do cabo até à superfície e outros tipos de interferências,
como sobreposição de ondas do sinal transmitido (Hearst et al., 2000).
Existem dois tipos de receptores de radiação gama na ferramenta de medição: o primeiro mede
o total de raios gama emitidos pela formação, o segundo mede apenas os raios gama cuja
energia se encontra na janela de valores correspondente ao Potássio, Tório e Urânio (Hearst
et. Al, 2000). Em ambos os casos é necessário ter em conta os efeitos de atenuação do meio
rochoso e do fluido de sondagem na energia dos raios gama emitidos pelos elementos
radioativos.
6.4.3.1. Interacção dos raios gama com a matéria
Os raios gama estão sujeitos a interações com a matéria, nas quais se incluem o efeito
fotoelétrico, efeito de Compton e produção de pares. É com base nestas características que os
sensores de raios gama efetuam medições. A probabilidade da ocorrência de cada uma das
interações depende do número atómico do material e da energia do raio gama (Ellis & Singer,
2007).
O efeito fotoelétrico é resultado da interação de um raio gama com um átomo num material. O
raio gama transfere a sua energia para um electrão de valência do átomo onde incide e se
essa energia for suficiente o electrão ioniza e interage com a matéria adjacente. No processo é
emitido um raio-X com uma energia geralmente inferior a 100keV, dependendo do número
atómico do átomo com o qual o electrão interage. No que respeita a formações rochosas, o
efeito fotoelétrico é dominante quando se trata de energias inferiores a 100keV (Ellis & Singer,
2007). Os sensores medem o factor de absorção fotoelétrico, Pe, que é sensível ao número
32
atómico dos minerais constituintes da formação rochosa. Assim é possível distinguir arenito de
calcário, por exemplo.
Para valores energéticos mais elevados, o processo dominante é a dispersão de Compton,
envolvendo interações entre raios gama e electrões. No processo apenas uma parte da energia
é transferida para o electrão, reduzindo a energia e aumentando o comprimento de onda do
raio gama (figura 7).
Figura 7 - Representação esquemática do efeito de Compton (Ellis e Singer, 2007)
A dispersão de Compton é bastante relevante como medida e mecanismo de interação para
raios gama nos detectores. Nos detectores de raios gama a energia que produz um sinal
mensurável é a secundária (E’ na figura). Como a energia inicial E0 é dividida entre o raio gama
final e o electrão, é possível correlacionar a energia do electrão com o ângulo de dispersão
(figura 8). A energia utilizada pelo sensor para medir um sinal é a do eletrão ao qual o raio
gama fornece energia.
Figura 8 - Relação entre o ângulo de dispersão e a energia do raio gama final para electrões de incidência de 660 keV (Ellis e Singer, 2007)
33
A energia do electrão será máxima quando o ângulo de dispersão se aproxima dos 180°.
O número atómico do átomo com o qual o raio gama incidente interage e a densidade do
material correspondente influencia a atenuação de raios gama devidos ao efeito de Compton,
da seguinte maneira:
[11]
Isto significa que o somatório das dispersões de Compton numa formação depende do
coeficiente de absorção σCo, da massa A e número atómico Z do átomo, número de átomos NAv
e densidade da formação ρb.
Finalmente, o último tipo de interação de raios gama com a matéria consiste na produção de
pares. Este processo consiste na interação de um raio gama com o campo elétrico de um
núcleo e, caso a energia envolvida seja superior a 1,022MeV, este dá origem a um par
electrão-positrão. A subsequente aniquilação do positrão resulta em 2 raios gama com energia
igual a 511keV, pelo menos. Quanto maior o número atómico do material maior o número de
pares formados, numa proporção de aproximadamente Z2 (Ellis e Singer, 2007).
A figura 9 apresenta a gama de números atómicos e energia dos fotões para os quais cada
interação torna-se predominante.
Figura 9 - Gama de valores de Z e E0 para os quais cada interação de raios gama com a matéria torna-se predominante (Ellis & Singer, 2007)
34
6.4.4. Densidade
Se uma fonte de raios gama e respectivo detector (adaptados à sonda) estão dispostos a uma
certa distância entre si no furo de sondagem, alguns raios gama emitidos atravessam a
formação e são dispersos, sendo que alguns destes raios dispersos são novamente detectados
no receptor. Estes são designados de raios gama dispersos ou “backscattered” devido ao facto
do emissor e do receptor se encontrarem no mesmo lado do dispersor (e portanto são
dispersos num ângulo superior a 180°). O processo no seu todo designa-se como retro
dispersão de raios gama (γ-ray backscattering) (Hearst et al, 2000).
O número de raios gama dispersos por unidade de volume é proporcional ao número de
electrões por unidade de volume e, portanto, à densidade de electrões ρe. Associado ao
material atravessado pelos raios gama está incluído um factor de atenuação µ/ρ, neste caso µ
é um factor que depende da energia dos raios gama e do número de electrões Z presente no
dispersor. A energia dos raios gama dispersos é função do ângulo de dispersão e da energia
inicial (Hearst et al, 2000).
Nem todos os raios gama libertados em direcção ao dispersor atingem o seu destino, podendo
ser absorvidos por efeito fotoeléctrico. Os emissores de raios gama mais comuns utilizam os
isótopos de 60
Co e 137
Cs. Se a densidade da formação for hipoteticamente zero, nenhum raio
gama seria disperso e se a densidade for infinita todos os raios serão absorvidos, pelo que em
ambos os casos a leitura no receptor (J designa o número de electrões lidos no receptor) será
zero (Hearst et al, 2000).
Quando a energia dos raios gama supera os 200 keV, J deixa de depender de Z e depende
apenas de ρe, pelo que J poderá ser utilizado num log de densidade. Com J abaixo de 200 keV
pode determinar-se Z, no que é designado de log litológico ou lito-densitário (Hearst et al,
2000).
Para densidades superiores a 0.5, o número de electrões J contados a partir de retro dispersão
diminui com o aumento da densidade quase linearmente, como se pode verificar na equação:
[12]
Onde K1 e K2 são constantes dependentes do comprimento da ferramenta de logging. Assim a
ferramenta pode ser adaptada para que a leitura indique um aumento de densidade
dependente da diminuição de J (Artsybashev e Ivanyukovich, 1975).
Devido ao facto da contagem de electrões com recurso a uma ferramenta de densidade mono-
dispersante ser relativamente baixa, a maioria das ferramentas utiliza uma maior área de
varrimento dos raios gama, que assegura dispersão simples ou dupla, permitindo que os raios
gama se dispersem várias vezes (Hearst et al, 2000).
Num furo de sondagem teoricamente perfeito, onde a superfície da ferramenta possui um
perfeito paralelismo com a curvatura do furo e esta está completamente protegida de
interferências, os únicos parâmetros que afectam a medição são a densidade e a composição
35
da formação. Este caso raramente verifica-se, pelo que as medições obtidas dependem da
densidade e composição do fluido de sondagem. Além disso a ferramenta não costuma estar
em contacto com as paredes do furo, devido à presença de fluido de sondagem de permeio.
Caso não se verifique a presença de fluido de sondagem as medições dependem também do
espaço vazio entre a ferramenta e a parede do furo. Uma ferramenta com dois detetores
elimina este problema. As leituras dos sensores desta ferramenta geram um log de densidade
compensado (Hearst et al, 2000).
O sensor consegue obter uma estimativa da densidade de electrões da rocha na parede do
furo, onde se obtêm a densidade média ρb. Sabendo a densidade da matriz ρma e do fluido
presente nos poros ρf, consegue-se estabelecer uma porosidade φD.
[13]
6.4.5. Neutrões
O neutrão é uma partícula neutra, com uma massa de repouso semelhante à do protão. Ao
contrário dos raios gama ou de partículas eletricamente carregadas, que interagem com os
electrões orbitais num meio, o neutrão interage somente com o núcleo atómico. Devido a este
facto interacções entre neutrões e matéria são bem mais raras do que interacções relativas aos
raios gama e electrões, aumentando o raio de acção dos neutrões. Diversos tipos de neutrões
estão classificados de acordo com a sua energia intrínseca, destacando-se:
Neutrões rápidos: E > 500keV
Neutrões intermédios: 1keV < E < 500keV
Neutrões lentos: E < 1keV
Os neutrões lentos estão ainda divididos entre epitermais, com energias entre os 0,1 e 1keV e
termais, com energias ligeiramente abaixo dos 0,1keV.
No âmbito das diagrafias são utilizados neutrões para estimar a porosidade das formações.
Para tal é utilizado um emissor de neutrões que consiste num isótopo de um elemento
radioactivo, normalmente associado ao Berílio, por exemplo Amerício-Berílio ou Plutónio-
Berílio. Estes dois elementos libertam uma partícula α (núcleo de Hélio) que, interagindo com o
Berílio, liberta neutrões na direcção das paredes do furo de sondagem. As energias em causa
variam entre 250keV e 32MeV, com uma média de 2,3 MeV (Keys and Boulogne, 1969). O
Califórnio-252, que também é um produto das reacções nucleares em centrais de energia
nuclear, é uma boa fonte de neutrões (Hearst et al., 2000).
Para além dos emissores radioactivos permanentes, resultantes de produtos de centrais
nucleares, existem geradores de neutrões, onde deutério (2H) com uma energia de 100keV
bombardeia o trítio (3H) presente, produzindo neutrões com uma energia mínima de 14,1MeV,
36
permitindo a construção de geradores portáteis, devido ao facto das energias em jogo serem
suficientemente baixas. O gerador envia um feixe de deutério em direcção a uma superfície
sólida enriquecida em trítio ou um feixe com deutério e trítio conjugados num alvo de Escândio
(Shope et al, 1981).
Os geradores de neutrões possuem a vantagem de poderem ser desligados quando não estão
a ser utilizados, enviam neutrões mais energéticos, permitindo uma maior profundidade de
investigação e podem ser enviados sob a forma de impulsos, permitindo diferentes logs
impossíveis de obter com recurso a fontes radioactivas comuns (Peters, 1981).
É raro existir absorção de neutrões antes de estes terem perdido grande parte da sua energia,
pelo que cada neutrão irá interagir com a matéria da formação durante o processo de perda de
energia, processo a que se dá o nome de abrandamento. Vários autores calcularam distâncias
de abrandamento Ls (slowing-down lenght), (Kozhelvnikov, 1963) (Kreft, 1974) permitindo uma
analogia entre a distância de abrandamento e a quantidade de água na formação, chegando à
conclusão que a distância de abrandamento diminui significativamente com o aumento do teor
de água nos vazios das formações porosas.
Os neutrões não causam ionização da matéria pois apenas interagem com o núcleo atómico,
portanto os detectores utilizados na radiação gama não são eficazes nos neutrões. O detector
mais comum nos neutrões captura-os num gás de um contador Geiger ou semelhante. O
neutrão é capturado numa reacção e os produtos desta são carregados, provocando a
ionização necessária à sua detecção. Detectores recentes utilizam Hélio-3 (3H) ou Lítio-6 (
6Li)
como meios para a detecção de neutrões.
No processo de abrandamento anteriormente referido o Hidrogénio é o elemento que mais
influencia o processo de abrandamento, pelo que este processo permite estimar a quantidade
de Hidrogénio presente na formação. Este Hidrogénio encontra-se presente em água e
hidrocarbonetos, pelo que a sua identificação é crucial no estudo desta diagrafia. Os dois
métodos existentes na actualidade para a identificação da quantidade de Hidrogénio presente
são o log de neutrão epitermal e o log de neutrão compensado (compensated neutron log) com
dois detectores, recorrendo na sua maioria ao Hélio-3.
As ferramentas de detecção simples centram-se na análise de neutrões epitermais pois o fluxo
de neutrões termais é fortemente afectado pela presença de Cloro. A maioria das ferramentas
é pressionada contra as paredes do furo. Galford et al. (1996) usou a razão de contagens em
dois detectores epitermais para calcular a quantidade de água num furo preenchido com ar,
descobrindo que a razão depende sobremaneira do diâmetro do furo mas é independente da
distância entre a sonda e as paredes do furo.
A maioria dos sistemas de detecção duplos têm em conta os neutrões termais pois a distância
entre a fonte e o detector mais distante recomendada por Allen et al. (1967), de pelo menos
70cm, o fluxo de neutrões epitermais é demasiado baixo para a obtenção de dados
satisfatórios. A maioria das empresas fabricantes defende que este sistema não deve ser
utilizado em furos cheios de ar (portanto sem fluido de sondagem) pois a contagem de
37
neutrões por parte dos detectores fica saturada. Este argumento leva à utilização de
ferramentas de detecção de neutrões epitermais em furos sem fluido de sondagem.
Núcleos que absorvem os neutrões emitidos, originando um novo isótopo do elemento
absorvente, emitem raios gama por diversas vezes após a interacção. Estes raios gama podem
ser identificados com a remoção da fonte de neutrões e posterior observação (após alguns
minutos).
Diversos materiais conseguem ser identificados através da energia emitida por estes raios
gama, tal como Caldwell et al. (1963) publicou, sendo a energia correspondente a picos de
Hidrogénio de 2,2MeV, valores de 4,9 e 3,5MeV para Sílica e valores de 6,4, 4,1 e 2MeV para
o Cálcio.
Os elementos químicos de maior importância na análise de diagrafias são o Hidrogénio,
Carbono e Oxigénio. Devido ao facto dos hidrocarbonetos conterem Carbono foram
desenvolvidos diversos métodos para a sua identificação nas formações rochosas com recurso
a ferramentas de logging. Quando um neutrão é dispersado a partir de um núcleo de Carbono,
um raio gama com 4,44MeV de energia é emitido, valor este que se altera para 6,1MeV quando
o raio gama provém da interacção com um núcleo de Oxigénio. Conclui-se que a razão entre a
quantidade de raios gama com estas energias seja proporcional à razão entre Carbono e
Oxigénio na formação. Razões entre Cálcio e Sílica podem também ser obtidas (valores
médios de 3,7 e 1,78MeV, respectivamente), podendo-se assim distinguir se o Carbono
identificado provém de hidrocarbonetos ou carbonatos de cálcio.
Os picos de energia dos raios gama identificados e a sua eventual dispersão podem levar a
valores ambíguos entre o Carbono e o Oxigénio. Se a gama de energias que se está a detectar
for insuficiente também o número de raios gama analisados o será, pelo que o erro estatístico
será maior. Para contrariar esse erro as ferramentas utilizam janelas de energia maiores e
maior detalhe dos picos identificados para a obtenção das razões descritas (Hearst et al, 2000).
Os valores de porosidade obtidos a partir da análise dos logs de diagrafias de densidade e
neutrão podem ser conjugados de modo a estimar uma porosidade efectiva da seguinte
maneira:
[14]
Onde φN é a porosidade obtida nas diagrafias de neutrões.
38
6.4.6. Diâmetro do furo (Caliper)
Como o nome indica, esta diagrafia regista continuamente o diâmetro do furo em função da
profundidade. São colocados braços articulados na sonda (figura 10) que variam a sua
abertura à medida que o diâmetro do furo se altera. A diagrafia é necessária como factor de
correção para as elétricas e nucleares pois os resultados destas são afetados pelo diâmetro do
furo.
Figura 10 - Sonda de Caliper. Fonte: Baker Hughes
6.4.7. Temperatura
A condutividade térmica de sólidos cristalinos diminui com o aumento da temperatura. Deste
modo também a difusão térmica k de formações sedimentares ricas em quartzo (arenitos) e
saturadas em salmoura diminui (Somerton, 1982). A dependência da temperatura parece ser
menor em areias porosas, especialmente se estas tiverem um certo grau de saturação em
água.
O sensor utilizado nesta diagrafia é um termómetro de resistência que regista a temperatura à
medida que a sonda viaja ao longo do furo.
Métodos mais modernos com recurso a um cabo de fibra óptica determinam a intensidade da
luz dispersa a partir de uma fonte laser, analisando a temperatura ao longo do cabo (Groβwig
et al., 1996; Forster et al., 1997).
A análise da temperatura ao longo do furo permite corrigir dados obtidos nas diagrafias de
resistividade e potencial espontâneo, pois os valores obtidos são dependentes da temperatura.
Para uma correta precisão da recolha de dados sobre a temperatura é necessário que o fluido
de sondagem esteja em equilíbrio térmico com as formações envolventes, o que leva a um dia
de espera em média para que o fluido atinja a temperatura necessária.
Com a informação recolhida obtemos o gradiente geotérmico das formações, são identificadas
anomalias causadas por perda de fluido de sondagem e, mais tarde, o estado da cimentação
do furo.
39
6.4.8. Sónica
A propagação das ondas numa rocha depende da sua densidade, porosidade, permeabilidade,
saturação e fracturação existente. Desta maneira facilmente se depreende a utilidade da
realização de diagrafias acústicas, das quais a informação recolhida pode facultar uma
importante compreensão das formações atravessadas em larga escala.
O maior problema desta diagrafia será a interpretação de grandes quantidades de informação
recolhida, assim como o facto de diversos tipos de rocha, consoante a sua densidade e
porosidade, possuírem uma velocidade intrínseca de propagação das ondas sísmicas. Estas
velocidades, que em diversos casos consistem em intervalos comuns a diferentes litologias,
podem levar a uma errada interpretação da formação rochosa.
Assim sendo, para evitar erros de interpretação do log, é necessário integrá-lo em conjunto
com as diagrafias supracitadas, para melhor precisão na interpretação dos dados recolhidos.
A velocidade dos fluidos nos poros das formações rochosas influencia a velocidade de
propagação das ondas. Fluidos como o petróleo, salmoura e água não possuem resistência ao
corte, pelo que apenas se consegue medir a velocidade das ondas P (vp) nestes meios.
Água doce e salmoura possuem uma velocidade de propagação das ondas P (vP) de cerca de
1,45km/s, que varia ligeiramente consoante a pressão e temperatura do meio. A velocidade de
propagação das ondas P em petróleo é ligeiramente inferior e varia entre 1,0 e 1,4km/s (Wang
e Nur, 1990). Existem ainda variações na presença de maior ou menor percentagem de gás
misturado com a salmoura e o petróleo. As propriedades sónicas captadas são também
influenciadas pela densidade do fluido de sondagem.
A velocidade das ondas não é fortemente afectada pela litologia, excepto na presença de
shales. Neste caso os logs sónicos apresentam uma forte correlação entre a velocidade de
propagação e a percentagem de shale na formação.
Em resumo, os parâmetros principais utilizados na identificação das litologias a partir de
diagrafias sónicas são o vp e vp/vs.
A porosidade consegue ser identificada numa formação, recorrendo a logs sónicos, pois
diminui a velocidade de propagação das ondas num meio. Wyllie et al. (1956, 1958) estudaram
uma equação que relaciona a velocidade no meio (bulk, vb) com a velocidade na matriz vma e
no fluido vf, calculando a porosidade φ da seguinte maneira:
[15]
Esta equação possui algumas restrições: Os ensaios laboratoriais que levaram á sua
conclusão não podem ser reproduzidos numa formação real, sendo aplicável para porosidades
até 0,35. O meio deve estar saturado com o fluido e a velocidade do fluido tem de ser
40
aproximada à da água, pelo que não se aplica em poros com gás. A rocha também não deve
estar fracturada (Wyllie et al., 1958).
A saturação num fluido é um factor importante na análise dos logs sónicos, pois os fluidos que
se procuram, água, petróleo e gás, possuem características físicas díspares entre si.
À medida que aumenta a saturação em água a velocidade das ondas P e S diminui, até que é
atingido o limite de saturação (Winkler e Nur, 1982). Nesta fase a velocidade das ondas P
aumenta, pois deixam de existir vazios no meio, ao passo que a velocidade das ondas S
diminui, pois não se propagam em meios líquidos. Este fenómeno permite a conclusão de que
se o valor de vp/vs é baixo, estamos provavelmente na presença de gás.
O estudo do comportamento das ondas sísmicas ao longo do furo é outro factor importante. A
amplitude e velocidade de propagação das ondas Stoneley (nas paredes do furo) no meio são
correlacionadas com a permeabilidade k (Cheng et al., 1987; Burns et. Al., 1988). Este efeito
deve-se a uma expansão e contração volumétrica da coluna de fluido durante cada ciclo de
oscilação da onda (White, 1983), como se observa na figura.
Figura 11 - Esquema das ondas Stoneley (White, 1983).
Williams et. al (1984) demonstraram uma correlação empírica entre a permeabilidade de um
testemunho de sondagem e a velocidade de propagação das ondas Stoneley num reservatório
de arenito, com base na atenuação da sua velocidade.
41
Podemos então obter uma equação que reflita a porosidade da formação com base nesta
diagrafia:
Δ Δ
Δ Δ [16]
Onde A é uma constante, Δt o intervalo de tempo de reflexão das ondas na formação, Δtma o
intervalo de tempo de reflexão das ondas na matriz e Δtf o intervalo de tempo de reflexão das
ondas no fluido.
As ferramentas utilizadas nas diagrafias sónicas emitem ondas cuja frequência e atenuação
podem ser ajustadas. Altas frequências dão origem a melhor resolução espacial da formação
envolvente ao furo mas a atenuação será maior, pelo que a profundidade de penetração das
ondas na formação será menor. Baixas frequências originam menor resolução espacial mas
uma maior penetração das ondas na formação.
As frequências mais utilizadas nas diagrafias sónicas (10-20kHz) correspondem à largura de
banda que maior probabilidade tem de por em acção um par fundamental de ondas P e S em
furos com diâmetro entre 6 e 10 polegadas (Hearst et al., 2000).
É fundamental que a sonda de logging esteja bem centrada no interior do furo, para que não
exista interferência de sinais refletidos nos diferentes ângulos da parede do furo, o que leva a
uma recolha de dados incorrecta.
Na figura 12 exemplifica-se um excerto de um log sónico, com as ondas de compressão,
tracção e uma mudança de formação devidamente assinaladas.
Figura 12 - Excerto de log sónico, adaptado de Halliburton, 2007. Ondas de compressão e tracção identificadas.
42
6.4.9. Dipmeter
O Dipmeter mede a inclinação e orientação das formações atravessadas pelo furo, fornecendo
dados sobre a estratigrafia e estrutura geológica dessas formações.
Para providenciar dados sobre o ângulo e direcção das inclinações o dipmeter precisa de
observar a localização e orientação de presumíveis características planares que intersectam o
furo de sondagem. Estas características podem ser extrapoladas para imagens das paredes do
furo, fazendo dos dipmeters percursores das diagrafias de imagem.
Ao invés de captar uma imagem directa das paredes do furo, o dipmeter utiliza o sensor em
três ou mais almofadas pressionadas de encontro às paredes para detectar mudanças físicas
ao pormenor. Um sensor eléctrico pode ser montado nestas almofadas, com resultados
comprovados ao nível das formações sedimentares. Deste modo o dipmeter vem equipado
com pequenos elétrodos que são pressionados contra as paredes do furo por meio de braços
articulados, tal como é mostrado na figura 13.
Figura 13 - Ferramenta de Dipmeter (pormenor) onde se observam os sensores ligados por braços articulados - Fonte: www.petrolog.net
O problema fundamental deste tipo de diagrafia centra-se na identificação e correlação de
características individuais captadas por cada um dos sensores através dos sinais eléctricos.
Torna-se também necessário medir o diâmetro do furo, pois a rugosidade das paredes pode
traduzir-se numa recolha de dados errónea. Quando uma característica planar é identificada e
corrigida pela rugosidade, a orientação da mesma pode ser relacionada com o sistema de
coordenadas próprias do furo.
O ângulo e direcção no respeitante a coordenadas geográficas apenas podem ser descritos se
a orientação do furo é conhecida. Assim, o dipmeter necessita da incorporação de um sistema
destinado a medir continuamente a inclinação e o azimute ao longo do furo. Somando a estas
duas coordenadas temos o ângulo rotacional que é descrito entre o tecto do furo e a almofada
número 1 do dipmeter (Hearst et al., 2000). No caso de furos direcionais estas medições são
realizadas à partida, podendo os dados adquiridos ser utilizados no dipmeter.
43
6.4.10. Imagem – Monitorização elétrica
A ferramenta de monitorização eléctrica é um aperfeiçoamento do dipmeter de alta resolução.
O primeiro scanner elétrico, designado microscanner (Ekstrom et al., 1987) tinha dois braços,
um em cada lado do furo, com uma almofada contendo 27 elétrodos na extremidade de cada
braço. A almofada e os elétrodos estavam ao mesmo nível de potencial, para que a corrente
induzida a partir dos elétrodos se dirigisse à formação.
A ferramenta pode analisar a microresistividade ao longo da superfície do furo em contacto
com as almofadas. Os dados adquiridos são digitalizados e transformados numa imagem a
preto e branco, onde as zonas escuras representam baixa resistividade e as zonas claras alta
resistividade.
6.4.11. Imagem – Monitorização ultrassónica
O scanner ultrassónico, também chamado de televisor de sondagem (Zemanek et al., 1970)
utiliza a reflexão de ondas acústicas para mapear as paredes do furo.
A ferramenta contém um sensor que actua como transmissor e receptor. O sensor é girado por
um motor e emite pulsações de energia acústica sob a forma de um feixe direcional.
As ondas emitidas viajam através do fluido de sondagem e são refletidas nas paredes do furo,
sendo então captadas pelo receptor. A análise horizontal do feixe é sincronizada com a rotação
do sensor e a análise vertical com a velocidade da sonda ao longo do furo. Fracturas e outras
características que afetam a homogeneidade das paredes do furo aparecem na imagem com
tons mais escuros. A resolução das imagens obtidas permite distinguir as fracturas na rocha
causadas pela perfuração das naturais.
6.4.12. Imagem óptica
Uma câmara digital pode ser enviada ao longo do furo com vista à obtenção de imagens reais
das paredes. Esta técnica incorre de uma série de inconvenientes, nomeadamente a
necessidade de luz artificial no interior do furo, prevenção da condensação de partículas de
água na lente e opacidade do fluido e sondagem. No caso de furo sem fluido podem-se obter
imagens detalhadas das fracturas e descontinuidades existentes ao longo do furo.
44
7. Características litológicas das formações sedimentares
É necessário um conhecimento à priori das características litológicas dos diversos tipos de
formações existentes nas bacias sedimentares para que as análises dos dados possam ter
uma extrapolação para a realidade. Neste capítulo introduzem-se as mais comuns para a
prática de logging.
7.1. Arenitos
O material constituinte dos arenitos, designadamente areias com calibre entre 0,06 e 2mm, é
rico em quartzo e feldspato. Em arenitos livres de feldspato e/ou caulinite (que resulta da
alteração do feldspato) os valores empiricamente obtidos recorrendo a diagrafias de raios
gama, densidade e neutrão rondam as 50 unidades API, 2,25g/cm3 e 0,23, respectivamente.
No caso da existência de caulinite na formação arenítica o valor obtido na radiação gama ronda
os 40API, a densidade sobe ligeiramente e o valor no log de neutrão sobe para 0,31 (Hearst et
al., 2000).
Na figura 14 observa-se um exemplo de medições de diferentes diagrafias realizadas numa
arcose de arenito.
Nesta figura estão assinaladas nos dois primeiros logs as profundidades onde se encontram
caulinites, onde o valor de raios gama é baixo e existe uma acentuada diferença entre a
densidade e neutrão.
No terceiro e quarto logs observam-se baixos valores de raios gama e valores de neutrão e
densidade que se cruzam, sinais da presença de quartzo (e inexistência de minerais argilosos).
No quinto e sexto logs acentuam-se os valores raios gama e ocorre uma aproximação entre os
valores (ponderados) de neutrão e densidade. Trata-se de uma formação rica em feldspatos.
A informação contida nestes logs tomar-se-á como exemplo para a análise dos logs dos poços
em estudo.
45
Figura 14 - Logs de raios gama (GR), Neutrão (NPHI) e densidade (RHOB) numa arcose de arenito. Também estão incluídos o diâmetro dos bits (BS), tensão (TENS), caliper (CALI) e correção de
densidade (DRHO), (Bateman, 1984, Halliburton).
7.2. Argilas/Shales
Os minerais argilosos (diâmetros inferiores a 4µm), presentes nas argilas e shales, apresentam
variadas composições, gerando diferentes respostas nos logs obtidos. A existência de Potássio
na Ilite gera uma resposta no log de raios gama que não existe na presença de caulinite. Os
shales são a rocha-mãe dos hidrocarbonetos, impermeável, tornada recentemente numa
formação altamente produtiva graças à evolução dos métodos de fracturação utilizados para
expansão de microfissuras e aperfeiçoamento das sondagens horizontais.
Os minerais argilosos produzem respostas características em diversos logs. Estes são
normalmente designados de “indicadores de argila” (Poupon e Gaymard, 1970) e são utilizados
para estimar a quantidade de argila presente numa areia argilosa. Uma análise quantitativa dos
valores dos parâmetros dos logs em relação à percentagem de argila é sempre inexacta.
Edmundson e Raymer (1979), bem como Ellis et al. (1988) descreveram a resposta das
46
diagrafias de raios gama, densidade e neutrões para diversos minerais argilosos, verificando
diversas diferenças entre si.
No caso das diagrafias de resistividade, devido ao facto das argilas serem minerais mais
condutores do que as areias, os logs de resistividade apresentam uma deflexão para valores
mais baixos de resistividade na presença de formações com minerais argilosos.
Os logs de potencial espontâneo apresentam menor deflexão numa formação argilosa, em
comparação com areia, no caso da presença do mesmo fluido (água ou hidrocarbonetos).
Alguns minerais argilosos, como seja a Ilite, possuem potássio. Como consequência o log de
raios gama responde positivamente quando na presença deste tipo de minerais, sendo um
forte indicador da presença de argila numa formação.
As argilas possuem água de ligação na sua constituição, pelo que a resposta nas diagrafias de
neutrões será semelhante ao caso onde a água esteja livre. Contudo, como a água não está
livre, a densidade da formação não diminui para os mesmos valores caso a água estivesse
livre. Em suma, a densidade apresenta-se anormalmente alta para um meio onde os logs de
neutrões indicam a presença de água. Consequentemente, a combinação das leituras de
porosidade dos logs de densidade e neutrões não é consistente com a premissa de que a água
presente esteja livre. Conclui-se então a presença de argilas.
Alguns shales contêm material orgânico suficiente para que, num intervalo de tempo e
temperatura óptimos, originem a formação de hidrocarbonetos. Para serem considerados
potenciais recursos, estes shales devem conter Total Organic Carbon (TOC ou carbono total
orgânico) com valores superiores a 2% de percentagem em peso na maioria das formações.
O material orgânico possui baixa densidade, cerca de 1g/cm3, pelo que uma percentagem
suficiente de matéria orgânica na formação gera uma resposta acentuada nos logs de
densidade. Por outro lado o carbono orgânico possui baixa velocidade acústica, pelo que os
logs sónicos registam um maior tempo de propagação das ondas neste tipo de formação. À
medida que a rocha amadurece em termos de temperatura liberta os hidrocarbonetos para os
poros e a resistividade aumenta. Assim os logs sónicos e de resistividade podem ser utilizados
na previsão do TOC na formação, caso se conheça a maturidade (Passey et al., 1990).
7.3. Rochas carbonatadas
A resposta das diagrafias de densidade e neutrões difere entre formações calcárias e
dolomíticas. Uma rocha de calcário com porosidade nula possui uma densidade de 2,71g/cm3 e
um valor de 0 (zero) nos logs de neutrões. Uma rocha dolomítica com porosidade nula possui
uma densidade de 2,88g/cm3 e um valor de 0,04 nos logs de neutrões. Se a rocha carbonatada
for constituída em exclusivo de calcite ou dolomite existe uma forte correlação entre os valores
obtidos nos logs de densidade e neutrões com a porosidade.
Existe sempre uma resposta baixa ou nula nos logs de raios gama quando na presença de
uma formação carbonatada. A velocidade das ondas acústicas em formações ricas em calcário
varia entre 45,9 e 49,2µs/ft no caso das ondas compressivas P e entre 88,7 e 93,2µs/ft no caso
47
das ondas distensivas S. Quando na presença de dolomite a velocidade das ondas P varia
entre 41,5 e 44µs/ft e a velocidade das ondas S varia entre 72,0 e 77,0µs/ft (Ellis et al., 1988).
7.4. Evaporitos
Minerais evaporíticos, como a halite, anidrite e gesso são caracteristicamente resistivos e
compactos. Uma das particularidades dos evaporitos, com particular incidência na halite, é a
sua elevada solubilidade em água, pelo que se deve evitar a utilização de fluidos de sondagem
aquosos ao longo das formações evaporíticas.
Alguns evaporitos são ricos em Potássio, como a silvite, pelo que a resposta obtida nos logs de
raios gama quando na presença de uma formação deste género é bastante elevada. A halite,
anidrite e gesso não são radioactivos, pelo que este é outro método de distinção entre estes
minerais e os shales.
A halite e a anidrite não contêm hidrogénio, portanto as diagrafias que identificam neutrões
epitermais dão uma resposta nula. Já as velocidades de propagação das ondas acústicas
nestas formações não diferem muito dos outros tipos de rochas sedimentares (Ellis et al.,
1988).
48
8. Software Petrel
O software Petrel da Schlumberger é uma importante ferramenta para análise e correlação de
dados obtidos através de prospecção geofísica e diagrafias de furos de sondagem.
A integração de dados provenientes de diferentes campos de estudo como a geofísica e
geomecânica é fulcral para o sucesso da indústria petrolífera. O Petrel permite uma análise
detalhada de dados de prospecção sísmica e propriedades das rochas nos reservatórios mais
complexos. Poços horizontais e seus logs associados podem ser introduzidos na análise,
correlacionados com os dados da prospeção sísmica (figura 15).
Figura 15 - Correlação entre dados de prospecção sísmica e de logs, com destaque para os poços desviados. Fonte: slb.com
O software permite a modelização de dados geomecânicos em 4D, auxiliando na concepção de
poços em condições extremas de pressão e temperatura.
O Petrel permite a importação de dados de completação de poços para uma melhor
compreensão da sua performance e identificação de anomalias (Schlumberger, 2013).
Uma análise do historial de deposição da bacia, maturação da rocha-mãe, potencial de
libertação de hidrocarbonetos da rocha-mãe e alterações das propriedades do reservatório e
rocha sobrejacente ao longo do tempo pode ser efectuada através da modelização 4D de
sistemas petrolíferos do software. As simulações indicam o tempo geológico dos
acontecimentos, através de tabelas de lito e cronoestratigrafia (Schlumberger, 2013).
Resultados das simulações incluem propriedades geomecânicas, porosidades, pressões de
fluido e temperatura. Estas podem ser avaliadas em comparação com os dados introduzidos e
respectivas interpretações para estimar o potencial da exploração.
Fenómenos geomecânicos, incluindo estados de tensão, deformações e abatimentos têm
impacte directo na realização de uma perfuração, tempo de vida do poço, desenvolvimento da
exploração e produção. O Petrel dispõe de um ambiente de modelização geomecânica em 3D,
49
permitindo aos especialistas a incorporação de dados adquiridos em reservatórios existentes
ou modelos estruturais. Aliando este mecanismo à simulação de reservatórios são obtidas
análises em 4D e previsões do estado de tensão, deformações e possíveis desabamentos que
possam ocorrer (Sclumberger, 2013).
O Petrel permite intercalação de dados de simulações geomecânicas e de reservatório para
obter a permeabilidade dos modelos de reservatório, previsões de permeabilidade em zonas
onde ocorram desabamentos e propriedades geomecânicas derivadas da mudança de estados
de tensão, temperatura e saturação ao longo do tempo de vida do reservatório (Sclumberger,
2013).
O software consegue isolar e extrair formações singulares através das suas características
sísmicas (por exemplo um domo salino) e introduzi-las num modelo geológico em 3D para
análise directa.
Em relação à estratigrafia podem-se obter modelos de ambientes tectónicos, incluindo
estruturas comprimidas, horizontes altamente deformados e domos salinos, inclusive em
condições onde existem dados pouco definidos de prospecção sísmica (Schlumberger, 2013).
É fornecido um ambiente gráfico optimizado para visualizar, analisar e integrar vários tipos de
dados indicadores, directa ou indirectamente de fracturação natural.
Dentro das características supracitadas destaca-se a facilidade de correlação entre logs de
diagrafias, elemento chave no capítulo da análise de resultados desta tese. Resumindo, o
software analisa pontos (ou linhas neste caso) no espaço para o modelizar de acordo com os
dados existentes.
8.1. Correlação entre poços
A correlação de dados dos logs entre os três poços do bloco em estudo teve como objectivo a
identificação das formações com potencial de exploração de hidrocarbonetos, ou “payzones”.
No programa utilizado para correlacionar os poços não existe um algoritmo que, com um
elevado grau de certeza, permita identificar cada tipo de formação através de dados de
diagrafias. Apesar do programa Petrel ter capacidade para modelizar um reservatório, os dados
disponíveis, na ausência de prospecção sísmica e com apenas três poços para correlacionar,
apenas permitem uma conclusão qualitativa acerca da permeabilidade e saturação das
“payzones”. Quanto à porosidade foi possível obter valores concretos, apresentados no
capítulo 13.
Para além das conclusões a tirar da correlação efectuada, descrevo o procedimento utilizado
com vista à correlação propriamente dita.
50
8.2. Manual de procedimento - Petrel
Em primeiro lugar é necessário referir que foi utilizada a versão 2011.2 do software Petrel. O
ambiente de trabalho do programa é, por definição, uma janela em duas dimensões à qual está
associada uma referência ao Norte topográfico. A janela permite uma navegação de arraste e
zoom.
Para introduzir os dados dos logs é necessário identificar os poços correspondentes. Para tal
seleciona-se a opção Create New Well (figura 16) na secção Insert.
Figura 16 - Janela de introdução de um poço.
Cada poço necessita de estar enquadrado em duas dimensões topográficas X e Y, associadas
ao datum do local onde se realizaram as perfurações. O valor da altitude do Kelly Bushing (KB)
associado a cada poço também deve ser introduzido. O nome do poço pode ser alterado
consoante a vontade do utilizador. Existe também uma lista de símbolos a associar a cada
poço, conforme a sua funcionalidade.
O programa permite que se restrinja a profundidade medida (Measured Depth, MD) entre um
topo e uma base associados a cada poço.
Finalmente, as unidades de medida podem ser alteradas para pés, estando por definição em
metros.
Na janela de visualização em 2D podem visualizar-se os poços introduzidos caso estes se
encontrem selecionados na secção Input próxima do canto superior esquerdo do ambiente de
trabalho do Petrel. Para selecionar cada poço basta clicar no nome escolhido para o poço em
questão. O poço encontra-se selecionado caso o nome se encontre em negrito. Para retirar um
poço selecionado basta carregar de novo no nome do poço.
51
Introduzidos os dados de localização espacial de todos os poços chega a altura de adicionar
informação específica de cada poço.
Para tal clica-se com o botão direito do rato no poço em que se vão associar dados, que neste
caso se tratam de logs.
Na lista ilustrada na figura 17 observam-se uma série de opções relacionadas com o poço.
Seleciona-se a opção destacada, Import (on selection)… para aceder aos ficheiros que se
sabem relacionados com os logs específicos de cada poço. Selecionam-se os ficheiros em
questão e aparecerá uma janela com as especificidades dos logs escolhidos. Podem escolher-
se os logs que se querem adicionar para estudo ou simplesmente aceitar todos.
Algumas das siglas dos logs importados podem não estar em conformidade com os padrões
pré-definidos do Petrel, pelo que terão de ser adaptadas durante a escolha. O utilizador deve
conhecer bem as siglas e unidades a adaptar para não ocorrerem erros na análise. Por
exemplo: os logs de resistividade AT90 e ATH90 são idênticos, tratando-se de leituras de
resistividade profunda. Caso o log possua a sigla ATH90, esta pode ser adaptada à sigla AT90
pré-definida no programa.
Figura 17 - Opções de manuseamento do conteúdo relativo a cada poço.
Para visualização dos dados associados a cada poço, neste caso de logs, é necessário abrir
uma nova janela de trabalho no Petrel. Esta janela tem como designação Well Section e pode
ser aberta acedendo à opção Window no cabeçalho do programa, escolhendo a janela
adequada entre os diversos tipos existentes.
52
Na secção Input podem escolher-se os logs para visualização. Existem duas opções: ou se
escolhem os logs relativos a cada poço individualmente, a partir da lista associada aos dados
que se introduziram ou escolhe-se um tipo de log e a janela mostrará esse log associado aos
poços que o contenham na sua informação.
Para se escolher um tipo de log individualmente em cada poço seleciona-se o poço, expande-
se a lista de logs e selecionam-se os logs pretendidos.
Caso se queira fazer uma correlação entre logs específicos e comuns aos poços introduzidos
seleciona-se a opção Global Well Logs, expande-se a lista associada por definição e o
programa apresenta os logs selecionados. Um exemplo de seleção será o seguinte:
Figura 18 - Exemplo de seleção de logs a partir da opção Global Well Logs
Neste exemplo foram selecionados os logs de raios gama (GR), neutrão (NPHI) e potencial
espontâneo (SP).
Pode dar-se o caso de algum dos poços não conter informação de algum dos logs escolhidos,
pelo que para a realização de uma análise e correlação eficaz devem ser selecionados logs
comuns a todos os poços.
Na janela de visualização dos logs existem ferramentas que permitem facilitar a análise e
correlação dos logs, preenchendo com cores o log consoante a gama de valores lida e
permitindo a diferenciação em horizontes consoante o critério de estudo do utilizador,
correlacionando propriedades dos logs em comum entre os poços introduzidos.
Na secção de Templates, no lado esquerdo do ambiente de trabalho, podem adaptar-se as
janelas abertas ao estudo que está a efectuar. Neste caso específico de correlação entre
diferentes poços podem colocar-se 2 ou 3 logs na mesma linha (track), facilitando a análise de
logs de resistividade, neutrão-densidade e potencial espontâneo-raios gama, por exemplo.
O template permite a uniformização de escalas e a adaptação dos intervalos entre valores em
cada linha, relacionados com o seu respectivo log. Os templates estão associados à Well
Section Window e podem ser escolhidos a partir da lista de opções no topo do ambiente de
trabalho do programa.
53
9. Caracterização Geográfica – Bacia Potiguar
A área em estudo, designada como Rifte Potiguar, é uma bacia sedimentar situada nas regiões
de Rio Grande do Norte e do Ceará, no Brasil, abrange cerca de 21.000km2 de terra emersa
(on-shore) e aproximadamente 27.000km2 de plataforma e talude continental submersos (off-
shore) no Oceano Atlântico.
10. Caracterização Geológica – Bacia Potiguar
Segundo Matos (1992), o Rifte Potiguar encontra-se sobreposto a rochas ígneas cristalinas,
segundo uma orientação predominante NE-SW, datada do Cretácico Inferior, com uma falha
dominante denominada “falha de Carnaubais” a cruzar o Rifte. Segundo Hackspacher &
Oliveira (1984) a falha de Carnaubais pode estar associada a uma possível reativação da zona
de cisalhamento de Portalegre datada do período Brasiliano.
São também observadas estruturas importantes na direção NW-SE que serão um produto de
reativações pós-campanianas (Hackspacher et al., 1985). Matos (1992) designa estas
estruturas como sendo falhas de cisalhamento durante a fase inicial do rifte. Segundo
Cremonini et al. (1996) este padrão de falhas NW-SE e NE-SW é um produto da sobreposição
de fases de evolução do rifte, situadas na zona submersa da bacia.
Araripe e Feijó (1994) sugerem uma organização litoestratigráfica da bacia, dividindo as
sequências sedimentares em 3 grupos: Areia Branca, Apodi e Agulha. Constituem também
como parte da bacia rochas vulcânicas das formações Rio Ceará-Mirim, Serra do Cuó e
Macau.
O grupo Areia Branca, do qual fazem parte as formações Pendência, Pescada e Alagamar
possui uma natureza essencialmente clástica. A formação Pendência (Souza, 1982) é
constituída por rochas siliciclásticas e carbonatadas, fazendo parte de um sistema fluvio-
deltaico-lacustre de idade Neo-Rio da Serra a Jequiá, sobrepondo-se a uma discordância com
o granito cristalino. Na formação predomina uma sedimentação lacustre com fluxos
gravitacionais de arenitos e conglomerados, leques e fandeltas, com origem nas margens
falhada e flexural do rifte. Nos estratos superiores a sedimentação é predominantemente fluvio-
deltaica, com alguma sedimentação lacustre dispersa pela bacia.
Segundo Araripe e Feijó (1994) a formação Pescada é representada por conglomerados e
arenitos depositados num sistema fluvial, com atividade geneticamente relacionada com o final
da fase rifte da bacia.
A formação Alagamar é subdividida no Membro Upanema, Camada Ponta do Tubarão,
Membro Galinhos e Membro Aracati (Souza, 1982). Araripe e Feijó (1994) afirmam que a
formação é composta de arenitos e lamitos de origem fluvio-deltaica (Membro Upanema) e
transicional (Membro Galinhos), entre os quais se situam folhelhos pretos e calcilutitos
54
ostracoidais, de ambiente transicional (Camada Ponta do Tubarão). As rochas aparentam ser
do período Neo-Aptiano, segundo dados bioestratigráficos.
Segundo Araripe & Feijó (1994) o Grupo Apodi é representado pelas Formações Açu, Jandaíra,
Quebradas e Ponta do Mel. Rochas siliciclásticas, incluindo conglomerados e argilitos, fazem
parte da formação Açu, ao passo que a Formação Ponta do Mel é constituída por rochas
carbonatadas com origem em mares pouco profundos e sobrepõe-se concordantemente ao
clásticos Neo-Albianos da Formação Açu. A sua idade aponta também para o Neo-Albiano.
Araripe & Feijó (1994) dividem a Formação Quebradas em dois elementos, Redonda e Porto
do Mangue, que são constituídos, respetivamente, por arenitos e folhelhos. Foram depositados
em ambiente marinho de plataforma e talude, durante o Cenomaniano. Contacta
discordantemente com as Formação Ponta do Mel, mais antiga e contacta concordantemente
com a Formação Jandaíra, mais recente.
Sampaio & Schaller (1968) estudaram a Formação Jandaíra, que é constituída por
calcarenitos, calcarenitos bioclásticos e calcilutitos. Os sedimentos foram depositados numa
formação carbonatada que cobre a região emersa da bacia, entre o Turoniano e o
Mesocampaniano. Predominam também sedimentos de fundo de lago e barros bioclásticos,
existindo um afloramento de evaporitos na área de Governador Dix-Sept Rosado. Esta
formação possui um conctacto concordante com as formações clásticas de Açu e Quebradas.
O Grupo Agulha abrange os sistemas de leque costeiros, de plataforma e talude, tendo sido
depositados entre o Neocampaniano e o Holocénico, fazendo parte deste grupo as Formações
Barreiras, Tibau/Guamaré e Ubarana.
Uma visão geral das formações é apresentada na figura 19.
Figura 19 - Mapa de localização da Bacia Potiguar, modificado de Mont’Alverne et al. (1998).
55
11. Caracterização dos poços existentes no local em
estudo
Fazem parte da área em estudo 3 poços de sondagem e extração de hidrocarbonetos, sendo
um Seco (1), outro “Minor Oil” (2) e o terceiro Produtor (3) representados na figura 20.
Sendo a localização exata dos poços de natureza confidencial, foi definido, com base nos
dados fornecidos, que as coordenadas dos poços são, em metros:
Seco – (0,0)
Minor Oil – (25000, 500)
Produtor – (29000, 976)
Figura 20 - Mapa do bloco onde se encontram os poços em estudo (sem escala) – Cortesia Partex.
Poço 1 - Seco; Poço 2 –Minor Oil; Poço 3 - Produtor
Foram fornecidos os dados dos logs respeitantes aos três poços para análise e interpretação,
com vista à correlação entre os poços. Analisando os resultados tirar-se-ão conclusões acerca
da porosidade, permeabilidade e eventual saturação das formações.
56
12. Análise de Diagrafias
Os dados disponíveis permitem a formalização de uma análise quanto à porosidade local.
Efectuando a correlação entre os dados de cada um dos tipos ou conjunto de diagrafias é
possível estimar as condições de porosidade nas formações em comum entre os três poços.
Adianta-se de seguida uma análise de algumas das diagrafias realizadas em cada um dos
poços, nomeadamente Resistividade, Potencial Espontâneo, Raios Gama, Densidade, Neutrão
e Sónica. As profundidades escolhidas para o estudo situam-se entre os 300 e 350m pois,
durante o estudo da correlação entre os poços, notou-se que estas são as profundidades a
partir das quais, num sentido descendente, se conseguem identificar as potenciais “payzones”.
Em primeiro lugar é necessário possuir um factor de escala para que não se cometam erros de
interpretação no log e de correlação entre os logs. Os respectivos cabeçalhos foram adaptados
aos 3 logs em estudo para facilitar a leitura quantitativa das escalas em causa.
As eventuais zonas produtivas nos 3 poços estão numeradas nas respectivas imagens dos
logs.
12.1. Poço Seco
Ao analisar os logs (figura 21) de potencial espontâneo e raios gama, à esquerda, notam-se
picos e trechos com valores elevados entre os 320 e os 325 metros de profundidade no log de
raios gama, o que pode indiciar a presença de formações com elevada percentagem em argila
ou shale. Encontra-se também um pico bastante relevante aos 340 metros de profundidade.
Estes valores são indício de formações com baixa permeabilidade, identifica-se portanto uma
percolação quase inexistente de potenciais fluidos.
No que respeita ao potencial espontâneo os valores mantêm-se sempre baixos, o que afasta a
hipótese da presença de shale ao longo de grande parte do excerto de log em estudo.
Nos três logs em estudo nota-se que os valores de potencial espontâneo variam muito pouco
na profundidade analisada. Este fenómeno deve-se ao facto da água presente nas formações
atravessadas ser pouco mineralizada, o que lhe confere uma resistividade semelhante à dos
hidrocarbonetos. Como consequência o potencial eletroquímico apresenta valores baixos (no
poço seco ronda os -50mV).
Passando à análise conjunta de densidade e neutrão recorde-se que, em escala apropriada
como é o caso, quando os valores destes dois logs se cruzam (e o log de neutrão se encontre
à direita do log de densidade e portanto valores inferiores de densidade) nos encontramos na
presença de uma formação porosa com eventual presença de fluido. Esta particularidade nota-
se entre os 305 e 307 metros de profundidade, entre 315 e 320m e próximo dos 350m.
A velocidade das ondas acústicas é superior em meios menos porosos, portanto o tempo de
resposta duma onda refletida no log sónico será inferior caso a formação seja pouco porosa.
Isto leva a crer que a zona mais porosa do log se encontra entre os 320 e 330 metros de
57
profundidade, o que entra de certo modo em contradição com a análise de densidade e
neutrão. Tratando-se da possibilidade desta formação conter argila conclui-se que a elevada
porosidade advém da argila presente, já que esta possui elevada porosidade e baixa
permeabilidade.
Finaliza-se a análise com os logs de resistividade. Os dados adquiridos apresentam valores
inferiores entre os 320 e 330 metros, o que ajuda a sugerir a presença de argila, já que uma
das suas características é uma baixa resistividade. Formações porosas que não contenham
argila apresentam por si valores mais elevados de resistividade standard.
Os afastamentos entre os valores das resistividades standard e profunda denotam a existência
de permeabilidade significativa entre os 315 e 320m de profundidade, assim como aos 330, e
350m, pelo que o potencial de percolação de hidrocarbonetos ou água nestas profundidades é
elevado.
Conclui-se que, devido ao facto de este poço não conter hidrocarbonetos, as zonas mais
porosas possam evidenciar algum grau de saturação em água ou inexistência de saturação em
qualquer tipo de fluido.
58
Figura 21 - Excerto de log analisado no poço seco (Schlumberger, 2009).
59
12.2. Poço Minor Oil
A respeito do excerto de log ilustrado na figura 22 procede-se ao mesmo tipo de análise do
excerto da figura 21, já que contém o registo dos mesmos tipos de diagrafias.
Começando pelo log de raios gama observa-se uma deflexão acentuada entre os 310 e 315
metros de profundidade, com registo de um pico que ultrapassa largamente a escala de
referência do log aos 315 metros. Estas premissas levam à quase certeza da existência de
uma formação com elevada percentagem em argila nesta zona. Outra hipótese (com menor
grau de certeza) será a presença de minerais como a moscovite, ricos em Potássio, o que
poderia evidenciar uma formação de arenito. Um novo pico acentuado é registado próximo dos
350 metros de profundidade, indicando a existência de uma camada argilosa a esta
profundidade.
O log de potencial espontâneo não apresenta deflexões acentuadas, mesmo nas zonas onde
os valores de raios gama são mais elevados, o que leva a rejeitar a hipótese da existência de
shales no excerto de log escolhido.
Novamente analisando em conjunto os dados obtidos nos logs de densidade e neutrão
observa-se que entre os 312 e 320 metros existe uma elevada probabilidade de existência de
fluido na formação, já que os valores de densidade baixam para próximo das 2g/cm3 e a
porosidade mantém-se elevada. É de salientar também que, entre os 325 e 330m e entre os
335 e 345m, o cruzamento dos logs de densidade e neutrão aponta para a existência de fluidos
nas formações atravessadas, embora os valores de porosidade sejam menores em
comparação com a faixa compreendida entre os 312 e 320 metros.
No que respeita aos logs de resistividade, a gama de valores obtidos (rondando os 10Ω.m) no
excerto indiciam a presença constante de fluido nas formações em estudo.
Com base na discrepância entre a resistividade standard e a resistividade profunda distinguem-
se as zonas com maior permeabilidade na formação. No excerto situam-se a cerca de 320,
323, 328 e próximo dos 350m de profundidade. São contudo formações pouco possantes, pelo
que a quantidade de hidrocarbonetos será baixa ou nula.
No caso da existência de hidrocarbonetos (em comparação com a potencial existência de
água) os logs de resistividade tendem a demonstrar valores ligeiramente mais elevados,
contudo não torna fácil a distinção por si só. Juntando os logs de densidade e neutrão sabe-se
que os valores de densidade serão menores caso existam hidrocarbonetos (densidade inferior
à água).
Caso existam hidrocarbonetos, estes encontram-se nas profundidades compreendidas entre os
312 e 320m (zona 1, assinalada na figura) e próximo dos 350m (zona 2, assinalada na figura),
ao passo que nas outras profundidades assinaladas como formações com potencial existência
de fluido haverá maior probabilidade de existência de água em vez de hidrocarbonetos. Isto
não exclui a hipótese de existirem os dois fluidos em simultâneo, com separação densitária,
numa formação.
60
Figura 22 - Excerto de log analisado no poço minor oil (Schlumberger, 2006).
61
12.3. Poço Produtor
Neste excerto log do poço produtor (figura 23) segue-se a mesma metodologia de análise dos
poços seco e minor oil. Tal como nos poços referidos, uma maior resposta no log de raios
gama indicia uma maior percentagem de argila na formação. Existe sempre alguma
percentagem de argila ao longo da profundidade analisada, corroborada pela leitura de alguns
picos no log de raios gama perto dos 320, 330 e 335 metros de profundidade.
O log respeitante ao potencial espontâneo não indicia a presença de shale a estas
profundidades. Os dados registam um valor constante próximo dos 0mV ao longo do log.
Estão registados elevados valores de porosidade entre os 300 e 310 metros e entre os 335 e
340 metros. Os restantes trechos lidos apresentam uma porosidade moderada. Juntando a
informação obtida nos logs de neutrão e densidade identifica-se um potencial de presença de
fluidos nas zonas identificadas como mais porosas. As profundidades onde a densidade é
menor são zonas onde a probabilidade da existência de uma quantidade significativa de
hidrocarbonetos é maior. Exemplifica-se este facto entre os 300 e 303 metros, entre os 308 e
311 metros e entre os 337 e 339 metros. Nas restantes zonas analisadas é possível existir a
presença de hidrocarbonetos em maior ou menor quantidade, assim como a presença de água.
A água estará presente nas zonas onde a densidade é ligeiramente superior à densidade
existente nas zonas com hidrocarbonetos, por exemplo, aos 318 e 325m de profundidade.
As zonas onde a resistividade standard sofre uma deflexão em relação às resistividades de
penetração média e profunda estão relacionadas com um aumento de permeabilidade. Esta é
assinalável entre os 300 e os 303m de profundidade, entre os 308 e 311 metros e próximo dos
320, 340 e 345m.
Os resultados levam a crer a presença de potenciais “payzones” aos 300, 310 e 340m de
profundidade, tendo sido assinaladas no log pelos números 1, 2 e 3, respetivamente.
Existe, no entanto, uma particularidade no log de Caliper do poço produtor. Nas profundidades
assinaladas registam-se aumentos significativos do diâmetro do poço, resultado do parcial
colapso das paredes do furo a estas profundidades. Os valores de densidade, neutrão e
resistividade são influenciados pelo diâmetro do furo, sendo esta particularidade utilizada como
factor de correção. Os valores de densidade, neutrão e resistividade registados aos 300, 310 e
340 são portanto consequência da alteração brusca do diâmetro do furo nestas profundidades.
62
Figura 23 - Excerto de log analisado no poço produtor (Schlumberger, 2007).
63
13. Resultados da Correlação
O procedimento descrito para a correlação foi seguido e os logs escolhidos para correlacionar
são os mesmos que haviam sido analisados no capítulo anterior. Incluem-se os logs de
potencial espontâneo SP, raios gama GR, neutrão NPHI, porosidade RHOZ, microresistividade
RXOZ e resistividade de indução profunda AT90. A correlação permitiu tirar conclusões acerca
da porosidade, permeabilidade e presença de hidrocarbonetos nos poços em estudo. Permitiu
também identificar o tipo de formações perfuradas. Os resultados da correlação estão
ilustrados na figura 24.
Devido à inexistência de informação de coordenadas relativas a um dos poços, medi a
distância entre os outros dois poços e estimei a distância a que o terceiro poço (neste caso o
seco) estaria. Deste modo introduzi as coordenadas seguintes para cada um dos poços, para
efeitos de estudo:
Tabela 1 - Coordenadas dos três poços em estudo.
Coordenadas/Poço X (m) Y (m) Kb (m)
Seco 0 0 74,30
Minor Oil 29000 500 67,3
Produtor 25000 976 85,3
A altitude do “Kelly Bushing” (Kb, abrev.) está de acordo com os dados fornecidos.
As profundidades encontram-se em “Standard True Vertical Depth” (SSTDV, abrev.), ou seja,
profundidades em relação ao nível do mar, em oposição às profundidades medidas ao longo da
sondagem, designadas por “Measured Depth” (MD, abrev.).
64
Figura 24 – Correlação entre os logs dos três poços em estudo, com destaque para a “payzone”.
65
As escalas utilizadas foram as seguintes:
RHOZ entre 2 e 2,5g/cm3
NPHI entre 0 e 0,5 m3/m
3
SP entre -100 e 200mV
RXOZ e AT90 entre 0,2 e 2000ohm.m
GR entre 0 e 200gAPI
A colocação dos horizontes apresentados a diferentes cores não é realizada pelo programa
mas sim feita manualmente. O critério de colocação é uma escolha pessoal e é justificada de
acordo com variações visivelmente significativas dos valores registados dos logs em comum
com os três poços.
Acima do horizonte 1 encontram-se formações de calcarenitos sem interesse para o estudo,
pelo que a análise se centra a partir dos 100m SSTDV.
O horizonte 2 foi colocado a uma profundidade onde se regista um decréscimo acentuado do
valor de potencial espontâneo nos três poços. Ao mesmo tempo existe também uma redução
da porosidade da formação. Entre os horizontes 1 e 2 registam-se valores mais baixos de
porosidade de neutrão e quase nulos de raios gama, o que indicia a presença de uma
formação de carbonatos com porosidade variável, com valores no log de neutrão entre 0 e
0,3m3/m
3.
A formação abaixo do horizonte 2 distingue-se pelos elevados valores de raios gama e
porosidade, característicos dos minerais argilosos.
A formação abaixo do horizonte 2 tem as características de armadilha, o que permite a
retenção de fluidos na formação subjacente, caso esta seja permeável.
Abaixo do horizonte 3 os logs apresentam os resultados mais interessantes em termos de
porosidade e permeabilidade, conjugando as características ideais para a acumulação de
hidrocarbonetos. Os logs de neutrão e densidade cruzam-se, o que, além de identificar uma
formação porosa, identifica a presença de fluidos. O log de GR apresenta valores mais baixos
abaixo deste horizonte, comparativamente aos exibidos abaixo do horizonte 2, pelo que a
percentagem em argila é baixa.
A análise permite identificar um aumento de permeabilidade abaixo do horizonte 3, pois o log
de raios gama volta a registar valores mais baixos em relação ao horizonte 2 e o afastamento
dos valores entre os logs de RXOZ e AT90 (preenchido a verde na figura) permite a
identificação de uma zona permeável. Isto afasta a hipótese da predominância de minerais
argilosos abaixo do horizonte 3. Em conjugação com os valores de porosidade no log de
neutrão, conclui-se que estas formações serão predominantemente areníticas.
No poço produtor e no seco a permeabilidade torna-se acentuada a partir dos 320m, portanto a
percolação de fluidos só será possível a partir desta profundidade.
No poço minor oil não foi possível importar os dados relativos à RXOZ, portanto não se podem
fazer inferências relativas à permeabilidade a partir deste log, no poço. Contudo, comparando
66
os resultados dos restantes logs com os logs dos poços seco e produtor, nota-se uma resposta
semelhante, pelo que as características do poço minor oil poderão ser inferidas desta maneira.
A partir dos 320m de profundidade observa-se uma resposta dos logs AT90 e GR semelhante
à do poço produtor, pelo que as características de permeabilidade e porosidade do poço minor
oil e do produtor são semelhantes entre si. A probabilidade de presença e percolação de
hidrocarbonetos no poço minor oil é, portanto, mais elevada a partir dos 320m de profundidade.
A formação em causa deverá ser também arenítica, semelhante à do poço produtor, pois estes
dois poços encontram-se relativamente próximos entre si no terreno.
A distância a que o poço seco se encontra dos restantes permite crer que, apesar de aparentar
características sedimentares semelhantes, alguma característica geológica do local impediu a
acumulação de hidrocarbonetos no local em que se perfurou.
Uma hipótese será a existência de uma formação impermeável entre o poço seco e os poços
minor oil e produtor.
Outra hipótese será o facto do volume de hidrocarbonetos existente na formação arenítica não
ser suficiente para abranger o local onde se perfurou o poço seco.
Calculou-se a porosidade efetiva a 350m de profundidade no poço produtor para quantificar a
porosidade numa zona onde o log apresenta valores baixos de densidade e elevados no
neutrão. Com base nas equações de porosidade de densidade, através da equação [13], valor
no log de neutrão e porosidade efectiva, através da equação [14], obtiveram-se os seguintes
valores:
Tabela 2 - Porosidades calculadas para a "payzone" situada aos 350m de profundidade no poço produtor.
ϕD 0,33
ϕN 0,3
ϕeff 0,315
No cálculo da porosidade pelo log de densidade utilizou-se uma densidade de 2,7g/cm3 para a
matriz e 0,9g/cm3 para o fluido, que se presume ser óleo. O valor da densidade no log é de
2,1g/cm3 e a porosidade de neutrão é igual a 0,3.
Com os valores de porosidade obtidos conclui-se que, a 350m de profundidade, existe uma
potencial “payzone” no poço produtor.
67
13.1. Crítica aos resultados obtidos
Os resultados obtidos na correlação estão de acordo com os resultados da análise, contudo
não foi possível importar para o poço “minor oil” a informação referente ao log RXOZ, tal como
foi apresentada na análise.
O log RHOZ no poço minor oil foi adaptado a partir de um log de densidade dos grãos, pelo
que a sua escala ultrapassa a utilizada, com densidades médias de 3g/cm3, não permitindo a
sua visualização.
O log SP do poço produtor também apresenta valores acima da escala utilizada, entre os 300 e
500mV, pelo que também não é visível. Recorde-se que as escalas foram escolhidas para
facilitar a comparação entre os logs na mesma “track” de correlação.
68
14. Considerações finais
Conclui-se que a formação abaixo do horizonte 3 será a mais propícia à acumulação de
hidrocarbonetos, a partir dos dados analisados. A partir dos resultados obtidos conclui-se que
esta formação se trata de um arenito com baixa percentagem em argila.
Uma geologia favorável, incluindo porosidade e permeabilidade assinaláveis, não garante a
presença de hidrocarbonetos, pelo que o poço seco, tal como o seu nome indica, não produz.
Existe uma visível correlação entre os logs dos três poços, com óbvias variações nas
profundidades devidas à diferença de altitudes entre cada perfuração e quantidade de
sedimentos depositada em cada local. A natureza dos sedimentos é, no entanto, semelhante
entre os três poços, pelos que os logs respondem da mesma forma na presença das
formações em comum.
Em termos da geologia do reservatório, com base na semelhança dos logs dos três poços,
nota-se que o “overburden”, de rocha calcária, se estende desde a superfície até
aproximadamente 180 metros de profundidade. A armadilha, constituída por argila, situa-se
entre os 180 e os 320 metros de profundidade e a rocha armazém, porosa e permeável,
predominantemente arenítica, a partir dos 320 metros. Quanto à rocha-mãe dos
hidrocarbonetos acumulados, situa-se a uma profundidade superior à perfurada, não existindo
porventura dados que sustentem tal premissa nos logs estudados.
69
15. Referências Bibliográficas
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