Curso de Geologia Do Petroleo

UNIVERSIDADE TIRADENTES CURSO TECNOLÓGICO DE PETRÓLEO E GÁS

GEOLOGIA DO PETRÓLEO

NOTAS DE AULA Edição 2

Prof. Cláudio Borba

Aracaju, 2009

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Olá,

Esta apostila reúne o conteúdo das aulas da disciplina Geologia do

Petróleo , com carga horária total de 72 horas, e visa suprir a carência de livros

textos em português, além de adaptar o tema para a realidade brasileira. O

curso de geologia do petróleo é baseado na experiência de mais de 20 anos do

autor, e tem uma abordagem predominantemente prática, como deve ser um

curso de Tecnologia de Petróleo. Os exercícios propostos, desde a escolha de

uma área para prospecção, passando pela interpretação sísmica, elaboração

de prospectos, confecção de mapas, cálculo de volumes até a previsão de

produção de um reservatório, permitem ao aluno ter ao final do curso uma

visão integrada do processo de geologia de exploração e produção de petróleo.

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1. Introdução

Geologia é a ciência que estuda a estrutura, composição e história do

planeta Terra. Lida com o espaço (desde a escala microscópica, exemplo:

poros das rochas; até milhares de quilômetros, exemplo: bacias sedimentares)

e com o tempo (em geral os fenômenos geológicos são da ordem de milhares a

milhões de anos). As aplicações de geologia são inúmeras: prospecção de

minérios e pedras preciosas, engenharia, meio ambiente, águas subterrâneas e

exploração e produção de Petróleo.

1.1- Principais Ramos da Geologia

A geologia é dividida em diversas áreas (ramos), que costumam

constituir disciplinas de um curso de graduação em geologia.

• Mineralogia -> estudo dos minerais • Petrologia -> estudo das rochas • Paleontologia -> estudo dos fósseis • Geofísica -> física da terra, pura e aplicada • Geologia Estrutural -> deformações das rochas • Geotectônica -> dinâmica da Terra na grande escala • Geoquímica -> química da terra, orgânica e inorgânica • Sedimentologia -> processos de deposição • Estratigrafia -> estudo das camadas e sua origem • Geologia Histórica -> história e evolução da Terra • Geologia Econômica -> depósitos minerais • Geologia Ambiental -> impacto ou potencial de impacto no meio ambiente • Geologia do Petróleo -> Aplicação dos conceitos geológicos na descoberta e

gerenciamento de acumulações de petróleo

Vários ramos da geologia apresentam aplicação direta na exploração e

produção de petróleo:

• Mineralogia -> Os minerais formam as rochas. • Petrologia -> Rochas são as geradoras e armazenadoras de petróleo • Paleontologia -> Utilizada na datação das rochas e na determinação do

ambiente deposicional. • Geofísica -> Aplicação dos métodos indiretos de investigação, entre eles a

símica, uma das principais ferramentas da indústria do petróleo. • Geologia Estrutural -> Identificação e entendimento de armadilhas (trapas)

para acumulação de petróleo

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• Geotectônica -> Identificação de bacias propícias para a geração e acumulação de petróleo.

• Geoquímica -> Reconhecimento de rochas geradoras e tipos de petróleo. • Sedimentologia -> Reconhecimento do ambiente de deposição, importante para

caracterizar os reservatórios e rochas geradoras. • Estratigrafia -> Reconhecimento de camadas promissoras, comparação entre

diferentes áreas e bacias. • Geologia Histórica -> Identificação de épocas mais propícias para se encontrar

petróleo. • Geologia Econômica -> Petróleo é um recurso mineral. • Geologia Ambiental -> Impacto da perfuração,produção, refino e distribuição

no meio ambiente

Portanto, a Geologia do Petróleo é a aplicação dos conhecimentos

de geologia na exploração e produção de petróleo. Apresenta forte

interação forte com Engenharia de Reservatórios, Geofísica, Avaliação de

Formações e Economia do Petróleo

1.2 - O Processo Geologia do Petróleo

A cadeia produtiva do petróleo começa nos estudos geológicos, com o

objetivo de se descobrir uma acumulação petrolífera. Esta fase é chamada de

EXPLORAÇÃO.

Com uma acumulação descoberta, chamada de Campo de Petróleo, os

projetos de produção nas descobertas de petróleo começam nos estudos

geológicos. Esta etapa é chamada de CARACTERIZAÇÃO DE

RESERVATÓRIOS, que utiliza fortemente o conhecimento da geologia.

O acompanhamento da produção de um campo de petróleo igualmente

requer conhecimento geológico, cada vez mais detalhado. É a etapa de

GERENCIAMENTO DE RESERVATÓRIOS, que tem forte interação com a

Engenharia de Reservatórios.

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Figura 1.1 – Processo de Geologia de Petróleo

A própria geologia do petróleo é dividida em áreas, que se tornam

especialidades entre geólogos de petróleo. As principais são:

• Petrologia e Diagênese -> estudo das rochas, dos poros e do cimento. • Paleontologia/Bioestratigrafia -> estudo dos fósseis, datações de camadas e

ambientes. • Geofísica do Petróleo -> métodos sísmicos, magnetométricos e gravimétricos

de prospecção. • Geologia Estrutural -> estudo das falhas e fraturas nas acumulações de

petróleo, estudo dos campos de tensões. • Geoquímica -> subdividida em orgânica e inorgânica. Estuda a geração e

alterações do óleo e a formação dos precipitados nos reservatórios, entre muitos outros.

• Sedimentologia -> estuda os processos e produtos da deposição das rochas. • Estratigrafia -> Estuda a origem e relações enre as camadas. Construção de

colunas estratigráficas, aplicação no zoneamento de reservatórios • Avaliação de Formações -> Técnicas de determinação qualitativa e quantitativa

das propriedades das rochas e fluidos. Inclui a perfilagem e os testes de formação.

• Modelagem Geológica -> Construção de modelos bidimensionais e tridimensionais de bacias e de campos de petróleo

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1.3 – Onde está o petróleo

A existência de petróleo necessita de uma bacia sedimentar , uma

região topograficamente baixa onde são depositados os sedimentos

provenientes da erosão das áreas mais elevadas, também chamadas de áreas-

fonte. Nem toda bacia é petrolífera. Caso esta bacia contenha petróleo em

quantidade comercial, os locais onde este ocorre é chamado de campo de

petróleo . Um campo de petróleo pode conter um ou mais reservatórios de

petróleo. Para extrairmos o petróleo dos reservatórios, utilizamos poços .

Lembre-se: NÃO DESCOBRIMOS POÇOS DE PETRÓLEO. DESCOBRIMOS

RESERVATÓRIOS. O poço é apenas uma obra de engenharia utilizada para a

procura e extração do petróleo.

Figura 1.2 – Conceitos importantes na geologia de petróleo: bacia, campo e reservatório

1.3 - Fontes de dados geológicos

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Os principais dados utilizados em estudos geológicos visando a

exploração e produção de petróleo são:

• Imagens de satélite, fotografias aéreas • Métodos geofísicos: sísmica, gravimetria, magnetomeria

• Poços: amostras de calha, testemunhos, perfis elétricos (perfilagem), testes

de formação • Afloramentos: naturais, cortes de estrada, pedreiras, minas subterrâneas

• Modelagens matemáticas

1.4. - Etapas da Exploração de Produção de Petróleo

Campo de petróleo é um conjunto de acumulações contidas em uma

área da bacia sedimentar. Pode conter um ou mais reservatórios de petróleo.

Assim como uma bacia pode conter um ou mais campos de petróleo (ou

nenhum).

Um longo caminho é trilhado até que um campo de petróleo entre em

produção. O processo pode levar vários anos, principalmente em áreas

marítimas, onde a implantação da infraestrutura é complexa e onerosa, além

dos licenciamentos ambientais serem mais demorados. As principais etapas do

processo são listadas abaixo.

1.4.1 - Busca de Bacias Sedimentares candidata a te r petróleo

Somente áreas onde existem rochas sedimentares ricas em matéria

orgânica (rochas geradoras) e com capacidade de armazenamento (rochas

reservatório) são propícias à existência de petróleo. Essas áreas são as Bacias

Sedimentares. Portanto, pode-se descartar de imediato para a exploração de

petróleo as áreas do planeta que não são bacias sedimentares.

Mas não basta a existência de uma bacia sedimentar. A bacia

sedimentar deve ter os seguintes requisitos básicos (itens que serão abordados

com maior detalhe no capítulo referente aos Sistemas Petrolíferos):

• -> rochas geradoras

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• -> reservatórios • -> estruturas potenciais

Figura 1.3 – Mapa Geológico da América do Sul, com a localização das principais bacias sedimentares.

1.4.2 - Leilão (BID) feito pela agência reguladora (ANP)

Até 1994, a exploração e producao de petróleo no Brasil era monopólio

estatal, exercido pela Petrobras. Com a nova lei do Petróleo, aprovada pelo

Congresso Nacional em 1994, outras empresas passaram a atuar no setor,

reguladas pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Para isso, a ANP promove

leilões de blocos exploratórios, com as seguintes características:

- áreas (blocos exploratórios) são colocadas para licitação, os chamados

BIDs (o último, em 2008, foi o BID-9).

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- empresas dão lances, sozinhas ou em sociedade (parcerias).

- os vencedores assumem compromisso de pesquisar a área (realização

de levantamento sísmico e perfuração de poços).

Figura 1.4 – Blocos exploratórios e de produção no Brasil (ANP 2002).

1.4.3 - Aquisição exploratória

Adquirido o bloco exploratório, são inicialmente realizados

levantamentos geofísicos (principalmente sísmica 2D e 3D), visando definir as

áreas mais favoráveis para a perfuração de poços exploratórios.

Tipos de Levantamento de dados: -> Levantamento geofísico:

- Gravimetria/magnetometria - Sísmica 2D

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- Sísmica 3D

-> Levantamento geológico: - Poços anteriores perfurados na área - Trabalhos de campo

1.4.4 - Interpretação dos dados obtidos na aquisiçã o exploratória

A partir do levantamento, processamento e interpretação sísmica, são

gerados mapas que indicam as melhores posições para locação de poços.

Esses mapas também fornecem estimativa do volume de petróleo da área.

Dependendo desse volume, será ou não viável a perfuração de poços. As

principais etapas da interpretação sísmica são:

-> interpretação sísmica de horizontes (camadas) em tempo sísmico -> conversão dos horizontes para profundidade -> confecção de prospecto de poço exploratório -> análise econômica e de risco do projeto

1.4.5 - Perfuração do poço exploratório

Somente com a perfuração é que são obtidos dados diretos, como a

presença de reservatórios e de petróleo com viabilidade de produção

comercial. A perfuração de poços consta das seguintes atividades:

-> acompanhamento geológico do poço, durante a perfuração. -> perfilagem (avaliação de formação). -> decisão sobre abandono ou completação do poço. -> teste de formação (avaliação de formação). -> decisão perfuração de poços adicionais.

1.4.6 - Plano de Avaliação

Realizada a descoberta pelo poço exploratório, a empresa deve fazer

um plano de avaliação da área, devidamente aceito e aprovado pela ANP. No

plano de avaliação são propostas ações como a perfuração de poços de

extensão e a realização de testes de formação. O objetivo é obter uma

estimativa das reservas de petróleo e se é viável transformar a concessão de

exploração em uma concessão de produção.

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1.4.7 - Declaração de Comercialidade => Campo de Pe tróleo

Sendo favoráveis os resultados da avaliação exploratória, é feita junto à

ANP a Declaração de Comercialidade. Nesta fase é determinado o ring fence

(área de delimitação) da acumulação de petróleo, que passa a se chamar de

Concessão de Produção ou Campo de Petróleo. A área do ring fence

geralmente é menor do que a concessão exploratória original, cobrindo

somente a projeção em superfície dos reservatórios encontrados (mais uma

faixa de segurança). Campos de petróleo onshore (terrestres) descobertos

após 1994 recebem o nome de pássaros da fauna brasileira, enquanto os

campos offshore (marítimos) recebem o nome de animais da fauna marinha.

1.4.8 - Plano de Desenvolvimento

Declarada e aceita a comercialidade, o campo de petróleo deve ter um

plano de desenvolvimento submetido e aprovado à ANP. Neste plano, válido

para o prazo de concessão de 25 anos, deve conter informações como:

-> Perfuração de Poços de poços produtores e injetores -> Mapeamento dos reservatórios e cálculo de volumes -> Estimulações -> Previsão de Produção e Injeção -> Coleta, escoamento e medição -> Instalações

1.4.9 - Recuperação Suplementar

A produção de petróleo em um campo é feita através de poços

produtores. Com o tempo, o reservatório perde pressão e a produção

naturalmente cai. É possível obter um ganho adicional de petróleo com a

reposição da pressão do reservatório, feita com injeção de fluidos como água,

gás ou vapor. Além de repressurizar os reservatórios, a injeção de fluidos visa

deslocar (empurrar) o óleo em direção aos poços produtores. A injeção de

água produzida também visa não descarta-la no meio ambiente.

A injeção de fluidos visando a melhoria da recuperação, também

chamada de recuperação suplementar, requer um conhecimento bastante

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detalhado da geologia da área. Atualmente são confeccionados modelos

virtuais 3D que auxiliam na compreensão dos reservatórios.

1.4.10 – Abandono

O petróleo é um recurso finito, não renovável. Ao final da vida de um

campo (exaustão), a área deve ser desativada, com a remoção das instalações

e o arrasamento dos poços. Alguns reservatórios exauridos poderão servir para

descarte de fluidos indesejáveis, como água produzida em campos vizinhos ou

mesmo de CO2 produzido por indústrias.

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Exercício I – A escolha de uma Bacia Sedimentar par a Exploração de Petróleo

Sua empresa adquiriu em leilão um bloco exploratório. Com base nas

coordenadas geográficas que limitam o bloco, localizar a posição do bloco

(estado, situação onshore ou offshore e bacia sedimentar). Utilize para isso o

mapa geológico do Brasil.

Cada grupo de alunos (segundo a ordem alfabética) trabalhará com uma

área limitada pelas coordenadas geográficas. Poderão trabalhar em grupo,

mas o relatório será individual.

• Localize (cordenadas geográficas) a área a ser estudada.

Sugestão: GoogleEarth

• Identifique em que bacia está localizada a área. Pesquise o

tipo de bacia, se a bacia já produz petróleo, e, em caso positivo, em que

campos de petróleo, e em quais reservatórios.

• Descreva a proximidade de facilidades, refinarias, centros

consumidores, rodovias.

• Descreva as prováveis dificuldades de ordem logística e

ambiental.

• Faça um plano de trabalho resumido para a área, incluindo

um plano de levantamento sísmico e de poços exploratórios a serem

perfurados na área.

Sugestão para local de pesquisa:

• Livro GEOLOGIA, TECTÔNICA e RECURSOS MINERAIS

DO BRASIL -CPRM), Capítulo X, pag. 541-576. Pode ser baixado de

www.cprm.gov.br

• Google (pesquisar pelo nome da bacia)

• Atlas Geográfico

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Figura 1.5 – Localização de uma área a partir de coordenadas geográficas.

Nome Latitude Longitude Bacia Situação EstadoCampos Produtores Reservatório Observações

Exemplo 3o50´ / 4o00´ Sul 62o47´/ 62o57Óeste Solimões Terra AM Rio Urucu Arenito

Localização na floresta amazônica, Área sensível devido a floresta. Refinaria mais próxima em Manaus...

Adrielle - Ariovaldo 10o32´ / 10o42´ Sul 36o49´/ 36o59Óeste Bruna - Cristiano 11o04´ / 11o14´ Sul 36o21´/ 36o31Óeste Duanny - Isabel 9o03´ / 9o13´ Sul 35o32´/ 35o42Óeste Jayse - Julio 5o10´ / 5o20´ Sul 36o35´/ 36o45ÓesteKelmer - Milena 5o00´ / 5o10´ Sul 36o20´/ 36o30ÓestePedro - Ronney 6o50´ / 7o00´ Sul 43o14´/ 43o24ÓesteSamanta - Soélio 22o50´ / 23o00´ Sul 41o20´/ 41o30ÓesteVerônica - Vinícius 18o34´ / 18o44´ Sul 38o50´/ 39o00ÓesteWalber - Zenon 26o20´ / 26o30´ Sul 47o30´/ 47o40Óeste

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2. Rochas Sedimentares e Ambientes de Deposição

As rochas sedimentares são de longe as mais importantes na

geologia do petróleo, pois são nessas rochas que o petróleo foi gerado e

acumulado.

As rochas sedimentares são formadas por sedimentos que se

depositaram ao longo do tempo, passaram por soterramento e

compactação e finalmente se tranformaram em rochas. Algumas rochas,

por processos de erosão dos terrenos e soerguimentos, voltaram à

superfície, e estão expostas nos afloramentos. As que permaneceram em

profundidades somente são atingidas através de perfurações. São elas que

podem conter acumulações de petróleo.

Por serem produtos de deposição, costumam se apresentar em

camadas.

2.1 - Etapas da Formação de Rochas Sedimentares

• 1- Intemperismo -> é a alteração física e química de uma rocha pré-

existente. Responsável pela formação dos solos

• 2- Erosão -> é a remoção do solo e de rochas por agentes como a água

e o vento.

• 3 –Transporte -> é a transfência, de um lugar para o outro, por agentes

como a água dos rios, das correntes marinhas ou mesmo pelo vento.

• 4 – Deposição -> quando o agente transportador de sedimento perde

energia, o sedimento é depositado.

• 5 – Soterramento -> o sedimento depositado é soterrado, devido ao

mecanismo de afundamento de uma bacia sedimentar e do próprio peso da

pilha de sedimentos acuumulados.

• 6 – Diagênese -> a compactacao dos sedimentos pelo peso gerado pelo

soterramento, mais a acao de fluidos, produz a transformação do sedimento

em rocha sedimentar.

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Figura 2.1 – Processos Sedimentares atuando numa bacia

2.2 - Classificação das Rochas Sedimentares

• SILICICLÁSTICAS -> formadas por clastos (grãos) a base de silicatos (principalmente quartzo, feldspato e argilas). Exemplo: arenito

• QUÍMICAS -> formadas pela precipitação de sais (cloreto de sódio,

cloreto de potássio, sulfato de cálcio). Exemplo: camadas de sal (evaporitos)

• BIOQUÍMICAS -> formadas por produtos da atividade biológica

(conchas, corais, algas calcárias). Exemplo: calcário

• ORGÂNICAS -> formadas pela deposição de matéria orgânica. Exemplo: carvão

2.2.1 - Rochas Sedimentares Siliciclásticas

As rochas siliciclasticas costumam ser classificadas pelo tamanho do

grão predominante do sedimento que a originou. Assim, cascalhos formam os

conglomerados, areia forma o arenito e argilas formam os argilitos. Quando o

argilito apresenta estrutura laminada (folhas), recebe o nome de folhelho.

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Atualmente, os reservatórios mais importantes das bacias brasileiras são

rochas siliciclásticas, principalmente arenitos. Em Sergipe, conglomerados são

reservatórios do Campo de Carmópolis.

Figura 2.2 – Classificação granulométrica das rochas sedimentares

2.2.2 - Rochas Sedimentares Bioquímicas As mais comuns são as CARBONÁTICAS, formadas por carbonato de cálcio,

em geral fragmentos de conchas, oolitos, oncolitos, restos de algas calcárias e

de corais. De acordo com o tamanho do grão, podem ser classificadas como:

CALCILUTITOS (grão de tamanho lama)

CALCARENITOS (grão de tamanho areia)

CALCIRRUDITOS (grão de tamanho cascalho)

Composição mineral predominante: CALCITA , DOLOMITA

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Figura 2.3 – Exemplos de rochas carbonáticas

As bacias brasileiras não têm muita tradição em reservatórios de

petróleo carbonáticos (embora tenham sido os primeiros reservatórios

descobertos na Bacia de Campos). Contudo, são os principais reservatórios

das camadas Pré-Sal nas bacias de Campos e Santos, e a tendencia é

ganharem importância nos próximos anos.

Um tipo especial de rocha carbonática são os Microbialitos . São

construções calcárias formadas pelo crescimento de algas e organismos

unicelulares (p. ex. Cianofícias). Essas construções levam o nome de

ESTROMATÓLITOS, sendo um dos registros de vida mais antiga na Terra (2

Ba). Terão importância crescente na indústria do petróleo, pois constituem os

reservatórios do “Pré-Sal”, neste caso, de idade cretácea (em torno de 100

milhões de anos).

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Figura 2.4 – Microbialitos. Adaptado de www.phoenix.org.br.

2.2.3 - Sedimentos Químicos (Evaporitos)

São depósitos formados por PRECIPITAÇÃO QUÍMICA, constituídos por

CaCO3 (calcita), CaSO4 (gipsita), SiO2 (sílica) e, mais comumente, NaCl

(halita). Os mais comuns são os EVAPORITOS, produtos da evaporação da

água salgada em lagos ou golfos, em geral sob clima árido. Podem formar

grandes depósitos de sal.

Nas bacias brasileiras, os principais exemplos são as espessas

camadas de sal precipitadas nos mares restritos da época da separação dos

continentes sulamericano e africano. Em Sergipe, camadas de cloreto de

potássio (Silvinita) são explotados em Rosário do Catete, pela Vale.

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Figura 2.5 – Deposição atual de evaporitos, em região desértica na Região de El Paso

(Texas, EUA)

2.2.4 - Rochas Sedimentares Orgânicas

O acúmulo de matéria lenhosa em pântanos pode dar origem a camadas

de carvão. A matéria orgânica depositada no fundo de mares e lagos junto com

sedimentos argilosos, também pode dar origem a folhelhos ricos em matéria

orgânica: folhelhos (“xistos”) betuminosos e rochas geradoras de petróleo.

Para se transformar em carvão, a matéria orgânica lenhosa, composta

por celulose, deve passar por um processo de maturação, que ocorre durante o

soterramento. A transformação envolve compactação, perda de água e de

oxigênio, e enriquecimento em carbono.

Matéria lenhosa (celulose) -> turfa -> lignito -> hulha -> antracito

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2.3 - Ambientes de Sedimentação

2.3.1 - Importância dos ambientes de sedimentação n a exploração e produção de petróleo

Os sedimentos são depositados nos ambientes de sedimentação de

uma bacia sedimentar. Em cada ambiente são depositados sedimentos com

características próprias. Esses sedimentos terão diferentes propriedades como

rochas reservatório de petróleo: espessura, volume, porosidade e

permeabilidade.

Alguns ambientes são propensos à deposicão de rochas reservatório.

Outros são propensos à deposição de rochas selantes e geradoras.

Conhecer o ambiente deposicional é importantíssimo na prospecção de

petróleo.

2.3.2 - Tipos de Ambientes • Continentais -> Leques aluviais, rios, lagos, desertos, glaciares

• Transicionais -> Praias, deltas, estuários

• Marinhos -> Plataforma, talude, bacia oceânica

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Figura 2.6 – Ambientes continentais observados em uma paisagem atual

2.3.2.1 - Leques Aluviais

Os leques aluviais se formam em áreas próximas ao sopé de montanhas

(Figura 2.6), e tem este nome devido à forma de leque dos depósitos. Os

sedimentos são depositados em forma de cone, geralmente em frente de

escarpas íngremes. A sedimentação ocorre devido à súbita mudança de

velocidade das correntes.

São constituídos por sedimentos grossos (cascalhos). Com a distância,

grada para ambiente fluvial. As rochas Sedimentares resultantes são

conglomerados e arenitos grossos, em geral ricos em fragmentos de rocha do

embasamento (ígneas e metamórficas).

Os conglomerados e arenitos grossos podem formar reservatórios de

petróleo. Devido a sua composição heterogênea e a pouca seleção

granulométrica, em geral não têm boa qualidade como reservatório.

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Figura 2.7 - Conglomerado depositado em leques aluviais, Bacia de Santa Bárbara, Caçapava do Sul – RS, Proterozóico Superior (ca. 600 Ma)

2.3.2.2 - Leques Deltaicos

Quando um leque aluvial encontra diretamente um corpo de água (lago

ou mar), é denominado de LEQUE DELTAICO (FAN DELTA). Os sedimentos

se assemelham com os de leque aluvial, porém algumas estruturas

sedimentares são distintas.

Reservatórios importantes como os que produzem no Campo de

Carmópolis, são conglomerados provenientes de leques deltaicos.

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Figura 2.8 – Leque Deltaico

2.3.2.3 - Ambiente Fluvial São os ambientes formados por rios. Dependendo da fisiografia do terreno, da

presença ou não de vegetação, do tipo de sedimento e da energia, os rios

podem ser classificados em:

- Encaixados

- Entrelaçados ( braided )

- Meandrantes

- Anastomosados

Cada tipo produz depósitos com características próprias. Os de maior

interesse para a geologia do petróleo são os entrelaçados e os meandrantes.

Rios Entrelaçados ( braided ) são rios que possuem mais de um canal.

Formam-se quando há muita variação no volume de fluxo, comuns em regiões

áridas e com pouca vegetação. Formam depósitos extensos e muito ricos em

areia e pouca argila. Foram muito frequentes no passado geológico, quando

ainda não haviam plantas terrestres.

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Figura 2.9 - Arenitos de origem fluvial (rios entrelaçados) – Formação Serraria Bacia de Sergipe-Alagoas, BR-101, Malhada dos Bois – SE

Rios Meandrantes são os que apresentam canais em forma curva. São

comuns em declives suaves e terras baixas, com substrato facilmente erodível

e com presença de vegetação. Apresentam planícies de inundação ricas em

argila. Uma característica importante é a freqüente migração dos canais.

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Figura 2.10 – Depósitos meandrantes. As areias depositam-se nas barras (“ilhas” e margens dos canais, e as argilas na planície de inundação.

Os ambientes fluviais apresentam grande interesse na geologia do petróleo,

pois originaram importantes reservatórios de petróleo e gás. Os rios

Entrelaçados originaram depósitos extensos, ricos em arenito e pobres em

folhelho. Exemplo: Formação Serraria da Bacia de Sergipe-Alagoas. Os rios

meandrantes originam depósitos mais limitados, sendo os arenitos mais finos e

ricos em intercalações de folhelhos.

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Figura 2.11 – Seção geológica estratigráfica de um campo de petróleo, mostrando em sua base um importante reservatório de origem fluvial.

2.3.2.4 - Ambiente Eólico

A sedimentação eólica (pelo vento) ocorre em áreas desérticas, mas

também pode estar presente nas áreas litorâneas, ou associados aos

depósitos fluviais.

O vento pode transportar poeira e areia. A deposição de areias pelo vento

origina estruturas chamadas de dunas eólicas.

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Figura 2.12 – Depósitos eólicos (duna) e rocha resultante (arenito eólico)

Figura 2.13 – Depósitos eólicos atuais e antigos

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Arenitos eólicos geralmente formam reservatórios (de petróleo e de

água) de qualidade excelente, devido à boa seleção dos grãos e a pequena

quantidade de argila. Ocorrem em alguns campos de petróleo da bacia de

Sergipe-Alagoas (Formação Serraria e Formação Penedo)

2.3.2.5 - Ambientes Lacustres Lagos são corpos d’água localizados sobre continentes. São importantes

ambientes de sedimentação. Comumente tem origem tectônica: bacias

formadas pela movimentação de falhas. Podem ser muito rasos a

extremamente profundos (ex: Lago Baikal, Rússia, tem profundidade de 1500m

!).

No fundo dos lagos se depositam argilas por decantação. No fundo dos lagos

as águas podem ser muito pobres em oxigênio (redutoras), facilitando a

preservação da matéria orgânica.

Nas margens do lago depositam-se areias trazidas por rios que desaguam no

lago. Podem se formar acumulações de conchas, resultando na formação de

calcários (coquinas)

Lagos e Tectônica de Placas

No início de um processo de separação de continentes, antes da

formação de um oceano, formam-se lagos. Os lagos preenchem o Rift Valley

(rifte ). Parte dos depósitos da Bacia de Sergipe-Alagoas são lacustres da fase

rifte, antes da chegada da sedimentação marinha. Atualmente esse proceso

está ocorrendo no Grande Vale da África (Rifte Africano).

Depósitos Lacustres são muito importantes para a geologia do petróleo.

Folhelhos lacustres podem constituir excelentes rochas geradoras. É o caso

das formações Barra de Itiúba e Coqueiro Seco, na Bacia de Sergipe-Alagoas.

Já os arenitos e coquinas de margens de lago podem constituir rochas

reservatório.

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Figura 2.14 – Sistema de riftes do leste africano. O continente está se partindo em duas placas tectônicas. Nas áreas de ruptura formam-se grandes falhas que originam lagos. Esses lagos atuais são análogos para os que se formaram durante a separação América do Sul e África, e que resultaram em importantes depósitos das bacias brasileiras (e da costa atlântica africana).

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Figura 2.15 – Exemplo de um lago formado pela atividade tectônica. O graben (bloco rebaixado pela ação das falhas) é uma bacia sedimentar usualmente constituída por lago.

2.3.2.6 - Ambiente Deltaico

Deltas são protuberâncias na linha de costa, produzida pelo acúmulo de

sedimentos trazidos por um rio. Podem ser LACUSTRES ou MARINHOS,

dependendo do tipo de corpo d’água que recebe o rio. Podem ser dominados

por RIOS, MARÉS ou ONDAS.

Exemplos de deltas recentes são o do Mississipi (EUA) e Nilo (Egito), de

onde veio a palavra delta (a foz do Nilo, vista do alto, lembra a letra grega

delta). No Brasil o exemplo mais famoso é o delta da foz do Rio São Francisco,

aqui em Sergipe, divisa com Alagoas.

32

Figura 2.16 – Parte do Delta do Mississipi, mostrando as partes integrantes do sistema deltaico (Orariu & Bhattacharya 2006).

Figura 2.17 – Delta do Rio São Francisco. Notar na costa alagoana os depósitos de areia retrabalhados pelo vento (dunas do Pontal do Peba, na cor branca). No lado de Sergipe (Cabeço, em cor verde deivido à vegetação de mangue), depositam-se argilas na área dos mangues. O Rio São Francisco traz uma grande quantidade de sedimentos depositados na área da foz.

33

Figura 2.18 – Depósitos deltaico-lacustres da Formação Feliz Deserto, em Neópolis (SE). Em amarelo, delgadas camadas de arenito em meio aos folhelhos. Os arenitos representam as areias trazidas por rios e depositadas em barras na desembocadura dos rios junto ao lago.

Deltas são importantíssimos na geologia do petróleo, em especial na

Bacia de Sergipe-Alagoas. Depósitos deltaicos, pelo seu grande volume de

sedimento, constituem importantes reservatórios de petróleo. Os arenitos

costumam ser bem selecionados, formando reservatórios de boa qualidade. Na

Bacia de Sergipe-Alagoas, vários campos de petróleo produzem em

reservatórios de origem deltaica: Pilar e Furado em Alagoas (deltas lacustres).

34

Figura 2.19 – Seção vertical e horizontal de um modelo 3D de reservatórios deltaicos da Formação Barra de Itiúba, Bacia de Sergipe-Alagoas. Laranja = arenitos grossos, amarelo = arenitos finos, verde = folhelhos.

2.3.2.7 - Ambientes Marinhos

O ambiente marinho é formado por vários sub-ambientes: plataforma

continental, talude e planície abissal.

A transição entre os ambientes continentais é chamada de ambiente

costeiro (praias, baías, estuários).

A fonte de sedimentos são os rios que chegam aos oceanos através dos

deltas.

A Plataforma Continental é a parte rasa, próxima ao continente, cujo

substrato é formado por crosta continental. Recebe sedimentação deltaica

vinda dos rios, e sedimentos trazidos pelas correntes marinhas.

Em áreas de pouco ingresso de sedimentos em suspensão e com clima

quente, podem ser depositados carbonatos, inclusive com formação de recifes.

Este ambiente recebe o nome de Plataforma Carbonática.

O Talude é a região íngreme que separa as águas rasas da plataforma

continental das ãguas profundas da planície abissal. Apesar de ser

representado com exagero nos desenhos, sua inclinação não é assim tão

35

grande: cerca de 1-5 graus. Mesmo assim é suficiente para que ocorram

fenômenos como escorregamentos (avalanches de sedimento) e formação de

cânions submarinos quando há rebaixamentos do nível do mar.

Figura 2.20 – Elementos fisiográficos de um ambiente marinho

36

Figura 2.21 – Ambientes de uma Plataforma Carbonática

Turbiditos

São depósitos formados por correntes de turbidez (mistura de água +

sedimentos formando um fluxo denso que desce o talude e deposita o material

na planície abissal. A fonte de sedimentos são as areias da plataforma

continental, que são desestabilizadas em geral por rebaixamentos do nível do

mar. Podem formar extensos depósitos de arenito em água profunda.

TURBIDITOS SÃO OS PRINCIPAIS RESERVATÓRIOS BRASILEI ROS. Os

sedimentos finos, depositados por suspensão, são denominados sedimentos

pelágicos .

Figura 2.22 – Formação de depósitos turbidíticos em águas profundas. Os principais reservatórios de petróleo em produção no Brasil, especialmente da Bacia de Campos, têm essa origem.

Depósitos Marinhos e Petróleo

As Plataformas carbonáticas podem constituir importantes reservatórios

de petróleo em rocha calcária. Não são comuns no Brasil, mas são frequentes

no Oriente Médio e no México.

37

Os turbiditos são os principais reservatórios brasileiros (cerca de 90% da

produção!). São os principais reservatórios dos campos gigantes da Bacia de

Campos. Em Sergipe, ocorrem nos campos de Guaricema (o primeiro campo

offshore descoberto no Brasil) e Piranema (este o primeiro campo nordestino

de água profunda).

38

Exercício II – Prática de Rochas Sedimentares (no l aboratório)

Neste exercício trabalharemos no laboratório de geologia, em equipes

de 5 alunos. O objetivo é reconhecer as principais rochas sedimentares,

apontando suas características principais.

39

3. Geologia Estrutural Aplicada

Geologia estrutural é o ramo da geologia que trata da deformação das

rochas e seus produtos. A deformação é a principal responsável pela formação

das trapas (armadilhas onde o petróleo é retido).

As rochas sedimentares originalmente estão dispostas em camadas

horizontais. Mas deformações posteriores podem fazer com que fiquem

inclinadas, até mesmo verticais.

A existência de rochas geradoras e reservatórios é necessária para a

existência de petróleo em uma bacia. Mas raramente essas rochas acumularão

petróleo se não houverem estruturas responsáveis pelo seu aprisionamento.

3.1. - Estruturas nas Rochas

São feições lineares e planares existentes nas rochas. Podem ter origem

deposicional (ESTRUTURAS SEDIMENTARES) e deformacional (FRATURAS

e FALHAS). São importantíssimas na geologia do petróleo

3.1.1 - Estruturas Sedimentares

São originadas pela deposição do sedimento. As principais são a laminação

(escala milimétrica) e a estratificação (escala decimétrica a métrica).

Originalmente essas estruturas se apresentam horizontais, mas podem se

apresentar inclinadas pelas deformações produzidas pela tectônica.

40

3.1.2 - Direção e Mergulho de Camadas (atitude)

Direção é a interseção do plano da camada com um plano horizontal. É

o ângulo que esta interseção faz com o norte.

Mergulho é o ângulo de inclinação do plano (linha de maior declive e

perpendicular à direção), em relação à horizontal.

A direção e mergulho são obtidas a partir do mapeamento de camadas

em subsuperfície (dados de poços ou sísmica 3D), de perfilagem de poços

(perfis dipmeter e de imagem) e diretamente de afloramentos (utilizando-se

bússola).

Aplicação:

• Na construção de mapas estruturais: uma das ferramentas mais

básicas da geologia do petróleo.

• Previsão da profundidade onde encontrar determinada camada.

• Planejamento de poços.

41

Figura 3.1 – Conceito de direção e mergulho de uma camada

42

Exercício III: obtenção da direção e mergulho de um a camada

Neste exercício resolvido mostramos como pode ser obtida a direção e

mergulho de uma camada através do “método dos 3 pontos”, uma aplicação da

geometria descritiva na geologia do petróleo. Percebe-se a importância de se

conhecer alguns conceitos da matemática básica: geometria e trigonometria .

-> as profundidades estão em valores negativos por ser a cota em

relação ao nível do mar. Esta é uma convenção utilizada na geologia de

subsuperfície.

46

3.1.3 - Estruturas formadas pela deformação

As principais estruturas que se superpõem, isto é, deformam, as estruturas

primárias, são:

• Fraturas

• Veios

• Diques

• Falhas

• Dobras

• Domos

3.1.3.1 - Fraturas

São fissuras nas rochas, de tamanho variado, produzidas por:

• a) resfriamento

• b) ressecamento

• c) tensões

O fraturamento ocorre quando as tensões impostas à rocha são

maiores do que sua resistência. É resultante da deformação rígida (ou

rúptil). Podem formar regiões de alta permeabilidade onde fluidos irão

circular. São os conhecidos reservatórios fraturados.

3.1.2.2 - Falhas

São fraturas onde houve o deslocamento relativo dos blocos. São

extremamente comuns na natureza e extremamente importantes no mundo do

petróleo. Nas falhas, a separação entre os blocos é denominada de rejeito.

De acordo com a movimentação, são classificadas em:

Falhas Normais – o maior esforço compressivo é vertical (gravidade),

resultando em rebaixamento do bloco da capa. A maioria das falhas das bacias

sedimentares brasileiras é normal.

Falhas Inversas – o maior esforço compressivo é horizontal, resultando no

cavalgamento do bloco da capa.

47

Falhas Transcorrentes – O esforço máximo e o mínimo são horizontais, e o

intermediário é vertical, resultando em movimentação horizontal de blocos.

As falhas são diretamente responsáveis pela formação de bacias

sedimentares como os riftes, constituídos por grabens. Podem também

compartimentar reservatórios. Seu conhecimento pode inclusive orientar a

perfuração de poços.

Figura 3.2 – Componentes de uma falha normal

48

Figura 3.3 – Tipos de falhas segundo a movimentação

Figura 3.4 – Grabens e horsts formados pela ação de falhas normais. Os grabens podem formar bacias sedimentares. Exemplo: Bacia do Recôncavo, Bacia de Sergipe-Alagoas (em seu estágio inicial), Graben do Reno, Grande Vale da África.

49

Figura 3.5 - Falha de Salvador, limita o embasamento (Cidade Alta) da Bacia do Recôncavo (Cidade Baixa). A Bacia do Recôncavo é um rift (graben) formado no inicio da separação dos continentes América do Sul e África. A Bacia do Recôncavo foi a primeira produtora de Petróleo no Brasil.

Figura 3.6 – Aplicação prática da geologia estrutural nos campos de petróleo: as falhas controlam as acumulações de óleo (em verde). Para atingir e drenar os reservatórios, foram planejados poços direcionais paralelos aos planos de falha (Trabalho apresentado no IOR – SPE 2004).

50

3.2.1.3 - Dobras

São deformações de natureza plástica, produzidas por esforços. A

formação de muitas cadeias de montanhas (ex: Cordilheira dos Andes) está

associada aos dobramentos. Na geologia do petróleo, sua importância está na

geração de armadilhas (trapas) para a acumulação de petróleo.

A parte convexa da dobra é denominada de anticlinal. É a parte da

estrutura mais favorável para a acumulação (trapeamento) de petróleo, desde

que existam reservatórios e capeadores. A parte côncava é denominada

sinclinal. Podem ser sítios de rochas geradoras, mas normalmente não são

áreas interessantes para o trapeamento de petróleo.

Figura 3.7 – Esquema de uma dobra, com anticlinal e sinclinal

Figura 3.8 – Importância das dobras na acumulação de petróleo

51

4. Sistemas Petrolíferos

É o conjunto de elementos e processos geológicos necessários para

gerar e armazenar petróleo, incluindo uma rocha geradora matura, rotas de

migração, rochas reservatórios, armadilhas e selos.

Relação genética existente entre uma rocha geradora ativa e as acumulações

de óleo e gás dela resultantes.

4.1 - Elementos do Sistema Petrolífero

Rocha geradora é uma rocha rica em matéria orgânica.

Rota de migração são os caminhos através das rochas que o óleo percorre

desde a rocha geradora até a trapa.

Rocha reservatório é uma rocha na qual o petróleo pode se acumular.

Precisa ter porosidade (o espaço entre os grãos nos quais o óleo pode

acumular) e permeabilidade (ligações entre os poros que possibilita ao petróleo

se mover entre eles).

Rocha selante (ou capeadora) é uma rocha que barra o movimento do

petróleo.

Trapa é uma configuração estrutural e/ou estratigráfica que focaliza o

petróleo em uma acumulação.

52

Figura 4.1 – Elementos do Sistema Petrolífero

4.2 - Processos do Sistema Petrolífero

Geração –> o soterramento da rocha geradora até temperaturas e

pressões suficientes para converter a matéria orgânica nela presente em

hidrocarbonetos.

Migração –> O movimento dos hidrocarbonetos desde a expulsão da

rocha geradora até a armadilha (trapa).

Acumulação –> Quando o volume de hidrocarbonetos que chega na

trapa é maior do que as perdas.

Preservação –> manutenção das características do petróleo durante o

longo tempo de permanência na trapa.

Sincronismo –> Os eventos do sistema petrolífero precisam ocorrer

numa ordem definida para resultarem em acumulações.

53

4.2.1 - Geração

Querogênio é o polímero resultante da maceração da matéria orgânica. Sua

composição depende da composição da matéria orgânica inicial, é o precursor

do petróleo. É insolúvel nos ácidos orgânicos, devido ao seu enorme peso

molecular. Quando se quebra (geração) transforma-se em betume, que é

solúvel.

Classificação do Querorênio

• Tipo I: lacustre , associada a óleo, IH > 600, H/C (1.5-1.8),

algal/amorfa, “oil shales”.

• Tipo II: marinho , mais óleo, IH (200-600), H/C (1.0-1.3),

liptinita(pólens, esporos,cutículas), geradora de 90% dos óleos .

Tipo III: continental , gás, carvão, pouco óleo, IH (25-250), H/C (<1.0),

lenhosa.

Figura 4.2 – Diagrama de maturação da matéria orgânica

54

4.2.2 - Migração

É o movimento do petróleo de sua fonte até as rochas reservatórios.

Migração primária ou expulsão: é o movimento do petróleo gerado para

fora da rocha geradora.

Migração secundária: é o movimento posterior do petróleo até as rochas

reservatórios da trapa.

A migração ocorre das áreas mais baixas para as mais altas porque o

petróleo é mais leve que a água que preenche os poros das rochas.

A migração pode ser local ou a grandes distâncias, até centenas de

quilômetros, através de falhas ou de rochas permo-porosas.

4.2.3 - Reservatório

Reservatório é uma rocha com capacidade de armazenar fluidos (óleo,

gás ou água). Normalmente o espaço onde os fluidos estão armazenados são

os poros. Para que o fluido possa circular no reservatório (isto é, ser

produzido), é necessário que o reservatório tenha permeabilidade.

4.2.3.1 - Porosidade

É a percentagem de espaço vazio na rocha que pode conter fluidos.

Porosidade total refere-se a todos os poros da rocha.

Porosidade efetiva é o volume total dos poros interconectados, isto é,

aqueles que permitem o fluxo dos fluidos. Excluem-se os poros isolados.

Porosidade primária é aquela formada durante a deposição da rocha.

Porosidade secundária é aquela formada pela alteração das rochas

após a sedimentação, quando alguns grãos são dissolvidos por ácidos

naturais.

55

Figura 4.3 – Arenito poroso visto no microscópio. Observam-se os grãos (cor branca) e o espaço poroso (porosidade), na cor azul. A cor azul é devida à resina impregnada durante a confecção da lâmina.

4.2.3.2 - Permeabilidade

É a medida da capacidade das rochas de permitir a circulação de fluidos.

Rochas permeáveis : nelas os fluidos circulam facilmente. Tem muitos

poros, grandes e conectados. Exemplo: arenitos.

Rochas impermeáveis : nelas os fluidos não circulam. Tem

granulometria mais fina, ou variada, com poucos poros, pequenos e sem

conexões. Exemplo: folhelhos ou argilitos.

4.2.4 – Trapas (Armadilhas)

São situações geométricas em que rochas-armazenadoras

(reservatórios) de petróleo, ficam em contato com rochas selantes, acima.

Desta forma, o petróleo, menos denso do que a água e com tendência a subir

pelas forcas de empuxo, tem este movimento interrompido pela camada

56

selante (capeadora). Normalmente as rochas selantes são folhelhos. Camadas

de sal também são selos altamente eficientes.

Figura 4.4 – Exemplo de trapa formada por uma anticlinal. A camada de

reservatório contém os fluidos (gás, o fluido mais leve, acima; óleo e água, o

fluido mais denso, abaixo). Em cinza as rochas selantes impedem que o gás e

o óleo escapem da estrutura.

Figura –4.5 – Tipos de trapas formadas por estruturas (dobras e falhas)

57

5. O Método Sísmico

A sísmica é uma das ferramentas fundamentais na exploração de

petróleo. Normalmente toda perfuração de poço (especialmente poços

exploratórios) é precedida de um levantamento sísmico. O objetivo do

levantamento sísmico é apontar as áreas mais favoráveis para a ocorrência de

petróleo, diminuindo assim o risco de perfuração de poços secos.

Trata-se de um método indireto de se conhecer a geologia de uma área.

O método sísmico é baseado na emissão e recepção de ondas acústicas na

subsuperfície. A reflexão produzida por contrastes de propriedades das

camadas permite a obtenção de informações. É como se fosse um “ultrassom”

da Terra, embora com freqüências de onda muito menores do que o ultrassom

utilizado na medicina.

5.1 – Fundamentos do método

As diversas camadas que constituem as bacias sedimentares

apresentam propriedades acústicas diferentes (densidade e velocidade de

propagação da onda acústica), que são função de sua composição e

propriedades físicas como a porosidade. O produto da velocidade de

propagação da onda com a densidade é denominado de impedância acústica .

Quando duas camadas com impedância acústica diferentes estão em contato

(ou seja, há uma interface), configura-se um refletor, caracterizado por um valor

de refletividade (Figura 5.1). É este refletor, que será captado em um

levantamento sísmico. Um conjunto de refletores gera uma imagem sísmica

que será interpretada e transformada em uma imagem geológica do terreno.

58

Figura 5.1 – Conceito de impedância acústica e refletividade.

5.2 - Etapas do Método Sísmico

O método sísmico é constituído por várias etapas: Aquisição,

Processamento e Interpretação.

5.2.1 - Aquisição

É o trabalho realizado no campo (ou no mar), onde são geradas ondas

acústicas (através de explosão de dinamite, ar comprimido ou de vibradores), e

sua reflexão é captada por geofones (ou hidrofones, no caso de aquisição

marítima).

Sísmica 2D –> é adquirida através de linhas de tiro relativamente espaçadas, gerando como resultado seções sísmicas 2D. Sísmica 3D -> é adquirida uma grande densidade de dados, através de linhas de tiro pouco espaçadas. O resultado é um volume sísmico (3D), que tem como resultado um nível de detalhe muito maior do que o 2D. Sismica 4D -> é uma sísmica 3D obtida em épocas (tempos) diferentes com os mesmos parâmetros de aquisição, em geral em campos produtores de petróleo. Permite identificar modificações nas propriedades do reservatório com o tempo de produção.

59

VSP (sísmica de poço) –> o geofone é colocado no interior de um poço, enquanto a fonte acústica é colocada na superfície. Serve para calibrar o modelo de velocidade da área e investigar a geologia nas proximidades do poço.

Figura 5.2 – Aquisição sísmica (A), e seção sísmica resultante (Bend 2008).

5.2.2 - Processamento Sísmico

O objetivo do processamento é transformar o dado adquirido em um

volume de dados pronto para a interpretação. O processamento sísmico requer

uma forte base matemática dos profissionais envolvidos, assim como softwares

especializados. Consta das seguintes etapas principais:

• - eliminação de ruídos

• - ordenamento dos dados

• - empilhamento

• - análise de velocidades

60

Figuras 5.3 e 5.4 – A configuração geométrica de tiros e geofones num levantamento sísmico faz com que um refletor horizontal tenha uma forma de hipérbole em uma seção em tempo (maior a distancia entre a fonte e o receptor, maior será o tempo da reflexão). Uma das funções do processamento é corrigir a curvatura aparente da reflexão. Extarido de Bend (2008).

61

5.2.3 – Interpretação sísmica

Trata-se da obtenção de informações geológicas (camadas, falhas,

dobras, indicação de fluidos) a partir do dado sísmico.

Consiste em “traduzir” uma imagem sísmica para uma imagem

geológica. No Exercício IV faremos na prática uma interpretação sísmica.

O procedimento básico é:

1 – rastrear refletores, que provavelmente correspondem a limites de

camadas.

2 – Identificar interrupção de refletores, candidatos à falhas ou

terminações das camadas.

3 – Confeccionar mapas das superfícies rastreadas nas seções

sísmicas.

4 – Converter as superfícies interpretadas (em tempo de reflexão) para

valores em profundidade.

Figura 5.5 – Seção sísmica da costa da Austrália. Notar os diversos

blocos deslocados por falhas falhas. Fonte: AAPG Explorer.

62

Figura 5.6 – Mapa Estrutural Sísmico de um refletor. As cores quentes (amarelo) indicam menores valores de tempo sísmico (isto é, profundidades mais rasas). Portanto, as áreas em amarelo são os pontos mais favoráveis para acumulação de petróleo (trapa estrutural). A malha de pontos são os pontos de tiro, espaçados de 5 pontos para fins de visualização.

5.3 - Resolução Sísmica

A sísmica não resolve tudo, pois possui uma limitação de resolução (o

tamanho de uma feição que consegue detectar). A resolução sísmica diminui

com a profundidade, e é ainda menor nas áreas onde a qualidade do dado é

precária. A resolução depende do conteúdo de freqüências e da velocidade

média:

R ~ v/4f

Comparação entre sísmica e poço

• Sísmica : fornece dados onde não há poços. Em campos de petróleo, fornece importantes dados entre os poços.

• Poço: dado vertical de alta freqüência (alta resolução), o que não existe

na sísmica. Se não existir sísmica, o dado entre os poços é interpretado.

• O ideal é trabalhar com informação de sísmica + poços + dados de produção.

63

Figura 5.7 – Comparação entre cinco camadas com características diferentes (profundidade, velocidade de propagação da onda e freqüência dominante de um levantamento sísmico). No caso da Camada E, a resolução é de apenas 42m. Isto significa que, neste caso, não podemos enxergar o limite de uma camada que tenha menos do que 42m.

5.4 - Anomalias de Amplitude e IDH (Indicação Diret a de Hidrocarboneto)

• Amplitude -> atributo que mede o deslocamento máximo (positivo ou

negativo) de um pulso (reflexão).

• Anomalia de amplitude -> aumento ou redução localizada da

magnitude de uma reflexão. Pode ser um indicativo de mudanças da

propriedade da rocha (por exemplo, porosidade) ou de existência de

hidrocarboneto leve (óleo ou gás).

• Bright spot -> anomalia de amplitude negativa. Pode estar relacionada

a acumulação de gás ou óleo.

• Solução não única : um reservatório espesso de óleo, um reservatório

delgado de gás, ou um folhelho de baixa densidade, podem resultar em bright

spots similares.

64

Figura 5.8 – Anomalia de amplitude negativa (bright spot) associada à camadas de arenito portadoras de hidrocarboneto, no Mar do Norte (Cartwright, 2003).

Figura 5.9 – Utilização de anomalia de amplitude para mapeamento de qualidade de um reservatório da Bacia de Campos (Bruhn et al. 2003, trabalho apresentado na OTC).

65

5.5 - Conversão Tempo-Profundidade

O dado sísmico normalmente é fornecido em (x, y, t), sendo t o tempo de

ida e volta de propagação da onda desde a superfície até o refletor. É também

conhecido como tempo duplo (TWTD).

Na conversão tempo-profundidade, devemos transformar t em d

(profundidade).

Como v = d/t , sabendo a velocidade média das camadas até o refletor,

podemos obter a profundidade (d).

Como é obtida a velocidade ? Resposta: de perfis sônicos de poços da área

ou do processamento sísmico (Velans).

Exemplo:

TWTD = 2,0 s (2000 ms) e V= 3000m/s … é o tempo de ida e volta, então para termos o tempo só de ida, dividimos por 2: Então: TWT = 1,0 s

V = d/t -> d=t*v -> prof = 3000 * 1 = 3000m

66

Exercício IV – Interpretação de Seção Sísmica O Golfo do México é uma das mais importantes áreas petrolíferas do mundo.

Neste exercício interpretaremos uma linha sísmica na Plataforma Continental

do Texas.

Exercício:

1. Marcar o fundo do mar.

2. Interpretar os principais refletores – utilize diferentes cores.

3. Interpretar falhas (interrupções de refletores)

4. Identificar estruturas (falhas, anticlinais, sinclinais, domos de sal).

5. Localizar pontos potenciais para a perfuração de poços exploratórios.

6. Estimar a profundidade do fundo do mar, do refletor de interesse e do poço

proposto (considere Vm=3000 m/s e Vágua = 1550m/s).

69

Exercício V – Construção de um mapa estrutural sísm ico

O mapa de pontos corresponde à posição de um refletor sísmico

potencial camada de um reservatório de petróleo. Os valores estão expressos

em segundos (tempo duplo - ida e volta – da onda ir e voltar da superfície até o

refletor).

A linha em negrito corresponde à seção sísmica interpretada no

Exercício IV.

As principais falhas da seção também já estão desenhadas no mapa.

O mapa de pontos corresponde à posição de um refletor sísmico

potencial camada de um reservatório de petróleo. Os valores estão expressos

em segundos (tempo duplo - ida e volta – da onda ir e voltar da superfície até o

refletor).

Pede-se:

1 - Desenhar as curvas de nível no mapa de pontos, com intervalo de

0,1s

2 - Localizar os altos e baixos estruturais (anticlinais e sinclinais).

3 - Posicionar um ponto interessante para a locação de um poço.

4 - Qual a profundidade da zona de interesse, considerando

velocidade média de 3000m/s ? (velocidade na água = 1550 m/s).

5 - Qual a profundidade que terá o poço proposto ? Considere lâmina

d’água de 500m.

6 - Qual a área da(s) estrutura(s) candidatas a ter acumulação de

petróleo

(como aproximação, utilize para cálculo a fórmula da área da elipse):

A= (π * a * b)

71

6. Prospectos Exploratórios

O prospecto é um documento que resume as justificativas para a

perfuração de um poço, o projeto do poço, a previsão das camadas que serão

atravessadas pelo poço e a análise econômica da locação.

Deve incluir: Mapa estrutural com o ponto da locação, Seção sísmica e

geológica, coordenadas e profundidade dos objetivos, profundidade final,

quadro de previsões geológicas e resumo da análise econômica.

Orientações sobre amostragens, testes de formação e perfilagem a srem

efetuadas no poço, também constam no prospecto.

6.1 - Nomenclatura de poços 1 – Pioneiro -> é o primeiro poço a ser perfurado em uma estrutura. 2 – Estratigráfico -> é um poço de investigação geológica em uma área, não necessariamente com o objetivo de encontrar petróleo. 3 – Extensão -> após um pioneiro ter encontrado petróleo, poços de extensão são perfurados na área para delimitar a jazida. 4 – Pioneiro Adjacente -> poço perfurado em uma estrutura vizinha a uma acumulação descoberta. 5 – Jazida mais rasa -> Poço visando reservatórios mais rasos em uma acumulação já descoberta. 6 – Jazida mais profunda -> Poço visando reservatórios mais profundos, ainda não atingidos por poços, em uma acumulação já descoberta. 7 – Desenvolvimento -> Poços para produção em uma concessão. 8 – Injetor -> Poços injetores de água ou de gás em uma concessão. 9 – Especial -> Poços para captação de água, para aquisição de dados, para injeção de vapor etc. Nomenclatura Petrobras para poços exploratórios: 1-UNIT-1-SE (nome do local) Nomenclatura ANP: 1-UTSA-1-SE (nome da empresa)

72

Figura 6.1 – Quadro de Previsões geológicas – parte integrante do prospecto

6.2 - Análise Econômica

Um projeto exploratório deve ser viável economicamente, isto é, a

produção de petróleo a ser descoberto deve ser suficiente para cobrir o

investimento feito, os custos operacionais, impostos e também o risco

envolvido (poços secos, por exemplo).

Normalmente as companhias de petróleo utilizam programas de análise

probabilística, a partir de uma série de dados de entrada baseadas no

conhecimento geológico da área e na experiência profissional dos técnicos

envolvidos no projeto. O resultado da análise fornece indicadores econômicos

como o VPL (valor presente líquido), tempo de retorno (em quanto tempo de

produção o projeto se pagará), etc.

Os parâmetros que mais influenciam na economicidade de um projeto

exploratório é o volume da jazida, o risco, o preço do petróleo e os custos.

Faremos abaixo um exemplo bastante simplificado de análise econômica

(que pode ser rapidamente feito com a utilização de uma planilha Excel).

73

A partir do mapeamento sísmico, podemos estimar o volume de rocha

reservatório da estrutura mapeada, a partir da área de fechamento (A) e de

uma espessura estimada (h). A espessura (h) é de difícil resolução em sísmica,

daí a importância de se conhecer, a partir de áreas próximas ou análogos, o

reservatório objetivo. No caso de uma área de 10 km2 (um campo de petróleo

de tamanho médio) e espessura de reservatório de 10m, teremos um volume

de rocha de:

Vr = A * h

Vr = 10m * 10.000.000m2

Vr = 100.000.000m3

Acontece que o petróleo se encontra no espaço poroso dessa rocha

reservatório, portanto, para saber o volume poroso (Vp), devemos multiplicar o

volume de rocha pela porosidade (phi), em valores decimais. Para o caso de

uma porosidade esperada de 15%:

Vp = Vr * phi

Vp = 100.000.000 m3 * 0,15

Vp = 15.000.000 m3

Acontece ainda que não existe petróleo puro preenchendo os poros.

Sempre há uma certa quantidade de água, a chamada saturação de água (Sw).

O volume de óleo (Vo) é obtido pela multiplicação do volume poroso (Vp) pela

saturação de óleo (So = 1 – Sw). Para uma saturação de óleo de 65%,

teremos:

Vo = Vp * So

Vo = 15.000.000 m3 * 0,65

Vo = 9.750.000 m3

Para termos o volume do óleo medido em condições de superfície,

devemos considerar o Fator Volume de Formação, que é o encolhimento do

óleo devido ã liberação do gás em solução quando a pressão cai abaixo da

pressão de saturação. Consideraremos um Bo=1,3 m3/m3.É claro que esse gás

74

também será aproveitado e valorado. Mas para uma simplificação,

consideraremos aqui somente o volume de óleo. O Volume de óleo do

reservatório, mas nas condições de superfície é denominado Volume de Óleo

Original In Plane (VOIP):

VOIP = Vo / Bo

VOIP = 9.750.000 m3 / 1,3

VOIP = 7.500.000 m3

Para saber o quanto de petróleo o reservatório produzirá (Volume

Recuperável - Vrec, multiplicamos este valor pelo Fator de Recuperação

estimado (FR), estimado em 20% neste exemplo. O FR varia bastante, a

depender da qualidade da rocha e do petróleo, além da tecnologia empregada.

A maior parte do petróleo ficará preso no reservatório.

Vrec = VOIP * FR

Vrec = 7.500.000 m3 * 0,2

Vrec = 1.500.000 m3

Na fase exploratória da pesquisa de petróleo, ainda não sabemos se

este petróleo realmente existe ! Notar também que muitas variáveis

(espessura, porosidade, FR) estão estimadas com um elevado grau de

incerteza. Devemos então ponderar o volume estimado da acumulação com

um fator de risco (ou de chance), baseado no conhecimento de sistemas

petrolíferos. Sabe-se que, em todo mundo, somente uma fração de poços

exploratórios perfurados (cerca de 10-20%) são bem sucedidos. Os restantes

são secos. Com a melhora da tecnologia de imageamento sísmico e

conhecimento das bacias, esse percentual tem sido aumentado. No exemplo

estudado, são estimados alguns fatores de chance do sistema petrolífero:

• Geração: F.C. = 100% • Migração: F.C. = 50% • Trapa (geometria) : F.C. = 100% • Reservatório = 70% • Sincronismo = 80% O Fator de Chance total (Fc) é o produto de cada fator acima.

75

Fc = geração * migração * Trapa * Reservatório * Si ncronismo

Fc = 1,0 * 0,5 * 1,0 * 0,7 * 0,3

Fc = 0,105

Ou seja, temos 10,5% de chance de encontramos petróleo nesta

estrutura. Devemos então ponderar o Volume de petróleo recuperável (Vrec)

pelo fator de chance, para obter o Volume Riscado (Vrisc).

Vrisc = Vrec * Fc

Vrisc = 1.500.000m 3 * 0,105

Vrisc = 157.500m 3

Sentiram o drama ? De um volume de rocha mapeada de 10.000.000

m3, provavelmente só conseguiremos retirar 157.000 m3. É por isso que a

atividade de petróleo é um negócio de risco.

É comum expressar os volumes de petróleo na unidade inglesa (barril –

bbl), principalmente em análises econômicas e transações comerciais. Para

converter m3 em barril, multiplicamos por 6,28.

Vrisc (bbl) = 157.500 m 3 * 6,28

Vrisc (bbl) = 985.960 bbl

Em janeiro de 2009 o preço do petróleo estava em 50 dólares o barril.

Descontando o custo operacional de produção e impostos, a empresa fica com

cerca de 20 dólarers, neste exemplo:

Valor = U$ 985.960 * 20

Valor = U$ 19.719.200

Ou seja, o investimento (perfuração do poço, instalações) deve ser

menor do que este valor para que o projeto seja viável. Na realidade, uma

análise econômica mais precisa envolve a curva de produção e dos preços e

76

até da taxa de juros ao longo do tempo, a fim de se obter o VPL (valor presente

líquido) do projeto.

•

Figura 6.2 – Exemplo de análise econômica simplificada em uma planilha Excel.

EXEMPLO DE ANÁLISE ECONÔMICA SIMPLIFICADA

Área (km2) 5,00Espessura do Reservatório (m) 10,00

Volume de Rocha (m3) 50.000.000,00

Porosidade (%) 15,00

Volume Poroso (m3) 7.500.000,00

Saturação de óleo (%) 65,00

Volume de óleo no Reservatório (m3) 4.875.000,00

Fator Volume de Formação Óleo - Bo (m3/m3) 1,30

Óleo in Place - VOIP (m3) 3.750.000,00

Fatores de chance (%)Geração 50Reservatório 50Geometria (trapa) 100Sincronia 80Fator de Chance Total 20

Fator de Recuperação - FR (%) 20,00

Volume de Óleo Recuperável (m3) 750.000,00Volume de Óleo Recuperável (bbl) 4.717.500,00Volume de Óleo Recuperável COM RISCO (bbl) 943.500,00

Preço do óleo (U$/bbl) 120,00Custo operacional (U$/bbl) 20,00Impostos, Royalties (%) 50,00

Preço de realização do óleo (U$) 40,00

Valor da Acumulação (U$) 37.740.000,00

Investimento (U$) 20.000.000,00

77

Exercício VI – Elaboração de um Prospecto Explorató rio A interpretação sísmica realizada nos exercícios IV e V originou uma locação

exploratória. Os resultados da interpretação serão utilizados na confecção do

prospecto, que deverá conter:

• 1. Mapa de Localização

• 2. Justificativa: falar da geologia da área, das estruturas que motivaram

o projeto do poço, potenciais reservatórios.

• 3. Mapa estrutural com a posição do poço (do Exercício IV)

• 4. Seção sísmica com a posição do poço (do Exercício V)

• 5. Quadro de Previsões Geológicas

• 6. Análise Econômica

79

7. Bacias Sedimentares Brasileiras

Cerca de 50% do território brasileiro é coberto por bacias sedimentares,

nem todas petrolíferas (Figura 7.1).

Figura 7.1 – Bacias Brasileiras (em verde)

7.1 - Tectônica de Placas e Bacias Sedimentares

A origem das bacias sedimentares está diretamente associada à

tectônica de placas (Figura 7.2). A própria classificação das bacias é baseada

nesta teoria.

80

Figura 7.2 – Esquema de separação de placas, inicialmente com formação de bacias riftes (grabens limitados por falhas), passando a bacias de margem passiva.

7.2 - Bacias Intracratônicas

• Grandes dimensões (milhões de km2), em forma de “prato” localizadas sobre áreas estáveis (crátons)

• Poucas falhas • Camadas tabulares, com grande continuidade • Subsidência lenta • Exemplos: Bacia do Paraná, Bacia do Solimões, Bacia do Parnaíba. • Pouco favoráveis para petróleo, mas ocorre (Bacia do Solimões).

Exemplos:

• Bacia do Paraná (SP-PR*-SC-RS-MS,ARG,URU,PAR) • Bacia do Solimões (AM**-PA) • Bacia do Parnaíba (MA-PI) • Bacia dos Parecis (MT)

*gás e folhelho (“xisto”) betuminoso ** óleo e gás

81

Figura 7.3 – Seções geológicas de Bacias intracratônicas (Petri & Fulfaro 1983).

7.3 - Bacias Rifte

• Dimensões da ordem de 300 x 50 km. • Forma alongada. • Limitada por falhas (são grandes grabens), em geral assimétricos (uma

falha principal em uma das bordas, e falhas menos expressivas na margem oposta).

• Domínio de falhas normais. • Subsidência rápida. • Muito favoráveis à ocorrência de petróleo. • Exemplo: Bacia de Reconcavo (BA), Bacia de Sergipe-Alagoas na fase

inicial, Bacia de Taubaté, Riftes Africanos.

82

Figura 7.4 – Rifte do Recôncavo-Tucano-Jatobá, formado no início da separação dos continentes América do Sul e África. A bacia do Recôncavo foi a primeira a produzir petróleo no Brasil. (http://www.phoenix.org.br/images/Tuc_mapa.gif).

7.4 - Bacias de Margem Passiva

• Ocorrem em margens continentais longe de limites de placas. • Paralelas à linha de costa. É comum apresentarem apresentam parte

onshore e parte offshore. • Subsidência pode ser rápida devido ao resfriamento da crosta. • Falhas normais e domos de sal são estruturas frequentes. • Com as descobertas na plataforma continental brasileira, passaram a

ser áreas de grande interesse petrolífero. • Exemplos:

• Bacia de Pelotas (RS) • Bacia de Santos (SC-PR-SP) • Bacia de Campos (RJ-ES) • Bacia do Espírito Santo (ES) • Bacia de Almada(BA) • Bacia de Sergipe-Alagoas (SE-AL) • Bacia de Pernambuco-Paraíba (PE-PB) • Bacia Potiguar (RN-CE) • Bacia de Barreirinhas (PA)

83

• Obs: As bacias do Recôncavo/Tucano/Jatobá são riftes que não evoluíram para margem passiva.

As bacias marginais apresentam uma estratigrafia (empilhamento de

camadas) semelhante, produto de sua evolução. Destaca-se uma camada

espessa de sal, depositada numa época de mar restrito e clima árido, que

produziu a deposição de evaporitos. As rochas que estão abaixo dessa

camada de sal são os famosos “reservatórios pré-sal”. Em Sergipe, o “pré-sal”

é o próprio reservatório do Campo de Carmópolis, que já produz petróleo há

mais de 50 anos, a cerca de 800m de profundidade. Mas nas Bacias de Santos

e Campos, está a mais de 5000m de profundidade.

Figura 7.5 – Resumo da estratigrafia (camadas) das bacias marginais brasileiras e africanas do Atlântico Sul.

84

Figura 7.6 – Coluna estratigráfica da Bacia de Sergipe-Alagoas (Sub-bacia de Alagoas) (Campos Neto et al, 2007).

85

Figura 7.7 – Seção Geológica da Sub-Bacia de Alagoas.

Figura 7.8 – Seção Sísmica da Bacia de Santos. Notar os domos de sal. Fonte: AAPG Explorer, 2009.

86

7.5 - Recursos Petrolíferos do Brasil

O petróleo ocorre nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo,

Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Potiguar e Solimões.

As primeiras descobertas no Recôncavo (Candeias) e em Sergipe-

Alagoas (Tabuleiro dos Martins), na década de 1950.

Os maiores volumes na Bacia de Campos (Campos Gigantes de Marlim,

Albacora, Roncador), descobertos nas décadas de 1980-1990, em arenitos

turbidíticos.

A mais nova fronteira são as águas profundas (pré-sal) das Bacias de

Santos e Campos (Estruturas Tupi, Júpiter, Pão de Açúcar).

Figura 7.9 – Campos petrolíferos da Bacia de Campos (Fonte:ANP).

87

Figura 7.10 – Evolução das reservas de petróleo no Brasil, fruto principalmente da atividade exploratória (Fonte: ANP).

7.6 - Recursos Petrolíferos de Sergipe (e Alagoas)

O menor estado brasileiro tem um relativo destaque no setor mineral e

energético. Cerca de 40% do PIB provém do setor de petróleo. As

acumulações de petróleo e gás estão todas na Bacia de Sergipe-Alagoas.

A maioria dos campos de petróleo em Sergipe está localizada numa

estrutura chamada de Alto de Aracaju: Carmópolis, Riachuelo, Siririzinho

(Reservatórios na Formação Muribeca, Membro Carmópolis). O Campo de

Carmópolis é o maior campo gigante onshore do Brasil.

Em águas rasas, na costa próxima a Aracaju estão os campos de

Camorim (Reservatórios na Formação Muribeca, Membro Carmópolis),

Guaricema e Dourado (Reservatórios da Formação Calumbi). Guaricema foi a

primeira descoberta offshore do Brasil.

O campo de Piranema (Reservatórios turbidíticos da Formação

Calumbi) foi o primeiro produtor em água profunda na Região Nordeste).

Em Alagoas (onshore), destacam-se os campos de Pilar e Furado

(produtores em arenitos deltaicos da fase rifte da evolução da bacia de

Sergipe-Alagoas).

88

Figura 7.11 – A Bacia de Sergipe-Alagoas, com a localização dos principais campos de petróleo (Fonte: CPRM).

89

Figura 7.12 – Seção geológica esquemática pela Bacia de Sergipe-Alagoas, desde Aracaju até Maceió.

Figura 7.13 – Seção geológica do Campo de Carmópolis (Mohriak et al. 1997).

90

8. Noções de Petrofísica

Petrofísica é o estudo das propriedades físicas da rocha, realizado com

medidas diretas e indiretas. Tem aplicação na estimativa da capacidade de

armazenamento (volumes) e da qualidade dos reservatórios. Seu estudo tem

grande interface com a ENGENHARIA DE RESERVATÓRIOS e com a

GEOFÍSICA.

Principais Propriedades Petrofísicas

• Porosidade • Permeabilidade • Compressibilidade • Saturação de fluidos • Argilosidade • Molhabilidade • Permeabilidade relativa • Pressão capilar

8.1 - Porosidade

É a quantidade de poros em um reservatório. Costuma ser expressa em

percentagem (%) na comunicação oral ou em relatórios, mas para cálculos

matemáticos, seu valor é decimal (0 a 1). A porosidade original de um arenito,

logo após a sua deposição, é em torno de 35% (0,35%), mas com a

compactação, esse valor pode ser bastante reduzido. Porosidades comuns em

reservatórios variam de 10 a 25%. Normalmente o limite mínimo para

reservatórios de óleo é 8% e para gás é 6%. Abaixo desses valores,

normalmente o reservatório não produz.

• Porosidade Total -> relação entre o volume total de poros e o volume

total da rocha. PhiT = VpT / VT

• Porosidade Efetiva -> relação entre o volume total de poros INTERCONECTADOS e o volume total da rocha. É a porosidade que realmente interessa nos reservatórios.

PhiE = VpE / VT

91

Tipos de Porosidade

• Intergranular • Microporosidade (< 2 micra) • Dissolução (secundária) • Fratura

Medidas de Porosidade

A medida da porosidade pode ser obtida de duas formas: • Perfilagem -> fornece medidas contínuas, de 0,2 em 0,2m. Baseada em

perfis densidade, neutrão e sônico. • Testemunhos -> medida feita em laboratório, a partir de plugs de

testemunhos. É uma medida direta, porem puntual e demorada. • Normalmente se utiliza a medida obtida da perfilagem, mas calibrada

com os testemunhos.

Figura 8.1 – Tipos de Porosidade

92

8.2 – Permeabilidade

É a propriedade do meio poroso que se caracteriza pela facilidade com

que um fluido pode atravessar esse meio quando lhe é aplicado um gradiente

de pressão. É uma medida de condutividade ao fluido, do meio poroso (Henry

Darcy, 1856)

Unidade: 1 darcy (fluxo de 1cm3/s de um fluido com viscosidade de 1cp

atraves de uma seção de 1 cm2 quando submetido a um dP de 1 atm/cm3.

Como 1 darcy é um valor muito alto, a permeabilidade é mais frequentemente

reportada em milidarcy (mD, a milésima parte do darcy).

Q = K . A . dP (fluxo linear)

µµµµ . L Q = vazão , A = área da seção transversal, dP = diferencial de pressão, µ – viscosidade do fluido, L – comprimento, K – permeabilidade Fatores que controlam a permeabilidade

- Geometria do meio poroso (porosidade, granulometria, orientação,

empacotamento, cimentação, teor de argila, seleção).

- Dissolução, dolomitização, fraturas (em carbonatos).

- Acamamento (Kh > Kv)

Valores de Permeabilidade

• Baixíssima < 1 mD • Baixa 1-10 mD • Regular 10-100 mD • Boa 100-1000 mD • Excelente >1000 mD

Relação entre porosidade e permeabilidade

• Normalmente a permeabilidade cresce com a porosidade, mas essa relação nem sempre ocorre. É comum a relação linear entre porosidade o logaritmo da permeabilidade.

• Porosidade alta x permeabilidade baixa -> rochas de granulometria muito fina e argilosas, folhelhos, rochas com poros não conectados

• Porosidade baixa x permeabilidade alta -> reservatórios fraturados

93

Obtenção da Permeabilidade

• Plugs de testemunhos (medida puntual mas direta). • Regressões utilizando perfis • Teste de formação (medida indireta) • Minipermeametria em testemunhos

Figura 8.2 – Escoamento de um fluido em meio poroso. Para oque o fluido escoe é necessária a permeabilidade.

Figura 8.3 – Relação entre porosidade e a permeabilidade (notar escala logarítmica no eixo da permeabilidade). Existe uma relação, mas muitos pontos caem fora da reta (fonte:Dutton et al. 2003). A partir dessa relação é possível estimar a permeabilidade a partir da porosidade (uma medida de mais fácil obtenção).

94

8.3 - Saturação de fluidos

É a medida das quantidades relativas dos fluidos que ocupam o espaço

poroso de um reservatório, expresso em percentagem para fins de

comunicação, ou decimal para fins de cálculos.

• Sw + So + Sg = 1

Sw – saturação de água So – Saturação de óleo Sg – saturação de gás

Sempre existe uma quantidade de água no espaço poroso, mesmo em

reservatórios com óleo. Na prática, adotamos Sw=50% como um valor limite

para reservatório produtor de óleo. Acima desse valor de saturação de água,

mesmo tendo óleo, o reservatório só produz água.

A saturação de água é obtida principalmente a partir da perfilagem, e

calibrada com ensaios de laboratório.

8.4 - Permeabilidade Relativa

É a permeabilidade ao fluxo de um determinado fluido (Ko), na presença

de um segundo fluido no meio poroso. Tem ENORME impacto na recuperação

do petróleo. É comum as permeabilidades relativas serem expressas na forma

de curva, já que dependem da saturação dos fluidos envolvidos.

A Permeabilidade relativa depende da:

- Saturação de fluidos

- Molhabilidade

- Geometria dos poros

Saturação de água irretutível (Swi ) é a fração de água não móvel no

reservatório. Em geral Swi varia de 10 a 25%.

Saturação de óleo residual (Sor ) é a quantidade de óleo não móvel

(que não será produzido). Em geral Sor varia de 20-40%.

95

Molhabilidade

Tendência que um determinado fluido tem de se espalhar em uma

superfície sólida em presença de outro fluido não miscível. É função,

principalmente, da rugosidade do poro (tortuosidade). Influencia na pressão

capilar, na permeabilidade relativa e nas medidas de resistividade dos perfis.

Impacto na recuperação do reservatório (primária, secundária e

terciária).

Rocha Molhável à água :

- Swi elevada (>20%)

- Krw em Sor baixa (< 40%)

- Cruzamento Krw x Kro em Sw > 50%

Rocha Molhável ao óleo:

- Swi baixa (~15%)

- Sor alta (40%) -> baixo FR

- Cruzamento das curvas em Sw < 50%

- Frequente em reservatórios carbonáticos.

Molhabilidade e Eficiência de Recuperação

• Produção Inicial -> água em fase descontínua (Swi) e óleo

fase contínua: produção de óleo

• Transição -> produção de óleo + água

• Final -> água em fase contínua e óleo em fase descontínua

(Sor): produção de água.

96

Figura 8.4 – Relação entre saturação de fluidos e permeabilidade relativa. A presença de mais de um fluido modifica o potencial de outro fluido escoar. Quatro exemplos de saturação são identificados (pontos a, b, c, and d), correspondentes às saturações de 1.0, 0.9, 0.6, e 0.2 respectivamente (Fonte: Leetaru 2008).

8.5 - Pressão Capilar

É a diferença de pressão na interface de contato de dois fluidos

imiscíveis, dos quais um deles molha preferencialmente a rocha.

A pressão capilar normalmente está ligada (inversamente proporcional)

ao tamanho das gargantas de poros.

A pressão capilar é o principal mecanismo de retenção de petróleo em

uma trapa de petróleo. O petróleo fica retido na trapa porque a pressão capilar

da rocha capeadora é muito grande, não permitindo o deslocamento do óleo.

97

Po – Pw = (rw – ro) g h = Pc

Figura 8.5 – Obtenção da pressão capilar através da injeção de mercúrio em amostras de rocha. Em A, a baixa Pc permite que uma elevada saturação de mercúrio seja rapidamente alcançada, o que não acontece em B, onde pressões muito elevadas são requeridas para o mercúrio ocupar os poros.

8.6 - Compressibilidade

É a razão entre a variação fracional de volume (da água, do óleo ou da

formação) e a variação de pressão. A compressibilidade desempenha um papel

importante durante a vida produtiva do reservatório.

Compressibilidade da Formação: razão entre a variação do volume de

poros e a pressão.

Um exemplo de como a pressão age na rocha: com a produção de um

reservatório, a pressão cai. Isto faz com que o volume dos fluidos

(principalmente do gás e do óleo) aumente, ocupando o espaço do fluido que

saiu do reservatório. É por isso (devido à compresibilidade) é que não ficam

“vazios” na rocha com a produção de petróleo, respondendo à freqüente

pergunta “não tem perigo do terreno afundar ?”.

98

Cf = (dVp/Vp) / dP

8.7 - Argilominerais e Argilosidade

É a quantidade de argila presente nas rochas reservatório. Em geral

prejucicam a qualidade do mesmo, já que podem tamponar os poros. A

argilosidade pode ser medida diretamente (difratometria de raios X ,

microscópio eletrônico) ou indiretamente (perfilagem).

Influência das Argilas:

• Clorita -> sensível aos ácidos, produz (falso) aumento de

Sw nos cálculos de perfis.

• Esmectitas -> sensível à água doce (dano), aumento de Sw

em perfis.

• Ilita -> migração de finos (dano de formação), aumento de

Sw em perfis.

• Caulinita -> migração de finos (dano de formação),

aumento de Sw

8.8 – Fluidos dos Reservatórios

Os fluidos, apesar de diretamente não fazerem parte do assunto (na

disciplina Reservatórios são considerados um assunto a parte – “Propriedades

dos Fluidos”), têm íntima relação com a petrofísica, já que residem e transitam

no sistema poroso. Originalmente, as rochas tem como fluido a água. Somente

em condições excepcionais, esta água é substituída por óleo ou gás, dando

origem às valiosas acumulações de petróleo.

8.8.1 – Óleo

Alguns conceitos:

Petróleo -> mistura constituída predominantemente de hidrocarbonetos,

no estado sólido, líquido ou gasoso.

99

Óleo -> petróleo no estado líquido nas condições de reservatório, e que

permanece líquida nas condições de superfície

Classificam-se em parafínicos (melhores) e asfaltênicos.

API do óleo = (141,5 / SG)-131,5

SG -> densidade específica (0,76-1,0)

Óleo leve API > 31

Óleo médio 22-30,9 API

Óleo pesado 10,1-21,9 API

Óleo Extrapesado < 10 API

Bo -> Fator volume de formação do óleo . É a razão entre o volume de

óleo nas condições de reservatório e as condições de superfície. Como o óleo

perde gás quando chega à superfície (devido à perda de pressão), o Bo é

sempre maior do que 1 (costuma variar de 1 a 2).

8.8.2 – Gás

Gás Natural -> petróleo que existe na fase gasosa ou em solução, nas

condições de reservatório e de superfície

Gás associado ao óleo -> gás existente em reservatórios produtores de

óleo. Pode ser livre (capa de gás) ou em solução

Gás não associado -> gás natural existente em reservatórios

considerados como produtores de gás

Condensado -> gás natural que permanece líquido nas condições de

separação

Condensado estabilizado -> gás natural que permanece líquido nas

condições atmosféricas

Composição do gás: variável, mas comumente 80% é metano, 10%

etano e 10% propano+butano.

100

Bg -> Fator volume de formação do gás . É a razão entre o volume de

gás nas condições de reservatório e as condições de superfície. Como o gás

se expande quando chega à superfície (devido à perda de pressão), o Bo é

sempre bem menor do que 1 (por exemplo, cerca de 0,0005 a 4000m de

profundidade).

8.8.3 - Água de Formação

A água sempre está presente nos reservatórios. Normalmente é

salgada, existindo frequentemente aumento da salinidade com a profundidade

(em torno de 100ppm/ m).

O gradiente normal de salinidade pode ser afetado por -> infiltração de

águas meteóricas (doce) até grandes profundidades, ou presença de camadas

de sais solúveis.

Importância da água de formação:

- Análise de perfis (trataremos no Capítulo 10).

- Precipitação de sais nos canhoneados e na coluna de produção

- Água produzida -> implicações no meio ambiente. Deve ser tratada e

de preferência reinjetada nos reservatórios,

101

9. Acompanhamento Geológico de Poços

É a atividade realizada na sonda durante a perfuração do poço.

Inclui as seguintes observações e análises:

- Acompanhamento dos parâmetros de perfuração: inclinação do

poço, dados da lama de perfuração, tempo de penetração etc.

- Descrição de amostras de calha.

- Testemunhagem.

- Detector de gás.

- Confecção do perfil de acompanhamento geológico.

9.1 - Geometria de Poços

• Verticais

• Direcionais -> perfurados quando existem restrições

(ambientais, área urbana, acidentes geográficos) para a locação; ou

quando existem múltiplos objetivos, com coordenadas diferentes.

• Horizontais -> perfurados com o objetivo de atravessar um

grande intervalo de reservatório, assim um só poço horizontal, apesar de

mais caro, substitui vários verticais. São muito freqüentes em offshore.

9.2 - Posicionamento dos Poços

Os poços devem ser referenciados por coordenadas (latitude/longitude e

altitude/profundidade). No caso de poços verticais, as coordenadas do fundo do

poço serão iguais às da base (locação do poço). Nos direcionais e horizontais é

diferente (Figura 9.1). A profundidade do poço é medida em relação à mesa

rotativa da plataforma (sonda), e é igual à profundidade verticalizada nos poços

verticais. Nos poços direcionais deve ser corrigida com a utilização de

trigonometria. Para estudos geológicos, devemos trabalhar sempre com

102

COTAS (profundidade verticalizada em relação ao nível do mar), para que as

camadas não sejam “contaminadas” pela topografia do terreno.

Referências do poço:

• Coordenadas da base (X, Y) • Coordenadas do Fundo (X, Y) • BAP (boca do antepoço) -> equivale à cota topográfica do terreno • MR (mesa rotativa) -> é a cota topográfica mais a altura da plataforma • Profundidade medida (MD) -> é a medida em relação à plataforma • Profundidade verticalizada (TVD) -> é a profundidade descontado efeito

da inclinação do poço • Cota (TVDSS) -> é a profundidade verticalizada em relação ao nível do

mar. Em geral, é expressa em valores negativos. A obtenção de um trecho verticalizado do poço é obtido a partir do trecho medido e do ângulo de inclinação do poço:

∆ ∆ ∆ ∆ vert = ∆∆∆∆ med * cos αααα

TVD = ΣΣΣΣ (∆∆∆∆ vert)

TVDSS = MR - TVD

Figura 9.1 – Parâmetros geométricos de um poço de petróleo

103

9.3 - Amostras de Calha

São fragmentos de rocha triturados pela broca e trazidos à superfície

pela lama de perfuração e capturados numa peneira (Figura 9.2). São

coletadas em intervalos regulares, em geral de 3x3m.

Existe um “atraso” na chegada das amostras na superfície em relação à

profundidade da broca na hora da coleta, devido ao TEMPO DE RETORNO.

Tempo de retorno -> tempo para a lama em circulação chegar do fundo

do poço até a superfície.

Na descrição de amostras de calha são estimadas as porcentagens de

cada fragmento de rocha. Os fragmentos de rochas são brevemente descritos,

utilizando-se uma lupa binocular.

• Exemplo:

1042-1045m : 70% arenito fino, bem selecionado, poroso, micáceo; 30% folhelho verde escuro, calcítico Indícios de Calha

Fragmentos de rocha nas amostras de calha podem revelar a presença

de petróleo (móvel ou residual), sob a forma de MANCHAS, FLUORESCÊNCIA

e CORTE:

• Manchas -> geralmente estão associadas ao óleo residual.

• Fluorescência -> sob luz ultravioleta, a presença de petróleo ou gás nas

amostras se expressa na forma de fluorescência. Pode ser TOTAL,

ESPARSA ou PUNTUAL.

• Corte -> Sob a luz ultravioleta, aplicando-se um solvente (tricloroetano)

na amostra, o líquido se torna fluorescente. Pode ser IMEDIATO,

MODERADO ou PROVOCADO.

•

• Exemplo:

1042-1045m : 70% arenito fino, bem selecionado, poroso, micáceo, com

fluorescência total, corte imediato; 30% folhelho verde escuro, calcítico

104

• Só é possível analisar a fluorescência e corte quando a lama for à base

de água. Na lama a base de óleo este mascara a presença do petróleo

natural presente na rocha.

Figura 9.2 – Amostra de calha

9.4 - Testemunhos

105

Em algumas situações é necessária a obtenção de uma amostra integral

da rocha perfurada. Esta operação é chamada de testemunhagem.

Deve-se prever o momento em que a zona de interesse será atingida

pelo poço.

Normalmente os testemunhos tem o comprimento de um tubo de

perfuração (ou múltiplos): 9m, 18m, 27m...

Os testemunhos são obtidos por equipamento chamado barrilete. Depois

de coletados, são sumariamente descritos na sonda, embalados e enviados ao

laboratório de geologia da empresa. No laboratório são serrados e descritos

com maior detalhe.

Além da descrição do tipo de rocha, informações mais sofisticadas

podem ser obtidas:

- porosidade, permeabilidade, permeabilidades relativas, pressão capilar.

- Microfósseis (datação)

- Geoquímica (potencial gerador, tipo e maturação da matéria orgânica)

Figura 9.3 – Brocas rotativas utilizadas utilizadas para obtenção de amostras de calha (acima) e testemnhos (abaixo).

106

Figura 9.4 – Caixas com testemunhos de rochas reservatório (arenitos: Agxi, Afm e Agbi) e selantes (folhelhos: Fn). A linha verde marca um contato entre o arenito reservatório e o folhelho capeador. Cada caixa tem 1m de comprimento.

9.5 - Detector de Gás

Juntamente com as amostras de calha, a lama pode trazer gases

dissolvidos, proveniente da rocha perfurada. O gás é recolhido próximo à

107

peneira de lama, no “gas trap”, e continuamente analisado no detector de

gases.

A medida em geral é realizada em UGT (unidades de gás total) e UGP

(unidades de gás pesado).

Alguns detectores podem ser bem sofisticados, chegando a fazer a

cromatografia do gás.

Geralmente os indícios descritos em amostras de calha estão

associados aos indícios de detector de gás.

9.6 - Perfil de Acompanhamento Geológico (PAG ou “S trip Log”)

Todas as informações de perfuração (inclinação do poço, características

da lama, tipo de broca) e de geologia (amostras de calha, testemunhos,

detector de gás) são plotadas num gráfico em forma de perfil, em tempo real,

ao longo da perfuração do poço.

Este perfil será posteriormente, junto com as informações da perfilagem,

utilizado na avaliação do poço.

108

Figura 9.5 – Trecho de um perfil de acompanhamento geológico de um poço.

109

10. Perfilagem de Poços

Perfilagem é o registro contínuo ou discreto, em escala, de parâmetros

físicos (resistivos, acústicos e radioativos), químicos ou biológicos. Devido ao

custo “relativamente baixo” e obtenção ao longo de todo o poço, pode ser

considerada, ao lado da sísmica, a principal ferramenta da geologia de

petróleo.

A operação de perfilagem é feita com a utilização de uma ferramenta de

aquisição de dados, puxada por um cabo (que tem a função de puxar a

ferramente e também de transmitir os dados). Uma unidade de perfilagem

consta do guincho e carretel, e de equipamentos que gravam e processam o

registro da perfilagem (Figura 10.1).

Figura 10.1 – Unidade e ferramenta de perfilagem

10.1 – Aplicações dos perfis

• Identificação litológica (tipo de rocha) • Ambiente deposicional (eletrofacies)

110

• Correlação entre poços • Identificação dos fluidos que saturam a rocha • Controle da profundidade e do calibre do poço • Cálculo da porosidade e permeabilidade • Saturação dos fluidos • Espessura dos reservatórios • Densidade das rochas • Velocidade sônica • Volume de argilas • NENHUM PERFIL, ISOLADAMENTE, RESOLVE O PROBLEMA. DEVE-

SE UTILIZAR COMBINAÇÃO DE PERFIS

Todos esses dados obtidos serão utilizados na construção de mapas, modelos 3D e no cálculo de volumes de petróleo e gás.

10.2 - Principais Perfis

10.2.1 - Raios Gama (GR)

• Mede a radioatividade natural emitida pela rocha (presença de U, Th K).

• Unidade API (escala geralmente de 0-200).

• Baixos valores: arenitos quartzosos, calcário, halita.

• Altos Valores: argila, folhelhos, arenitos feldspáticos, rochas

metamórficas e ígneas.

• Resolução = 0,6m

• Principal utilização: identificação do tipo de rocha, marcação de topos e

bases de camadas (correlação), cálculo de teor de argila do reservatório.

10.2.2 - Potencial Espontâneo (SP)

• Mede a diferença de potencial elétrico entre o fluido de perfuração e o

fluido contido na rocha.

• Requer lama a base de água.

• Unidade: milivolt.

• Deflexão para direita: salinidade da formação é menor do que a da lama.

• Deflexão para esquerda: salinidade da formação é maior do que a da

lama.

• Sem deflexão: rochas impermeáveis ou salinidade da lama e da

formação são iguais.

111

• Aplicação: identificação do tipo de rocha e estimativa de permeabilidade

• Resolução: 1,5m

10.2.3 - Resistividade (ILD)

• Mede a resistividade elétrica da rocha à uma corrente elétrica induzida

pela ferramenta.

• Unidade = ohm.m (escala em geral logaritmica, de 0.2 a 200 ohm.m)

• Baixos valores: água salgada.

• Altos valores: água doce, óleo, gás ou rocha muito cimentada (baixa

porosidade).

• Resolução: 0,5-1,5m.

• Aplicação: identificação de fluidos, cálculo da saturação de fluidos.

10.2.4 - Densidade (RHOB)

• Mede a densidade da rocha, como resultado da resposta ao bombardeio

nuclear produzido pela ferramenta de perfilagem.

• Unidade: g/cm3.

• Valores típicos: quartzo (2,65), calcita (2,71).

• Arenitos sem porosidade = 2,65 g/cm3 (~densidade da matriz). Para

cada perda de 0,05 g/cm3 equivale a um ganho de 3% de porosidade.


• Aplicação: determinação da porosidade, identificação de rochas.

Obtenção da porosidade a partir do perfil densidade:

• PHI = (RHOmatriz – RHOmaterial) (RHOmatriz – RHOfluido)

10.2.5 - Neutrão (NPHI)

• Mede a massa de hidrogênio, baseada na emissão de neutrons como

resposta ao bombardeio nuclear pela ferramenta de perfilagem.

• Unidade: g/cm3

112


• Aplicação: identificação de fluidos, especialmente gás

Combinação Densidade e Neutrão

• Curva densidade à direita e neutrão à esquerda: rocha não reservatório

(folhelho).

• Curva densidade à esquerda e neutrão à direita: rocha reservatório.

• Curva densidade à esquerda e neutrão à direita, muito afastadas

(neutrão tendendo a zero): rocha reservatório com gás.

10.2.6 - Sônico (DT)

• Mede a velocidade de propagação da onda acústica emitida por uma

fonte e captada por um sensor, ambos na ferramenta de perfilagem.

• Unidade: microssegundo/pé (µs/ft).

• Resolução: 0,6m.

• Aplicação: determinação da porosidade, calibração com a sísmica.

10.2.7 - Caliper (CAL)

• Mede o calibre (diâmetro do poço), através de patins.

• Permite identificar zonas de desmoronamento.

• As medidas de alguns perfis (densidade, neutrão, sônico) costumam não

ser confiáveis em regiões de cáliper ruim.

10.2.8 – Dipmeter

• Mede a inclinação das camadas, através da correlação computacional

entre picos de microrresistividade.

• Fornece a direção e mergulho estrutural das camadas.

• Útil para mapeamento estrutural e identificação de falhas.

113

10.2.9 - Perfis de Imagem

• Fornece uma imagem da parede do poço, baseada em

microrresistividade ou ondas acústicas. É como se fosse um “scanner”

do poço.

• Permite a identificação da estessura de camadas, da inclinação e

presença de fraturas.

10.2.10 – Teste a Cabo (RFT, SFT)

É um teste de formação em pequena escala, feito com ferramenta de

perfilagem. São medidos valores de pressão (pré-testes), e opcionalmente

pode ser coletada uma pequena amostra do fluido do reservatório.

10.3 - Correlação Rocha-Perfil

• Dados diretos escassos (testemunho) • Ferramenta básica -> perfil (dado indireto) • O objetivo é estimar uma propriedade (p. ex. Permeabilidade) nos poços onde

não existe o testemunho • Utilização de técnicas estatísticas, por exemplo regressão multivariada

114

Figura 10.2 – Trecho perfilado de um poço. Na primeira coluna a curva de raios gama (GR) diferencia arenito (baixo valor) de folhelho (valor elevado). Na segunda coluna estao marcados os valores de profundidade (MD). Na terceira coluna (curva vermelha) a resistividade (ILD) alta devido à presença de óleo no reservatório arenito. A existência de reservatório poroso é confirmada pela combinação dos perfis densidade (RHOB) e neutrão (NPHI)(coluna 4), pintado de amarelo onde a curva de neutrão estiver à direta da de densidade.

115

Figura 10.3 – Quadro resumo dos principais tipos de perfis e suas aplicações.

10.4 – Cálculo da saturação de água: Equação de Arc hie

Uma das principais aplicações dos perfis é a obtenção da saturação de

água (e por complemento, a saturação de óleo). Para isso são utilizadas

equações empíricas, sendo a mais básica e famosa a Equação de Archie:

Sw2 = (a . Rw)/(Phim * Rt)

Sw – saturação de água (decimal) Phi – porosidade (decimal) Rw – resistividade da água da formação -> f (salinidade, temperatura) Rt – Resistividade da rocha (rocha + fluido) -> medida no perfil a – coeficiente de cimentação (arenitos ~0,81 ; calcários ~1,00) m – coeficiente de tortuosidade (arenitos ~2)

10.5 – Parâmetros de corte (“Cut-offs”) São os valores limites para que um reservatório seja produtor comercialmente. Os cutoffs são amplamente utilizados na interpretação quantitativa de perfis.

116

Principais cutoffs : Porosidade = 8% (para óleo), 6% (para gás). Abaixo desses valores o reservatório dificilmente é produtor. Saturação de água = 50% . Acima deste valor, devido à permeabilidade relativa, o reservatório só produz água. Argilosidade = 50%. Acima deste valor, mesmo tendo porosidade, o reservatório não tem permeabilidade Evidentemente, os cutoffs acima são valores médios. Exceções são freqüentes. Daí a importância de confirmação das informações da perfilagem com dados diretos como testes de formação.

Exercício VII – Interpretação de Perfis O poço UNIT-2 foi perfilado, e encontrou dois reservatórios com óleo. Analise o perfil e responda as questões:

• 1- Marcar o topo e da base dos reservatórios. Quais as profundidades do topo e da base?

• 2- Marcar o contato óleo-água. • 3 – Qual a porosidade média dos reservatórios ? • 4 – Pinte de verde o folhelho (não reservatório), de azul o arenito com

água e de amarelo o arenito com óleo. • 5 – Qual a espessura efetiva de rocha com óleo ? • 6 – Calcular a saturação de óleo na rocha, sabendo que a resistividade

da água de formação é 0,02 ohm.m • 7 – Preencher a tabela resumo. Esses dados serão utilizados nos

exercícios futuros.

117

Preencher a tabela Zona TOPO BASE PHI(%) SW(%) So(%) Fluido Obs A Óleo B Óleo B Água

118

11. Teste de Formação

É a produção temporária de um poço, com o objetivo de conhecer o

fluido, vazão, a pressão, permeabilidade, o dano e o volume do reservatório.

Basicamente, consta da colocação do intervalo (reservatório), em contato com

a pressão atmosférica através de uma tubulação.

http://images.pennnet.com/articles/os/thm/th_akos1-0902off.jpg

Figura 11.1 – Plataforma em operação de teste de formação em poço.

11.1 - Tipos de Teste • Poço aberto -> realizado durante ou após a perfuração, antes de

revestir o poço.

• Poço revestido -> realizado com o poço revestido. Neste caso, é

necessário canhonear o intervalo.

• Teste a cabo -> ferramenta de perfilagem, realiza um “mini-teste”, em

vários pontos do poço numa mesma operação de perfilagem.

119

Figura 11.2 – Esquema de um teste de formação: equipamentos de superfície e de subsuperfície.

Figura 11.3 – Esquema de um teste de formação (extraído de Thomas, 2001)

11.2 - Etapas do Teste de Formação

• Planejamento do teste • Montagem e Descida da Ferramenta • Abertura do teste • 1o fluxo • 1 a estática • 2 o fluxo

120

• 2 a estática • Circulação Reversa • Retirada e demontagem da Ferramenta • Interpretação do Teste

Figura 11.4 – Esquema da coluna de teste em frente ao reservatório antes dos packers serem assentados e de abrir para fluxo. Somente é registrada a pressão hidrostática devido ao peso do fluido do poço.

Figura 11.5 - Esquema da coluna de teste em frente ao reservatório durante a abertura da válvula para fluxo. O peso da coluna do fluido produzido pelo reservatório é registrado na forma de pressão de fluxo nos registradores interno e acima da válvula.

121

Figura 11.6 - Esquema da coluna de teste em frente ao reservatório durante o fechamento da válvula para estática. Após o fechamento, o reservatório recupera a pressão perdida durante o fluxo. Esse crescimento de pressão é registrado durante a etapa de estática. A pressão do reservatório (Pressão estática) é registrada.

Figura 11.7 – As pressões do teste de formação são registradas de forma contínua nas cartas de teste. A interpretação das cartas permite a obtenção de

uma série de dados do reservatório. A – descida da ferramenta no poço, B- Registro da pressão hidrostática, C- Abertura da válvula: primeiro Fluxo, D- Fechamento: primeira estática, E- Segundo Fluxo, F- Segunda estática, G-

Desassentamento do packer: Pressão hisrostática, H – Subida da ferramenta.

11.3 - Dados Obtidos do Teste de Formação

• Pressão Hidrostática

122

• Pressão Estática Inicial • Pressão de Fluxo • Pressão Estática Final • Depleção • Vazão • IP (Índice de Produtividade) • Dano • Permeabilidade

• Pressão hidrostática -> é a pressão exercida pelo fluido de perfuração

ou de completação no poço.

• Pressão de fluxo -> é a pressão exercida pela coluna de fluido produzido pelo reservatório durante o teste de formação, medida por registradores dentro da coluna de teste

• Pressão estática -> é a pressão da formação (intervalo testado),

medida após o término do fluxo. • Depleção -> é a queda de pressão estática do reservatório após

determinado tempo de fluxo, devido à produção. Compara-se a primeira pressão estática, medida após um fluxo curto, com a segunda estática, medida após um fluxo mais longo. Se a segunda estática for menor do que a primeira, o reservatório perdeu pressão, ou seja, apresenta depleção . A depleção geralmente está associada a reservatórios pequenos.

• Produtividade -> Conhecida como IP (índice de produtividade), é a

medida da capacidade de produção de um poço.

IP = Q / (Pe-Pw)

Q = vazão Pe = pressão estática

Pw = pressão de fluxo

• Dano à Formação -> é a redução da permeabilidade do reservatório nas imediações do poço, geralmente produzida por alguma agressão química ou física durante a perfuração ou completação do poço. Quando a produtividade do poço é baixa em relação à recuperação da pressão estática, é um indicativo de dano

• Permeabilidade -> Os testes de formação permitem uma boa estimativa

da permeabilidade média do intervalo testado. A velocidade de crescimento da pressão estática após o encerramento do fluxo fornece a estimativa da permeabilidade.

123

12. Correlação e Zoneamento de Reservatórios de Petróleo

Entende-se por correlação a identificação de superfícies (topos e bases

de camadas) em diversos poços, com base em características semelhantes

das curvas de perfis, de conteúdo fóssil etc. O objetivo da correlação é rastrear

essas superfícies, visando a elaboração de seções, mapas e modelos 3D.

O ramo da geologia que trata da correlação e do ordenamento das

camadas é a estratigrafia. Tem grande aplicação na geologia do petróleo: na

determinação da geometria do reservatório e na sua subdivisão interna

(zoneamento).

12.1 - Estratigrafia

Coluna Estratigráfica

É a representação dos estratos contidos em uma bacia sedimentar,

ordenados segundo a idade em que foram depositados

É uma espécie de “histórico” da bacia sedimentar. A coluna estratigráfica

permite que rapidamente se tenha uma noção da evolução e do conteúdo de

uma bacia sedimentar.

Superfícies -> são entidades bidimensionais (planos) que demarcam

limites. Exemplo: topo e base de camadas, contato óleo água. O cruzamento

de uma superfície (plano) com um poço (reta) gera um ponto. Esse ponto é

marcado no perfil de um poço, e é conhecido como marcador (exemplo: topo

marcado no perfil de um poço, conforme exercício realizado).

Unidades -> São volumes limitados por duas superfícies. Por exemplo,

uma camada é limitada por uma superfície topo e uma base.

124

Figura 12.1 – Exemplo de Coluna Estratigráfica – Bacia de Sergipe-Alagoas (Feijó, 1994)

Figura 12.2 – Exemplos de superfícies (linhas tracejadas) e unidades (camadas limitadas por superfícies).

125

Figura 12.3 – Trecho perfilado de um poço (raios gama e interpretação litológica), com diversos marcadores reconhecidos. Esses marcadores são os cruzamentos de superfícies com o poço. Várias supefícies são limites de camadas.

12.2 – Zoneamento de Reservatórios

Alguns Conceitos:

• Campo de Petróleo -> conjunto de uma ou mais

acumulações de petróleo localizadas em uma mesma área geográfica,

agrupadas para efeito técnico-administrativo.

• Reservatório (conceito dinâmico) -> corpo de rochas

permoporosas que contém petróleo em fase contínua, dentro de um

mesmo sistema hidráulico.

• Zona -> camada ou conjunto de camadas correlacionáveis

contendo petróleo ou água. Uma mesma zona pode estar

compartimentada por razões estruturais/diagenéticas.

• Zona-bloco -> subconjunto de uma zona, separada por

descontinuidades (por exemplo, falhas).

126

• Pacote de reservatórios -> conjunto de reservatórios

agrupados devido à impossibilidade de mapeamento individualizado.

Pode ser considerado, para fins práticos, como uma zona de produção.

Figura 12.4 – Conceito de Zona e Zona-Bloco

12.3 - Seções Estruturais e Estratigráficas

Seção estrutural -> é uma seção geológica cuja referencia de

profundidade é um datum topográfico, geralmente o nível do mar. Todas as

superfícies e poços estão posicionados segundo esta referencia. A seção

estrutural retrata como as entidades geológicas (camadas, falhas) se

encontram hoje.

Seção estratigráfica -> é uma seção geológica cuja referência é uma

superfície específica (datum). Essa superfície é horizontalizada de modo a

reconstituir como era a geologia na época da deposição da mesma. É muito

utilizada em estudos de estratigrafia, e facilita a correlação entre camadas.

127

Figura 12.5 – Diferença entre uma seção estrutural e uma estratigráfica, para a mesma área. Na estrutural as superfícies e falhas estão posicionadas como nos dias atuais. Na seção estratigráfica a profundidade dos poços foi alterada de modo a nivelar na superfície horizontal verde (datum). A seção mostra como era a geologia na época da deposição do datum.

Figura 12.6 – Correlação de poços objetivando o zoneamento e rastreamento das zonas reservatório (A, B, C, D). O resultado é uma seção geológica estrutural.

128

Exercício VIII – Correlação e Seção Geológica O Campo Unit tem 6 poços perfurados. Duas seções geológicas passando pelos poços são apresentadas: uma aproximadamente leste-oeste e outra aproximadamente sul-norte. As seções apresentam trechos perfilados nos poços (GR, ILD. RHOB), próximo ao reservatório de interesse. O topo e a base do reservatório estão marcados no poço UNIT-1. A profundidade dos poços nas seções está em relação ao nível do mar. Pede-se:

1. Marcar, por correlação, o topo e a base do reservatório nos demais poços. Existe variação de profundidade e de espessura ?

2. Marcar e correlacionar outras camadas. 3. Identificar quais os fluidos presentes no reservatório. Marcar o contato

óleo-água e coloca-lo na seção. 4. Interpretar prováveis falhas. 5. Completar a seção, pintando de verde o reservatório com óleo e de azul

o reservatório com água. 6. Marcar no mapa as profundidades do topo do reservatório no mapa

base.

131

13. Mapeamento Geológico de Reservatórios e Modelos Geológicos 3D

Mapas geológicos são utilizados para a comunicação, para o

gerenciamento e para o cálculo de áreas e volumes.

Mapas são representações 2D da realidade.

Tipos de Representação:

• 1D -> perfil de poço (z) • 2D -> mapa (x,y) , seção (y,z) • 3D -> volume (x,y,z) • 4D -> variação no tempo (x,y,z,t)

13.1 - Tipos de Mapas

• Mapas de Superfície : representam uma determinada

propriedade existente sobre a superfície terrestre. Exemplo: mapas

topográficos, geológicos, políticos etc.

• Mapas de Subsuperfície : representam uma determinada

propriedade numa determinada profundidade ou ao longo de uma

determinada camada. Exemplo: mapa estrutural, isópacas, isólitas,iso-

porosidade etc. Incluem os seguintes tipos de mapas:

• Mapas estruturais de superfícies -> mapas de topos,

bases, contatos, falhas. Representam a topografia de uma superfície na

subsuperfície. Os dados do mapa estão expressos nas coordenadas (x

= latitude, y=longitude e z=cota).

• Mapas de Isópacas -> mapas que representam a

diferenca entre duas superfícies, ou seja, espessuras de camadas. Os

dados são expressos em (x=latitude, y=longitude, z=espessura).

• Mapas de Isólitas -> mapas que representam a

quantidade (metragem ou percentagem) de determinado tipo de rocha

(arenito, folhelho, calcário etc). Os dados são expressos em (x=latitude,

y=longitude, z=espessura ou percentagem de rocha).

132

• Mapas de Espessura porosa com óleo (Ho) ou gás (Hg)-

> é o mapa somente da fração da isólita portadora de óleo (fica fora a

porcao do reservatório abaixo do contato óleo-água).

• Mapa de HPHISO -> é um mapa do produto espessura

porosa com óleo (H), porosidade (PHI) e saturação de óleo (SO). Este

mapa é utilizado no cálculo de volumes. Cada intervalo de curva

multiplicado pela área fornece o volume do reservatório.

• Mapas de NTG -> “net to gross” , é um mapa da razão

reservatório/rocha total. Retrata a qualidade do reservatório. As

informações são expressas em (x=latitude, y=longitude, z=percentual).

• Mapas de Atributos (porosidade, permeabilidade,

saturação, pressão) -> retratam a variação das propriedades no

reservatório.

Figura 13.1 – Mapa estrutural de uma superfície visualizada na seção sísmica à direita. Notar a estrutura dômica onde se acumulou petróleo, delimitado pelas linhas pontilhadas. Os pontos em preto são poços (Bend, 2008).

133

Figura 13.2 – Mapa de Isópacas de um reservatório de arenito. As curvas de nível retratam espessuras. Notar a forma resultante de canais distributários na foz de um antigo rio (ambiente deltaico). Leetaru (2006).

13.2 - Modelagem 3D de reservatórios

Mapas e seções são representações bidimensionais (2D) da geologia de

uma área. Atualmente, com os avanços da tecnologia informática, já é possível

a construção de modelos 3D, que permitem uma visualização e entendimento

bem melhor do reservatório. Os modelos 3D também facilitam a comunicação

entre profissionais de diversas áreas na indústria do petróleo.

Desenvolvimento na década de 1990, e ampla utilização na indústria do

petróleo na década de 2000. Requer softwares especializados e hardware com

boa capacidade de processamento.

Os dados são representados no espaço (Volume), através de

coordenadas (X, Y, Z) e mais uma propriedade.

O resultado são volumes com representação das descontinuidades e

das propriedades das rochas e fluidos (figuras 13.3 e 13.4).

134

Figura 13.3 – Modelo 3D representando a estratigrafia de uma área. As diversas cores representam diferentes tipos de rochas (laranja = arenito grosso, amarelo = arenito, verde = folhelho). Os diversos poços estão representados em vermelho.

Figura 13.4 – Modelo 3D de um campo de petróleo, onde se pode ver os vários reservatórios. As diferentes cores representam diferentes valores de porosidade. A distribuição dos valores de porosidade (e de outras propriedades) no espaço é feita através de técnicas geoestatísticas. No modelo também podem ser observados os poços e uma fotografia aérea da superfície.

135

Uso dos Modelos 3D

1 - SIMULAÇÃO DE FLUXO:

A geologia é representada por um modelo numérico (geocelular)

contendo as propriedades de interesse para o modelo de fluxo:

porosidade,permeabilidade e saturações dos fluidos.

Do simulador saem resultados importantes como a curva de previsão de

produção de fluidos e o fator de recuperação final do reservatório.

2 – CHEQUE DE INTERPRETAÇÃO

As interpretações geológicas só serão verdadeiras se

tridimensionalmente factíveis. Por isso, a interpretação geológica concomitante

com o modelo 3D está se tornando rotineira

3 – CÁLCULO VOLUMÉTRICO

Realizações múltiplas de modelos 3D são comumente utilizadas para a

geração de distribuição de volumes de petróleo, ou seja, avaliar a incerteza.

4 - LOCAÇÃO E NAVEGAÇÃO DE POÇOS

Principalmente em poços direcionais e horizontais, com

acompanhamento em tempo real. Neste caso, um bom conhecimento da

geometria das superfícies (estratigráficas e falhas) é importante. Já é possível

a atualização online de modelos 3D durante a perfuração de um poço.

136

Figura 13.5 – Modelo 3D integrando reservatórios, poços, instalações e plataformas em uma área offshore.

137

Exercício IX – Mapeamento Estrutural do Reservatóri o

Confeccionar o mapa estrutural do reservatório (Zona B) a partir da

interpretação das seções geológicas do Exercício VIII.

1. Marcar em cada poço a cota do topo do reservatório.

2. Traçar curvas de nível de 5 em 5 metros.

3. Marcar o contato óleo-água.

4. Comparar o mapa resultante com as seções geológicas.

Imaginar a geometria 3D do reservatório.

138

Exercício X – Confecção de um mapa volumétrico

Os exercícios de interpretação de perfis e de mapeamento estrutural

permitiram a obtenção dos parâmetros que serão utilizados no cálculo

volumétrico do reservatório.

Pede-se:

1. Com base na linha de contato óleo-água do mapa estrutural, marcar

a curva ZERO de espessura de óleo.

2. No poço UNIT-2, que está no alto da estrutura, a espessura de óleo

(ho) terá seu valor máximo (obtido da interpretação de perfis).

3. Desenhar curvas de iso-valores de espessura com óleo, de 2 em 2m.

O nome do mapa resultante é: Mapa de Espessura Porosa com Óleo .

4. Discretizar o mapa em células de 500 x 500m na área do óleo (fazer

uma tabela segundo o exemplo).

5. Efetuar o cálculo de volume para cada célula e totalizar, conforme a

tabela.

6. Qual o volume recuperável de óleo, supondo um fator de

recuperação de 30%.

7. Se implantarmos um projeto de injeção de água que permitirá um

incremento de 20% no fator de recuperação, quanto ganharemos de reserva.

8. Qual o valor da acumulação, considerando o atual preço do petróleo.

Para calcular volume in place de óleo:

VOIP = A * ho * phi * So / Bo

Para calcular o volume de modo preciso, o mapa de ho deverá ser

discretizado em pequenas células, cada uma com seu valor de ho, com

base no mapa de ho. Assumiremos valores constantes de phi, Sw e Bo

(do poço UNIT-2)

139

MAPA BASE COM CÉLULAS DISCRETIZADAS

140

14. Previsão de Produção

Um dos principais objetivos da geologia de petróleo é fornecer à

engenharia de reservatórios o modelo geológico. Um dos produtos do modelo

geológico é o volume de óleo in place . A partir do VOIP, a engenharia de

reservatórios estima o volume recuperável e a curva de previsão de produção.

Vários métodos podem ser utilizados na previsão de produção, entre eles as

curvas de declínio e a simulação de reservatórios.

Trataremos aqui do método mais simples (e ainda o mais utilizado) na

engenharia de reservatórios, a curva de declínio. Todo reservatório, que produz

através de um ou mais poços, apresenta com o tempo uma queda de

produção, acompanhada de aumento de produção de água e/ou gás. Com

base neste comportamento, podem ser ajustadas curvas (representadas por

equações matemáticas) ao histórico de produção, de modo a prever o futuro do

reservatório. O modelo matemático mais freqüente é o exponencial, típico dos

reservatórios com gás em solução, onde a vazão do(s) poço(s) declina(m)

segundo uma taxa exponencial em relação ao tempo.

Fórmulas do declínio:

Q = Qi * e-ααααt

αααα = dQ / dt

Np = (Qi – Q) / αααα Q – vazão em determinado momento (m3/d) Qi – vazão inicial (m3/d) α – taxa de declínio (/dia) t – tempo (dias) Np – Produção acumulada (m3) Tempo de Vida do Reservatório:

T = (1/αααα) * ln (Qi/Qf) Obtenção da taxa de declínio exponencial:

Np = (Qi – Q) / αααα

141

Exemplo: • Volume recuperável ao final da produção => Np= 100.000 m3 • Vazão inicial => Qo = 100 m3/d • Vazão final => Q = 1 m3/d (limite econômico de produção) • • Então:

α α α α = (Qi – Q) / Np α α α α = (100 – 1) / 100.000 α α α α = 99 / 100.000 α α α α = 0,001

Considerando um mecanismo de gás em solução, um fator de recuperação de 25% é razoável.

• VR = VOIP * FR

Ao final da vida do reservatório, o Volume recuperável será a Produção Acumulada (Np)

142

Exercício XI – Previsão de Produção

No Exercício X, foi obtido o VOIP (Volume de óleo original in place) do

reservatório (Zona B). Neste exercício, veremos o objetivo final de um estudo

geológico do reservatório: a previsão de produção de óleo. Esta etapa é a

conexão entre a Geologia de Petróleo e a Engenharia de Reservatórios. Será

fornecida uma planilha EXCEL para auxiliar no exercício.

- Efetuar a previsão de produção do reservatório mapeado no

exercircicio anterior:

1 – Com um poço produtor, com vazão inicial de 100 m m3/d e vazão

econômica de abandono de 2 m m3/d, calcule o tempo de vida do reservatório

e construa a curva de produção.

2 – Como o tempo de concessão de um campo e de 25 anos,

provavelmente com uma vazão inicial de 100m3/d não será suficiente para

produzir o volume recuperável em 25 anos. Então mais poços serão

necessários (por exemplo, 5 poços = 500 m3/d). Faça estimativas de produção

com diferentes vazões iniciais e diferentes vazões de abandono.

3 – Se for implantado um método de recuperação suplementar (por

exemplo, injeção de água), a depleção do reservatório (perda de pressão)

poderá ser alterada, diminuindo a taxa de declínio. Modifique a taxa de declínio

para testar a mudança de comportamento do reservatório.

143

Figura 14.1 - Obtenção do declínio, tempo de vida do reservatório e curva de produção utilizando planilha EXCEL.

145

15. Reservas

- No início da vida do campo, RESERVA é o Volume Recuperável: desde que tecnicamente e economicamente viável.

Reserva = VR – Np

- No meio da vida do campo, RESERVA é a diferença entre o Volume Recuperável e a Produção Acumulada. Ou seja, é o petróleo que ainda tem para ser produzido.

- O valor de mercado de uma companhia de petróleo é a sua reserva.

- Um volume recuperável economicamente ou tecnologicamente inviável é denominado Recurso Contingente. Pode se tornar Reserva se as condições tecnológicas ou de mercado se tornarem favoráveis.

- Uma reserva pode ser aumentada sem alterar o VOIP. Exemplo. Aumentando o Fator de Recuperação através de injeção de água, de 20% para 40%, estaremos duplicando a reserva.

- Ao final da vida do campo, a reserva é zero. Só há produção acumulada. Incerteza na Reserva:

• Reserva Provada -> alto nível de certeza: projetos já implantados, poços já perfurados e produzindo.

• Reserva Provável -> médio nível de incerteza: poços perfurados,

perfilados mas ainda sem produção. Projetos ainda não implantados. • Reserva Possível -> baixo nível de certeza: estruturas mapeadas em

sísmica, mas ainda não perfuradas por poços.

146

Figura 15.1 – Relação matemática entre produção acumulada, reserva, histórico e previsão de produção.

16. Bibliografia Bend, S. Petroleum Geology eTextBook. Ed. AAPG, Tulsa, 2008. CPRM. GEOLOGIA, TECTÔNICA e RECURSOS MINERAIS DO BRASIL -CPRM), 674p., 2003. Disponível no sítio www.cprm.gov.br IBP. Manual de Subsuperfície: roteiro básico para acompanhamento geológico de poços, IBP, Rio de Janeiro, 1984. Morthon-Thompsom, D. & Woods, A. Development Geology Reference Manual. AAGP Methods in Exploration Series, n.10. Ed. AAPG, Tulsa, 1992. Press, F.; Siever, R.; Groetzinger, J.; Jordan, T.H. Para Entender a Terra Ed.Artmed, 656p, 2006. Slatt, R. Stratigraphy for Reservoir Characterization. Ed. EAGE, 2006.

147

Teixeira, W.; Taioli, F.; airchield, T.; Toledfo, M.C.M. Decifrando a Terra, Companhia Editora Nacional, São Paulo, 558p, 2008. Thomas, J.E. (org). Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Ed. Interciência, Rio de Janeiro, 2001. www.aapg.org (AAPG Bulletin & AAPG Explorer)

www2.petrobras.com.br (Boletim de Geociências da Petrobras).

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