PROJETO FINAL EM GEOFSICA II

MODELAGEM NUMRICA DA DENSIDADE EFETIVA DE

RESERVATRIOS DE PETRLEO E GS Aluna: Mariana Ferreira de Magalhes Orientador : Dr. Jorge Leonardo Martins Pesquisador Associado ON/MCT Co-Orientador: Dr. Alexandre Motta Borges Pesquisador Associado UFF

II

MODELAGEM NUMRICA DA DENSIDADE EFETIVA DE RESERVATRIOS DE PETRLEO E GS

MARIANA FERREIRA DE MAGALHES

SUBMETIDO AO CURSO DE GRADUAO EM GEOFSICA DO DEPARTAMENTO DE GEOLOGIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE COMO REQUISITO OBRIGATRIO DA DISCIPLINA

PROJETO FINAL EM GEOFSICA II

REA DE CONCENTRAO: GEOFSICA APLICADA ORIENTADORES: JORGE LEONARDO MARTINS (COGE-ON/MCT) ALEXANDRE MOTTA BORGES (UFF) APROVADA POR: _______________________________

Dr. JORGE LEONARDO MARTINS, COGE-ON/MCT _______________________________

Dr. ALEXANDRE MOTTA BORGES, UFF

_______________________________ Dra. ELIANE ALVES DA COSTA, UFF

_______________________________

Dr. CLEVERSON GUIZAN SILVA, UFF

_______________________________ Dr. VICTOR TOCANTINS, PETROBRAS

RIO DE JANEIRO RJ BRASIL JULHO DE 2009

III

FICHA CATALOGRFICA:

Magalhes, Mariana Ferreira. Modelagem Numrica da Densidade Efetiva de Reservatrios de Petrleo e Gs X, 60p. Projeto Final 2, (Bacharelado em Geofsica) Universidade Federal Fluminense UFF Faculdade de Geofsica, 2009. Orientadores: Jorge Leonardo Martins, ON/MCT Alexandre Motta Borges, UFF 1- Bacia de Campos, 2- Arenito Namorado, 3- Bacia de Campo, 4- Perfilagem.

- Monografia. I. Martins, J.L. e Borges, A.M.

(Orient.). II. Universidade Federal Fluminense. Faculdade de Geofsica. III. Ttulo.

IV

Resumo Estudamos um modelo fsico geral para predizer a densidade das rochas

sedimentares. O modelo considera duas parcelas: a da rocha matriz e do espao

poroso. A rocha matriz pode ser formada por gros minerais, argila e matria

orgnica, o espao poroso fluido pode conter vrias fases. Testes numricos

utilizando os modelos mono e biminerlicos mostram que a porosidade e a

saturao de fluidos tem sua contribuio na diminuio da densidade efetiva,

sendo este ltimo contribuindo de forma bastante suave se comparado com o

aumento da porosidade. Mesmo em um grau moderado, a argilosidade um

parmetro relevante sobre a dependncia da densidade da rocha. Os resultados

mostram que a estimativa do volume do mineral obrigatria para a plausvel

predio da densidade real de rochas clsticas.

V

Abstract We study a general physical model for predicting bulk density of sedimentary

rocks. The model considers two portions: the rock matrix and the pore space. The

rock matrix may be formed by mineral grains, clay minerals and organic matter; the

pore space may contain several fluid phases. Numerical tests using models for

mono- and bimineralic show that porosity and fluid saturation has contribution in

reducing the effective density, the latter contributing fairly mild compared to the

increase in porosity. Even in a moderate extent, shaliness is a relevant parameter

on the rock density dependence. The outcomes show that mineral volume

estimation is mandatory for plausible prediction of bulk density of actual clastic

rocks.

VI

E apliquei o meu corao a esquadrinhar, e a informar-me com sabedoria de tudo quanto sucede debaixo do cu; esta enfadonha ocupao deu Deus aos filhos dos homens, para nela os exercitar. Atentei para todas as obras que se fazem debaixo do sol, e eis que tudo era vaidade e aflio de esprito. Aquilo que torto no se pode endireitar; aquilo que falta no se pode calcular. Falei eu com o meu corao, dizendo: Eis que eu me engrandeci, e sobrepujei em sabedoria a todos os que houve antes de mim em Jerusalm; e o meu corao contemplou abundantemente a sabedoria e o conhecimento. E apliquei o meu corao a conhecer a sabedoria e a conhecer os desvarios e as loucuras, e vim a saber que tambm isto era aflio de esprito. Porque na muita sabedoria h muito enfado; e o que aumenta em conhecimento, aumenta em dor. (ECLESIASTES 1:13-18, Bblia Sagrada.)

VII

Agradecimentos Agradeo primeiramente a Deus por ter me dado foras e discernimento em minha

nova etapa, aos meus pais, meus amigos e ao Fernando por colocar um sorriso

em meu rosto todos os dias.

Ao meu orientador Jorge Leonardo Martins por todo apoio, pacincia e confiana e

ao meu co-orientador Alexandre Motta Borges por sua compreenso.

A FAPERJ (proc.E-26/100.172/2008) e ao CNPq (proc.n0101583/2009-5) pelo

suporte financeiro atravs de uma bolsa de IC.

A todos os docentes e servidores da Faculdade de Geofsica da UFF, por toda a

colaborao durante este perodo de graduao.

E, por fim, agradeo a professora Eliane Alves e aos professores Cleverson

Guizan e Victor Tocantins por estarem presentes em minha banca. Ao Felipe e

Victor Hugo por toda a convivncia, parceria, amizade e cumplicidade durante

nosso perodo de graduao e ao Ricardo Teixeira que me ajudou na organizao

deste trabalho. A todos, desejo muita sade, prosperidade e sucesso!

VIII

SUMRIO Resumo...............................................IV Abstract.............................................V Agradecimentos.......................................VII 1 Introduo..........................................1 2 Objetivos...........................................3 3 - Perfilagem Geofsica de Poos.......................4 3.1- Breve Histrico................................5 3.2- O perfil de densidades.........................7 3.2.1-O perfil de densidades neutrnicas........12 3.3- O perfil de raios gama.........................15 3.4- O perfil de induo (ILD)......................23 4 - A Bacia de Campos...................................25 4.1- Contexto histrico.............................25 4 4.2-O Campo de Namorado.............................27 4.3- Descrio do poo NA04.........................30 5 - O modelo para a densidade efetiva...................32 5.1-O modelo fsico.................................32 5.2- Arenitos limpos monomineralgicos..............34 5.3- Arenitos argilosos monomineralgicos...........35 5.4- Arenitos limpos bimineralgicos................36 5.5- Arenitos argilosos bimineralgicos.............37 6- Correlao do modelo para a densidade efetiva........38 6.1- Os perfis do Poo NA-04........................39 6.2- Descrio dos litotipos........................42 6.3- Calibrao do modelo para a densidade efetiva..43 6.3.1- Primeiro procedimento: escolha dos volumes percentuais.............................................. 43 6.3.2- Segundo procedimento: clculo dos valores percentuais...............................................46 7- Concluses...........................................50 8- Referncias bibliogrficas...........................51

IX

LISTA DE FIGURAS

Figura1: Reproduo do primeiro perfil geofsico ( esquerda) e foto do equipamento utilizado (

direita). Extrado de Hallenburg (1988).

Figura 2: Exemplos de perfis GR, Caliper, NPHI e de Densidade. Fonte: Aula do Jos Eduardo Ferreira de Jesus (Engenheiro de Petrleo-Petrobrs S.A.)

Figura 3: Uma viso esquemtica da determinao da densidade por uso da disperso de raios

gama. No exemplo superior, um experimento idealizado com um material muito fino. J no

segundo exemplo a espessura levemente aumentada. No esquema inferior, a distncia entre a

fonte e o detector especificada (Ellis, 1987).

Figura 4: Dispositivo de medio de densidade em uma situao de perfilagem de poo, separado

da parede do mesmo por uma espessa camada de lama de perfurao (Ellis, 1987).

Figura 5: Representao de um aparelho quantificador de nutrons equipado com dois detectores

(Ellis, 1987).

Figura 6: Representa um perfil de raios gama. Fonte:Aula do Jos Eduardo Ferreira de Jesus

(Engenheiro de Petrleo-Petrobrs S.A.).

Figura 7: Detector cintilante associado com um fotomultiplicador (Extrado de Ellis, 1987).

Figura 8: O percurso de uma partcula de raio gama de 4.44 MeV a qual emitida da litologia em

estudo e detectada por um dispositivo de NaI em um furo de poo (Ellis, 1987).

Figura 9: Comparao da ferramenta GR, SP e Caliper em zonas de folhelhos (Ellis, 1987).

Figura 10: Uma srie de perfis mostrando o efeito do feldspato em um perfil GR e um perfil

espectral (Ellis, 1987).

Figura 11: Localizao da Bacia de Campos. Extrado de Cruz (2003).

Figura 12: Foto das plataformas PNA-1 esquerda e PNA-2 direita. Fonte: Petrobras.

X

Figura 13: Coluna cronoestratigrfica esquemtica para o campo de Namorado. LS: limite de

seqncias; TMB: trato de mar baixo e TT: trato transgressivo. Extrado de Faria et al. (2001).

Figura 14: Modelo paleogeogrfico proposto para a rea do campo de Namorado. Observa-se o

aumento da paleobatimetria, evidenciado pela retrogradao de fceis. Modificado de Souza Jr.

(1997).

Figura 15: Perfis geofsicos do Poo NA04 com algumas litologias correspondentes. Extrado de

Cruz (2003).

Figura 16: Seo Geolgica da Bacia de Campos, representando sucesses turbidticas (corpos

arenosos) entre as margas (Formao Lagoa Feia). Modificado de Brun & Walker (1995).

Figura 17: Perfis geofsicos no Campo de Namorado. (a) Caliper; (b) Raios gama; (c)

Resistividade; (d) Densidade. O intervalo do arenito Namorado, entre 3075 e 3110m, est

destacado nos perfis.

Figura 18: Intervalo do arenito Namorado. (a) perfil de densidade; (b) argilosidade e o perfil de

raios gama; (c) porosidade efetiva e porosidade total. A argilosidade foi estimada usando a frmula

emprica de Larionov (1969) para sedimentos no-consolidados.

Figura 19: Comparao entre os perfis geofsicos de poo com testemunhos. Extrado de Cruz

(2003).

Figura 20: Correlao entre o modelo fsico (rosa) e as leituras de densidade (azul) no intervalo o

arenito Namorado, Figura 18. Dados utilizados no modelo fsico: (a) arenito limpo, monominerlico,

um fluido; (b) arenito argiloso, monominerlico, um fluido; (c) arenito argiloso, monominerlico, dois

fluidos; (d) arenito argiloso, biminerlico, dois fluidos; (e) arenito argiloso biminerlico, duas argilas,

dois fluidos.

Figura 21: Volumes percentuais do fluido, quartzo, feldspato e argila, no intervalo sedimentar do

reservatrio Namorado.

Figura 22: No painel (a) temos o perfil do poo Namorado (azul) e a aplicao do modelo

(vermelho). No painel (b) temos a reproduo dos volumes percentuais da Fig. 21, incluindo o perfil

snico (rosa). A cor vermelha representa a argilosidade e as cores preta e azul representam o

volume percentual de feldspato e quartzo, respectivamente. No painel (c) temos as estimativas das

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porosidades efetiva e total (azul e rosa, respectivamente), o perfil de porosidade de nutrons e o

volume percentual de fluido calculado (vermelho e preto, respectivamente).

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Litologia, geometria do poo e lama de perfurao. Extrado de Adriano(2007).

Tabela 2: Resistividades mdias de algumas rochas (Fernandes, 1984).

1

1 - INTRODUO O desenvolvimento de um campo de petrleo e gs visa fundamentalmente

aumentar a produo de hidrocarbonetos. Para atingir esse objetivo, mandatria

a caracterizao das propriedades fsicas do reservatrio. A eficincia dos

resultados obtidos nesta fase se revela pela minimizao das incertezas na

locao de poos produtores adicionais conduzindo a um aumento na produo

executada principalmente atravs de perfis geofsicos de poos (Ellis, 1987). Cada

perfil geofsico representa uma curva contendo anomalias associadas medida

efetuada pela ferramenta de perfilagem. Embora constituam medidas que

atendam s necessidades de caracterizao dos sedimentos, a interpretao e o

processamento dos perfis fornecem propriedades fsicas adicionais, relevantes ao

desenvolvimento do campo. Por exemplo, a partir dos perfis snicos (DTp) e de

densidade (RHOB), possvel construir o perfil de impedncia acstica, que tem

aplicao direta na calibrao de dados ssmicos usando sismogramas sintticos

(Ylmaz, 1987). Outro exemplo, o perfil de raios gama (GR) que auxilia na

interpretao das zonas sedimentares selantes e porosas. Adicionalmente, a partir

do uso de uma relao emprica apropriada, o processamento do perfil GR permite

estimar o percentual volumtrico de argila (i.e., argilosidade) dos sedimentos

(Larionov, 1969). Dewan (1983) apresenta com detalhes alguns modelos

empricos utilizados na prtica para extrao de propriedades fsicas a partir do

processamento de perfis geofsicos. De uma forma geral, o modelo fsico adotado

no processamento dos perfis o resultado de uma investigao emprica. Numa

primeira fase, amostras de rochas so submetidas a um processo de aquisio de

dados. O conjunto de medidas efetuadas experimentalmente em laboratrio

ento analisado atravs de um estudo de tendncias, a fim de se estabelecer os

principais parmetros que afetam a propriedade fsica sob investigao. Dessa

forma, o modelo emprico resultante passa a ser utilizado no processamento do

perfil geofsico correspondente para extrao de parmetros fsicos das

formaes. Neste trabalho, utilizamos um modelo fsico para descrever a variao

da densidade efetiva (b) de rochas sedimentares porosas. Na verdade,

2

investigamos uma generalizao emprica comumente adotada

experimentalmente para extrao de porosidade de reservatrios a partir do

processamento do perfil geofsico de densidade. Essa generalizao emprica

mostra explicitamente a dependncia com os seguintes parmetros (Wyllie et al.,

1958): (1) composio mineralgica; (2) porosidade total e efetiva; e (3) saturao

de fluidos. Na matriz da rocha, consideramos os gros minerais e as argilas

integrando a composio mineralgica, alm de um termo que incorpora a

provvel presena de matria orgnica. Os testes revelam que o modelo fsico

adotado capaz de descrever a densidade efetiva dentro do intervalo observado

para rochas sedimentares, i.e., 2.0 g/cm3 b 3.0 g/cm3 (Schn, 1996).

3

2 - OBJETIVOS

Modelos fsico-matemticos so necessrios na prtica para descrever

propriedades fsicas do material sob investigao, de uma forma geral, o modelo

fsico adotado no processamento dos perfis o resultado de uma investigao

emprica. Neste trabalho estudamos um modelo fsico geral para descrever a

variao da densidade efetiva de rochas sedimentares porosas, pois dentre as

propriedades fsicas que podem aumentar a informao acerca do reservatrio

est densidade efetiva. O modelo possibilita a simulao numrica de rochas

sedimentares mono e poliminerlicas, argilosas ou no, presena de qualquer tipo

de fluido no espao poroso e incorpora tambm a possvel presena da matria

orgnica. Assim, efetuamos neste projeto um exerccio de correlao do modelo

fsico para a densidade efetiva com dados de um perfil de densidades registrado

no intervalo sedimentar correspondente Formao Maca superior, bacia de

Campos.

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3 - PERFILAGEM GEOFSICA DE POOS Chamamos perfilagem geofsica ao processo de aquisio de dados fsicos em

rochas ao longo de um poo, em geral, para fins de explorao de petrleo e gs.

O resultado da perfilagem geofsica chamado de perfil geofsico, que representa

a distribuio da propriedade fsica das rochas atravessadas pelo poo. O perfil

geofsico obtido a partir de ferramentas especialmente desenhadas, que so

introduzidas no poo para registros da propriedade fsica associada ferramenta

de perfilagem. Os registros desses valores de propriedade fsica so armazenados

em arquivos digitais para posterior processamento e interpretao. Originalmente,

o perfil geofsico tambm conhecido por perfil eltrico, embora outras

propriedades fsicas de rochas, alm da resistividade eltrica, sejam objeto de

medio. De fato, cada ferramenta de perfilagem desenhada a partir do

entendimento de um fenmeno fsico associado propriedade fsica da rocha que

se deseja medir.

Portanto, perfis geofsicos representam o registro de propriedades fsicas de

rochas em funo da profundidade. Neles as rochas so distinguidas em funo

de suas propriedades fsicas, isto , eltricas, acsticas, radioativas, etc. Quando

se pensa em perfilagem na indstria do petrleo, no se imagina a importncia do

uso desta ferramenta na obteno de informaes de natureza geolgica. Para

entender tal importncia, basta verificar algumas vantagens na utilizao de perfis

geofsicos (Nery,1990):

a) as profundidades nos perfis geofsicos so precisas, com erros admitidos

de 0.05%;

b) cada descida da ferramenta pode ser realizada em um tempo relativamente

curto, uma vez que a velocidade varia de 30 a 75 metros por minuto;

c) registro de 9 a 24 propriedades em uma s descida de sonda;

5

d) amostragens de detalhe, a depender do tipo de perfil (1 amostra por 6 ou

1 amostra por 1);

e) o fator humano praticamente eliminado, uma vez que o aparelho registra

as propriedades das rochas in situ. J o gelogo, registra manualmente no

perfil geolgico uma propriedade que ele supe ser referente

profundidade da broca. Muitas vezes ocorrem desmoronamentos e as

amostras analisadas pertencem a intervalos muito acima das profundidades

realmente indicadas;

f) custo reduzido quando comparado a uma testemunhagem contnua.

Apesar dessas vantagens, necessrio dizer que em nenhum momento, deve se

desprezar a rocha em detrimento do perfil. O ideal conjugar as amostragens

direta (uso de testemunhos) e indireta (uso de perfis geofsicos), mesmo

considerando que estas operaes so bastante onerosas e demoradas.

3.1 Breve Histrico

A perfilagem geofsica de poos iniciou-se por volta de 1869 quando Lord Kelvin,

famoso por estudos de temperatura, perfilou um poo para gua, utilizando uma

ferramenta com um termmetro acoplado (Hallenburg, 1988). A utilizao desta

importante ferramenta permaneceu restrita a estudos acadmicos, at que, em

1927, os irmos Conrad e Marcel Schlumberger decidiram aplicar o mtodo de

eletrorresistividade de superfcie em um poo do campo de leo de Pechelbronn

na Frana. A reproduo da perfilagem, bem como uma fotografia do equipamento

utilizado pelos irmos Schlumberger esto ilustradas na Figura 1 a seguir. A partir

desse, que foi o primeiro perfil eltrico realizado em um poo, a indstria da

perfilagem comeou a expandir e os seus servios se tornaram mais confiveis e

necessrios para fins de minimizao de incertezas.

6

Figura1: Reproduo do primeiro perfil geofsico ( esquerda) e foto do equipamento utilizado ( direita). Extrado de Hallenburg (1988).

Propriedades radioativas tambm so objeto de perfilagem, como as radiaes

naturais gama. Nesse caso, o primeiro perfil de raios gama foi feito em 1938,

enquanto que o perfil de induo foi introduzido em 1949. Outro perfil radioativo

o chamado perfil neutro que teve incio em 1950, acrescentando um novo

mtodo para registrar a porosidade das formaes rochosas. Quanto aos perfis

acsticos, eles datam de 1956 e se tornaram rapidamente a melhor forma de

quantificar a porosidade e estimar propriedades elsticas em rochas. O perfil de

densidade, iniciado em 1962, foi muito bem aceito devido ao alto grau de preciso

das medidas efetuadas.

No Brasil, a perfilagem geofsica de poos teve seu incio na dcada de 1940,

seguindo a tendncia mundial de avaliar reservatrios de hidrocarbonetos por

meio de mtodos geofsicos. Todas as aquisies de propriedades eltricas,

acsticas e radioativas eram registradas de forma analgica e reproduzidas em

filmes e cpias em papel. Em funo do incremento da atividade exploratria no

pas nas dcadas de 70 e 80, houve a necessidade de adquirir unidades

7

informatizadas que permitissem o registro digital dos dados e a utilizao conjunta

de ferramentas. Dessa forma, as operaes de campo se tornaram mais rpidas e

eficientes, com uma nica aquisio de dados (isto , a ferramenta introduzida

no poo apenas uma vez), de todos os perfis constantes do conjunto bsico

empregado pela Petrobrs (Rodrguez et al., 1998).

Para se obter o registro das propriedades eltricas, acsticas e radioativas das

rochas so necessrios instrumentos especiais, no caso, sensores, que registram

as propriedades e as enviam para a superfcie onde so armazenadas. Essas

respostas chegam superfcie por meio dos condutores internos do cabo, para

processamento dentro da unidade ou do caminho laboratrio. Nessa ltima

etapa, os dados provenientes das sondas so medidos e transformados por uma

srie de complexos circuitos eltricos-eletrnicos, gerando o perfil geofsico

(Schlumberger, 1987). Neste trabalho, utilizamos os perfis geofsicos descritos a

seguir para investigar a densidade efetiva de rochas sedimentares.

3.2 O perfil de densidade A ferramenta que mede as densidades consiste em detectar os raios gama

defletidos pelos eltrons orbitais dos elementos componentes das rochas, aps

terem sido emitidos por uma fonte colimada situada dentro do poo.

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Figura 2: Exemplos de perfis GR, Caliper, NPHI e de densidade. Fonte: Aula do Jos Eduardo Ferreira de Jesus (Engenheiro de Petrleo-Petrobrs S.A.) A transmisso de raios gama pode estar relacionada densidade de eltrons se a

interao predominante for o Espalhamento Compton. Entretanto, medies de

transporte de raios gama atravs de uma formao litolgica podem ser utilizadas

para a determinao de densidades das entidades rochosas. Com algumas

informaes do material em estudo (litologia e fluidos contidos nos poros das

rochas), a porosidade pode ser determinada utilizando frmulas oriundas de

modelos efetivos. evidente que o grande interesse de se determinar a densidade

do material em questo proveniente da relao ntima desta grandeza com a

9

porosidade das litologias, fazendo com que horizontes de rochas reservatrio

(arenitos) e geradoras ou selantes (folhelhos) sejam determinados com um pouco

mais de facilidade.

A equao bsica que relaciona a densidade volumtrica de um material poroso

com o perfil de densidades RHOB (B) :

( ) matftb .1. += , (1) onde f representa a densidade do fluido contido na rocha porosa, ma a

densidade mdia da matriz da rocha e t denota porosidade total. Na

interpretao do perfil de densidades para fins de estimativa de porosidade total, a

utilizao da equao (1) implica no prvio conhecimento da densidade mdia da

matriz da rocha. Para litologias encontradas em bacias sedimentares, valores

prticos esto entre 2.65 e 2.87 g/cm3, dependendo da litologia em questo. Para

a fase fluida, f1,10 g/cm3, que a densidade aproximada da lama de

perfurao.

As ferramentas para a medio de densidade usando raios gama foram

desenvolvidas atravs da evoluo da geofsica de petrleo. Os primeiros eram

muito simples. Consistiam em uma simples transmisso de raios gama

monoenergtica dentro de uma cmara e, gradativamente, eram medidos por um

detector. Os atuais so muito mais sofisticados, sendo utilizados diretamente na

perfilagem de poo contendo fonte, barreiras e um detector de raios gama.

Observando a figura abaixo, percebe-se que os raios so transmitidos sem muita

disperso, como indicado no primeiro exemplo. Conforme a espessura da amostra

cresce, a intensidade dos raios gama diminui, obedecendo a uma atenuao

exponencial, que acompanhada por um acrscimo de energia de baixa

amplitude. No exemplo final o detector blindado, no entrando em contato com a

amostra. Nenhuma fonte de raios gama consegue atingir o detector. Entretanto, o

nvel de disperso de raios gama ainda variar espontaneamente com a

densidade do material.

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A fonte de raios gama normalmente utilizada em perfis de densidade o Cs137, o

qual emite raios gama a 662 KeV, bem abaixo do limite para a produo em pares.

Outros aparelhos usam o Co60, que emite raios gama a 1332 e 1173 KeV.

Dispositivos mais recentes consistem em fontes de raios gama e detectores

simplificados. Entretanto, para compensar a ocorrncia de interferncia da lama

de perfurao, estes aparelhos podem apresentar dois detectores geralmente

ambos de NaI (iodeto de sdio) em uma cmara que os isola da radiao direta da

fonte. O componente completo ainda conta com a ajuda de um brao hidrulico.

Este dispositivo tambm viabiliza a medio do dimetro do poo utilizado. A

Figura 3: Uma viso esquemtica da determinao da densidade por uso da disperso de raios gama. No exemplo superior, um experimento idealizado com um material muito fino. J no segundo exemplo a espessura levemente aumentada. No esquema inferior, a distncia entre a fonte e o detector especificada (Ellis, 1987).

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figura mostra o esquema da ferramenta para medidas de densidade de formaes

rochosas.

Figura 4: Dispositivo de medio de densidade em uma situao de perfilagem de poo, separado da parede do mesmo por uma espessa camada de lama de perfurao(Ellis,1987).

O valor de b no perfil corresponde soma de todas as partes que compem a

formao, isto , uma funo da matriz, porosidade e densidade dos fluidos

presentes nos poros. Este perfil muito utilizado para a determinao de minerais

evaporticos, zonas de gs, determinar a densidade de hidrocarbonetos e avaliar

reservatrios areno-argilosos e litologias mais complexas. A profundidade de

investigao da sonda gradativamente diminui, medida que aumenta a

densidade da rocha (Asquith & Gibson, 1982).

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3.2.1 O perfil de densidades neutrnicas

O uso do bombardeamento de nutrons para sondar formaes rochosas tem uma

vasta histria na perfilagem de poos. A aplicao inicial foi determinao de

porosidade de litologias. Assim como as ferramentas de perfilagem que detectam

nutrons de diversos tipos de energia para a determinao da porosidade de

litologias, existem outras ferramentas que usam os nutrons para analisar a taxa

de absoro destas partculas a fim de fornecer uma limitada anlise qumica da

formao em estudo. A chave para a compreenso dos resultados destas

ferramentas est nas interaes exploradas. As interaes dos nutrons so muito

mais complexas que as dos raios gama. Para simplificar, existem dois tipos de

interaes: O espalhamento de nutrons e a absoro destas mesmas partculas.

Diferente das fontes de raios gama, que so provenientes de ocorrncias naturais

e facilmente produzem istopos, as fontes de nutrons utilizadas na perfilagem de

poos so o resultado de reaes nucleares deliberadas. O ndice de reao de

nutrons est ligado, principalmente, a dois parmetros. O primeiro a densidade

(n atmico/volume) e o segundo a velocidade. Sabendo que fontes de nutrons

quase nunca so encontradas na natureza, importante discutir como cri-las.

Existem dois tipos na perfilagem de poos que utilizam fontes de nutrons. As

primeiras so chamadas de qumicas, ou encapsuladas e as demais utilizam

fontes de acelerao.

As vantagens da perfilagem geofsica de poos usando fontes de nutrons so

grandes. A primeira a alta energia produzida pelos nutrons . Eles so emitidos

em 14.1 MeV, que a energia til para a produo de outras reaes na formao

rochosa. Outra vantagem que a fonte deste tipo de reao pode ser controlada,

onde o usurio pode manipular a reao conforme a necessidade. Os nutrons

produzidos so detectados em dois processos. Primeiro, eles reagem como um

material no qual partculas carregadas so produzidas. Depois estas partculas

ionizadas so detectadas atravs da sua capacidade de ionizao.

A maioria dos detectores de nutrons consiste em um material alvo para a

converso. Para a perfilagem de poos, at o momento, a deteco de nutrons

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termais e epitermais o maior interesse, j que so de baixa energia. Para sua

medio, os nutrons so emitidos de um ponto para outro, atravs da formao

rochosa. As propriedades da litologia so os principais fatores que determinam o

processo de transporte de nutrons da formao. Elas influenciam na distribuio

espacial e de energia da populao de nutrons e, conseqentemente, o ndice de

contagem de qualquer detector. Os parmetros fsicos que influenciam na

medio de nutrons esto listados no quadro abaixo:

Tabela 1: Litologia,geometria do poo e lama de perfurao.Extrado de Adriano(2007).

Um dos primeiros dispositivos capaz de quantificar nutrons consistia em um

detector epitermal de apenas um brao fixado mecanicamente parede do poo.

Este aparelho tinha a vantagem de reduzir os efeitos do tamanho do poo mas era

vulnervel presena da lama de perfurao entre o dispositivo e a parede do

poo. A soluo encontrada foi adicionar um segundo detector termal. O primeiro,

prximo a fonte, tinha a finalidade de reduzir os efeitos das dimenses do poo e o

detector mais distante responsvel pela diviso dos ndices quantificados.

14

Embora a deteco termal de nutrons seja usada, ambas as formas possuem

suas vantagens e limitaes.

Ferramentas modernas para a densidade de nutrons epitermais e termais,

precisam de correes para minimizar os efeitos externos que geralmente so

especficos para cada tipo de ferramenta. Uma das caractersticas do perfil de

densidade de nutrons indicar altos valores de porosidade total para zonas de

folhelhos. Esta incoerncia ocorre devido leitura acarretada por elementos trao

com grande poder de absoro. Entretanto, mesmo sem estes efeitos externos,

argilas e folhelhos apresentam problemas para a interpretao da densidade

neutrnica devido presena de hidroxilas nas estruturas dos argilominerais

pertencentes aos folhelhos. Isso chamado de Efeito do Folhelho.

Adicionalmente, necessrio saber a matriz da rocha para converter a medio

Figura 5: Representao de um aparelho quantificador de nutrons equipado com dois detectores (Ellis, 1987).

15

aparente de densidade de nutrons em uma estimativa real. Portanto, sem as

correes destinadas a reduzir os efeitos da matriz, os valores do perfil de

densidades ficam comprometidos.

Ferramentas de densidade de nutrons tambm so calibradas em zonas que

contm gs. Nestes horizontes, com menos que o esperado para densidades de

hidrognio, um erro acabar sendo resultado devido baixa densidade registrada.

Isto ocorre porque a substituio dos lquidos nos poros pelo gs resulta em uma

pequena influncia na re-compactao da formao rochosa por um gs muito

menos denso, diminuindo drasticamente a densidade. Vale lembrar que o

decrscimo da porosidade aparente de uma litologia em funo da porosidade

efetiva, saturao de gua, densidade do gs envolvido e das caractersticas da

litologia em estudo.

3.3 O perfil de raios gama O perfil de raios gama (gamma ray) consiste em um cintilmetro destinado a

detectar e medir a radioatividade natural emitida pelas rochas. Esta radioatividade

principalmente emitida pelas argilas existentes no meio poroso e nos

constituintes de folhelhos.

16

Figura 6: Representa um perfil de raios gama. Fonte:Aula do Jos Eduardo Ferreira de Jesus ( Engenheiro de Petrleo-Petrobrs S.A.) O estudo da matriz da rocha sempre foi um desafio para gelogos e geofsicos de

petrleo. Mtodos eltricos, embora tradicionalmente utilizados para obter

informaes sobre fluidos em rochas, no so apropriados para a determinao

de propriedades da matriz. Portanto, outros mtodos so utilizados para o estudo

do arcabouo de uma rocha, como, por exemplo, mtodos nucleares.

Medies nucleares aplicadas em perfilagem de poos respondem diversas

questes sobre as formaes rochosas e em menor grau, sobre fluidos

possivelmente presentes. No incio do estudo de materiais radioativos, trs tipos

17

de radiao foram identificadas e nomeadas como , e . O primeiro tipo

consiste de tomos de He (hlio) que dispersam eltrons. As partculas foram

idealizadas como pacotes de radiao eletromagnticas referidas tambm como

ftons. Com esta descoberta, a quantificao desta energia liberada foi batizada

como Mediao do Montante de energia transportada. A unidade escolhida foi o

eltron-volt (ev), a qual equivalente a energia cintica adquirida por um eltron

acelerado atravs de um potencial eltrico de 1 volt. As partculas e

rapidamente perdem energia para eltrons durante a sua passagem atravs de

qualquer meio material. Isto quer dizer que estas partculas possuem baixo poder

penetrativo, no tendo importncia vital para a perfilagem geofsica de poos. J

as partculas so extremamente penetrativas, sendo o grande alvo de estudo da

perfilagem geofsica de poos usando o perfil de raios gama.

O decaimento radiativo uma propriedade do ncleo que consiste na transio de

um estado energtico superior para um inferior, espontaneamente. Isto ocorre com

a liberao das partculas , e mencionadas anteriormente. A meia-vida de um

determinado tomo nada mais que o tempo necessrio para que esta transio

de estado energtico seja completada.

Para a compreenso do perfil de raios gama, existem trs tipos fundamentais de

interaes a considerar. O primeiro denominado como efeito fotoeltrico, o

segundo chamado de Espalhamento Compton e o ltimo de Produo de Pares.

A probabilidade de uma interao acontecer ir depender do nmero atmico do

material e da energia do raio gama. O efeito fotoeltrico resulta da interao de

raios gama com tomos do material em questo. Neste processo os raios gama

incidentes desaparecem e transferem energia para eltrons nas redondezas. J o

Espalhamento Compton envolve interaes de raios gama e eltrons individuais.

Este o processo no qual apenas uma parte dos raios gama doada para o

eltron. Esta interao de vital importncia para o estudo da perfilagem geofsica

de poos j que utilizada como uma tcnica de medio envolvendo detectores.

Por fim, o terceiro tipo de interao a considerar, envolvendo raios gama, a

Produo de Pares. Igualmente ao efeito fotoeltrico, esta interao associada

18

absoro de energia. Neste caso, os raios gama interagem com o campo eltrico

do ncleo se esta energia for superior a 1,022 MeV.

Todos os tipos de detectores de raios gama exploram um ou mais dos trs tipos

de interaes descritas acima. A primeira variedade, o contador de gases

ionizveis, um descendente direto de um dos primeiros dispositivos para

deteco de radiao nuclear. O segundo e mais comum na perfilagem geofsica

de poos, o detector de raios cintilantes. O ltimo foi empregado a pouco tempo

na perfilagem geofsica de poos e denominado como detector de partculas em

estado slido.

O perfil GR mais comum utiliza um detector composto por um cristal cintilante.

Quando as partculas viajam no interior do cristal, elas cedem sua energia para um

montante de eltrons subordinados a tomos impuros. Quando isto ocorre, uma

luz visvel emitida e esta detectada por um tubo fotomultiplicador combinado

com um cristal. Assim, esta luz transformada em um pulso eltrico. A figura

abaixo representa o mecanismo em questo:

O sucesso deste tipo de detector est diretamente ligado ao tamanho,

densidade e mdia do nmero atmico dos ons em questo.No caso da

perfilagem de poos, algumas dificuldades podem acontecer influenciando

negativamente na preciso do trabalho. Na figura 8, ilustrada uma ferramenta

Figura 7: Detector cintilante associado com um fotomultiplicador (Extrado de Ellis, 1987).

19

projetada para detectar raios gama. Consiste em quantificar energias provenientes

de compostos de carbono e oxignio em um furo de sondagem.

A perfilagem de raios gama foi introduzida no mercado no final da dcada de trinta

como o primeiro mtodo no eltrico para perfilagem geofsica de poos.

Rapidamente constatou-se sua eficincia na identificao de formaes de

contedo argiloso (xistos, folhelhos) e de formaes limpas (arenitos). Existem

dois tipos de ferramentas utilizadas na perfilagem geofsica de poos para a

determinao da radiao de um pacote rochoso. O perfil GR composto por um

detector de raios gama para medir a radioatividade total de uma determinada

Figura 8: O percurso de uma partcula de raio gama de 4.44 MeV a qual emitida da litologia em estudo e detectada por um dispositivo de NaI em um furo de poo (Ellis, 1987).

20

formao rochosa. J a ferramenta de gama espectral tambm quantifica as

concentraes de radioistopos, dando maior preciso para os estudos. Embora o

perfil GR seja importante para uma anlise tradicional de formaes argilosas, a

interpretao destes perfis imprecisa. Por exemplo, materiais radioativos em

formaes arenosas provocam altas amplitudes no perfil GR, interferindo

negativamente na interpretao final. A figura 9 ilustra a comparao de um perfil

GR com um de SP (potencial espontneo) em zonas predominantemente

compostas por folhelhos e arenitos.

Figura 9: Comparao da ferramenta GR, SP e caliper em zonas de folhelhos (Ellis, 1987).

21

Outra informao importante a identificao e quantificao dos principais

istopos radioativos existentes na crosta terrestre. O potssio (K), o Trio (Th) e o

Urnio (U) so os mais relevantes sendo o principal alvo de estudo da perfilagem

geofsica de poos usando o perfil GR. Em um pacote rochoso, a maior fonte de

radiao certamente proveniente do potssio (K) que est diretamente

relacionado a argilominerais oriundos da alterao de plagioclsios e feldspatos

potssicos. Isto quer dizer que folhelhos tendem a apresentar altos valores de GR

enquanto arenitos ricos em quartzo (SiO2) tendem a apresentar baixos valores de

GR. Conseqentemente, a principal utilidade do perfil GR certamente distinguir

pacotes xistosos de arenitos tentando sempre correlacionar resultados de

diferentes poos de uma mesma bacia ou at mesmo de bacias diferentes,

dependendo do alvo de estudo desejado. Em contrapartida, a principal dificuldade

da interpretao de medidas de GR a falta de padres. Devido ao fato de

diferentes litologias apresentarem mesmos valores de GR e at mesmo existirem

folhelhos no radioativos, a perfilagem espectral de raios gama pode mostrar

algumas anomalias de determinadas formaes como altos valores de U, K e Th.

Este espectro permite quantificar a intensidade de cada istopo no sinal recebido

pelos detectores de raios gama, garantindo maior resoluo e facilidade na

interpretao destes dados. Na prtica, os resultados dessa interpretao auxiliam

na classificao de diferentes tipos de argilas utilizando grficos especficos.

22

Por fim, uma questo importante quanto profundidade de penetrao da

ferramenta GR no interior de uma formao rochosa. Considerando mtodos

empricos, constatou-se que a profundidade de penetrao para registro de perfil

GR no interior das formaes rochosas depende diretamente da composio

litolgica estudada, bem como a densidade dos raios gama liberados por ela.

Estes estudos mostram que a mdia de profundidade de investigao est em

torno de 12cm, podendo chegar a 20cm em casos extremos.

Figura 10: Uma srie de perfis mostrando o efeito do feldspato em um perfil GR e um perfil espectral (Ellis, 1987).

23

3.4 O perfil de induo (ILD) O perfil de induo fornece a leitura aproximada da resistividade da rocha atravs

da medio de campos eltricos e magnticos induzidos nas rochas. O princpio

de funcionamento consiste de um transmissor-oscilador que propaga um campo

magntico, o qual induz uma corrente nas formaes. A corrente, por sua vez,

gera um campo magntico que detectado por uma bobina receptora acoplada a

um amplificador. O sinal detectado pela bobina receptora proporcional

condutividade da formao (Souza,1985).

As principais vantagens da sua utilizao sobre o mtodo de perfilagem eltrica

convencional so:

a) o nico perfil que mede resistividade capaz de ser registrado em poos

perfurados com fluidos no condutivos (ar ou leo);

b) possui dispositivo focalizador que aumenta a profundidade de investigao,

minimizando a influncia dos fluidos sobre a resistividade medida.

A unidade de medida da resistividade expressa em Ohm por metro quadrado por

metro, ou simplesmente Ohm.m.

Os perfis de resistividade podem ser utilizados para correlaes geolgicas e,

quando possvel (camadas bastante espessas), para a determinao da

resistividade verdadeira das rochas. O principal problema encontrado nestes perfis

est relacionado diretamente com a diferena que existe entre o dimetro das

sondas e o dimetro dos poos. Um significativo volume de lama influencia,

predominantemente, a leitura final da resistividade afastando-a cada vez mais dos

valores reais desejados para a realizao dos clculos petrofsicos quantitativos

(Nery,1990).

24

Tabela 2 Resistividades mdias de algumas rochas (Fernandes, 1984).

25

4 A BACIA DE CAMPOS

A Bacia de Campos est localizada na poro sudeste do Brasil, ao longo da

costa norte do Estado do Rio de Janeiro, possuindo uma rea de 100 mil Km2, at

a lmina dgua de 3000 m (Rangel & Martins, 1998). Aps 25 anos de

explorao, a Bacia de Campos tornou-se a mais importante provncia de

hidrocarbonetos do Brasil, respondendo por cerca de 80% das reservas

explotveis totais e 70% da produo total do pas (Cruz, 2003). Como outras

bacias da costa leste brasileira, a Bacia de Campos uma tpica bacia de margem

divergente, tendo sua origem relacionada ao rompimento do supercontinente

Gondwana e conseqente formao do Oceano Atlntico. Nesta bacia, a

interligao das rochas geradoras e das rochas reservatrios ps-evaporticas

est relacionada tectnica profunda associada fase rift e movimentao

adiastrfica associada halocinese. A migrao do hidrocarboneto facilitada

pela criao de janelas nos evaporitos. Estes ltimos so os maiores

reservatrios de petrleo da Bacia de Campos (Dias et al. 1990). O Membro

Outeiro da Formao Maca rene, alm de calcilutito creme, marga cinza-clara e

folhelhos cinza, arenitos turbidticos informalmente conhecidos como arenito

Namorado, que por vezes ocorrem em camadas isoladas ou confinados em calhas

deposicionais que subsidiram diferencialmente em resposta halocinese (Rangel

et al. 1994).

4.1 Contexto Histrico

H cerca de 130 milhes de anos, a separao dos continentes sul-americano e

africano comeou a definir os limites atuais da costa brasileira. Como resultado

desse afastamento, surgiu uma grande bacia, denominada Bacia Atlntica, que

ainda hoje continua se expandindo a uma taxa de, aproximadamente, dois

centmetros por ano. No incio da separao, formaram-se localmente junto ao limite dos novos continentes, bacias sedimentares, como as de Pelotas, Campos e

26

Esprito Santo (no lado oriental do Brasil) e Cuanza, Gabo e Cabinda (no lado

ocidental da frica), entre outras.

A Bacia de Campos, hoje, a regio sedimentar que se localiza na extenso do

Estado do Esprito Santo, nas imediaes da cidade de Vitria at Arraial do

Cabo, este j localizado no norte fluminense. Dentre as bacias costeiras

brasileiras, a Bacia de Campos a geologicamente e geofisicamente mais

conhecida, devido perfurao de milhares de poos. Esta provncia petrolfera

a principal rea de produo e extrao de petrleo e seus derivados no Brasil,

possuindo atualmente trinta plataformas responsveis por toda a produo da

regio, sendo 14 fixas e 16 flutuantes. Tais plataformas englobam 628 poos

exploratrios e 537 poos de desenvolvimento que esto ligados a uma verdadeira

teia de 1300 km de dutos submarinos e 2500 km de linhas flexveis

(Fonte:Petrobras).

Figura 11: Localizao da Bacia de Campos. Extrado de Cruz (2003).

27

No entanto, em termos de potencial petrolfero, esta bacia se destaca devido s

caractersticas singulares na sua evoluo tectono-sedimentar. Alguns fatores de

destaque so: baixo grau de afinamento crustal, reativao das fontes de

sedimentos, intensa tectnica adiastrfica, variaes globais do nvel do mar no

Neocretceo e Tercirio que proporcionaram a acumulao de enorme volume de

hidrocarbonetos.

4.2 O campo de Namorado

O Campo de Namorado possui rea de lavra de aproximadamente 20 km2. Situa-

se 80 km da costa entre as cotas batimtricas de 140 a 250 m na poro

Central/Norte da Bacia de Campos na margem continental brasileira, junto ao

Estado do Rio de Janeiro, entre as latitudes 210 e 230 S. O campo foi descoberto

em 1975, com a perfurao do poo 1-RJS-19 em lmina dgua de 166m. A sua

locao foi baseada em interpretao ssmica de um alto estrutural junto ao

intervalo superior de uma espessa seo carbontica Albo-Turoniana, definida por

Schaller (1973) de Formao Maca. Esse poo apresenta algumas

particularidades pioneiras na explorao de leo na Bacia de Campos. Foi o

primeiro a encontrar leo em arenitos turbidticos (o prospecto era em carbonatos),

constituindo-se no primeiro campo gigante das bacias sedimentares brasileiras. As

profundidades onde so encontrados os reservatrios variam entre 2940 e 3300

m. O somatrio das espessuras na regio central do campo est entre 150 e 200

m.

Conforme Menezes (1986), o volume de rocha reservatrio com hidrocarbonetos

est em torno de 702100 X 106 m3, o volume de leo provado de 106 X 106 m3

STD, com o fator de recuperao estimado em torno de 40%, isto , um volume

recupervel de 42 X 106 m3. A produo foi iniciada em junho de 1979. Para a

explotao desse campo foram instaladas duas plataformas, PNA-1 e PNA-2,

ambas ainda em atividade (Figura 12). O desenvolvimento do campo teve incio

em dezembro de 1982 com a perfurao do poo 7-NA-7-RJS. O leo de 280

28

API e possui viscosidade prxima a 1 centipoise. A coluna mxima de leo de

cerca de 160 m e o netpay mdio, por poo, de 60 m. Em mdia, a porosidade

de 26%, a saturao de leo 75%, a permeabilidade de 400 mD e o ndice de

produtividade, normalmente, maior que 50 m3/d/Kgf/cm2.

Figura 12: Foto das plataformas PNA-1 esquerda e PNA-2 direita. Fonte: Petrobras.

Segundo Bacoccoli et al.(1980), o reservatrio do Arenito de Namorado

encontrado no topo da formao Maca, imediatamente acima dos carbonatos. A

Formao Maca superior teve sua sedimentao iniciada no final do Albiano e

finalizada no Santoniano. composta por uma seqncia de sedimentos

clsticos/qumicos (conglomerados, arenitos, folhelhos, margas e diamictitos), de

carter geral transgressivos. Como limites possui na base a Formao Maca

inferior de idade Albiana, composta de sedimentao rasa e dominantemente

qumica .As sucesses de eventos dominantemente turbidticos indicam a

presena de cinco seqncias deposicionais de 4 ordem inseridas em duas

seqncias deposicionais de 3 ordem (Mitchum & Van Wagoner,1991). Do ponto

de vista deposicional, pode-se agrupar as cinco seqncias em trs unidades de

reservatrios distintas.

29

Figura 13: Coluna cronoestratigrfica esquemtica para o campo de Namorado. LS: limite de seqncias; TMB: trato de mar baixo e TT: trato transgressivo. Extrado de Faria et al.(2001).

Souza Jr. (1997) reconhece no campo de Namorado trs sistemas de deposio:

1) sistemas de canais, composto em sua maioria por depsitos turbidticos ligados

a correntes de alta densidade; 2) sistema canal-dique marginal, que corresponde

fase final inicial de abandono onde predominam as alternncias de areia fina e

lamitos com raras intercalaes de fluxos de detritos e escorregamentos, e 3) o

30

sistema argilo-margoso que representa a sedimentao hemipelgica da bacia

(Figura 14).

Figura 14: Modelo paleogeogrfico proposto para a rea do campo de Namorado. Observa-se o aumento da paleobatimetria, evidenciado pela retrogradao de fceis. Modificado de Souza Jr. (1997).

4.3 Descrio do poo NA04

No presente trabalho, utilizamos os perfis geofsicos do poo NA04 como dados

para a correlao de um modelo fsico-matemtico para a densidade efetiva de

sedimentos clsticos. A seguir mostramos os perfis geofsicos do poo, com as

litologias correspondentes. Mais adiante apresentamos nosso modelo fsico-

matemtico para a densidade efetiva.

31

Figura 15: Perfis geofsicos do Poo NA04 com algumas litologias correspondentes. Extrado de Cruz (2003).

No presente trabalho estudamos o intervalo do reservatrio Namorado entre 3075

e 3110 m, onde observamos a presena de fluidos (informao obtida atravs da

correlao entre os perfis DT, GR, ILD, PHIN e RHOB) que neste caso,

representam os hidrocarbonetos. A descrio e a interpretao dos perfis ser

explicado no captulo 6.

32

5 O MODELO PARA A DENSIDADE EFETIVA 5.1 O modelo fsico

O modelo fsico proposto a seguir para a densidade efetiva ( b ) de meios porosos incorpora as contribuies individuais dos principais componentes slidos

e fluidos da rocha. Assumimos gros minerais, (i.e., feldspato, quartzo, calcita e

dolomita), argilas e matria orgnica constituindo a poro slida da rocha; gua,

leo e gs como os componentes fluidos (Wyllie et al., 1958). A densidade efetiva

( b ) pode ser ento expressa por:

,fmoclaymab +++= (1)

em que ma a densidade mdia dos componentes slidos (gros minerais e

cimento, principalmente), clay a densidade mdia dos componentes argilosos,

mo a densidade mdia dos componentes orgnicos e f a densidade mdia

dos componentes fluidos. Assim a soma ( moclayma ++ ) e o termo f

representam a contribuio dos componentes slidos e fluidos, respectivamente.

Na equao anterior, ma dada por:

=

=man

iimaimaetmotclayma VVV

1,,,, ,)1( (2)

em que e denota a densidade efetiva. Os parmetros imaV , e ima, so a frao

volumtrica e a densidade do i -simo componente mineralgico (i= 1,2,..., man ). O

total da frao volumtrica de argila e de matria orgnica, tclayV , e tmoV , ,

respectivamente, so relacionados por

33

=

=clayn

jjclaytclay VV

1,, . (3)

O termo jclayV , a frao volumtrica do j -simo componente argiloso ( j = 1, 2,

... , clayn ), e

=

=mon

kkmotmo VV

1,, , (4)

para kmoV , representando a frao volumtrica do k -simo componente orgnico

(k = 1, 2, ... , mon ). Expressamos a contribuio total da densidade das argilas que

compem a rocha, clay por:

jclay

n

jjclayclay

clay

V ,1

, =

= , (5)

enquanto a relao para mo , que denota a contribuio total da densidade dos componentes orgnicos presentes na rocha, dada por

kmo

n

kkmomo

mo

V ,1

, =

= . (6)

Por sua vez, a contribuio total da densidade dos fluidos contidos nos espaos

porosos da rocha, f , tem o seguinte relacionamento:

=

=fn

nnfnfef S

1,, , (7)

34

em que nfS , e nf , denotam a saturao e a densidade, respectivamente, da n -

sima ( n= 1, 2, ... ,f

n ) fase fluida.

O modelo expresso na equao 1 permite calcular a densidade efetiva de rochas

porosas clsticas, mono- ou poliminerlicas. Argilosidade e saturao de fluidos

so parmetros adicionais que podem ser incorporados na determinao da

densidade efetiva. Descrevemos a seguir alguns modelos prticos para a

densidade efetiva considerando rochas reservatrios de petrleo e gs mono e

biminerlicas.

5.2 Arenitos limpos monomineralgicos

Seja um arenito limpo, livre de matria orgnica, e com 100% de saturao de

gua: 0,, == tmotclay VV , 1=wS e te . A equao 1 ento se reduz a

,)1( wtmatb += (8)

em que ma e w denotam as densidades do gro mineral predominante no arcabouo da rocha e da gua contida nos poros da rocha, respectivamente. A

equao 8 comumente utilizada como modelo para estimativa da porosidade

total a partir do perfil de densidade que est em concordncia com (Dewan, 1983),

.wma

bmat

= (9)

Os registros efetuados pela ferramenta de perfilagem so representados por b ,

ao passo que w 1.10 g/cm3 a densidade da lama de perfurao. Para

sedimentos clsticos, qtzma = 3/65.2 cmg= (i.e., a densidade do quartzo).

35

Quando duas fases fluidas esto presentes (por exemplo, gua e leo), obtemos o

seguinte modelo para a densidade efetiva:

),()1( oowwtmatb SS ++= (10)

em que wS e wo SS = 1 so as saturaes de gua e de leo, respectivamente.

5.3 Arenitos argilosos monomineralgicos

Para o caso de um arenito argiloso ( claytclay VV =, ), livre de matria orgnica

( 0, =tmoV ) e com 100% de saturao de gua ( 1=wS ), obtemos

,)1( weclayclaymaeclayb VV ++= (11)

em que devemos considerar a porosidade efetiva e , pois estamos assumindo que os minerais de argila obstruem as conexes entre os poros (Dewan, 1983).

Como a argilosidade clayV pode ser estimada experimentalmente (Larionov, 1969),

obtemos a seguinte relao:

,wma

claymaclayte V

= (12)

que comumente aplicada para avaliao da porosidade efetiva a partir do perfil

de densidade. Neste caso, clay denota a densidade no ponto de folhelho. Dewan

(1983) define o ponto de folhelho como sendo a densidade no ponto de maior

amplitude do perfil GR (gamma ray) no intervalo sedimentar sob investigao.

36

Semelhantemente, para as mesmas condies acima, mas assumindo saturao

com duas fases fluidas, i.e., saturao de gua wS e de leo oS , a densidade efetiva pode ser descrita por

++= clayclaymaeclayb VV )1( )( oowwe SS ++ . (13)

5.4 Arenitos limpos bimineralgicos

O procedimento para obteno do modelo para a densidade efetiva para um

arenito limpo bimineralgico requer o conhecimento dos gros minerais

predominantes no arcabouo e suas respectivas fraes volumtricas. Assim,

imaV , e as densidades ima, precisam ser conhecidas a priori. Assumindo o arcabouo composto predominantemente por quartzo e feldspato limpo com

saturao de gua wS , a equao 1 fornece:

fptfpttqtzqtztb VV )1()1( += ;wwtS + (14)

em que 3/65.2 cmgqtz = e 3/55.2 cmgfpt = representam as densidades do

quartzo e feldspato. Note que as fraes volumtricas qtzV e fptV refletem os pesos das contribuies de cada gro mineral que integra o arcabouo.

Por outro lado, se alm da gua tambm considerarmos o leo preenchendo os

poros da rocha, o modelo para a densidade efetiva evolui para

37

fptfpttqtzqtztb VV )1()1( += )( oowwt SS ++ . (15)

5.5 Arenitos argilosos bimineralgicos

Consideremos um arenito biminerlico (quartzo e feldspato) com argila

preenchendo uma poro da matriz. Se apenas gua satura os poros,

fptfpteclayqtzqtzeclayb VVVV )1()1( +=

wweclayclay SV ++ , (16)

em que clayV e clay denotam a frao volumtrica e a densidade da argila. Em

geral, ocorre predominncia do argilomineral ilita em rochas sedimentares

clsticas, i.e., 3/79.2 cmgclay = (Katahara, 1996).

Podemos ainda incorporar o leo como outra fase fluida presente na rocha. Nesse

caso, obtemos

fptfpteclayqtzqtzeclayb VVVV )1()1( +=

)( oowweclayclay SSV +++ . (17)

38

6 - CORRELAO DO MODELO PARA A DENSIDADE EFETIVA

Num perfil geofsico existem vrios marcos eltricos, que podem ser

correlacionados poo a poo, correspondendo cada marco a um pulso sedimentar.

A assinatura do sistema turbidtico Namorado representada na base dos perfis

de poo por um contraste da densidade (RHOB) e radioatividade (GR), compatvel

com o contato entre as areias turbidticas e os carbonatos de talude do sistema

sedimentar anterior, como pode ser visto na Figura 16. O topo da sequncia

turbidtica bem marcado no perfil de raios gama, pelo registro de um forte pico

de radioatividade para o corpo argiloso do final desta sequncia, representando

um corpo silte-argiloso da superfcie de inundao mxima (Marco Azul). Na parte

central do reservatrio de Namorado encontramos uma maior espessura

sedimentar, predominando as fraes arenosas. Lateralmente regio central do

reservatrio, ocorre uma maior intercalao das fraes mais finas e um

afinamento das camadas, diminuindo a resoluo geofsica para estes pacotes.

Figura 16: Seo Geolgica da Bacia de Campos, representando sucesses turbidticas (corpos arenosos) entre as margas (Formao Lagoa Feia). Extrado de Cruz (2003).

39

6.1 Os perfis do poo NA04 A seguir, apresentaremos um exemplo de correlao do nosso modelo fsico para

a densidade efetiva com um perfil geofsico correspondente sobre o reservatrio

Namorado. Os perfis geofsicos do poo NA04 so mostrados na Figura 17, e

sero os nossos dados para o exemplo de correlao mencionado.

Figura 17: Perfis geofsicos no Campo de Namorado. (a) Caliper; (b) Raios gama; (c) Resistividade; (d) Densidade. O intervalo do arenito Namorado, entre 3075 e 3110 m, est destacado nos perfis. Na Figura 17, observamos a variao do dimetro do poo (perfil CALIPER), a

litologia e a argilosidade (perfil GR), a variao da resistividade (perfil ILD) e da

densidade (perfil RHOB) na formao Maca superior, onde se insere o

reservatrio Namorado. No intervalo do arenito sob investigao o perfil CALIPER

indica que ocorreu um pequeno arrombamento, mas este no foi suficiente para

interferir nos registros da ferramenta de densidade. Por sua vez, o perfil de

resistividades, no mesmo intervalo revela a presena de fluidos que, neste caso,

representam hidrocarbonetos. Alm de utilizarmos o perfil GR para identificao

das litologias, o utilizamos tambm para a estimativa da argilosidade. Na figura

40

abaixo ampliamos o intervalo do arenito Namorado sob investigao. O perfil de

densidade foi utilizado para estimativa da porosidade total e efetiva. O perfil GR foi

utilizado para estimativa da argilosidade. As relaes para estimativa dessas

quantidades so expressas a seguir.

Figura 18: Intervalo do arenito Namorado. (a) perfil de densidade; (b) argilosidade e o perfil de raios gama; (c) porosidade efetiva e porosidade total. A argilosidade foi estimada usando a frmula emprica de Larionov (1969) para sedimentos no-consolidados. Para a estimativa da argilosidade Vclay, utilizamos expresso de Larionov (1969)

para sedimentos recentes (que o caso do arenito Namorado):

Vclay = 0.083 [ 2(3.70 IGR) - 1], (1) onde IGR o ndice de raio gama expresso por: IGR = (GRperfil GRmin)/(GRmx GRmin). (2)

Os parmetros da equao anterior denotam: GRperfil a medida de GR no perfil;

GRmin a medida do valor mnimo de GR no intervalo sob investigao

41

(geralmente um arenito), e GRmx a medida do valor mximo de GR no intervalo

sob investigao (geralmente no ponto de folhelho). Na prtica podemos adotar

GRmin = 20 unidades API e GRmx = 120 unidades API.

Para a estimativa da porosidade total e da porosidade efetiva utilizamos as

relaes (9) e (12), respectivamente reescritas a seguir:

t = (ma - b)/( ma - w), (3)

e

e = t Vclay (ma - sh )/( ma - w). (4)

Todos os parmetros das equaes anteriores foram definidos no captulo

anterior.

42

6.2 Descrio dos litotipos

Figura 19: Comparao entre os perfis geofsicos de poo com testemunhos. Extrado de Cruz (2003).

43

Observando a litologia na figura anterior, notamos que o topo da seqncia

turbidtica bem marcado pelo perfil de raios gama devido ao registro de um forte

pico da radiotividade. No intervalo estudado vemos que o perfil GR cai e o de

densidade RHOB sobe representando um marco estratigrfico onde encontramos

arenito cimentado e arcoseano. O poo NA04 formado por material fino com

pequenas laminaes de marga e conglomerado. Esse material seguido de

arenito arcoseano com finas camadas de diamictito e arenito cimentado.

Analisando os perfis debaixo para cima, margas e arenito arcoseano tambm

fazem parte desse poo com intercalaes de diamictito, contendo pequenas

laminaes de arenito cimentado.

6.3 Calibrao do modelo para a densidade efetiva Nessa seo apresentamos os dois procedimentos que utilizamos para

correlacionar nosso modelo para a densidade efetiva de rochas com os registros

do perfil RHOB. O primeiro procedimento consistiu numa estimativa dos volumes

percentuais para os parmetros do modelo. No segundo procedimento, esses

volumes foram calculados atravs de uma tcnica de balano de massas

utilizando perfis adicionais (Nery, 1990).

6.3.1 Primeiro procedimento: escolha dos volumes percentuais Para correlacionar o modelo fsico com o perfil de densidade (RHOB),

reconstrumos esse perfil a partir das informaes de porosidade e de

argilosidade mostradas na Figura 18. A densidade apresenta-se relativamente

baixa, atestando uma alta porosidade deste arenito, favorecendo a

acumulao de hidrocarboneto nesse intervalo. A reconstruo do perfil de

densidade, para determinadas situaes (composio mineralgica e

presena de fluidos) mostrada na Figura 19.

44

Figura 20: Correlao entre o modelo fsico (rosa) e as leituras de densidade (azul) no

intervalo o arenito Namorado, Figura 17. Dados utilizados no modelo fsico: (a) arenito limpo,

monominerlico, um fluido; (b) arenito argiloso, monominerlico, um fluido; (c) arenito argiloso,

monominerlico, dois fluidos; (d) arenito argiloso, biminerlico, dois fluidos; (e) arenito argiloso

biminerlico, duas argilas, dois fluidos.

Considerando os perfis da Fig. 20, adotamos os seguintes valores:

(a) Para arenito limpo monominerlico com um fluido;

)1( wtmatb += .

Utilizamos a saturao do fluido (salmoura) de 100%.

(b) Para arenito argiloso monominerlico com um fluido;

45

)1( weclayclaymaeclayb VV ++= .

Adotamos a saturao do fluido (salmoura) de 100%.

Observamos que apenas utilizando um fluido, e sendo este arenito

monominerlico independente da sua argilosidade, o nosso modelo para a

densidade se correlaciona de forma plausvel s medidas do perfil de

densidade efetuadas no poo NA04. Os parmetros das equaes anteriores

esto definidos no captulo anterior.

(c) Para arenito argiloso monominerlico com dois fluidos;

++= clayclaymaeclayb VV )1( )( oowwe SS ++ .

Estimamos em torno de 90% a saturao do leo, e de 10%, a saturao de

gs. Adotamos tambm as seguintes densidades: leo = 0.985 g/cm3 e gs =

0.150 g/cm3. Os parmetros da equao anterior tambm esto definidos no

captulo anterior.

(d) Para arenito argiloso biminerlico com dois fluidos;

fptfpteclayqtzqtzeclayb VVVV )1()1( +=)( oowweclayclay SSV +++ .

Estimamos a saturao de leo e a frao volumtrica de quartzo em 75%, e

as respectivas densidades adotadas anteriormente. Adicionalmente,

assumimos a saturao de gs e a frao volumtrica de feldspato em 25%,

com suas respectivas densidades, gs = 0.150 g/cm3 e feld = 2.54 g/cm3.

Logo, assumimos quartzo e feldspato como os componentes mineralgicos

46

predominantes na matriz do arenito. Vide captulo anterior para os valores dos

demais parmetros.

(e) Para arenito argiloso biminerlico com dois fluidos e duas argilas;

fptfpteclayqtzqtzeclayb VVVV )1()1( +=)( oowweclayclay SSV +++ .

Estimamos a saturao de leo e a frao volumtrica de quartzo em 75%,

com suas respectivas densidades j citadas anteriormente. Adicionalmente,

adotamos a saturao de gs e frao volumtrica de feldspato em 25%, com

suas respectivas densidades. Escolhemos como sendo de 15% e 4%,

respectivamente, a frao volumtrica de caolinita e clorita com suas

densidades: cao = 2.52 g/cm3 e clo = 2.69 g/cm3. Os demais parmetros da

equao acima podem ser encontrados no captulo anterior.

6.3.2 Segundo procedimento: clculo dos valores percentuais

O clculo dos valores percentuais dos principais componentes de uma

rocha sedimentar pode ser estimado a partir da soluo do sistema de

equaes a seguir (Nery, 1990):

,

onde assumimos o quartzo (qtz) e o feldspato (felds) como os gros

minerais predominantes na matriz rochosa. Em relao argila (clay),

extramos do prprio perfil de densidades (b) no ponto de folhelho, possuindo

47

valor de 2.56 g/cm3. No sistema de equaes acima, t e N representam os

registros dos perfis snico e de porosidade de nutrons.

O sistema de equaes anterior pode ser reescrito na forma matricial como a

seguir:

.

Dessa forma, para cada amostra i dos perfis snico, densidade e porosidade

de nutrons, o sistema resolvido para as incgnitas , Vqtz, Vfelds e Vclay. Os

valores da matriz do sistema de equaes acima so extrados de uma tabela

(vide stio: www.schlumberger.com), pois so para uma litologia pura.

Resolvendo a forma matricial acima, usando os perfis correspondentes do

poo NA04, construmos os seguintes perfis para os volumes percentuais de

fluido, quartzo, feldspato. Estimamos o perfil de argilosidade utilizando a

frmula (1) deste captulo.

48

Figura 21: Volumes percentuais do fluido, quartzo, feldspato e argila, no intervalo sedimentar do reservatrio Namorado. O resultado da correlao do nosso modelo para a densidade efetiva com as

densidades do perfil RHOB, est representado no primeiro painel da Fig. 22.

Podemos observar um ajuste muito bom do modelo para a densidade com as

medidas do perfil, produzindo erros absolutos da ordem de 6%. No painel central

da Fig. 22, podemos observar uma boa correlao entre os volumes percentuais

calculados para os componentes das rochas sedimentares e a variao da

argilosidade e do perfil snico no intervalo sob investigao. Por exemplo: na

profundidade de 3085m, o volume percentual de feldspato (preto) nulo, enquanto

o volume percentual de quartzo (azul) atinge seu valor mximo. Neste mesmo

ponto, a argilosidade (vermelho) diminui ligeiramente provocando uma abrupta

diminuio do perfil snico (rosa), isto , aumento da velocidade compressional.

49

Figura 22: No painel (a) temos o perfil do poo Namorado (azul) e a aplicao do modelo (vermelho). No painel (b) temos a reproduo dos volumes percentuais da Fig. 21, incluindo o perfil snico (rosa). A cor vermelha representa a argilosidade e as cores preta e azul representam o volume percentual de feldspato e quartzo, respectivamente. No painel (c) temos as estimativas das porosidades efetiva e total (azul e rosa, respectivamente), o perfil de porosidade de nutrons e o volume percentual de fluido calculado (vermelho e preto, respectivamente).

50

7 CONCLUSO As simulaes numricas para a densidade efetiva de arenito mono- e

biminerlicos confirmam a dependncia da densidade efetiva com a composio

mineralgica, porosidade e saturao dos fluidos. Na composio mineralgica da

matriz, incorporamos a contribuio dos gros minerais, das argilas e da matria

orgnica possivelmente compondo a rocha. Os resultados numricos destacam a

influncia da argilosidade, que, mesmo se apresentando em fraes volumtricas

baixas, provocam um aumento marcante na densidade efetiva da rocha.

Destacamos a importncia da estimativa da argilosidade na avaliao de

formaes produtoras de petrleo e gs, pois sabemos que as argilas tendem a

obstruir as conexes entre os espaos porosos onde os fluidos ficam

armazenados. Neste trabalho reconstrumos os perfis geofsicos de densidade a

partir da escolha dos volumes percentuais, adotando valores para os parmetros.

Usando um procedimento mais rigoroso, calculamos os valores percentuais dos

principais componentes da rocha sedimentar. O resultado mostrou um ajuste

plausvel entre o modelo e os dados observados, apresentando resduos

absolutos insignificantes. Finalmente podemos concluir que os modelos utilizados

so capazes de predizer a densidade efetiva de rochas sedimentares dentro dos

intervalos observados em situaes reais.

51

8 REFERNCIAS BIBLIOGRFICAS

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Orientador : Dr. Jorge Leonardo Martins Pesquisador Associado ON/MCTCo-Orientador: Dr. Alexandre Motta Borges Pesquisador Associado UFFResumoEstudamos um modelo fsico geral para predizer a densidade das rochas sedimentares. O modelo considera duas parcelas: a da rocha matriz e do espao poroso. A rocha matriz pode ser formada por gros minerais, argila e matria orgnica, o espao poroso ...Agradecimentos1 - INTRODUO2 - OBJETIVOS3 - PERFILAGEM GEOFSICA DE POOS4 A BACIA DE CAMPOS5 O MODELO PARA A DENSIDADE EFETIVA6 - CORRELAO DO MODELO PARA A DENSIDADE EFETIVA7 CONCLUSO8 REFERNCIAS BIBLIOGRFICAS