Tese - Shirley Katianne Lemos Rabelo

5/11/2018 Tese - Shirley Katianne Lemos Rabelo - slidepdf.com

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ESTUDO SOBRE A VIABILIDADE DO CÁLCULO DA POROSIDADE

COM BASE EM UM CONJUNTO REDUZIDO DE PERFIS E SUA

APLICAÇÃO NA BACIA DE ALMADA/BA

SHIRLEY KATYANNE LEMOS RABELO

UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE - UENF

LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO - LENEP

MACAÉ - RJ

FEVEREIRO – 2004



ii





Tese apresentada ao Centro de

Ciência e Tecnologia daUniversidade Estadual do Norte

Fluminense, como parte das

exigências para obtenção do título de

Mestre em Engenharia de

Reservatório e de Exploração.

Orientador: Antonio Abel González Carrasquilla, D.Sc.

MACAÉ - RJ

FEVEREIRO – 2004



iii





Tese apresentada ao Centro de

Ciência e Tecnologia da

Universidade Estadual do Norte

Fluminense, como parte das

exigências para obtenção do título de

Mestre em Engenharia deReservatório e de Exploração.

Aprovada em 19 de fevereiro de 2004

Comissão Examinadora:

_____________________________________________________________ Jadir da Conceição da Silva (D.Sc., Geofísica – DG/UFRJ)

_____________________________________________________________ Carlos Alberto Dias (Ph.D., Geofísica – LENEP/CCT/UENF)

_____________________________________________________________ Themis Carageorgos (Ph.D, Hidrometalurgia – LENEP/CCT/UENF)

_____________________________________________________________ Antonio Abel González Carrasquilla (D.Sc., Geofísica – LENEP/CCT/UENF)

(orientador)



iv

Esta Dissertação é dedicada a Angelina Rabelo Ferreira.



v

Agradec imen tos

A Deus, por tudo.À minha família, em especial às minhas avós, minha mãe, minhas tias e à Maria das Neves

Custódio dos Santos.

Aos amigos e colaboradores, Roosevelt Flexa, Ana Lúcia , Mônica Custódio, Débora

Mendonça, Anabela , Laura Abreu, Sonali José, Filipe Torres, Adolfo Puime, Fábio Corrêa,

Silas, Cíntia, Ana Beatriz Quental, Marco Ceia, Jaciara Barreto e Alfredo Carrasco.

Ao gerente de informática Alexandre Sérvulo, cujo auxílio foi essencial para o

desenvolvimento desse trabalho.

Aos geólogos Nelson Pereira Franco Filho e Patrícia Martins Silva, CER/UN-

BC/PETROBAS, pelas valiosas sugestões e considerações com respeito ao assunto desse

trabalho.

A LANDMARK.

Ao orientador Abel Carrasquilla, ao professor Carlos Dias e a Bena Rodrigues, pela

paciência, confiança e amizade.

A ANP/PRH-20 e a UENF pela bolsa de Mestrado no decorrer desse processo.

Aos alunos, professores e funcionários do LENEP.

Ao LENEP pela estrutura física e equipamentos.

A todos aqueles que contribuíram para o desenvolvimento desse trabalho.



vi

SUMÁRIO

ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................................................. ix

ÍNDI CE DE TAB E LAS ... ... ... ....................................................................................................... x i i i

RESUMO....................................................................................................................................... x iv

ABSTRACT .................................................................................................................................. xv

CAPÍTULO 1. IN TRODUÇÃO................................................................................................... 1

1.1. Objetivos

Gerais..................................................................................................................2

1.2. Objetivos Específicos.......................................................................................................... 2

1.3. Roteiro................................................................................................................................. 3

CAPÍTULO 2. RE VISÃO BIB LIOGRÁFI CA........................................................................... 4

2.1. Processos DeposicionaisContínuos....................................................................................

4

2.1.1. Fluxos

Gravitacionais...............................................................................................4

2.1.2. Corr entes de Turbidez.............................................................................................. 7

2.1.3. Turbiditos................................................................................................................. 9

2.1.3.1. Turbiditos e a Indústria de

Petróleo............................................................12

2.2. Par âm etr os Pet rofísicos das

Rochas....................................................................................15

2.2.1. Porosidade................................................................................................................ 16

2.2.1.1. Porosidade Total......................................................................................... 16

2.2.1.2. Porosidade Efetiva...................................................................................... 17

2.2.1.3. Porosidade Pr imá ria.................................................................................... 18

2.2.1.4. Porosidade Secun dá ria................................................................................ 19

2.2.1.5. Porosidade em Rochas Reservatório........................................................... 192.2.1.6. Mét odos de Det erminação.......................................................................... 21

2.2.2. Saturação de Água.................................................................................................... 22

2.2.3. Saturação de Água Ir redu t ível................................................................................ 23

2.2.4. Permeabilidade......................................................................................................... 24

2.2.4.1. Permeabilidade Absoluta, Efetiva e Relativa............................................. 26

2.2.4.2. Métodos de Determin ação.......................................................................... 28

2.3. Perfilagem de Poço............................................................................................................. 28

2.3.1. Perfilagem no Brasil................................................................................................. 31



vii

2.3.2. Fontes de Erro na Operação de Perfilagem............................................................ 32

2.3.3. Medidas de Perfilagem............................................................................................. 34

2.3.3.1. Raios Gama................................................................................................. 35

2.3.3.2. Sônico.......................................................................................................... 36

2.3.3.3. Densidade.................................................................................................... 39

2.3.3.4. Porosidade Neu tr ônica................................................................................ 40

2.3.3.5. Resistividade............................................................................................... 42

2.3.4. Volume de Argila..................................................................................................... 46

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DAS ÁREAS ESTU DADAS...................................................... 47

3.1. Bacia de Campos................................................................................................................ 49

3.3.1. Campo de Namorado................................................................................................ 52

3.2. Bacia de Almada................................................................................................................. 55CAPÍTULO 4. METODOLOGI A............................................................................................... 63

4.1. Meios Materiais.................................................................................................................. 63

4.1.1. Dados dos Poços de Na morado................................................................................ 63

4.1.2. Dados dos Poços de Almada.................................................................................... 65

4.1.3. Equipamentos........................................................................................................... 67

4.2. Mét odos............................................................................................................................... 67

4.2.1. Obtenção dos Valores de eφ para os Poços do Campo de Nam orado e da Baciade Almada.................................................................................................................. 67

4.2.1.1. Ava liação Pet rofísica dos Per fis................................................................. 67

4.2.1.2. Descrição da s Et ap as do F luxogram a Adapt ad o........................................ 69

4.2.2. Determinação do Intervalo de Reservatório........................................................... 78

4.2.3. Compa ra ção dos Valores de eφ no int erva lo de r eserva tório dos poços do

Campo de Namorado............................................................................................... 79

4.2.3.1. Obten ção e compar ação das cur vas de eφ no intervalo do

reservatório.................................................................................................. 794.2.3.2. Compa ra ção dos valores de eφ at ra vés da a ná lise da distribuição de

freqüência................................................................................................. 80

4.2.3.3. Deter mina ção da diferen ça percentu al ent re os valores de eφ . 80

4.2.3.4. Valida ção dos da dos obtidos de RH OB/NP HI e DT.

Comparação entre t φ DT, PhiT RHOB/NPHi e t φ ANP......................... 81

4.2.4. Obtenção dos valores de eφ no intervalo correspondente à Formação

Ur ucut uca, Ba cia de Alma da-BA............................................................................. 82

4.2.4.1. Obten ção de dados nu mér icos e repr esen ta ção grá fica dos perfis dospoços da Bacia de Almada .......................................................................... 82

4.2.4.2. Escolha do intervalo correspondente à Formação Urucutuca .................. 82



viii

4.2.4.3. Obtenção de eφ no intervalo correspondente à Formação

Urucutuca.................................................................................................. 82

i. Obtenção da curva de eφ no intervalo da Formação

Urucutuca............................................................................................... 82

ii. Obtenção da distribuição de freqüência................................................... 82CAPÍTULO 5. RESULTADOS E DISCUSSÃO............................................................................ 84

5.1. Curva de eφ no int ervalo tota l do perfil dos poços do Camp o de Na mora do................. 84

i. Cur va de eφ no int erva lo tota l do perfil dos poços do Cam po de Nam ora do a par tir

de RHOB/NPHI............................................................................................................... 84

i i. Curva d e eφ no int erva lo tota l do per fil dos poços do Cam po de Nam orad o a

partir de DT...................................................................................................................... 87

5.2. Curva de eφ no int erva lo de r eservat ório dos poços do Campo de Nam orado............... 90

i . Cur va de eφ no inter valo de reser vatório dos poços do Cam po de Nam ora do a

pa rt ir de RHOB/NPHI ..................................................................................................... 90i i. Curva de eφ no int erva lo de r eservat ório dos poços do Cam po de Nam ora do a

partir de DT...................................................................................................................... 93

5.3. Compa ra ção dos va lores de eφ no int erva lo de reser vatório a par tir de RHOB/NPH I

e DT..................................................................................................................................... 95

5.3.1. Compa ra ção das cur vas de eφ a partir de RHOB/NPHI e DT.............................. 95

5.3.2. Comp ar ação dos valor es de eφ a par t i r de RHOB/NPH I e DT at ra vés da

aná lise da dist r ibuição de freqüência....................................................................... 113

5.3.3. Diferença percent ua l entr e os valores dee

φ a pa rt ir de RHOB/NPHI e DT....... 122

5.4. Compa ra ção dos valores de eφ no intervalo de reservatório dos Poços de Namorado

obtidos por RHOB/NPHI e DT com dados experimentais................................................ 130

5.5. Valores de eφ correspondentes à Formação Urucutuca, Bacia de Almada-BA............. 134

5.5.1. Obt ençã o das cur vas de eφ a pa r t i r de DT dos poços , pa ra a F orm ação

Urucutuca................................................................................................................ 134

5.5.2. Distr ibuição dos va lores de eφ para a Formação Urucutuca............................... 139

CAP Í TU LO 6. CONCLUSÕE S...................................................................................................... 143

REFE RÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................................... 145

AN E XO S ... . ..................................................................................................................................... 150



ix

Í N D I C E D E F I G U R AS

Figura 2.1. Representação esquemática de uma corrente de turbidez. ............................... 8Figura 2.2. Representação simplificada da formação de turbiditos numa Bacia............ ... 10Figura 2.3. Cenário esquemático dos sistemas de deposição de sedimentos

clásticos..................................................................................................................... 10Figura 2.4. Ciclo turbidítico siliciclástico ideal........................................................................ 12Figura 2.5. Reservas turbidíticas distribuídas em 54 bacias.................................................. 13Figura 2.6. Descoberta de turbiditos desde 1970..................................................................... 14Figura 2.7. Espaço intersticial numa rocha clástica................................................................. 17Figura 2.8. Representação do contato óleo (o)/água (w) e da água retida nos capilares

estreitos de uma rocha............................................................................................ 24Figura 2.9. Permeabilidade Relativa em função da Saturação de um sistema de

produção num reservatório contendo óleo e água............................................. 27Figura 2.10. Esquema geral de uma operação de perfilagem terrestre. O caminhão

contém o guincho e o cabo (draw works), além do equipamento de

registro....................................................................................................................... 29Figura 2.11. Exemplo de perfis geofísicos em poço aberto. Curva de Raios Gama ePotencial Espontâneo (track 1); Densidade, Sônico e PorosidadeNeutrônica (track 2) e Resistividade (track3).............................................................................................................................. 30

Figura 2.12. Diagrama esquemático de invasão de poço aberto........................................... 34Figura 3.1. Distribuição das bacias sedimentares brasileiras................................................. 48Figura 3.2. Bacias do tipo rifte* e da margem continental...................................................... 49Figura 3.3. Mapa de localização da Bacia de Campos............................................................ 50Figura 3.4. Seção geológicaca da Bacia de Campos....................................................................... 51Figura 3.5. Coluna estratigráfica da Bacia de Campos........................................................... 52Figura 3.6. Localização do Campo de Namorado................................................................... 54Figura 3.7. Coluna estratigráfica da Bacia de Campos destacando-se a posição dos

turbiditos “Arenito Namorado”............................................................................ 55Figura 3.8. Seção geológica do Campo de Namorado, ao lado o Campo de Cherne......... 55Figura 3.9. Localização da Bacia de Almada e do Canyon Submarino de Almada (*),

este último apresenta-se preenchido por sedimentos da Fm.Urucutuca................................................................................................................. 56

Figura 3.10. Seção geológica da Bacia de Almada................................................................... 57Figura 3.11. Carta estratigráfica da Bacia de Almada............................................................. 58

Figura 3.12. Composição do Mapa Geológico da porção emersa da Bacia de Almada ea seção geológica no sul da bacia deAlmada................................................................................................................... 60

Figura 3.13. Localização dos dois poços perfurados pela PETROBRAS na Bacia deAlmada................................................................................................................... 63

Figura 4.1. Mapa de localização dos poços no Campo de Namorado................................. 65Figura 4.2. Mapa de localização dos poços da Bacia de Almada.......................................... 67Figura 4.3. Fluxograma adaptado do aplicativo PetroWorks, para avaliação

petrofísica............................................................................................................... 69Figura 4.4. Relação Power Law x GR Linear..................................................................…….. 76

Figura 4.5. Volume de argila a partir do crossplot N φ / Dφ ................................................. 77

Figura 5.1. Curva de eφ do perfil do poço 3NA_0001A (RHOB/NPHI)............................ 86

Figura 5.2. Curva de eφ do perfil do poço 3NA_0002 (RHOB/NPHI)............................... 86



x



Figura 5.5. Curva de eφ do perfil do poço 7NA_0011A (RHOB/NPHI)............................ 88

Figura 5.6. Curva de eφ do perfil do poço 3NA_0001A (DT)............................................... 88Figura 5.7. Curva de eφ do perfil do poço 3NA_0002 (DT).................................................. 89

Figura 5.8. Curva de eφ do perfil do poço 3NA_0004 (DT).................................................. 89

Figura 5.9. Curva de eφ do perfil do poço 7NA_0007 (DT).................................................. 90

Figura 5.10. Curva de eφ do perfil do poço 7NA_0011A (DT)............................................. 90

Figura 5.11. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 3NA_0001A(RHOB/NPHI)................................ ..... ..... ..... ..................................................... 91

Figura 5.12. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 3NA_0002

(RHOB/NPHI).................................................................................................... 92Figura 5.13. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 3NA_0004(RHOB/NPHI).................................................................................................... 92

Figura 5.14. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 7NA_0007(RHOB/NPHI).................................................................................................... 93

Figura 5.15. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 7NA_0011A(RHOB/NPHI).................................................................................................... 93

Figura 5.16. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 3NA_0001A (DT)........... 94

Figura 5.17. Curva dee

φ do intervalo de reservatório do poço 3NA_0002 (DT)..............94

Figura 5.18. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 3NA_0004 (DT).............. 95

Figura 5.19. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 7NA_0007 (DT).............. 95

Figura 5.20. Curva de eφ do intervalo de reservatório do poço 7NA_0011A (DT)........... 96

Figura 5.21. Comparação das curvas de eφ do intervalo de reservatório do poço3NA_0001A............................................................................................................ 97

Figura 5.22. Comparação das curvas de t φ do intervalo de reservatório do poço

3NA_0001A..... ....... ....... ......................................................................................... 98Figura 5.23. Comparação das curvas de shV do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT,

para o poço 3NA_0001A....... ........ .... ........ ........ .... ........ ....................................... 99

Figura 5.24. Diferença pontual entre os valores de eφ obtidos de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório, para o poço 3NA_0001A................................... 100

Figura 5.25. Comparação das curvas de eφ do intervalo de reservatório do poço3NA_0002............................................................................................................... 100

Figura 5.26. Comparação das curvas de t φ do intervalo de reservatório do poço3NA_0002............................................................................................................... 101

Figura 5.27. Seção dos perfis de DT, GR, ILD, NPHI e RHOB, do intervalo dereservatório do poço 3NA_0002.......................................................................... 102



xi

Figura 5.28. Comparação das curvas de shV do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT,para o poço 3NA_0002....... ........ ........ ........ ........................................................... 104

Figura 5.29. Diferença pontual entre os valores de eφ obtidos de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório, para o poço 3NA_0002...................................... 104

Figura 5.30. Comparação das curvas de eφ do intervalo de reservatório do poço3NA_0004............................................................................................................... 105

Figura 5.31. Comparação das curvas de t φ do intervalo de reservatório do poço3NA_0004............................................................................................................... 106

Figura 5.32. Comparação das curvas de shV , de RHOB/NPHI e DT, para o poço3NA_0004............................................................................................................... 107


Figura 5.34. Comparação das curvas de eφ do intervalo de reservatório do poço

7NA_0007...... .... ....... .... .... .... .... .... .... ....... .... .... .... ................................................... 108Figura 5.35. Comparação das curvas de t φ do intervalo de reservatório do poço

7NA_0007............................................................................................................... 109Figura 5.36. Comparação das curvas de shV do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT,

para o intervalo do reservatório do poço 7NA_0007....................................... 110


Figura 5.38. Comparação das curvas de eφ do intervalo de reservatório do poço7NA_0011A............................................................................................................ 112

Figura 5.39. Comparação das curvas de t φ do intervalo de reservatório do poço7NA_0011A..... ....... ....... ....... .................................................................................. 113

Figura 5.40. Comparação das curvas de shV do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT,para o intervalo do reservatório do poço 7NA_0011A.................................... 113

Figura 5.41. Diferença pontual entre os valores de eφ obtidos de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório, para o poço 7NA_0011A................................... 114

Figura 5.42. Histograma de freqüências dos valores de eφ a partir de RHOB/NPHI eDT para o poço 3NA_0001A................................................................................ 115

Figura 5.43. Comparação da distribuição de eφ , obtida a partir de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório do poço 3NA_0001A........................................... 116

Figura 5.44. Histograma de freqüências dos valores de eφ a partir de RHOB/NPHI eDT para o poço 3NA_0002....... ........................................................................... 117

Figura 5.45. Comparação da distribuição de eφ , obtida a partir de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório do poço 3NA_0002............................................. 118

Figura 5.46. Histograma de freqüências dos valores de eφ a partir de RHOB/NPHI eDT para o poço 3NA_0004................................................................................... 119

Figura 5.47. Comparação da distribuição de eφ , obtida a partir de RHOB/NPHI e DT,

no intervalo do reservatório do poço 3NA_0004............................................. 120Figura 5.48. Histograma de freqüências dos valores de eφ a partir de RHOB/NPHI eDT para o poço 7NA_0007................................................................................... 120



xii

Figura 5.49. Comparação da distribuição de eφ , obtida a partir de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório do poço 7NA_0007............................................. 121

Figura 5.50. Histograma de freqüências dos valores de eφ a partir de RHOB/NPHI eDT para o poço 7NA_0011A................................................................................ 122

Figura 5.51. Comparação da distribuição de eφ , obtida a partir de RHOB/NPHI e DT,no intervalo do reservatório do 7NA_0011A.................................................... 123

Figura 5.52. Diferença percentual pontual entre os valores de eφ no intervalo doreservatório para o poço 3NA_0001A................................................................ 125

Figura 5.53. Diferença percentual pontual entre os valores de eφ no intervalo do

reservatório para o poço 3NA_0002................................................................... 126

Figura 5.54. Diferença percentual pontual entre os valores de eφ no intervalo doreservatório para o poço 3NA_0004................................................................... 127

Figura 5.55. Diferença percentual pontual entre os valores de eφ no intervalo do

reservatório para o poço 7NA_0007......................... .......................................... 128Figura 5.56. Diferença percentual pontual entre os valores de eφ no intervalo do

reservatório para o poço 7NA_0011A................................................................ 129

Figura 5.57. Diferença percentual dos valores de eφ do Projeto DT com relação aos

valores de eφ do Projeto RHOB/NPHI............................................................ 130

Figura 5.58. Comparação entre os valores pontuais de porosidade total ( t φ ) obtidos daANP, do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT, para o Poço 3NA_0001A. 132

Figura 5.59. Comparação dos valores pontuais de porosidade total ( t φ ) obtidos da

ANP, do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT, para o Poço 3NA_0002.... 132Figura 5.60. Comparação dos valores pontuais de porosidade total ( t φ ) obtidos da

ANP, do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT, para o Poço 3NA_0004.... 133

Figura 5.61. Comparação dos valores pontuais de porosidade total ( t φ ) obtidos daANP, do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT, para o Poço 7NA_0007.... 133

Figura 5.62. Comparação dos valores pontuais de porosidade total ( t φ ) obtidos daANP, do Projeto RHOB/NPHI e do Projeto DT, para o Poço 7NA_0011A. 134

Figura 5.63. Curva de eφ no intervalo da Formação Urucutuca para o poço1BAS36_BA............................................................................................................ 135

Figura 5.64. Curva de t φ no intervalo da Formação Urucutuca para o poço1BAS36_BA............................................................................................................ 136

Figura 5.65. Curva de distribuição dos valores de t φ no intervalo da FormaçãoUrucutuca para o poço 1BAS36_BA................................................................ 137

Figura 5.66. Curva de shV no intervalo da Formação Urucutuca para o poço1BAS36_BA.......................................................................................................... 137

Figura 5.67. Curva de eφ no intervalo da Formação Urucutuca para o poço1SSA01_BA...... .... .... .... ....... .... .... ......................................................................... 138

Figura 5.68. Curva de t φ no intervalo da Formação Urucutuca para o poço1SSA01_BA............................................... ........................................................... 139



xiii

Figura 5.69. Curva de distribuição dos valores de t φ no intervalo da FormaçãoUrucutuca para o poço 1SSA01_BA................................................................ 139

Figura 5.70. Curva de shV no intervalo da Formação Urucutuca para o poço1SSA01_BA..........................................................................................................

140

Figura 5.71. Distribuição de eφ para o poço 1BAS36_BA...................................................... 140Figura 5.72. Distribuição de eφ para o poço 1SSA01_BA...................................................... 141



xiv

Í N D I C E D E T AB E L A S

Tabela 2.1. Tipos básicos de fluxos gravitacionais.......................................................... 6

Tabela 3.1. Associação de fácies de canal da Formação Urucutuca.............................. 61

Tabela 3.2. Associação de fácies intercanal da Formação Urucutuca........................... 62

Tabela 4.1. Descrição geral dos poços de Namorado estudados.................................. 65

Tabela 4.2. Descrição geral dos poços de Almada empregados no projeto................. 66

Tabela 4.3. Parâmetros de correção ambiental................................................................ 71

Tabela 4.4. Intervalo do reservatório dos poços do Campo de Namorado................. 80

Tabela 4.5. Valores de t φ nas respectivas profundidades para cada poço do

Campo de Namorado, segundo a ANP........................................................ 83Tabela 4.6. Intervalo correspondente à Fm. Urucutuca e ao arenito, na formação.... 84

Tabela 5.1. Distribuição das freqüências de eφ a partir de RHOB/NPHI e DTpara o poço 3NA_0001A................................................................................. 115

Tabela 5.2. Distribuição das freqüências de eφ a partir de RHOB/NPHI e DTpara o poço 3NA_0002............ ........ ................................................................ 117

Tabela 5.3. Distribuição das freqüências de eφ a partir de RHOB/NPHI e DTpara o poço 3NA_0004.................................................................................... 119

Tabela 5.4. Distribuição das freqüências de eφ a partir de RHOB/NPHI e DTpara o poço 7NA_0007.................................................................................... 121

Tabela 5.5. Distribuição das freqüências dee

φ a partir de RHOB/NPHI e DTpara o poço 7NA_0011A................................................................................. 122

Tabela 5.6. Freqüência de distribuição e diferença percentual entre os valores de

eφ , no intervalo do reservatório, para todos os poços............................... 124

Tabela 5.7. Distribuição das freqüências e percentagens de eφ para o poço1BAS36_BA...... .... .... .... .................. ................................................................... 141

Tabela 5.8. Distribuição das freqüências e percentagens de eφ para o poço1SSA01_BA........................................................................................................ 142



xv

R e s u m o

Em alguns poços de petróleo, os perfis geofísicos comumente empregados nas avaliações das

formações correspondiam ao conjunto dos perfis sônico, raios gama e resistividade (Projeto

DT). Na atualidade, os métodos modernos de estudo de reservatório implicam,

preferencialmente, na análise desses perfis em conjunto com os perfis de densidade e

porosidade neutrônica (Projeto RHOB/NPHI). Empregando-se esses projetos, calculou-se e

verificou-se a variação da porosidade efetiva – eφ e da porosidade total - t φ , as quais se

constituem em importantes parâmetros de um reservatório, caracterizando o volume de

fluido na rocha. Nesse contexto, foram utilizados perfis de poço do Campo Escola de

Namorado na Bacia de Campos/RJ, que possui o conjunto dos cinco perfis de poço, nointuito de se avaliar a metodologia que emprega um conjunto reduzido de perfis (Projeto

DT). Posteriormente, a técnica foi aplicada a dados da Formação Urucutuca na Bacia de

Almada/BA, onde, pela disponibilidade dos dados, somente foi possível desenvolver o

Projeto DT. Os valores obtidos para eφ , nos reservatórios dos poços de Namorado, são da

ordem de 0,25 a 0,30 para o Projeto DT, e entre 0,30 e 0,35 para o Projeto RHOB/NPHI.

Observa-se então que a metodologia testada pode assim ser empregada na obtenção de eφ

de reservatórios, fornecendo valores em média 15% menores, ou 5% em valores de

porosidade. Para os perfis da Formação Urucutuca, os valores estimados de t φ oscilaram

entre 0,30 e 0,50 em média, apresentando um máximo de 0,65; e os de eφ , variaram entre

0,30 e 0,35 em 57% dos dados, para o poço 1BAS36_BA. E, para o poço 1SSA01_BA, t φ

variou entre 0,30 e 0,65, com um valor máximo de 0,80; e eφ , variou entre 0,15 e 0,40, em 94%

dos dados. Assim, conclui-se que é possível aplicar a abordagem proposta neste trabalho

para estimar a porosidade de reservatórios de petróleo, em casos de exploração de bacias

onde somente se possui um número limitado de perfis.



xvi

Ab st rac t

In some oil wells, the well logs commonly applied to evaluate formatios included a set of

logs such as sonic, gamma rays and resistivity logs (DT Project). Nowadays, the modern

methods of reservoir study involves an analysis of those log curves coupled with density and

neutron porosity logs (RHOB/NPHI Project). By using both projects, it was possible to

calculate and verified the variation of the effective porosity - eφ and the total porosity - t φ ,

which are important parameters to characterize the fluid volume in a rock. In this context, it

was used well logs data from Namorado School Field located in the Campos Basin/RJ. This

field, that has a set of five log curves, was used to validate the methodology of the DT

Project. Later, this methodology was applied to the available data from Urucutuca Formationin Almada Basin/BA. These available data allowed to develop only the DT Project. The

values obtained for eφ in the wells from Namorado reservoir, were around 0.20-0.30 for the

DT Project and, between 0.30 and 0.35 for the RHOB/NPHI Project. So, it was observed that

the applied methodology could be used to get the reservoir effective porosity which values

were, in average, 15% smaller. For the Urucutuca Formation log curves, the estimated values

for t φ for 1BAS36_BA well varied between 0.30 and 0.50 in a mean, reaching a maximum

value of 0.65, and eφ values varied 0.30 and 0.35 in 57% of the data. For 1SSA01_BA well,

t φ varied between 0.30 and 0.65, reaching a maximum value of 0.80, and eφ varied between

0.15 and 0.40 in 94% of the data. Therefore, it is possible to infer that the approach used in the

present study can be applied to estimate the petroleum reservoirs porosity, in situations

where it is availabe only a few number of logs, for the basin exploration studies.



622.15R114e Rabelo, Shirley Katyanne Lemos.

2004 Estimativa da porosidade de formações geológicas dasBacias de Campos/RJ (campo de Namorado) e Almada/BAa partir de perfis geofísicos de poço / Shirley KatyanneLemos Rabelo . --- Macaé: Universidade Estadual do NorteFluminense Darcy Ribeiro / Laboratório de Engenharia eExploração de Petróleo, 2004.

xv, 159p. + anexos : il.BibliografiaTese de mestrado em Engenharia de Reservatório e de

Exploração de Petróleo.

1. Engenharia de exploração – tese. 2.Perfis geofísicosde poço – tese. 3. Bacia de Campos/RJ – tese. 4. Campode Namorado – tese. 5. Bacia de Almada/BA – tese. 6.Estimativa da porosidade efetiva – tese. 7. Estimativa daporosidade absoluta – tese. I.Título.



1

C A P Í T U L O 1 . I N T R O D U Ç Ã O

Já pertence a um passado, relativamente distante, a época em que a prospecção petrolífera

alcançava elevados índices de sucesso a baixos custos, pela existência de áreas (por exemplo,

o Oriente Médio) nas quais poderia ser facilmente deduzida a geologia mais favorável à

ocorrência de petróleo. Em outras palavras, essas áreas exibiam de forma direta, na

superfície, condições geológicas de fácil mapeamento e, portanto, indícios suficientes para

indicar a localização das jazidas, ou reservatórios, de hidrocarboneto.

Atualmente, a extração de hidrocarbonetos, em profundidades cada vez maiores, exige

maior capacidade de determinação dos parâmetros primários de um reservatório, tais como

porosidade, saturação de água e permeabilidade, e, por conseguinte, o desenvolvimento

contínuo de novas tecnologias tanto de exploração e produção quanto de recuperação.

A análise de dados geofísicos de poço (perfis) constitui etapa importante na avaliação

precisa dos parâmetros petrofísicos, e contribui no processo de definição de estratégias de

produção ou recuperação.

O conjunto básico de perfis corresponde às curvas de Sônico, Raios Gama, Resistividade,Porosidade Neutrônica e Densidade (DT, GR, ILD, NPHI e RHOB). Portanto, atualmente, os

métodos modernos de estudo de reservatório implicam, preferencialmente, na análise

conjunta dessas cinco curvas. Essas análises são realizadas utilizando-se programas

comerciais, a exemplo do PetroWorks Pro/LANDMARK®. Entretanto, alguns poços - como

os da Bacia de Almada, localizada ao sul do estado da Bahia - apresentam um conjunto

reduzido de curvas de perfis, o qual corresponde às curvas de sônico, raios gama e

resistividade.

Dentre os parâmetros mais importantes de um reservatório, o que representa a capacidade

direta de armazenamento do fluido é a porosidade total, e, o que caracteriza,

simultaneamente, a presença e o volume do fluido numa fase contínua na rocha, é a

porosidade efetiva. E dentre os perfis de poço, os diretamente responsáveis pelo cálculo

deste parâmetro são Sônico, e, o método atual, que corresponde à combinação dos perfis de

Porosidade Neutrônica e Densidade.



2

Neste trabalho, pretende-se viabilizar o método alternativo de obtenção da porosidade

efetiva a partir dos dados de perfil Sônico (Projeto DT), comparando-o com os valores de

porosidade efetiva obtidos a partir dos dados de Porosidade Neutrônica e Densidade

(Projeto RHOB/NPHI), utilizando o aplicativo PetroWorks Pro, que é uma ferramenta

computacional poderosa para análise de dados de perfis geofísicos, e que, comumente,

utiliza dados do tipo Projeto RHOB/NPHI.

Para esta avaliação utilizar-se-ão dados públicos de poços localizados no Campo de

Namorado na Bacia de Campos/RJ. Também, pretende-se obter a porosidade efetiva,

utilizando o método alternativo aqui discutido, da Formação Urucutuca localizada na Bacia

de Almada/BA. Escolheu-se esta Formação por constituir um excelente laboratório de campo

para o estudo de reservatórios turbidíticos, em específico, daqueles que integram complexos

de canais, e também, pela disponibilidade de dados. Isto contribui, assim, para aumentar o

conhecimento sobre essa Formação, já que os turbiditos são os principais reservatórios nas

bacias brasileiras.

1 .1 . Obje t ivos Ger ais

Verificar a confiabilidade do uso das curvas de sônico, raios gama e resistividade naavaliação petrofísica de formações geológicas, utilizando, para isso, dados públicos de poços

do Campo de Namorado (Bacia de Campos – RJ), procurando, assim, viabilizar a utilização

deste procedimento em reprocessamento de dados de poço, e atividades exploratórias de

custo reduzido. E, confirmada a confiabilidade deste método, contribuir para avaliação

petrofísica de poços da Bacia de Almada (BA).

1.2 . Objet ivos E spe cíficos

Comparar os valores de porosidade efetiva ( eφ ), obtidos por análise computacional, no

intervalo do reservatório, de cinco poços do Campo de Namorado, quando obtidos através

da análise de dados dos perfis de densidade (RHOB) e porosidade neutrônica (NPHI) – ou

Projeto RHOB/NPHI, e quando obtidos pela análise de dados do perfil sônico (DT) – ou

Projeto DT; digitalizar e obter os dados que representam os perfis de dois poços da Bacia de



3

Almada; e, obter os valores de porosidade efetiva ( eφ ) da Formação Urucutuca a partir de

dois poços da Bacia de Almada, através da análise do perfil sônico – Projeto DT.

1 .3 . Rote i ro de Tes e

Esta dissertação é composta, no Capítulo 1, da Introdução, que corresponde ao histórico

desse trabalho, objetivos e justificativa. No Capítulo 2, foi realizada uma revisão dos

conceitos e parâmetros empregados neste trabalho, os quais englobam os processos de

sedimentação, o processo de formação dos turbiditos, e sua importância como reservatórios

de petróleo. Na continuação, segue a descrição dos principais parâmetros petrofísicos

referentes a um reservatório, que são porosidade, permeabilidade e saturação de água. E,finalmente, a descrição das técnicas de perfilagem, e dos tipos de perfis empregados neste

trabalho, os quais são: raios gama, sônico, resistividade, densidade e porosidade neutrônica.

A descrição das áreas estudadas, que correspondem ao Campo de Namorado, localizado na

Bacia de Campos/RJ, e da Bacia de Almada/BA, constitui o Capítulo 3. O Capítulo 4

corresponde à descrição da metodologia e das etapas utilizadas nesta dissertação, as quais

são baseadas no fluxograma geral do aplicativo PetroWorks Pro. Os resultados obtidos, e sua

discussão são mostrados no Capítulo 5. E, finalmente, no Capítulo 6, são relatadas as

conclusões deste trabalho.



4

CA P Í T UL O 2 . REVISÃO BIBL IOGRÁFICA

Esta seção se dedica a revisar alguns conceitos e fundamentos teóricos utilizados nesta

dissertação, no intuito de facilitar o entendimento dos temas aqui abordados.

2.1. Processos Deposicionais Contínuos

Os processos contínuos se constituem nos principais processos de erosão, transporte e

sedimentação em fundo oceânico ou lacustre. Ao todo, são 15 processos conceituais baseados

no comportamento mecânico do fluxo, no mecanismo de transporte e no sistema de

sustentação dos sedimentos, e estão divididos em três classes: fluxos gravitacionais

(ressedimentação), correntes de fundo e correntes de superfície com decantação pelágica.Cada processo é parte de um comportamento mecânico contínuo – elástico, plástico a fluido

viscoso (Hein et al., 1979).

Das três classes de processos deposicionais citadas acima, somente os fluxos gravitacionais

serão descritos pela sua relevância com relação a este trabalho.

2.1.1. Fluxos Gravitacionais

A ocorrência de depósitos modernos de material sedimentar médio a grosseiro, além de seus

limites distais despertou, e continua despertando, muita especulação sobre os possíveis

mecanismos que os levaram, através do talude, até aqueles sítios no decorrer do Quaternário

(Mendes, 1984). Na década de 50, quando foi proposta a corrente de turbidez como meio de

transporte e suporte de sedimentos para geração desses depósitos, pensava-se que ela era o

único fluxo responsável pela geração destes.

Uma subdivisão de fluxos com base nos diversos mecanismos de suporte de grãos foi feita

por Middleton & Hampton (1973). Esses processos de transporte de sedimentos por

influência da gravidade são denominados fluxos gravitacionais de sedimentos e são

caracterizados pela reologia, que corresponde ao comportamento físico dos materiais, e pelos

mecanismos de sustentação dos grãos que atuam durante o transporte. Definem-se, então,

fluxos gravitacionais de sedimentos como misturas de partículas e água, que se movem sob a

ação da gravidade independente de serem subaéreos ou sub-aquosos. A gravidade atua,



5

sobre as partículas sólidas da mistura, induzindo-as ao fluxo quando presente em superfícies

inclinadas. A mistura mantém-se em movimento enquanto o componente gravitacional

exceder a resistência por fricção do fluxo e enquanto persistir a ação dos mecanismos de

sustentação que inibem a precipitação dos grãos (Hiscott, 1994).

Segundo Lowe (1979), retomando a idéia inicial de Middleton & Hampton (1973), podem ser

definidos como cinco os tipos fundamentais de fluxos:

j Corrente de turbidez, onde as partículas são suportadas pela turbulência do fluxo;

k Fluxo fluidizado, onde as partículas são totalmente sustentadas pelo movimento

ascendente da água da mistura;

l Fluxo liquefeito, onde as partículas são parcialmente sustentadas pelo movimento

ascendente da água da mistura;

m Fluxo de grãos, onde as partículas são sustentadas pela pressão dispersiva, e;

n Fluxo coesivo de detritos, onde as partículas são suportadas pela força e densidade da

matriz.

A Tabela 2.1 mostra de maneira consolidada os tipos básicos de fluxo e sua relação com

comportamento e mecanismo de suporte.

As fácies sedimentares que progressivamente se depositam durante os diferentes estágios de

desenvolvimento dos fluxos gravitacionais dependem, fundamentalmente, da granulometria

do fluxo. E torna-se evidente que, como conseqüência, o espectro de fáceis sedimentares

resultante corresponde à própria imagem das características texturais da massa original, isto

é, a ausência de determinada fração granulométrica no fluxo original acarreta a ausência da

fácies correspondente (Carminatti, 1994).

Segundo Mutti (1992), embora conceitualmente importantes, os fluxos granulares, liquefeitos

e fluidizados não são aparentemente eficazes no transporte de quantidades significativas de

sedimentos através de grandes distâncias. Assim, dentre esses fluxos, os únicos tipos capazes

de transportar uma grande carga sedimentar por distâncias significativas, em meio sub-

aquoso e com declives relativamente suaves (<10°), são os fluxos de detritos e as correntes de

turbidez (Pickering et al., 1989).



6

Tabel a 2.1. Tipos básicos de fluxos gravitacionais (Stow & Mayall, 1999).

COMPORTAMENTO

DO FLUXO TIPO DE FLUXO

MECANISMO DE

SUPORTE DE FLUXO

CORRENTE

DE

TURBIDEZ

FLUXO

FLUIDIZADO

TURBULÊNCIA

DE FLUIDO

FLUIDO DE POROEM ESCAPAMENTO

SUPORTE COMPLETO

FLUIDOFLUXO

FLUIDAL

FLUXO

LIQUEFEITO

FLUIDO DE PORO

EM ESCAPAMENTO

SUPORTE PARCIAL

PLÁSTICO

FLUXO

DE

DETRITOS

FLUXO

GRANULAR

FLUXO DE

LAMA OU

FLUXO DE

DETRITOS

COESO

PRESSÃO

DISPERSIVA

FORÇA DA MATRIZ

DENSIDADE DA MATRIZ

Em declives íngremes, alguns fluxos liquefeitos podem tender a acelerar rapidamente e

formar correntes de turbidez (Middleton & Southard, 1984).

Além disso, a força, a densidade e a turbulência da matriz podem sustentar os grãos em

movimento por centenas de kilômetros, permitindo o deslocamento de sedimentos deambientes deposicionais costeiros até o ambiente marinho profundo (Carminatti, 1994).



7

As correntes de turbidez referem-se a correntes de densidade de ocorrência imprevista,

formadas apenas em situações de material em suspensão, geradas por terremotos ou outros

tipos de choque, como deslizamentos devido à inclinação excessiva do substrato (Mendes,

1984).

No contexto deste trabalho, serão considerados apenas os conceitos referentes aos turbiditos

– definidos como depósitos provenientes de correntes de turbidez – os quais constituem os

mais importantes reservatórios de petróleo no Brasil e cuja avaliação se constitui um dos

objetivos deste projeto.

2.1.2. Correntes de Turbidez

O conceito de correntes de turbidez foi introduzido na literatura em 1950, por Kuenen &

Migliorini, a partir de evidências de correntes de densidade em lagos, observações de

canyons submarinos, estudos de geologia e paleontologia e estudos experimentais. O início

do processo de uma corrente de turbidez no oceâno nunca foi observado, entretanto,

mecanismos para a geração de fluidos podem ser deduzidos, além de estudos sobre volume

e distância de fluxo, a partir de três diferentes acontecimentos (Walker, 1992):

1) A quebra, em seqüência, de cabos submarinos localizados bem distantes do epicentro de

um terremoto, nos Grand Banks, Newfoundland, em 1929. Aparentemente, os cabos foram

rompidos por uma corrente de turbidez formada a partir de fluxo liquefeito (Piper et al.,

1988);

2) A destruição de cabos telegráficos no estuário do Rio Congo, no Zaire, entre 1893 e 1937

(Heezen et al., 1964) e;3) A deposição de aproximadamente 3x108 m3 de areia e a quebra de cabos telegráficos

localizados a 28 km do delta do Rio Magdalena, Colômbia. Entre 1932 e 1955, cerca de 15

cabos foram destruídos por correntes de turbidez do Magdalena (Heezen, 1956).

Uma corrente de turbidez, de um modo geral, contém sedimentos de tamanhos variados

(areia, silte e argila), sendo envolvida por um grande corpo aquoso que se desloca dentro

d’água em função da gravidade, escoando declives abaixo e dispersando-se no fundo de

mares e lagos (Azambuja, 2000).



8

Os “canyons” submarinos, que se encaixam no talude, constituem a principal via de

transporte dos sedimentos levados pelas correntes de turbidez da plataforma até o sopé

continental ou as planícies abissais. As paredes desses canyons são íngremes e expõem a

rocha adjacente (Mendes, 1984).

Essas correntes costumam ser classificadas em função do seu grau de densidade, em

correntes de baixa e alta densidade, e com base na sua duração em espasmódicas e contínuas.

A diferença entre as correntes de turbidez de baixa e alta densidade é que as primeiras não

têm energia suficiente para transportar grãos tamanho areia grosseira em suspensão

(Mendes, 1984).

Uma corrente turbidítica compõe-se, no sentido longitudinal, de três partes: cabeça (parte

frontal), corpo e cauda (Figura 2.1).

Durante o deslocamento dessa nuvem, as partículas maiores e mais densas vão sendo

depositadas no fundo, e as menores, permanecem em movimento turbilhonar até que toda a

fração grosseira (cascalho e areia) seja depositada e, finalmente, ocorra a decantação da

fração mais fina (silte e argila). Na subdivisão anatômica de uma corrente de turbidez, a

cabeça é geralmente mais espessa que o restante, e apresenta uma forma característica e umcomportamento hidráulico particular. Atrás da cabeça, está o corpo, onde o fluxo é quase

Figura 2.1. Representação esquemática de uma corrente de turbidez.

(Azambuja, 2000).



9

uniforme em espessura. E na parte terminal, aparece a calda, onde a espessura diminui

bruscamente e se torna mais diluída (Suguio, 1973; Azambuja, 2000).

O padrão da forma de circulação de uma corrente de turbidez produz importantes

conseqüências, como:

± a cabeça constitui uma região de erosão, mesmo que esteja ocorrendo

simultaneamente deposição de materiais provenientes de corpo;

± deve haver suprimento contínuo de fluido mais denso (mistura de sedimento e água)

até a cabeça para compensar o material perdido;

± em geral, a cabeça se desloca mais lentamente que o corpo, e nas partes mais

íngremes dos canais, a espessura da cabeça será no mínimo duas vezes superior à do

corpo.

As correntes de turbidez transportam sedimentos, efetuam erosão e retrabalhamento, e

depositam. Assim, uma corrente seguinte pode sedimentar outra camada gradativa (Mendes,

1984).

As correntes turbidíticas afetam a sedimentação de várias maneiras, cujas mais importantes

são:± podem transportar uma enorme carga de partículas sólidas de forma simultânea;

± podem carregar elementos de tamanhos muito grandes, muitas vezes maiores do que

correntes normais da mesma velocidade;

± apresentam considerável constância lateral;

± podem dispersar os sedimentos sobre grandes extensões.

2.1.3. Turbiditos

Ao longo do tempo geológico, rebaixamentos do nível do mar devido à ocorrência de

glaciações, fizeram com que os rios, que hoje depositam seus sedimentos próximos às

encostas de áreas elevadas, avançassem plataforma continental adentro e depositassem sua

carga sedimentar próximo à quebra do talude continental. Devido à instabilidade desses

depósitos eles sofreram freqüentes escorregamentos gerando avalanches talude abaixo e

depositando areia no sopé do talude (Figuras 2.2 e 2.3).



10

Então, dessa maneira, se formaram esses depósitos denominados turbiditos. O nome

turbidito foi proposto, pela primeira vez, por Kuenen (1957).

Figura 2.2. Representação simplificada da formação de turbiditosnuma Bacia. (fonte: www.cgxresources.com)

Figura 2.3. Cenário esquemático dos sistemas de deposição de sedimentosclásticos (Azambuja, 2000).



11

Na base do talude estão representados os chamados leques submarinos ou turbiditos. A

designação de “leques” decorre de sua geometria lobada devido ao espraiamento das

correntes de turbidez ao saírem dos canyons do talude para uma região não confinada.

(Azambuja, 2000).

Historicamente, após a introdução do conceito de corrente de turbidez, a ausência de um

modelo de fácies de turbiditos encetou um estudo contínuo durante os anos 50 que

representou, como se segue, um pequeno, mas consistente grupo de características a serem

associadas com as camadas turbidíticas. O resultado desse trabalho foi denominado

“turbiditos clássicos”. Essa associação de fácies é caracterizada pela presença de arenitos e

folhelhos uniformemente acamados em dezenas e centenas de metros de seção, sem a

evidência de erosão do fundo do mar, numa escala inferior a dezenas de centímetros, e pelo

fato de quase todos os arenitos poderem ser descritos utilizando-se a Seqüência de Bouma

(Walker, 1992).

A aceitação universal dos depósitos de correntes de turbidez só se deu após o trabalho de

Arnold Bouma, no Grès de Annot, nos Alpes Marítimos Franceses em 1962. Nesse local foi

observado que os turbiditos ocorriam sob forma de camadas que continham intervalosreconhecidos, onde cada ciclo unitário, conhecido como Seqüência de Bouma abrange uma

sucessão de termo litológicos que refletem, em conjunto, a queda progressiva da velocidade

da corrente (Walker, 1992).

A Figura 2.4 mostra a seqüência ideal de um ciclo turbidítico clássico, a qual comporta cinco

termos litológicos descritos de a a e.

Pode-se então afirmar que o conceito de turbidito se firmou em função da camada

gradacional, a qual implicava na existência de um fluxo unidirecional desacelerante.

Entretanto, existem outros tipos de turbiditos que não podem ser explicados por esse modelo

simples de fluxo, como por exemplo: arenitos maciços, arenitos com fácies desordenadas,

camadas com seqüências verticais desordenadas, quebras abruptas de tamanho de grão,

dentre outros (Kneller, 1995).



12

Kuenen (1957) descreve esses tipos de turbiditos, de comportamento diferente do clássico,

apenas como depósitos de sedimentos gerados a partir de correntes turbidíticas. Essesdepósitos não preservam topo e base da Seqüência de Bouma e variam em função da

granulometria e geometria.

Essa sucessão de tipos que não concordam com o modelo previamente descrito, parece

constituir a maioria das ocorrências de turbiditos, pelo menos no que se refere a

reservatórios de petróleo.

O reconhecimento de depósitos associados a uma fácies clássica representa, hoje, apenas uma

minoria em certas bacias sedimentares, como as da margem continental brasileira.

2.2.3.1 Turbiditos e a Indústria de Petróleo

De 1985 para os dias de hoje, os setores de exploração e produção da indústria de petróleo

estão numa busca acelerada pelas riquezas petrolíferas situadas em águas profundas

(lâminas d'água superiores a 600 m) e ultraprofundas (lâminas d'água superiores a 2000 m)

Figura 2.4. Ciclo turbidítico siliciclástico ideal (adaptado de Della Fávera, 2000).

Sedimento argiloso.

Material lamítico, com laminação horizontal distinta.

Sedimento arenoso fino com laminação cruzadaoriginária de marcas onduladas

e eventuais estruturas convolutas.

Material arenoso de estrutura,geralmente, laminar horizontal.

Material arenoso ou rudáceo,

com estratificação gradativa

mais ou menos desenvolvida.

a

b

c

d

e



13

dos taludes e sopés das margens continentais de determinadas regiões oceânicas (Milani et

al., 2000).

Esta corrida trouxe consigo um desenvolvimento tecnológico sem paralelo na indústria

petrolífera (hoje, com um retrospecto de atividades que alcança os 150 anos). Turbiditos não

correspondem ao único tipo de reservatório que ocorrem nessas fronteiras de águas

profundas, mas são os principais nesses plays (Figura 2.5). Essa afirmação foi reforçada por

perfurações realizadas no Brasil, Golfo do México e Oeste da África (Pettingill, 1998; Milani

et al., 2000).

Em 75 anos (1864-1969), aproximadamente 14 BBOE (bilhões de barris de óleo) foram

produzidos em reservas turbidíticas gigantes, enquanto que em 28 anos (1970-1998), 34

BBOE foram somados, em 30 reservatórios gigantes, demonstrando uma recente elevação da

importância de turbiditos como reservatórios de hidrocarbonetos. Isso pode ser observado

na Figura 2.6, que mostra as descobertas gigantescas de turbiditos, comparadas ao declínio

das descobertas globais, desde 1970 (Pettingill, 1998).

Figura 2.5. Reservas turbidíticas distribuídas em 54 bacias.(fonte: www.cgx.resources.com)



14

Um banco de dados mundial reuniu informações publicadas sobre 925 campos e descobertas

com reservatórios clásticos (turbiditos) em águas profundas, e foi empregado para investigar

as tendências de exploração e produção (Pettingill, 1998).

Motivados pelos baixos custos de descoberta destes grandes volumes de petróleo em offshore

profundo e pela grande produtividade dos reservatórios turbidíticos (na casa de dezenas de

milhares de barris por dia), a indústria petrolífera, liderada pela PETROBRAS, se lançou de

maneira maciça na prospecção de petróleo nas águas profundas. Cerca de 12 bilhões de

barris de reservas foram encontradas pela PETROBRAS na Bacia de Campos. Esta bacia foi o

laboratório mundial do desenvolvimento tecnológico que permitiu a entrada em produção

de campos situados em lâminas d'água desde 400 m, como no Campo de Marimbá, até 2.000

m, como no Campo de Marlim Leste (Milani et al., 2000).

Figura 2.6. Descoberta de turbiditos desde 1970.



15

A Bacia de Campos apresenta reservatórios turbidíticos tanto na fase rift (Albiano –

Turoniano) quanto na fase drift (Santoniano – Mioceno) de desenvolvimento da Bacia. A

primeira descoberta se deu em 1974, entretanto, a fase de exploração desses reservatórios

permaneceu modesta até 1984, quando foi descoberto o primeiro dos seis campos

gigantescos, Albacora, seguido de Roncador, em 1996. Desde 1983, uma média de 850

MMBOE/ano (milhões de barris de óleo por ano) foi descoberta em turbiditos (Pettingill,

1998).

O potencial para áreas extensas produtoras é o que torna a Bacia de Campos mais

interessante do que outras bacias produtoras em ambientes turbidíticos. Por exemplo, o

Campo de Marlim apresenta uma extensão de 150 km2, enquanto que o complexo Marlim

(Marlim, Marlim Sul e Marlim Leste) excede 500 km2. Outros campos gigantes variam entre

100 e 250 km2 (Pettingill, 1998).

Nas águas profundas e ultraprofundas as rochas-reservatório são predominantemente

arenitos turbidíticos, a deformação/trapeamento é do tipo compressional (relacionado a

sistemas gravitacionais interligados de deslizamento-encurtamento) ou associada à tectônicasalina. A subsidência necessária para a maturação e migração do petróleo é originada pela

sobrecarga dos espessos pacotes deltaicos sobre as rochas geradoras subjacentes (Milani et

al., 2000).

Estima-se que existam entre 1200 e 1300 campos produtores de óleo e gás no mundo (Stow

& Mayall, 1999). Com relação ao Brasil, atualmente, o petróleo in placedas bacias brasileiras

encontra-se, em cerca de 95%, em reservatórios turbidíticos (Della Fávera, 2000).

Dessa maneira é que foram geradas as condições para a formação de rochas arenosas,

reservatórios naturais de petróleo, com altos valores de porosidade e permeabilidade. Esses

reservatórios podem resultar de condições estruturais, como dobramentos e falhamentos,

condições estratigráficas, onde camadas permeáveis localizam-se dentro de camadas

impermeáveis, ou ainda combinadas (Azambuja, 2000).



16

2.2. Parâmetros Petrofísicos das Rochas

A acumulação e produção de óleo e água estão intimamente ligadas às propriedades das

rochas como reservatórios e aos seus processos de fluxo. Diante dessa premissa, torna-se, de

considerável importância científica e prática o conhecimento dos parâmetros de porosidade,

permeabilidade e saturação de água das rochas sedimentares (Bonet, 1991).

2.2.1. Porosidade A porosidade se constitui numa das mais importantes propriedades de rochas no que se

refere à indústria de petróleo, visto que ela mede diretamente a capacidade de

armazenamento de fluido de uma rocha.

Com relação às rochas reservatório, tem-se a considerar dois tipos: porosidade absoluta e

porosidade efetiva. E com relação à rocha, de uma forma geral, a porosidade é função de

duas classes de fatores: primários, que originam a porosidade primária; e secundários, que

dão origem à porosidade secundária (Chicourel, 1959).

As formas de ocorrência da porosidade podem ser divididas em:

± interconectada, quando os poros constituem uma fase contínua no meio poroso;

± estagnada, quando apresentam apenas uma ligação de conexão, e

± isolada ou não-conectada, quando não ocorre ligação com o poro vizinho.

Porosidade é uma quantidade adimensional, sendo definida como uma fração ou razão.

Pode ser expressa em percentagem (p. ex. 30%), na forma decimal (p.ex. 0,30) ou emunidades de porosidade (p. ex. 30 p.u.) (Serra, 1984).

2.2.1.1. Porosidade Total

Simbolizada por t φ , a porosidade total ou absoluta é definida como sendo a relação entre o

volume de vazios de uma rocha (poros, canais, fissuras, vugs), sejam eles interconectados ou

não, e o volume total da mesma. (Figura 2.7).



17

Na forma de equação:

onde:

→t φ porosidade total ou absoluta,

→vV volume de vazios,

→t V volume total.

A determinação da porosidade absoluta tem aplicação direta no estudo de reservatórios,

apenas para o cálculo de reservas. Isso porque, um arenito pode apresentar uma porosidade

total considerável, sem, contudo haver intercomunicação de poros, o que impossibilita a

migração do fluido presente no reservatório (Bonet, 1991; Suguio, 1973).

Figura 2.7. Espaço intersticial numa rocha clástica (Serra, 1984).

(2-1),t

vt

V

V =φ



18

2.2.1.2. Porosidade Efetiva

A porosidade efetiva ( eφ ) representa o espaço ocupado por fluidos que podem ser

deslocados através do meio poroso, visto que relaciona os espaços vazios interconectados de

uma rocha com o seu volume total. Este é o valor quantitativo da porosidade desejável notocante à engenharia de reservatório (Bonet, 1991).

A porosidade efetiva é caracterizada pela fórmula:

onde:

→eφ porosidade efetiva,

→iV volume de poros interconectados,

→t V volume total.

Rochas com materiais granulares, pobre a moderadamente cimentados, apresentam valores

aproximadamente iguais de t φ e eφ , já as rochas altamente cimentadas (p.ex.: calcários)geralmente apresentam grandes diferenças entre os valores de porosidade total e efetiva

(Bonet, 1991).

2.2.1.3. Porosidade Primária

Também chamada de porosidade original, é aquela que se desenvolveu durante a deposição

do material detrítico ou orgânico. Os fatores que controlam primordialmente a porosidadeprimária são:

± tamanho dos grãos,

± empacotamento,

± seleção,

± angularidade,

± compactação, e

± grau de cimentação.

,t

ie

V

V =φ

(2-2)



19

Em areias bem distribuídas e não compactadas, a porosidade pode chegar a 47,6%. Para areia

limpa, misturada e muito bem distribuída, pode chegar a 43%. Para areia de grão médio ou

grosso, mal distribuída, a porosidade chega a aproximadamente 25,9%. As areias de grãos

finos, entretanto, mantêm uma porosidade de aproximadamente 30% independente da

distribuição (Welex, 1984).

A porosidade intergranular de um arenito e as porosidades intercristalinas e oolíticas de

alguns calcários são exemplos de porosidade primária (Bonet, 1991).

2.2.1.4. Porosidade Secundária

Resulta como conseqüência da ação de agentes geológicos logo após o processo de formação

da rocha. Esses fatores podem contribuir para o aumento ou diminuição da porosidade.

Contribuindo para a diminuição, pode-se citar a cimentação e compactação do arenito

devido ao seu próprio peso; e para o aumento, o desenvolvimento de fraturas encontradas

em arenitos, folhelhos e calcários, e a dissolução de dolomitas pelas águas terrestres

(lixiviação), que cria cavernas. Pela sua natureza quebradiça e composição química, os

carbonatos são excelentes exemplos de porosidade secundária ou induzida (Welex, 1984).

2.1.1.5. Porosidade em Rochas Reservatório

Entende-se por rocha reservatório, a rocha permoporosa capaz de acumular uma grande

quantidade de óleo e/ou gás. A maioria dos depósitos comerciais de petróleo ocorre em

reservatórios de rochas sedimentares clásticas e não clásticas, principalmente arenitos e

calcários. Todavia, outros tipos de rocha podem apresentar valores consideráveis de

porosidade, a ponto de serem consideradas importantes como reservatórios. Geralmente,nestes casos a porosidade é intersticial, mas pode também ser devido à presença de fraturas

(Bonet, 1991).

a. Arenitos

Arenitos são as mais freqüentes rochas reservatório em todo o mundo, possuem propriedade

de porosidade e permeabilidade em extensão maior que qualquer outra rocha. Podem ser



20

espessos – chegando a várias centenas de metros de espessura – e apresentar grande

continuidade lateral. Apresentam porosidade do tipo intergranular e por fraturas.

Estudos mostram que os arenitos praticamente não sofrem nenhuma ação pós-deposição, a

não ser a cimentação, entretanto, alguns são lixiviados, de modo que seus poros podem ser

maiores que os seus maiores grãos.

O arenito é uma rocha competente e quebradiça, e está sujeito a fissuras como qualquer outra

rocha de competência comparável. Suas dimensões dependem das condições de sua

sedimentação. Os mais extensos foram depositados devido a transgressões marinhas,

todavia, a maioria se apresenta em forma lenticular (Bonet, 1991).

b. Calcários

Calcários são rochas carbonatadas, assim como dolomitos e intermediários entre os dois

tipos. A porosidade de um reservatório carbonatado é localizada tanto lateral como

verticalmente em uma camada, contudo, os poros podem ser maiores que os de arenitos,

dando à rocha uma grande permeabilidade. Embora possam apresentar porosidades

primária e secundária, devido à deposição de calcita e dolomita das soluções e à

recristalização. Esse fenômeno reduz a porosidade original das rochas carbonatadas, e asmesmas quase sempre apresentam porosidade secundária (Bonet, 1991; Welex, 1984).

c. Outras Rochas

Sabe-se que os maiores e melhores reservatórios de óleo e gás do mundo são rochas arenito e

calcário. Contudo, outros tipos de rochas também podem apresentar porosidade e

permeabilidade suficientes para se tornarem localmente importantes como reservatórios.

Normalmente nestes casos, a porosidade é intersticial e, principalmente, devida à presençade fraturas (Bonet, 1991).

São exemplos deste tipo de reservatório:

± conglomerados e brechas,

± folhelhos fraturados,

± siltes,

± arcósios, e,

± rochas ígneas e metamórficas fraturadas.



21

2.2.1.6. Métodos de Determinação

A porosidade pode ser determinada utilizando-se vários tipos de perfis geofísicos de poço

disponíveis, e em laboratório, onde a maioria dos métodos empregados para a determinação

da porosidade em rochas consolidadas é utilizada para pequenas amostras, sendo o valor da

porosidade em grandes extensões extrapolado estatisticamente.

Os três parâmetros básicos de medida de porosidade em laboratório são volume total,

volume de sólidos e volume de poros. Na medida da porosidade feita em laboratório é

necessária a determinação de dois desses três parâmetros básicos. Como exemplo, alguns

métodos de determinação de porosidade são citados a seguir (Bonet, 1991).

a. Método Direto

A medição direta em laboratório para o cálculo do volume total é utilizada quando o

testemunho tem forma geométrica definida. Esse método mede o volume total da amostra e

o volume de sólidos; o volume poroso é obtido pela diferença entre as medidas.

b. Bomba de Mercúrio

A bomba de mercúrio destina-se a medir o volume total e o volume de vazios de

testemunhos consolidados. O volume total da amostra é imerso em mercúrio, que não deverá

invadir o espaço poroso espontaneamente, e é medido o volume deslocado. A seguir é

aplicada pressão para que o mercúrio invada o espaço poroso. A porosidade é obtida a partir

da determinação do volume de mercúrio que invadiu a amostra. Este método fornece

também informações quanto ao tamanho das gargantas.

c. Método do Picnômetro

Este método mede o volume total de um corpo sólido. Consiste em medir o volumedeslocado de mercúrio ao se mergulhar uma amostra no mesmo.

d. Método de Embebição

A amostra é imersa num fluido molhante sob vácuo por longo tempo. O fluido invade

espontaneamente a amostra preenchendo todo espaço poroso. A amostra é pesada antes e

depois da embebição, e como a densidade do fluido é conhecida, pode-se calcular o volume

poroso.



22

2.2.2. Saturação de Água

A saturação de um fluido é a razão do volume ocupado pelo fluido ( f V ) pelo volume

poroso total ( pV ), isto é, a fração de porosidade ocupada por um fluido em particular

(Hilchie, 1982).

Numa formação, o fluido em questão é a água, então a saturação de água é a fração de

volume poroso na rocha, o qual é ocupado pela água da formação (Hilchie, 1982).

Na forma de equação, ela apresenta a fórmula:

onde:

→wS saturação de água,

→wV volume de água,

→ pV volume poroso.

Se a água for o único fluido presente na formação, então pw V V = e 1=wS . Se não,

f w SS −= 1 ,

na qual f S é a saturação do outro fluido presente, qualquer que seja ele, óleo ou gás, ou até

mesmo ambos (Serra, 1984).

A saturação de água representa um importante conceito de interpretação quantitativa de um

reservatório por que pode determinar a saturação de óleo do mesmo. Assim como a

porosidade, a saturação também é adimensional. Pode ser expressa de forma decimal

(0< wS <1) ou em percentagem (0%< wS <100%) (Serra, 1984).

, p

ww

V

V S = (2-3)

(2-4)



23

2.2.3 - Saturação de Água Irredutível

Mesmo depois da migração do óleo para o reservatório, uma pequena fração de água

permanece na rocha. Denominada água conata, a água da formação, é originalmente água do

mar à época da sedimentação, e tende, nas formações petrolíferas, a ter ainda mais sais em

solução do que a água do mar, e, dado à rocha circundante, a ter relações iônicas bastante

diferentes da água do mar (Nunes, 1980).

Essa fração de água remanescente determina a saturação de água irredutível (irr wS ), que é o

termo usado para descrever a saturação na qual toda esta água é adsorvida sobre os grãos

numa rocha, ou presa nas gargantas dos poros. Sua magnitude dependerá do tipo de

porosidade, tamanho do poro, diâmetro e interconexão dos canais e a natureza dos grãos darocha – alguns sólidos tendem a reter água mais efetivamente que outros (Serra, 1984).

Os poros são freqüentemente conectados por finos canais de diâmetro inferior a um mícron,

estes então atuam como tubos capilares, e o fluido presente nos poros fica sujeito à ação de

forças capilares, como representado na Figura 2.8.

Assim, se uma rocha de baixa permeabilidade possui tamanho de poros muito pequeno,

aumenta em muito as forças capilares de retenção, como se pode ver pela equação clássica de

Laplace-Young para a pressão capilar:

onde:

→cP pressão capilar de retenção (dyna/cm2),

→σ tensão superficial água/óleo (dyna/cm),

→θ ângulo de contato água/óleo,

→r raio médio do poro.

,cos2

r P p p cwo

θσ==− (2-5)



24

A pressão capilar corresponde à diferença de pressão entre o fluido molhante e o não-

molhante. A dependência com a molhabilidade se faz através da tensão superficial entre os

fluidos em contato, determinando ou não o deslocamento destes através das gargantas dos

poros (Serra, 1984).

2.2.4. Permeabilidade

Representada por k , a permeabilidade é a capacidade do meio poroso de se deixar

atravessar por fluidos, ou seja, é a propriedade de uma rocha em permitir a passagem de um

fluido através dela sem se deformar estruturalmente ou ocasionar o deslocamento relativo de

suas partes. O movimento do fluido só é possível quando os poros estão interconectados.

Note-se que a razão de descarga de fluidos através de uma seção transversal depende, alémda rocha em si, da natureza do fluido e do gradiente de pressão hidrostática. Por analogia

aos condutores elétricos, a permeabilidade representa o inverso da resistência que o material

oferece ao fluxo de fluidos (Suguio, 1973; Bonet, 1991).

O fluxo de um fluido em um meio poroso é expresso pela Lei de Darcy, cuja equação é

largamente empregada em Engenharia de Petróleo. Darcy concluiu que a vazão de um fluido

através de uma dada rocha varia direta e proporcionalmente à pressão aplicada, e inversa eproporcionalmente à viscosidade do fluido. Assim, a intensidade do fluxo aumenta à medida

Figura 2.8. Representação do contato óleo (o)/água (w) e da água retida nos

capilares estreitos de uma rocha. (Adaptado de Serra, 1984).



25

que se exerce mais pressão, ou à medida que se diminui a viscosidade

∝µ

pk , com a

constante ou fator de proporcionalidade k sendo uma característica do meio poroso e é a

permeabilidade do mesmo (Bonet, 1991).

Na forma de equação, tem-se:

onde:

→Q vazão de fluido (cm3/seg),

→ A área da secção transversal (cm2),

→1 p pressão no reservatório (atm),

→2 p pressão no poço (atm),

→µ viscosidade (cp),

→ L comprimento do meio poroso (cm),

→k permeabilidade do meio poroso (Darcy).

A razão)(

21p p

L

−corresponde à queda de pressão do fluido por unidade de

comprimento no sentido do fluxo.

A equação de Darcy é válida sob certas condições ou hipóteses:

± fluido satura 100% do meio,

± fluxo isotérmico, laminar e estacionário (permanente),

± fluido incompressível, homogêneo e de viscosidade invariável com a pressão,

± meio poroso homogêneo e não reagente com o fluido percolante.

,)(

..

21 p p

L

A

Qk

−=

µ (2-6)



26

Matematicamente, um arenito com 1 D (um Darcy) de permeabilidade é definido como um

arenito no qual a vazão 1 cm3 de um fluido com viscosidade de 1 centipoise (viscosidade da

água à aproximadamente 15,5° C) escoa em 1 cm de arenito através de uma seção transversal

de 1 cm2, no intervalo de 1 segundo, com a diferença de pressão através do comprimento de

1 atm. Rochas reservatório dotadas de uma permeabilidade média da ordem de 1 D são

raras, por isso é usual o emprego de milidarcies (1 milésimo de Darcy ou 1 mD) como

unidade prática de permeabilidade. Para ilustrar a importância da permeabilidade como um

dos parâmetros essenciais na produção de petróleo, pode dizer que em um poço cuja rocha

reservatório tem a espessura de 3 m e com 1 D de permeabilidade, seria possível se ter

produção de cerca de 150 barris óleo/dia, com a pressão no interior do poço sendo de apenas

1Kg/cm2 inferior à existente na rocha reservatório (Monteiro, 1972; Silva & Santos, 1984).

A permeabilidade ainda pode ser consideravelmente incrementada pela presença de

fraturas, elas contribuem de 0,5–1,5% na porosidade, e controlam completamente o fluido.

Por exemplo, se uma formação apresenta uma fratura de 0,01 pol, mais de 90% do fluido que

circula para o poço passa por essa fratura (Welex, 1984).

2.2.4.1. Permeabilidade Absoluta, Efet iva e Relativa

A permeabilidade é dita absoluta quando um único fluido escoa no espaço poroso

( %100=wS ), e no caso de haver mais de uma fluido presente nos poros, a permeabilidade

a cada um dos fluidos é dita efetiva. Essencialmente, absolutaefetiva k k < , visto que o fluido

molha a parte sólida da rocha e reduz a secção hidráulica disponível para a passagem do

outro fluido. Como, normalmente em um reservatório de petróleo se tem mais de uma fase

fluida escoando simultaneamente – água, óleo e gás, deve-se levar em conta as relações de

permeabilidade relativa de cada fase, a qual é a medida da facilidade com que uma fase,

dentre duas ou mais presentes, escoa, ao ser comparada com a facilidade com que essa

mesma fase flui quando somente ela está presente no meio poroso. A quantidade de cada

fase fluida presente nos espaços porosos é denominada saturação de fase, a qual controlará o

movimento do fluido e, desse modo, também as relações de permeabilidade relativa das

fases na rocha-reservatório. Tem-se então que a relativak é a relação entre efetivak a um

determinado fluido e a absolutak , isto é,k

k k f rf = . Para se entender melhor essa relação,



27

a Figura 2.9 mostra um sistema de relativak com H2O ( rwk ) e óleo ( rok ), o qual ilustra as

mudanças de permeabilidade ocorridas nas fases óleo e água, à medida que a saturação de

água do meio poroso se altera (Abib & Farias, 1959; Branco et al., 1987; Bonet, 1991).

O esquema de relativak x Saturação da Figura 2.9 mostra por que, em princípio, a baixas

saturações de água, um poço produz somente petróleo. Com o transcorrer do tempo, e com o

aumento da saturação de água, começa a produzir água/óleo. E à medida que se esgota o

reservatório, a saturação de água aumenta até alcançar a saturação crítica de água, que

representa a quantidade limite de água, aceitável numa extração comercial de óleo (Bonet,

1991).

As curvas de permeabilidade relativa são diferentes para diferentes sistemas rochosos, assim

como suas saturações críticas de água (Hilchie, 1982).

A determinação dos valores das permeabilidades relativas aos diversos fluidos existentes no

meio poroso, assim como os fatores que as influenciam, são muito importantes no estudo da

previsão do comportamento dos reservatórios e nos problemas de injeção (Abib & Farias,

1959).

Figura 2.9. Permeabilidade Relativa em função da Saturação de um sistemade produção num reservatório contendo óleo e água(adaptado de Serra, 1984).



28

2.2.4.2. Métodos de Determinação

A determinação da permeabilidade é baseada, principalmente, em testes de formação e

medidas de laboratório, efetuadas em amostras obtidas de testemunhos, e, portanto, mais

dispendioso e com disponibilidade mais restrita (Preda et al., 1996).

Em poços não-testemunhados, a permeabilidade pode ser estimada estabelecendo-se, por

regressão linear multivariada, equações preditivas da permeabilidade em poços

testemunhados para os quais estão disponíveis os dados de perfis e as medidas petrofísicas.

Posteriormente essas equações serão aplicadas aos poços não-testemunhados. Embora de

aplicação subjetiva, e resultando em um estimador estatisticamente tendencioso, quando o

principal objetivo for a predição de valores extremos, esses valores altos e baixos poderão ser

ajustados pela atribuição de pesos diferenciados na regressão.

Na elaboração de um modelo de regressão linear é necessário se determinar as variáveis

preditivas mais importantes para o modelo e que resultem em maior coeficiente de correção

múltipla. Como a permeabilidade freqüentemente se apresenta com distribuição logarítmica

normal, é comum se aplicar uma transformação logarítmica para aproxima-la de uma normal

(Preda et al., 1996).

2.3. Perfilagem de Poço

O acompanhamento geológico do poço, durante a perfuração, não é um método suficiente

para definir se um reservatório é portador de petróleo e se tem potencial para produção.Operações adicionais se fazem necessárias como a chamada Operação de Perfilagem (Figura

2.10).

A operação de perfilagem ou geofísica de poço constitui, junto com a sísmica, as mais

eficientes ferramentas de prospecção da indústria de petróleo. Isso se torna evidente pelo

fato de que uma filosofia de exploração é estabelecida, essencialmente, em função do

conhecimento dos parâmetros petrofísicos e da extensão espacial de um reservatório.



29

Na operação de perfilagem são obtidos parâmetros físico-químicos das rochas versus

profundidade, mediante a utilização de equipamentos especiais, cuja análise permite a

caracterização de reservatórios com gás, óleo e água. Ou seja, a perfilagem de poço consiste

na medição de propriedades físicas das rochas realizadas por sensores que descem dentro de

poços (abertos ou revestidos) ou furos de sonda. O instrumento que penetra no poço é

chamado de sonda ou ferramenta.

Os sensores das sondas de perfilagem recebem dados (elétricos, acústicos, radioativos,

térmicos, geométricos, etc.), que são transmitidos através do cabo ao longo do poço para

instrumentos computadorizados de controle e de registro. O registro contínuo, em função da

profundidade, das características petrofísicas ou geométricas das formações geológicas

atravessadas pelo poço, é chamado de log ou perfil, e o padrão de apresentação de um perfil

segue as normas API (American Petroleum Institute).

Figura 2.10. Esquema geral de uma operação de perfilagem terrestre. Ocaminhão contém o guincho e o cabo (draw works), além doequipamento de registro (Modificado de Silva, 2003).



30

A Figura 2.11 ilustra a capacidade dos perfis em informar sobre os principais parâmetros de

uma rocha em função da profundidade – litologia (track esquerda), volume poroso (track

central) e conteúdo de fluidos (track direita).

Os primeiros a reconhecer essa resposta diagnóstica dos perfis foram Conrad e Marcel

Schlumberger e seus associados ao final dos anos 20. Eles desenvolveram e empregaram

medidas de resistividade e, posteriormente, acrescentaram a medida de potencial

espontâneo à sua suíte de perfis. Em meados de 1950, a tecnologia estava amadurecida, a

relação da resistividade com a porosidade e a saturação já se estabelecera, cartas de “correção

de poço” estavam disponíveis, assim como a introdução de novas sondas (Hearst & Nelson,

1985).

Os métodos acústicos e radioativos começaram a ser desenvolvidos em 1940, e foram aceitos

pela indústria durante os anos 50. Detecção de radiação gama (natural e induzida) e nêutrons

Figura 2.11. Exemplo de perfis geofísicos em poço aberto. Curva de RaiosGama e Potencial Espontâneo (track 1); Densidade, Sônico ePorosidade Neutrônica (track 2) e Resistividade (track 3).(fonte: Hearst & Nelson, 1985).



31

foram utilizados para a determinação de minerais radioativos, densidade e conteúdo de

hidrogênio; e a velocidade das ondas acústicas teve a sua relação estabelecida com a

porosidade (Hearst & Nelson, 1985).

A tecnologia de perfilagem, ou well logging, foi inicialmente desenvolvida para trabalhos em

óleo e gás, mas os seus métodos podem ser aplicados em poços, para outros propósitos,

como exploração mineral, geotermal, hidrogeologia e geologia. Entretanto, os perfis de poços

são usados principalmente na prospecção de petróleo e de água subterrânea. Eles têm

sempre como objetivo principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume

da jazida de hidrocarboneto ou do aqüífero. Na indústria do petróleo, os perfis são

empregados para determinar a profundidade e a espessura das rochas que atuam como

reservatório, a quantidade de hidrocarbonetos presentes nos poros das rochas e avaliar o

potencial de produção das formações. Em menor escala, eles são usados em poços para

captação de água subterrânea, com o propósito de delimitar os horizontes que armazenam, e

produzem maior quantidade de água. Embora os princípios físicos da aquisição e

interpretação dos perfis sejam os mesmos, os equipamentos utilizados em poços de petróleo,

bem como o ambiente dentro do poço, são bastante diferentes dos empregados em poços de

água ou furos de sonda, fazendo com que as técnicas de interpretação sejam também

distintas (Hallenburg, 1998).

As idéias básicas relativas aos métodos geofísicos são, em grande parte, as mesmas para a

geofísica do petróleo e dos não-hidrocarbonetos. Entretanto, de modo geral, a pesquisa na

geofísica é realizada principalmente pela indústria de petróleo, ou seja, o campo da geofísica,

incluindo a geofísica de poço, é dominado e financiado quase que exclusivamente pela

indústria de petróleo (Hallenburg, 1998).

2.3.1. Perfilagem no Brasil A filosofia exploratória aplicada às bacias sedimentares do Brasil passou por um notável

processo de desenvolvimento iniciado na década de quarenta, quando a vontade de

descobrir petróleo estava muito à frente da tecnologia conhecida e utilizada. Inicialmente, ela

sofreu influência da tecnologia americana, e as experiências baseadas em métodos

exploratórios bem sucedidos por lá foram transplantadas para o Brasil, sendo aqui

desenvolvidas de acordo com as condições dominantes das bacias sedimentares locais. Na



32

década de 60, devido à evolução tecnológica que atravessavam as grandes potências

mundiais, ocorreram duas marcantes evoluções no desenvolvimento das técnicas de

perfilagem (Souza Filho, 1967).

A primeira se deu quando a PETROBRAS decidiu formar um grupo de intérpretes de perfil,

visto que a freqüente mudança de operadores não lhe permitia adquirir conhecimento mais

profundo de determinada área, melhorar suas interpretações e evitar despesas

desnecessárias ocasionadas por interpretação incorreta.

A segunda evolução refere-se ao desenvolvimento da técnica propriamente dita, e do

conhecimento do intérprete de perfil com relação à evolução da ferramenta. Iniciou-se com a

introdução do perfil de indução, que melhorou consideravelmente a determinação da

resistividade da rocha; seguiu com o uso das ferramentas acústicas que ampliaram o

conhecimento da porosidade da rocha; assim como, os perfis radioativos que produzem

efeito análogo em relação à porosidade e ao teor de argila e, finalmente, adoção do

“testador” de formação e do perfil de mergulho.

A essa evolução se seguiram ainda o uso de ferramentas nucleares e o uso de registro em

fitas e computação automática, o que deu início à “revolução digital” (Souza Filho, 1967).

2.3.2. Fontes de Erro na Operação de Perfilagem

As sondas corridas ao longo do poço investigam as características petrofísicas das rochas de

forma quase pontual. Entretanto, as ferramentas responsáveis pelas leituras petrofísicas

precisam ser submetidas a calibrações shop (no laboratório da companhia) e field (na boca do

poço), a fim de garantir a confiabilidade dos dados registrados. Essas calibrações constituemfontes de erro se seus valores estiverem fora das especificações recomendadas.

O operador da ferramenta também pode ser causador de erro ao manuseá-la e/ou

programá-la de forma incorreta. Não se deve esquecer ainda que o tratamento dos dados é

baseado em princípios estatísticos, o que requer uma densidade representativa de cada

população para que o resultado final seja válido (Rodriguez, 1992).



33

As características petrofísicas em um mesmo intervalo litológico podem variar de um poço a

outro, conforme peculiaridades locais dos reservatórios (heterogeneidades) ou variações

geológicas regionais. Cada poço perfurado possui um ambiente físico com propriedades

distintas, o sistema rocha-fluido é alterado na vizinhança do poço. Essas mudanças nas

condições “in situ” do poço são função direta do seu diâmetro, tipo de fluido utilizado na

perfuração (que freqüentemente invade o espaço poroso da rocha), formação de reboco ou

desmoronamento de suas paredes, gradiente geotérmico e salinidade da formação. Durante a

perfuração esses fatores influem diretamente na leitura efetuada pelas sondas, falseando os

dados absolutos, devendo, portanto, serem eliminados por meio de correções ambientais

(Rodriguez, 1992).

A Figura 2.12 representa uma versão idealizada pela SCHLUMBERGER do que acontece

quando os fluidos do poço invadem a rocha vizinha.

As unidades geológicas têm composição e textura variadas, as quais ocasionam pequenas

oscilações nos valores lidos pelas ferramentas, porém, dentro de limites aceitáveis. Logo, é

importante não tratar o dado inicialmente como duvidoso, visto que este pode estar

retratando mudança nas fácies, no ambiente deposicional, na diagênese, no grau de

compactação, dentre outros, e não ser devido a problemas mecânicos ou operacionais.

A distinção entre um registro discrepante que represente mudanças geológicas e outro que

indique erros de leitura pode ser feita por meio da interpretação dos mapas de uma unidade-

padrão. Este intervalo-chave, conhecido como unidade de calibração, deve apresentar

litologia homogênea, características petrofísicas semelhantes, comportamento elétrico

equivalente, espessura média em torno de cinco metros, saturação pelo mesmo tipo de

fluido, e ser correlacionável com a maioria dos poços perfurados no campo.

Um exemplo de excelente unidade de calibração é a anidrita, pois apresenta valores de raios

gama (GR), densidade (RHOB) e porosidade neutrônica (NPHI) bem conhecidos em perfil.

Na ausência dessa litologia, podem ser admitidas unidades de calibração como marcos de

carbonatos ou de folhelhos ou camadas contínuas e homogêneas, devendo-se evitar a escolha

de arenitos, pois possuem composições localmente muito variadas, tornando as respostas de

perfis diferentes em cada poço (Rodriguez, 1992).



34

2.3.3. Medidas de Perfi lagem

Em termos de exploração de hidrocarbonetos, as medidas de perfilagem são,

freqüentemente, realizadas a poço aberto. O termo poço aberto é aplicado por que estes

perfis são obtidos em porções não revestidas do poço, ou em poços não revestidos (Asquith

& Gibson, 1982).

Todos os perfis discutidos neste texto são deste tipo.



35

Os métodos de medidas de perfilagem estão agrupados em duas grandes categorias. A

primeira está relacionada aos fenômenos naturais ou espontâneos da rocha, como por

exemplo, a radiação natural gama, o potencial espontâneo e a temperatura da formação, e

emprega um receptor simples (sistema passivo) e adequado para a medida da propriedade.

A segunda categoria é relativa aos fenômenos induzidos, a qual necessita de um tipo

apropriado de emissor que “excite” uma propriedade particular na formação, acrescido de

um sistema de detecção, como, por exemplo, medidas elétricas obtidas a partir da emissão de

sinais elétricos, medidas nucleares pela irradiação de nêutrons na formação e medidas

acústicas a partir de um sinal acústico enviado à formação (Serra, 1984).

Para a avaliação de um reservatório, é necessária a análise conjunta das curvas que compõem

a suíte básica de perfis, as quais são raios gama (GR), sônico (DT), densidade (RHOB),

porosidade neutrônica (NPHI) e resistividade (RILD).

2.3.3.1. Raios Gama

O perfil de raios gama (GR) é a medida da radiação ou radioatividade natural total da rocha.

A radioatividade natural é o produto do decaimento espontâneo de certos radioisótopos, istoé, certos isótopos instáveis em processo de desintegração pela emissão espontânea de

radiação (partículas α ou β , e raios γ ) e calor, resultam na transformação desse átomo em

outro. O estado atômico resultante ao final da série de decaimento é estável, o que

corresponde a um isótopo estável (Hearst & Nelson, 1985).

Normalmente, as emissões α , β e γ são simultâneas, entretanto, partículas α e β não

tem capacidade de penetração suficiente para serem detectadas pelas ferramentas de

perfilagem. Já os raios γ têm um alto poder de penetração e podem ser detectados e

registrados pelas ferramentas nas condições do poço (Serra, 1984).

A radiação γ pode ser considerada como uma onda eletromagnética similar a luz visível, ou

como uma partícula ou um fóton, e tem freqüência entre 1019 e 1021 Hz (Serra, 1984).



36

Os raios gama são radiações eletromagnéticas emitidas por um núcleo durante o decaimento

radioativo, o que, para o mesmo núcleo atômico corresponde à transição de um estado a

outro de menor energia, com a emissão de um ou mais fótons de energia total igual a νh ,

que corresponde à diferença entre as energias dos dois estados (Brock, 1986).

As três famílias de radionuclídeos comuns na crosta terrestre são 40K, e as séries 238U/235U e

232Th. Esses elementos radioativos estão presentes, originalmente, em rochas ígneas, que por

sua vez estarão presentes nas largas aberturas da estrutura das argilas, e conseqüentemente,

estarão compondo as estruturas dos folhelhos resultantes. Pela baixa permeabilidade dos

folhelhos, esses elementos nunca serão “lavados” (Desbrandes, 1985; Brock, 1986).

Cristais de quartzo têm alto grau de organização estrutural, o que impede a presença de

elementos radiativos na estrutura do quartzo, em vista disso, arenitos “limpos” e carbonatos

apresentam baixos níveis de radiação, enquanto que argilas e folhelhos têm alta concentração

de material radioativo. Por esse motivo, a curva de raios gama diferencia rochas reservatório

em potencial dos folhelhos (Asquith & Gibson, 1982).

O perfil de raios gama, além da identificação litológica e correlação de zonas, é utilizado na

determinação do volume da argila da formação (item 2.3.4). Assim, é possível calcular

matematicamente o volume de argila pelo índice de raios gama. (Asquith & Gibson, 1982).

O índice de raios gama pode ser obtido pela equação a seguir:

,minmax

minlog

GRGR

GRGR I GR −

−=

onde:

→GR I índice de raios gama,

→logGR valor de GR lido da formação,

→minGR valor mínimo de GR (areia limpa),

→maxGR valor máximo de GR (folhelho).

(2-7)



37

2.3.3.2. Sônico

Perfis acústicos são baseados na propagação de vibrações elásticas através da formação e dos

fluidos presentes. Existem dois tipos principais de ondas elásticas: as chamadas vibrações

longitudinais ou compressionais, na qual as partículas vibram na mesma direção de

propagação da onda; e as vibrações transversais ou cisalhantes, denominadas ondas shear, na

qual as partículas vibram numa direção perpendicular à da propagação. Ondas cisalhantes

não se propagam em líquidos ou em gases, e sua velocidade em um dado meio sólido é,

aproximadamente, a metade da velocidade das ondas compressionais (Desbrandes, 1985).

A onda sonora é influenciada pelo meio no qual ela se propaga. Por exemplo, líquidos têm

diferentes efeitos sobre a onda quando comparados aos sólidos. Pelo grau de liberdade dasmoléculas no estado líquido, a onda não se propaga tão rapidamente quanto no meio sólido.

Meios gasosos atenuam a amplitude da onda mais do que sólidos e líquidos (Brock, 1986).

As medidas das várias propriedades da onda sonora podem produzir informações úteis a

respeito da camada atravessada pela onda. As propriedades mensuráveis de um sinal

acústico incluem velocidade, que expressa a rapidez com a qual a onda passa pelo material;

freqüência, que é uma expressão da taxa de oscilação da onda; amplitude, que significa oquanto “alto” ou forte é o sinal; e atenuação, que é uma expressão da perda de energia do

sinal com a passagem deste através de uma dada substância. (Brock, 1986).

O perfil sônico (DT) mede o intervalo de trânsito ( t ∆ ) de uma onda sonora compressional

viajando através do comprimento de 1 pé (1 ft) da formação. Esse intervalo de tempo de

trânsito, em µs/ft, é recíproco à velocidade da onda em ft/s. Ou seja, um perfil DT mede a

velocidade de propagação de uma onda na formação, calculada a partir do tempo que essaonda leva para atravessar uma certa espessura dessa formação (Asquith & Gibson, 1982).

Existem dois tipos de ferramentas sônicas, uma onde cada uma das distâncias transmissor-

receptor ou receptor-receptor é pequena, aproximadamente 1 m; e outra, com longo

espaçamento transmissor-receptor (Desbrandes, 1985).

O princípio de funcionamento de uma ferramenta sônica convencional – de curto

espaçamento – se constitui na emissão de um sinal sonoro cuja freqüência média é da ordem



38

de 20 kHz. A duração da emissão é curta, mas é repetida várias vezes por segundo (10.000 a

20.000 pulsos). A onda se distribui em todas as direções a partir do transmissor: ao longo da

própria ferramenta sônica, através da coluna de lama, ao longo da parede do poço e através

da formação, até chegar ao receptor (Brock, 1986).

Sabendo-se que as ondas se propagam pela formação a profundidades iguais ou maiores que

um comprimento de onda (λ), e que λ é uma função da velocidade e da freqüência, pode-se

afirmar que a profundidade de investigação ( Di ) é uma relação entre a velocidade do som

(ft/s) e a freqüência média do transmissor (ciclos/s) : f

v Di = (Serra, 1984).

O intervalo de tempo de trânsito registrado no perfil depende da litologia e da porosidade,

isto é, o intervalo registrado é a soma do tempo que uma onda sônica leva para viajar através

da parte sólida da rocha (matriz da rocha) e o tempo que ela leva para viajar através dos

fluidos presentes nos poros. A partir dessa relação, torna-se possível inferir

quantitativamente a porosidade pela equação de Wyllie, mostrada a seguir (Asquith &

Gibson, 1982).

onde:

→sônicoφ porosidade derivada do perfil sônico,

→∆ logt intervalo de tempo de trânsito da formação,

→∆f

t intervalo de tempo de trânsito do fluido,

→∆ mat intervalo de tempo de trânsito da matriz.

A velocidade nos fluidos que preenchem os poros não varia apreciavelmente quando o

fluido é um líquido, por essa razão f t ∆ = 189 µs/ft é comumente usado quando o valor real

é desconhecido. Já o parâmetro mat ∆ varia consideravelmente entre rochas diferentes,

portanto, a litologia deve ser conhecida, para que se obtenha uma estimativa confiável da

porosidade (Brock, 1986).

,log

ma f

masônico

t t

t t

∆−∆∆−∆=φ

(2-8)



39

A leitura da ferramenta sônica é prejudicada pela variação do diâmetro do poço, pela

presença de gás na lama, presença de ruídos ou fraturas radiais (Welex, 1984).

2.3.3.3. Densidade

Na obtenção do perfil de densidade (RHOB), a formação é sujeita à emissão de raios gama a

partir de uma fonte especial (Cobalto-60 ou Césio-137) (Serra, 1984).

Raios gama são partículas que não tem massa e que se movem à velocidade da luz. Estes

raios gama, ou fótons, colidem com a matéria e sofrem três tipos de interação, dependendo

da energia incidente: produção de pares elétron-positron, espalhamento Compton e efeito

fotoelétrico (Serra, 1984).

O espalhamento Compton é o tipo principal de reação para medidas de densidade. Ela inicia

quando um fóton incidente colide com um elétron mais externo de um átomo, e sua energia

(hv ) se divide em energia cinética do elétron ejetado desse átomo e um fóton espalhado

numa direção, fazendo um ângulo θ com a direção incidente original. Essa colisão

simplificadamente elástica (espalhamento inelástico) entre o raio gama e um elétron

individual permite que o fóton prossiga desviado por esse choque, mas reduzido em energia

(Serra, 1984).

A ferramenta de densidade possui um emissor e dois receptores localizados a distâncias fixas

da fonte. Os raios gama espalhados que chegam aos detectores são contados como um

indicador da densidade da formação.

O número de colisões é função direta do número de elétrons na formação; e este, por sua vez

corresponde à densidade eletrônica ( eρ ) que pode ser relacionada à densidade volumétrica

( bρ ) da formação pela relação abaixo:

,2 M

Z ibe

∑= ρρ (2-9)



40

onde:

→eρ densidade eletrônica,

→bρ densidade volumétrica (g/cc),

→ M peso molecular,

∑ →i Z somatória dos números atômicos de todos

os átomos que constituem as moléculas do composto.

Para a maior parte dos materiais encontrados numa formação:

o que significa que, na maioria dos casos, be ρρ = (Brock, 1986).

O valor de bρ no perfil corresponde à soma das densidades de todas as partes componentes

da formação, isto é, é uma função da matriz, porosidade e densidade dos fluidos presentes

nos poros. O perfil é utilizado para identificar minerais evaporíticos, detectar zonas de gás,

determinar a densidade de hidrocarbonetos e avaliar reservatórios areno-argilosos e

litologias complexas. A profundidade de investigação da sonda diminui à medida que

aumenta a densidade da rocha (Asquith & Gibson, 1982; Brock, 1986).

A densidade volumétrica de uma formação pode ser convertida a porosidade (Equação2-11)

usando-se o mesmo princípio da ferramenta sônico (Equação 2-8). Do mesmo modo, a

densidade do fluido e a densidade da matriz devem ser conhecidas (Brock, 1986).

onde:

→densidadeφ porosidade derivada do perfil de densidade,

→bρ densidade volumétrica da formação,

→ f ρ densidade do fluido,

→maρ densidade da matriz.

, f ma

bmadensidade ρρ

ρρ

φ −−

=

,12 ≈∑

M

Z i

(2-11)

(2-10)



41

2.3.3.4. Porosidade Neutrônica

O nêutron é uma partícula neutra que tem aproximadamente a mesma massa de um próton,

1,6746.10-24 g, cerca de 1.840 vezes maior que a massa do elétron. Os nêutrons são produzidos

somente pela transmutação de um nuclídeo em outro. Diferente do raio gama ou de uma

partícula carregada, que reagem com os elétrons orbitais em um meio, o nêutron interage

quase que exclusivamente com os núcleos atômicos. E conseqüentemente, as interações

neutrônicas na matéria são mais raras do que as gama ou as de partículas carregadas (Hearst

& Nelson, 1985).

Existem três tipos de fontes de nêutrons: fissão espontânea, misturas de α-emissores com

berílio e geradores de nêutrons. Em perfilagem, a mais comum corresponde aos α-emissores.

Esse tipo de fonte usa uma mistura de Plutônio-Berílio ou Amerício-Berílio. A reação da

mistura produz um nêutron e três partículas α ou um núcleo 12C. Os nêutrons produzidos

são emitidos continuamente, e têm entre 1 e 12 MeV de energia, sendo a maioria abaixo de

4,5 MeV. Esses nêutrons “rápidos” (de alta energia) sofrem sucessivas colisões com os

núcleos de vários átomos da formação e dos fluidos, a energia é perdida durante as colisões,

em conseqüência disso os nêutrons tornam-se “lentos” ou “termais”. Esses nêutrons lentos

são então capturados por átomos, os quais emitem raios gama de captura (Desbrandes,1985).

A quantidade de energia perdida durante uma colisão pode ser definida como:

onde:

→FE energia fracional perdida,

→m massa do núcleo colidido em unidade de massa atômica (u.m.a.).

De uma maneira geral, FE é proporcional à massa do átomo colidido. Por esse princípio, a

perda mais significativa de energia ocorre quando um nêutron colide com um átomo de

( ),

1

4

2m

mFE

+= (2-12)



42

hidrogênio, visto que este tem praticamente a mesma massa de um nêutron, e a máxima

quantidade de energia perdida é uma função da concentração de hidrogênio (Brock, 1986).

A distância percorrida pelo nêutron varia com a quantidade de hidrogênio presente. Se o

hidrogênio, numa formação, está presente nos fluidos que preenchem os poros, essa

distância é função da porosidade do meio e da natureza dos fluidos intersticiais. Por

exemplo, para alta porosidade preenchida com óleo ou água, a distância percorrida é

insignificante. E é longa para baixa porosidade ou para formações contendo gás (Desbrandes,

1985).

Quando os poros são preenchidos com gás em maior quantidade do que óleo e água, haverá

uma redução no valor da porosidade neutrônica. Isso ocorre porque a concentração de

hidrogênio no gás é menor do que na água ou no óleo. Esse efeito é conhecido como Efeito

do Gás (Asquith & Gibson, 1982).

A medida da concentração de íons hidrogênio a partir da contagem de nêutrons térmicos é a

medida do perfil neutrônico (NPHI), e essa quantidade é relacionada à porosidade da

formação (Asquith & Gibson, 1982).

Inicialmente, as ferramentas neutrônicas apresentavam um transmissor e um receptor, o

Sidewall Neutron Log (SNL). As ferramentas atuais apresentam um transmissor e dois

receptores, que é o caso do Compensated Neutron Log (CNL).

A vantagem do CNL sobre o SNL é que o primeiro não é afetado pelas irregularidades do

poço. Ambos os perfis são registrados em unidades de porosidade aparente de calcário,

arenito e dolomita. Assim, se uma formação é composta de calcário e o perfil neutrônico éregistrado na unidade de porosidade aparente do calcário, então, a porosidade aparente é

igual a porosidade verdadeira. Contudo, se a formação é composta de arenito ou dolomita, a

porosidade aparente do calcário deve ser corrigida para a porosidade verdadeira com o uso

de uma carta de correção apropriada (Asquith & Gibson, 1982).



43

2.3.3.5. Resistividade

A resistividade ( R ) de uma substância é a medida da sua resistência à passagem de corrente

elétrica, ou seja, é o oposto da condutividade ( C ), que mede a habilidade de um material em

conduzir eletricidade.

A resistência (r ) é uma propriedade inerente a todos os materiais independente de sua

forma e tamanho. Diferentes materiais têm diferentes capacidades de resistir ao fluxo de

eletricidade (Asquith & Gibson, 1982).

Na forma de equação:

onde:

→ R resistividade (Ohm.m2/m = Ohm.m),

→r resistência (Ohm),

→ A área da secção transversal de substância (m2),

→ L comprimento da substância (m).

A resistividade é expressa em unidades de Ohm.m2/m. Um cubo da formação, cujos lados

medem 1 m, com resistividade 1= R ohm.m2/m, deve ter uma resistência de 1 Ohm entre

as faces opostas.

A condutividade é o inverso da resistividade, e é usualmente expressa em unidades de

mmhos/m, ou mSiemens/m, e pode ser representada por C (mmho/m) =

1000/ R (ohm.m2/m) (Serra, 1984).

Existem três tipos de condutividade:

± eletrônica, que é uma propriedade de sólidos como grafite, metais e alguns minerais,

± eletrolítica, que é a propriedade das soluções condutoras, por exemplo, água

contendo sais dissolvidos, e,

± dielétrica, que ocorre nos materiais isolantes através do fenômeno da polarização.

, L

rA R = (2-13)



44

As propriedades condutivas das rochas sedimentares são de origem eletrolítica – pela

presença da água da formação no espaço poroso. Em termos de um reservatório, o óleo e a

água doce atuam como isolantes, e são, por isso, não condutivos, e altamente resistivos. A

água salgada por sua vez é um condutor e apresenta baixa resistividade (Serra, 1984).

A resistividade de uma rocha depende de um conjunto de fatores, dentre os quais pode-se

citar: a resistividade da água presente nos poros, cujo valor irá depender da natureza e

concentração dos sais dissolvidos; a quantidade de água presente, que implica nos

parâmetros de porosidade e saturação; a natureza e percentagem das argilas e minerais

condutores presentes, e sua distribuição, isto é, a litologia e textura da rocha (Asquith &

Gibson, 1982).

A resistividade ainda pode ser anisotrópica em virtude das estratificações na rocha, as quais

abrem canais preferenciais de fluxo de corrente e de movimento de fluido, e dessa forma a

condutividade não é a mesma em todas as direções (Serra, 1984).

As ferramentas mais empregadas, atualmente, na medida da resistividade de uma formação

utilizam sistemas de indução e eletrodo. O sistema de indução foi desenvolvido para medir aresistividade em poços perfurados com lama não condutiva. Esse tipo de sonda consiste de

um transmissor que emite uma corrente alternada de intensidade constante, o campo

magnético criado induz uma corrente secundária. Essas correntes induzidas geram um

campo magnético secundário que é captado pelo receptor. O sinal recebido é essencialmente

proporcional à condutividade da formação, o qual é recíproco ao da resistividade. As

ferramentas que utilizam o sistema de indução são chamadas IL ( induction log) (Desbrandes,

1985).

O sistema de eletrodo, ou resistividade galvânica, consiste de um ou mais eletrodos

metálicos acoplados a uma fonte emissora. A corrente emitida flui através dos fluidos da

formação e é captada pelos receptores, os quais medem a sua voltagem. Devido às

características dos fluidos da formação ocorrerá uma diferença entre a corrente emitida e a

voltagem da corrente recebida, ou seja, uma diferença de potencial, que expressa a medida

de resistividade. Dentre as ferramentas que usam esse sistema estão: ES ( electrical survey) ou



45

“ferramenta normal”, LL (laterolog), ML (microlaterolog) e SFL (spherically focused log) (Brock,

1986).

As profundidades de investigação do perfil de resistividade variam entre zona lavada

(invasão completa pelo filtrado da lama), zona invadida ou de transição (invasão parcial do

filtrado da lama) e zona não invadida (ausência de filtrado da lama nos poros da formação),

dependendo da ferramenta (Asquith & Gibson, 1982).

Todos os métodos atuais de interpretação petrofísica envolvendo curvas de resistividade são

fundamentados na Equação de Archie para Saturação de Água. O experimento de G. E.

Archie (1942) estabelece que:

1. A resistividade de uma formação completamente preenchida por água ( o R ) é

proporcional à resistividade da água ( w R ). O fator de proporcionalidade é

denominado fator de resistividade da formação ou fator de formação ( F ).

2. O fator de formação ( F ) pode ser relacionado com a porosidade pelo coeficiente de

tortuosidade (a ), e pelo expoente de cimentação ou expoente de porosidade (m ),

que mede a eficiência da rocha em relação à condução de corrente elétrica. O valor de

m varia com o tamanho e distribuição dos grãos e a complexidade do caminho entre

os poros.

Para o experimento de Archie, a =1.

.m

aF

φ=

(2-14)

(2-15)

wo RF R ×= .w

o R RF =



46

3. A saturação da água da formação ( wS ) é determinada a partir da relação entre a

resistividade da formação com saturação de água igual a 100% ( o R ), e a resistividade

verdadeira da formação ( t R ).

O parâmetro n é o expoente de saturação, e varia entre 1.8 e 2.5, mas, normalmente é 2.0.

4. Substituindo-se a equação (2-14) e (2-15) para o fator de formação ( F ) na equação (2-

16) para o R , chega-se à Equação de Archie para Saturação de Água.

Esses quatro conceitos são considerados a base da moderna interpretação quantitativa de

perfis (Asquith & Gibson, 1982).

2.3.4. Volume de Argila A quantidade de folhelho e/ou argila em uma zona de reservatório de interesse constitui um

importante parâmetro a ser conhecido. Esses componentes atuam diretamente sobre a

permeabilidade do meio, afetam a resistividade da formação e ainda tendem a influenciar no

cálculo da porosidade, visto que influenciam as medidas das ferramentas de perfilagem. De

uma maneira geral, essa influência é um fator proporcional ao volume de argila presente.

.

1n

t

ow

R

RS

= (2-16)

.

1n

t m

ww

R

RaS

×

×=

φ

(2-17)



47

Folhelho é uma denominação imprecisa de um sistema composto por argila, silte e água,

então, por definição o volume de argila ( shV ) corresponde à soma dos volumes desses

componentes.

Para a determinação do volume da argila ( shV ), muitos métodos empíricos estão disponíveis

na literatura, alguns, em função dos seus efeitos sobre as ferramentas (Hallenburg, 1998).

Como por exemplo:

O volume de argila ( shV ) para rochas antigas consolidadas é expresso por:

( ) ,0,1233,0 .2 −= GR I

shV

ou, para rochas Terciárias inconsolidadas:

( ),0,12083,0

.7,3 −= GR I

shV

onde GR I é o índice de raios gama calculado a partir do perfil de raios gama pela Equação

(2-7).

(2-18)

(2-19)



48

CAPÍTULO 3. DESCRIÇÃO DAS ÁREAS ESTUDADAS

O Brasil é um país de dimensões continentais, com uma extensão sedimentar total de

6.436.000 km2, contando com dezenas de bacias, diversidade geológica e milhares de

reservatórios, oferecendo uma gama variada de atrativos à atividade de exploração e

produção (E & P) de petróleo. Em terra, 4.880.000 km2 se dividem por mais de 20 bacias

proterozóicas, paleozóicas, cretácicas e terciárias - algumas ainda inexploradas - espalhando-

se desde o, bem desenvolvido, Sul-Sudeste até o árido Nordeste e a Amazônia Tropical

(Figura 3.1).

O restante da área sedimentar está sob a Plataforma Continental, onde 1.550.000 km2 se

distribuem por mais de 15 bacias sedimentares cretácico-terciárias de Margem Atlântica, até

a cota batimétrica de aproximadamente 3.000 metros, desde o extremo sul, em águas

territoriais limítrofes com o Uruguai, até o extremo norte na fronteira com a Guiana

Francesa. A região de águas profundas no mar brasileiro abrange 780.000 km2 entre as cotas

batimétricas de 400 e 3.000 metros (Milani et al., 2000).

Figura 3.1. Distribuição das bacias sedimentares brasileiras (Milani et al., 2000).



49

Com relação à evolução das bacias da margem continental do Brasil, são reconhecidos quatro

estágios de preenchimento: pré-rift (continental), rift (continental), proto-oceânico

(transicional evaporítico) e drift ou pós-rift (marinho). Tais estágios estão relacionados à

ruptura do paleocontinente do Gondwana, desencadeando a separação Brasil-África,

evoluindo desde a fase de rift valley lacustre até a fase marinha aberta, com a formação de

novo assoalho oceânico e a abertura do Atlântico Sul. Segundo a classificação de Klemme,

essas bacias marginais estão incluídas no tipo V, ou seja, do tipo pull-apart ou costeira

estável.

Na Figura 3.2 estão apresentadas as bacias da margem continental brasileira, com suas

respectivas evoluções sedimentares e suas correlações crono-tectônicas. Dentre elas encontra-

se em destaque as bacias de Campos e Almada, aqui estudadas.

Figura 3.2. Bacias do tipo rifte* e da margem continental (fonte: www.cprm.gov.br)



50

Figura 3.3. Mapa de localização da Bacia de Campos (SECAMP-1988)

3.1. Bacia de Campos

A Bacia de Campos estende-se ao longo do litoral do estado do Rio de Janeiro e ocupa uma

área aproximada de 100.000 km2, dos quais apenas 500 km2 são em área emersa (Figura 3.3).

Está situada entre os paralelos 23°42’ e 21°14’ (S) e os meridianos 41°41’ e 39°57’ (W), e é

limitada a oeste pela cota batimétrica de 3.400 m. Para o norte, a bacia é parcialmente isolada

da Bacia do Espírito Santo (na região de águas profundas), pelo Alto de Vitória, um bloco

elevado de embasamento, que coincide com a terminação oeste da Cadeia de Vitória-

Trindade, um importante lineamento oceânico daquela área.

Em águas ultraprofundas, não existe uma separação efetiva entre as bacias de Campos e do

Espírito Santo. Para o sul, o Arco de Cabo Frio limita a Bacia de Campos, e aquela região

comportou-se como um foco de persistente magmatismo durante a história evolutiva da

bacia. Naquela área, sedimentos turonianos a campanianos ocorrem intercalados a rochas

vulcanoclásticas, basaltos e diques de diabásio de 90 a 80 Ma de idade (Milani et al., 2000).



51

A evolução tectono-sedimentar da Bacia de Campos assemelha-se às das outras bacias

marginais do leste brasileiro (Figura 3.4), e é definida por três seqüências estratigráficas

distintas: continental, transicional e marinha, que representam os principais eventos

geológicos formadores e modificadores da bacia (Figura 3.5).

Os sedimentos da seqüência rift, que se estabeleceu no Neocomiano/Barremiano, foramafetados por falhamentos e estão associados a uma intensa atividade ígnea. Esse derrame

basáltico eocretáceo, que constitui o embasamento da bacia é formado, em sua maior parte,

por rochas alcalibasálticas (Formação Cabiúnas). Sobre os basaltos ocorrem, rochas de

naturezas diversas, como conglomerado polimítico, arenito grosso conglomerático, arenito

muito fino castanho, folhelho cinza e castanho-escuro, rico em matéria orgânica, siltito cinza

e coquinas, estes últimos, definido um contexto de sedimentação lacustre. As coquinas

alcançam até 400 m de espessura, constituindo-se em depósitos de carapaças de pelecípodes(Membro Coqueiros) associados a altos estruturais e representando uma fácies particular de

rochas porosas nesta bacia, as quais constituem importantes reservatórios. Essa

megassequência continental compõe a porção inferior da formação Lagoa Feia. A parte

superior desta formação, apoiada em expressiva discordância, é representada por uma

seqüência de conglomerados e folhelhos avermelhados de idade Aptiana. Os sedimentos

clásticos por sua vez, como resultado da invasão da água do mar e de condições de extrema

aridez, foram recobertos por extensos depósitos evaporíticos (anidrita e halita) durante o

Figura 3.4. Seção geológica da Bacia de Campos (fonte:www.anp.gov.br).



52

Aptiano (Membro Retiro). Esses eventos constituem uma mega-seqüência transicional

(Figueiredo & Martins, 1990; Milani et al., 2000).

Posteriormente, durante o Albiano, com o pequeno influxo de clásticos e as condições

marinhas prevalecendo na bacia, instalou-se, uma ampla plataforma carbonática

informalmente conhecida como “Macaé Água Rasa”, a qual compreende espessos leitos de

calcarenito e calcirrudito que, localmente, aparecem completamente dolomitizados. No final

do período Albo-Cenomiano, a seção carbonática foi “afogada” devido à rápida elevação do

nível do mar; e a aceleração do processo de halocinese, causada pelo aumento da taxa de

basculamento, gerou estruturas associadas à falhas de crescimento. Essa etapa caracterizouuma fase transgressiva de sedimentação, quando se depositaram calcilutitos, margas e

folhelhos de água profunda conhecidos como Seção Bota. Controlados por uma topografia

de fundo irregular, sedimentos clásticos grosseiros, formando leques turbidíticos acanalados,

denominados Arenito Namorado, foram depositados por amplas áreas da bacia. Essa

seqüência compõe a Formação Macaé que, nas áreas mais proximais, é constituída por

conglomerados e arenitos pobremente selecionados (Figueiredo & Martins, 1990; Milani et al.,

2000).

Figura 3.5. Coluna estratigráfica da Bacia de Campos (SECAMP-1988).



53

Este evento persistiu até o Cretáceo Superior, onde o Grupo Campos recobre

discordantemente a Formação Macaé, e representa o preenchimento desta bacia marginal

durante a fase final de subsidência térmica e basculamento do substrato para leste. O pacote

é representado por sedimentos proximais, areno-conglomerático-carbonático (Formação

Emborê) que gradam a folhelhos nas porções distais (Formação Ubatuba). A Formação

Ubatuba compreende milhares de metros de espessura de folhelhos e margas, com arenitos

turbidíticos intercalados, que correspondem ao Membro Carapebus (Milani et al., 2000).

Inquestionavelmente, a rocha geradora de hidrocarbonetos da Bacia de Campos é formada

pelos folhelhos orgânicos lacustres da seção pré-sal da formação Lagoa Feia. A análise dos

plays indica que os principais reservatórios da bacia são arenitos turbidíticos de idade

cretácia/terciária, seguidos de calcarenitos albianos e coquinas barremianas (Bender et al.,

1989; Figueiredo & Martins, 1990).

De acordo com o contexto geológico e estratégico, e em termos de tecnologia de produção de

petróleo, a Bacia de Campos pode ser dividida em três compartimentos: proximal,

intermediário e distal. O compartimento proximal se localiza entre a linha da costa e a

lâmina d’água de aproximadamente 100 m. O intermediário, entre as cotas batimétricas de

100 e 2.000 m, aproximadamente. E o distal, acima de 2.000 m até a região com muralhas desal mais contínuas, que se localizam em torno de 3.000 m (SCHLUMBERGER, 1998).

Na Bacia de Campos existem dezenas de campos produtores de petróleo, destacando-se

entre eles o Campo de Namorado.

3.1.1. Campo de Namorado O Campo de Namorado (Figura 3.6), o primeiro gigante da plataforma continental brasileira,

cuja descoberta se deu em novembro de 1975 pelo poço pioneiro denominado 1-RJS-19.

Encontra-se no compartimento intermediário da Bacia de Campos, isto é, na porção central-

norte do trend de acumulações petrolíferas, a 80 km da costa, em cotas batimétricas variando

entre 110 e 250 m (Meneses & Adams, 1990).

Localizado na seção conhecida informalmente como “Bota”, o principal reservatório deste

campo é o Arenito Namorado (Figuras 3.7 e 3.8), de origem turbidítica e idade cenomiana



54

inferior. Essa unidade sedimentar compõe a porção superior da formação Macaé e, na área

do campo, ocorre a profundidades variáveis entre 2900 e 3400 m (Meneses & Adams, 1990).

Segundo Meneses & Adams (1990), esse reservatório tem como principais características:

± área com fechamento do tipo misto de 23 km2,

± geometria externa - lenticular/tabular,± limite inferior – carbonatos da formação Macaé,

± limite superior – folhelhos e margas da formação Macaé,

± limites laterais – norte e sul, por pinchout e sudeste, noroeste e sudoeste, por falhas,

± direção principal de ocorrência de noroeste a sudeste,

± espessura média de 60m, variando entre cinco e 130 m,

± largura média de 4km, variando de dois a seis,

± comprimento mínimo de nove e máximo de 14 km, com comunicação de pressão,± geometria interna heterogênea de baixo grau,

± estruturas primárias dominantes de arenitos maciços,

± constituição de arenitos arcósios,

± textura de granulometria desde fina a grosseira e com tamanho médio dominante,

± seleção variando de boa a má, sendo em média regular,

± grau de arredondamento e esfericidade geralmente baixo.

Figura 3.6. Localização do Campo de Namorado (Meneses & Adams, 1990).



55

Os fluidos acumulados na área do Campo de Namorado possuem vários níveis de

trapeamento, tanto de natureza estrutural, como estratigráfica (Meneses & Adams, 1990).

Figura 3.7. Coluna estratigráfica da Bacia de Campos destacando-se a posição dos turbiditos“Arenito Namorado”.

Figura 3.8. Seção geológica do Campo de Namorado, ao lado o Campo de Cherne(SCHLUMBERGER, 1985).



56

3.2. Bacia de Almada

Localizada na margem continental do estado da Bahia, a Bacia de Almada apresenta uma

porção emersa com 200 km2 de extensão e espessura máxima de sedimentos de 1800 m, e

uma área de maior expressão na plataforma continental, com cerca de 1.300 km2 até a cota

batimétrica de 200 m, e registro de espessura sedimentar superior a 6.000 m. Está situada

entre os paralelos 14° e 14°52’ (S), e os meridianos 39° e 39°15’ (W).

A Bacia de Almada (Figura 3.9) é separada, ao norte, da Bacia de Camamu, pelo Alto de

Itacaré, e ao sul, separada da Bacia do Jequitinhonha, pelo Ato de Olivença (Bruhn & Moraes,

1989).

A evolução tectono-sedimentar da Bacia de Almada é definida por três seqüências

estratigráficas distintas (Figura 3.10): continental ou rift, transicional e marinha (Bruhn &

Moraes, 1989).

Figura 3.9. Localização da Bacia de Almada e do Canyon Submarino de Almada (*), esteúltimo apresenta-se preenchido por sedimentos da Fm. Urucutuca (adaptado deBruhn & Moraes, 1989).



57

A Figura 3.11 apresenta a coluna estratigráfica elaborada para a bacia (Bruhn & Moraes, 1989).

Alguns intervalos litológicos da Bacia de Almada, assim como das Bacias de Camamu e

Jacuípe, apresentam semelhanças ao encontrado nas seções equivalentes de áreas vizinhas, e

assim delas obtiveram suas denominações litoestratigráficas. Este é o caso do pacote pré-rift

da Formação Sergi, unidade clássica da estratigrafia da Bacia do Recôncavo (Milani et al.,2000).

De idade neojurássica, indicada pela presença de ostracodes Dom João (não-marinhos), as

rochas da Formação Sergi foram depositadas por sistemas fluviais entrelaçados, com

retrabalhamento eólico. É caracterizada por arenito fino a conglomerático, com estratificação

cruzada acanalada; também ocorrem intercalações de folhelho vermelho e cinza, e

conglomerado. Acima dos arenitos da Formação Sergi assenta-se uma seção com cerca de 500m de espessura de folhelhos avermelhados, com camadas de arenito médio a fino, do

Neocomiano inferior, de sedimentação flúvio-lacustre, conhecidos como Formação Itaípe e

representando a transição pré-rift/rift na bacia (Netto et al., 1994; Milani et al., 2000).

O arcabouço estrutural da bacia apresenta dois sistemas principais de falhas, subparalelos à

linha da costa, e um sistema secundário, todos, estabelecidos na fase de rifteamento da bacia

(Bruhn & Moraes, 1989).

Figura 3.10. Seção geológica da Bacia de Almada (fonte:www.anp.gov.br).



58

Figura 3.11. Carta estratigráfica da Bacia de Almada (Netto et al., 1994).



59

A bacia sin-rift lacustre foi preenchida por folhelhos cinza a castanho-escuro, calcífero,

carbonoso, com intercalações de arenito granuloso rico em fragmentos de rochas

carbonáticas (Membro Jiribatuba), os quais gradam a arenitos granulosos, com seixos e

grânulos pelíticos, nas regiões mais proximais (Membro Tinharé). No conjunto, estas

unidades constituem a Formação Morro do Barro. Entre o Barremiano e o Eoaptiano, um

pacote misto siliciclástico-carbonático de ambiente lacustre foi depositado, conhecido como

Formação Rio de Contas. Essa unidade é formada por folhelhos cinza a acastanhado

(Membro Ilhéus), e arenito cinza-esbranquiçado, fino a grosso, conglomerático e dolomítico;

marga esbranquiçada, biocalcarenito e dolomito ocorrem dispersos na seção, sendo mais

presente na porção inferior da formação (Netto et al., 1994; Milani et al., 2000).

Como resultado da primeira progressão marinha na bacia, em clima árido, a Formação

Taipus-Mirim é formada por um pacote expressivo de evaporitos e siliciclásticos de idade

neoaptiana. Esta unidade é constituída de arenito muito fino intercalado com siltitos e

folhelhos negros com elevado teor de carbono orgânico (Membro Serinhaém); o Membro

Igrapiúna recobre a seção anterior, e consiste de carbonatos, folhelho marrom, e camadas de

até 200 m de halita; para o topo, destaca-se a ocorrência de anidrita, com espessura de

dezenas de metros. Na borda da bacia, o nível de anidrita principal dá lugar a uma jazida de

barita, associada em alguns locais nas Bacias de Almada e Camamu (Milani et al., 2000).

Sobreposta à Formação Taipus-Mirim, está a clássica seção de carbonatos albiano-

cenomanianos que é conhecida como Formação Algodões, a qual pode ser correlacionada

com a Formação Macaé da Bacia de Campos, assim como com as demais unidades

carbonáticas albianas das bacias costeiras brasileiras. Nessa unidade, o Membro Germânia é

caracterizado por calcarenito e calcirrudito oolítico; e o Membro Quiepe é formado por

calcilutitos com foraminíferos planctônicos (Netto et al., 1994; Milani et al., 2000).

A partir do Coniaciano, implantou-se na bacia um oceano aberto, onde foram depositados os

sedimentos de talude da Formação Urucutuca (Folhelhos Urucutuca), os carbonatos de

plataforma da Formação Caravelas, constituída predominantemente por calcarenito

bioclástico, e os leques costeiros da Fomação Rio Doce, que designa uma seção basicamente

arenosa, constituída predominantemente por arcóseo hialino médio a muito grosso. O

conjunto completo de fácies marinhas compõe o Grupo Espírito Santo (Netto et al., 1994;

Milani at al., 2000).



60

A porção emersa da Bacia de Almada apresenta uma seção aflorante da Formação

Urucutuca (Figura 3.12), essa seção constitui um sistema turbidítico canalizado, equivalente

aos sistemas amplamente distribuídos nas bacias meso-cenozóicas brasileiras.

Figura 3.12. Composição do Mapa Geológico da porção emersa da Bacia de Almada e a seçãogeológica no sul da bacia de Almada. Para sua localização vide o segmentoZ-Z’.(Bruhn & Moraes, 1989).



61

A seqüência neocretácica-cenozóica que sucede a Formação Algodões na Bacia de Almada

guarda similaridades litológicas e estratigráficas com as formações Urucutuca, Caravelas e

Rio Doce da Bacia do Espírito Santo-Mucuri, razão pela qual adota-se a mesma

nomenclatura. Sobrepondo a Fomação Rio Doce, está a Formação Barreiras, de idade

pliocênica, constituída por conglomerado seixoso, arenitos maduros e diamictitos (Netto et

al., 1994; Milani at al., 2000).

Foram reconhecidas, nessa Formação, duas associações de fácies, uma de fácies de canal

representada pelo conjunto de fácies grosseira; e uma de fácies intercanal, caracterizada pela

predominância de sedimentos finos. Nas Tabelas 3.1 e 3.2 são apresentadas as associações de

fácies da Fm. Urucutuca na parte emersa da Bacia de Almada (Bruhn & Moraes, 1989).

Tabel a 3.1. Associação de fácies de canal da Formação Urucutuca.

Associação de Fácies de Canal

Conglomerado

SeixosoMaciço (Csm)

40%

Matriz de areia grosseira/muito grosseira, de

composição quartzo-feldspática, e grânulos,

seixos e até matacões de granulitos, gnaisses e

quartzitos. São lenticulares e compõem camadas

com espessuras tipicamente decimétricas e

raramente métricas.

Conglomerado

Intraclástico (Ci)30%

São aquelas rochas nas quais a fração cascalho

consiste em intraclastos argilosos de tamanho e

forma diversos, orientados ou não. É um material

maciço e apresenta espessuras decimétricas,

ocorrendo intimamente associado aos Csm.

Arenito

Grosseiro

Maciço (Agm)

20%

Ocorrem geralmente sobrepostos aosconglomerados. Apresentam uma granulometria

de grosseira a muito grosseira, com grânulos e

seixos aparecendo em proporções variadas.

Arenito

Grosseiro

Estratificado

(Age )

10%

São também grosseiros a muito grosseiros, às

vezes granulosos.

Apresentam estratificação horizontal (mais

comum) e cruzada. Ocorrem geralmente comolentes muito descontínuas.



62

Tabel a 3.2. Associação de fácies intercanal da Formação Urucutuca.

Associação de Fácies Intercanal

Arenito

com

seqüência

de

Bouma

(AsqB)

20%

Arenitos que apresentam seqüência de Bouma

são denominados turbiditos clássicos. Na

Bacia de Almada quase todos os turbiditos

clássicos encontrados são delgados (TBT),

apresentando no máximo 10 a 15 cm de

espessura. Esses arenitos ocorrem

intercalados com folhelhos bioturbados

formando pacotes com espessura variável. Os

TBT’s acumulados nos diques marginais

apresentam granulometria de areia variandoentre média e grosseira, enquanto que os

situados na posição mais afastada dos canais

são formados por areia fina a média.

Fácies

Exóticas(Fe )

20%

Inclui-se nesta categoria os conjuntos

litológicos formados por escorregamento

relacionado à instabilidade do talude ou das

paredes dos canais e diques marginais. Em

Almada foram reconhecidos slumps(caracterizados por dobramentos e

enrugamento de camadas), e zonas de diques

de areia (onde as redes de fraturas, nos

folhelhos, são preenchidos por areia).

Diamictito

(D) 10%

Compõem concentrações lenticulares de

seixos ou clastos mais grosseiros que flutuam

numa matriz argilosa. Encontrados apenas nos

folhelhos intercanal da bacia.

Folhelho

(F) 50%

Ocorrem como níveis delgados intercalados

com arenitos no interior dos canais e em seus

diques marginais, ou como camadas espessas

nas zonas intercanal. Na porção marítima da

bacia, os folhelhos representam mais de 90%

da espessura total da formação; já na porção

aflorante, devido à erosão, constituem apenas

50% da associação de fácies intercanal.



63

No período de 1966 a 1985, foram perfurados, pela PETROBRAS, 14 poços exploratórios na

bacia, cinco na porção terrestre e nove na plataforma continental (Bruhn & Moraes, 1989).

Em 1977, foi perfurado um poço a 1 km da praia, na plataforma continental, com lâmina

d’água de 11 m, o 1-BAS36BA (Figura 3.13), cujos dados s utilizados neste trabalho. Esse poço

atingiu o embasamento a 2.212 m e recuperou gás avaliado como subcomercial, com um

volume de 34.000 m3/dia (Netto & Sanches, 1991).

Em 1982, foi realizada uma campanha exploratória na área, com a perfuração de três

pioneiros, dois dos quais estavam secos. O terceiro poço, o 1-SSA01BA ( Figura 3.13), também

empregado neste trabalho, recuperou óleo, no Cretáceo Inferior (Formação Rio de Contas), e

no Jurássico (Formação Sergi). Todos os poços atravessaram a seção sedimentar até o

embasamento cristalino (Netto & Sanches, 1991).

Figura 3.13. Localização dos dois poços perfurados pela PETROBRAS na Bacia deAlmada (Netto & Sanches, 1991).



64

CAP ÍTULO 4 . METODOLOGIA

4.1. Meios Materiais

Foram utilizados dados de perfis de poços do Campo de Namorado da Bacia de Campos do

Estado do Rio de Janeiro e de poços da Bacia de Almada situada no estado da Bahia, cujas

áreas já foram descritas nos itens 3.1 e 3.2.

O detalhamento da obtenção dos dados, características e localização dos poços são

apresentados a seguir.

4.1.1. Dados dos Poços de Namorado Foi analisado um conjunto de cinco poços verticais do Campo de Namorado, na Bacia de

Campos, que ocupam a região central do reservatório, através da suíte de cinco perfis

composta pelas curvas de Raios Gama, Sônico, Resistividade, Densidade e Porosidade

Neutrônica.

Os dados dos poços do campo foram fornecidos pela Agência Nacional de Petróleo (ANP)

através do Campo Escola de Namorado, que corresponde a um banco de dados de 56 poçosverticais e direcionais, disponível para as universidades com o objetivo de desenvolver

programas de ensino e pesquisa.

Os dados geofísicos são compostos pelos perfis de raios gama ou GR, presente em 55 poços;

resistividade ou ILD, presente em todos os poços; sônico ou DT, presente em 18 poços;

densidade ou RHOB, presente em todos os poços e porosidade neutrônica ou NPHI, presente

em 54 poços.

A ausência desse conjunto de perfis em todos os poços verticais conduziu à escolha de cinco

poços com a suíte básica completa cuja identificação e características gerais estão descritas na

Tabela 4.1, e a localização no campo é mostrada na Figura 4.1.



65

Tabel a 4.1. Descrição geral dos poços de Namorado estudados. (fonte: www.bdep.gov.br).

Nome doPoço

Intervalo

(m)

Lâminad’água

(m)

Resultadodo Poço

Profundid.Total (m)

Início daPerfuração

Término daPerfuração

3NA_0001A 2950-3200 164extensão

produtor de

óleo

3325 04/mai/76 10/jun/76

3NA_0002 2975-3200 154

extensão

produtor de

óleo

3250 23/nov/76 29/dez/76

3NA_0004 2950-3150 211

extensão

produtor de

óleo

3200 15/jun/77 03/ago/77

7NA_0007 3025-3275 145Produtorcomercial

de óleo

3376 17/dez/82 18/fev/83

7NA_0011A 3000-3200 220

Descobridor

de nova

jazida c/

óleo

3425 22/jul/83 14/set/83

Figura 4.1. Mapa de localização dos poços no Campo de Namorado.



66

Os registros (medidas) dos perfis dos poços analisados encontram-se no formato Log ASCII

Standard (LAS) e estão dispostos segundo o modelo apresentado no Anexo 1.

Para visualização das curvas dos perfis as medidas foram representadas graficamente,

utilizando-se o aplicativo matemático MATLAB versão 6.0, e estão apresentados no Anexo 2.

4.1.2. Dados dos Poços de Almada

Foram analisados dois poços da Bacia de Almada, através da suíte de três perfis composta

pelas curvas de Raios Gama ou GR, Sônico ou DT e Resistividade ou ILD.

Os dados dos poços da Bacia de Almada foram cedidos pelo BDEP/ANP através de um

banco de dados das Bacias de Camamu-Almada, também disponível para universidades.

Além dos dados de sísmica, esse banco apresenta figuras das curvas de GR, ILD e DT, de

dois poços, das curvas de ILD e DT de um poço, o 2NBST1BA, o qual não fará parte deste

estudo.

As características gerais dos poços estudados estão descritas no Tabela 4.2, e a localização

destes na bacia é mostrada na Figura 4.2.

Tabel a 4.2. Descrição geral dos poços de Almada empregados no projeto.

(Dados BDEP: www.bdep.gov.br)

Nome doPoço Intervalo(m)

Lâminad’água

(m)Resultadodo Poço Profundid.Total (m) Início daPerfuração Término daPerfuração

1BAS036BA

400

a

700

11

Produtor

subcomercial

de gás

2242 20/mai/77 27/jul/77

1SSA001BA

70

a

650

zeroSeco c/

indício de óleo1650 13/abr/82 09/mai/82



67

As curvas dos perfis dos poços analisados neste projeto estão apresentadas no Anexo 3. As

coordenadas que representam as curvas dos perfis não foram fornecidas pela ANP, tendo

então que serem obtidas através de digitalização, que será detalhada no item 4.2.1 de

Métodos .

Figura 4.2. Mapa de localização dos poços da Bacia de Almada.



68

4.1.3. Equipamentos

Para a avaliação petrofísica dos poços, os dados foram analisados na Workstation modelo

ONYX 3000 Infinite Reality, com duas CPU’s de 2,4 GHz MIPS, memória principal de 8 Gb,

Hd Scsi de 280 Gb e sistema operacional IRIX64 Release 6.5.17m, disponível no Laboratório

de Engenharia e Exploração de Petróleo - LENEP, da Universidade Estadual do Norte

Fluminense – UENF, na Cidade de Macaé (RJ). A ONYX é composta por uma torre e dois

monitores de 21 polegadas.

4.2. Métodos

Para efeito de nomenclatura, neste trabalho será utilizada o termo Projeto RHOB/NPHI para

obtenção da porosidade efetiva ( eφ ou PhiE) através do uso de perfis de Densidade (RHOB)

e Porosidade Neutrônica (NPHI), e será utilizado o termo Projeto DT para obtenção da

porosidade efetiva através do uso de perfil Sônico (DT). Da mesma maneira, a porosidade

efetiva obtida por estes dois projetos será denominada neste trabalho por eφ RHOB/NPHI e

eφ DT, respectivamente.

4.2.1. Obtenção dos valores de eφ para os Poços do Campo de Namorado

e da Bacia de Almada.

4.2.1.1. Avaliação Petrofísica dos Perfis

Para esta análise, utilizou-se um fluxograma adaptado da metodologia do aplicativo

PetroWorks Pro, ilustrado na Figura 4.3, para a obtenção de parâmetros petrofísicos a partir

de dados de perfis, seguido pela descrição das suas respectivas etapas.

O PetroWorks Pro foi projetado para, facilmente, se determinar a saturação de água, a

permeabilidade, a porosidade, e a litologia das rochas de reservatório. Esse programa

compõe o pacote OpenWorks, versão 2003, criado pela LANDMARK/HALLIBURTON®.

Basicamente, existem dois tipos de aplicações no PetroWorks Pro:

1. Preparação de dados, onde se criam novas versões de dados aplicando alguma

correção, ou transformação, e,

2. Interpretação de dados, onde se obtêm novos dados baseados em fórmulas empíricas.



69

Figura 4.3. Fluxograma adaptado do aplicativo PetroWorks Pro, para avaliaçãopetrofísica (OpenBooks, 2003).

Etap a 1:

CRIAÇÃO DOBANCO DE DADOS

Etap a 2:

PRÉ-CORREÇÃOAMBIENTAL

Etap a 3:

CORREÇÃOAMBIENTAL

se, dados tipo DTse, dados tipoRHOB/NPHI

Etapa 4a :

PRÉ-ANÁLISE

VOLUMÉTRICA

Etapa 5a :

ANÁLISE

VOLUMÉTRICA

Etapa 6a :

CÁLCULO DEφe A

PARTIR DE RHOB/ NPHI

Etapa 4b :

PRÉ-ANÁLISE

VOLUMÉTRICA

Etapa 5b :

ANÁLISE

VOLUMÉTRICA

Etapa 6b :

CÁLCULO DEφe A

PARTIR DE DT



70

4.2.1.2. Descrição das etapas do fluxograma adaptado

Etapa 1: Criação do banco de dados

O banco de dados é constituído dos dados cadastrais de poço, denominados well header e dos

dados das curvas dos perfis a serem utilizados no aplicativo.

Etapa 2: Pré-correção Ambiental

Corresponde a criação de alguns parâmetros empregados na correção ambiental, que

normalmente são:

± criação da curva de temperatura, baseada nos dados de BHT (bottom hole temperature),

temperatura de superfície e cálculo do gradiente de temperatura ( ft T 100 / ∆ ).

± correção da curva de NPHI, que é a transformação dos valores percentuais em

fracionários.

Etapa 3: Correção Ambiental

As ferramentas de perfilagem são projetadas para a aquisição de dados nas condições de

poço. Contudo, as medidas são significativamente afetadas por fatores do ambiente de poço,

tais como diâmetro do poço e propriedades da lama.

As companhias de perfilagem não tentam compensar esses efeitos ambientais de poço

durante a operação de perfilagem. Essa correção é realizada posteriormente, utilizando-se

algoritmos de correção específicos para cada ferramenta, com o intuito de se obter um perfil

que melhor reflita as propriedades físicas da rocha.

De um modo geral, a etapa de correção ambiental consiste na eliminação das influências

ambientais nas leituras dos perfis de poço nas ferramentas de GR, ILD, NPHI (corrigida) e

RHOB, através de algoritmos das cartas de correção, as quais estão contidas no banco de

dados do programa.

Este trabalho envolve somente o uso de ferramentas SCHLUMBERGER em poço não

revestido, e apenas os parâmetros que envolvem essas leituras serão descritos neste item e

podem ser observados na Tabela 4.3.



71

Tabel a 4.3. Parâmetros de correção ambiental.

Observa-se que o parâmetro de correção referente ao diâmetro do poço está presente em

todas as ferramentas. Esse parâmetro corresponde a correções destes perfis para efeitos de

variação de diâmetro de poço, e é registrado pelo ao perfil auxiliar cáliper. Na ausênciadeste, como nesse trabalho, cria-se uma curva linear referente ao perfil, normalmente combit

size de 8,5 polegadas.

Vale ressaltar, que os dados fornecidos pela ANP, correspondem a dados da leitura direta do

poço, não corrigidos, eliminando-se assim, a possibilidade de re-correção ambiental.

Alguns resultados das correções ambientais realizadas neste trabalho são apresentados noAnexo 4.

CURVA PARÂMETROS

GR∗ diâmetro do poço

∗ peso e aditivo da lama

ILD

∗ resistividade da lama

∗ temperatura

∗ diâmetro do poço

NPHI

∗ standoff (afastamento da parede do poço)

∗ espessura do reboco∗ correção para litologia

∗ temperatura

∗ pressão

∗ salinidade da água de formação

∗ salinidade da lama

∗ diâmetro do poço

∗ peso da lama

RHOB∗ diâmetro do poço

∗ densidade da lama



72

Etapa 4: Pré-análise Volumétrica

Consiste na obtenção das porosidades totais ( t φ ), as quais serão empregadas no cálculo da

porosidade efetiva ( eφ ), a partir dos dados de DT ( eφ ou PhiE DT) e a partir dos dados de

RHOB/NPHI ( eφ ou PhiE RHOB/NPHI).

Os perfis de entrada utilizados nessa etapa correspondem às curvas corrigidas na etapa de

correção ambiental.

Os parâmetros de entrada para esta etapa consistem na introdução dos parâmetros do

arcabouço da rocha (matriz), como por exemplo:

± densidade da matriz da rocha e do fluido,

± tempo de trânsito da matriz da rocha e do fluido,

± índice de Hidrogênio do fluido, que corresponde ao número de átomos de hidrogênio

por centímetro cúbico (cc).

Entre as curvas para a obtenção da porosidade total para os projetos, estão:

4.a. PROJETO DT

Porosidade sônica ( DT φ ) com correção de fluido (Eq. de Wyllie):

, f ma

ma DT t t

t t

∆−∆∆−∆

=φ

em que:

→ DT φ porosidade derivada do perfil sônico ou DT,

→∆ mat tempo de trânsito da matriz – arenito

(neste trabalho foi usado o valor de 55,5 µsec/ft para a matriz arenito),

→∆t tempo de trânsito lido no perfil,

→∆ f t tempo de trânsito do fluido.

(4-1)



73

4.b. PROJETO RHOB/NPHI

Correção da porosidade neutrônica ( NPHI φ ) para o índice de Hidrogênio:

, IH

N NPHI

φφ =

em que:

→ NPHI φ porosidade neutrônica ou NPHI corrigida para IH,

→ N

φ porosidade neutrônica lida no perfil,

→ IH índice de Hidrogênio.

Porosidade densidade ( RHOBφ ) com correção de fluido:

, f ma

ma RHOB

ρρ

ρρφ

−

−=

em que:

→ RHOBφ porosidade derivada do perfil densidade ou RHOB,

→maρ densidade da matriz – arenito,

(neste trabalho foi usado o valor 2,63 g/cm3

para a matriz arenito),→ρ densidade lida no perfil,

→ f ρ densidade do fluido.

Porosidade a partir de crossplot RHOBxNPHI:

A porosidade a partir do crossplot dos dados RHOB e NPHI é obtida utilizando-se cartas de

correção SCHLUMBERGER . A carta apropriada é selecionada baseando-se na densidade do

(4-2)

(4-3)



74

fluido e no tipo de ferramenta neutrônica. Polinomiais são criadas para encontrar uma linha

de “equiporosidade” que conecta as três linhas de matriz (arenito, calcário e dolomito).

As curvas de saída solicitadas para este projeto para a obtenção da porosidade efetiva ( eφ ),consistem na porosidade obtida a partir dos dados do perfil DT ( t φ ou PhiT DT) , e obtida a

partir do crossplot dos dados de RHOB e NPHI ( t φ ou PhiT RHOB/NPHI).

Etapa 5: Análise Volumétrica

Corresponde determinação da curva de volume de argila/folhelho ( shV ) no intervalo perfil

estudado. O volume de argila é empregado no cálculo da porosidade efetiva ( eφ ). A curva

de saída shV computa os mínimos valores pontuais, a partir das equações dos indicadores

de folhelho selecionadas.

Alguns indicadores de argila têm como parâmetro de entrada o perfil de raios gama do poço,

nesse caso, a curva de entrada utilizada corresponde à curva de raios gama corrigida na

etapa de correção ambiental.

Para esta etapa foram escolhidas as equações comumente empregadas para o cálculo de

indicadores de folhelho, a saber:

5.a. PROJETO DT

GR Linear: Essa equação compara o volume de argila/folhelho ao índice de Raios Gama ( GR I ), Equação

(2-7) e é a mais comumente usada.

,minmax

minlog

GRGR

GRGRV I

r LineashGR −

−==

(4-4)



75

em que:→

Linear shV volume de argila calculado a partir do índice de GR,

→logGR valor de GR lido da formação,

→minGR valor mínimo de GR (areia limpa),→maxGR valor máximo de GR (folhelho).

Larionov (old rocks):

( ) ,0,1233,0 .2

−=

Linear V

LariOld sh

shV

em que:

→ LariOld shV volume de argila obtido a partir da equação de Larionov,

→ Linear shV volume de argila obtido do índice de GR.

Para o cálculo do volume de argila, Larionov apresenta duas equações baseadas na idade da

rocha, uma para rochas do Terciário (rochas jovens), e outras para rochas mais antigas. Os

arenitos estudados nesse projeto (Arenito Namorado) correspondem ao período Cretáceo, ou

seja, pela classificação de Larionov, são rochas “antigas”, por isso a escolha dessa equação.

Power Law:

Essa equação não-linear sempre calcula um valor de shV

menor ou igual ao da fórmula

linear (vide Figura 4.4)

,100

).100.(06078,058527,1

Linear sh

PLawsh

V V =

quando 55,0≤ Linear shV

(4-5)

(4-6)



76

,100

667,81).100.(1212,2 −= Linear sh

PLawsh

V V

quando 73,055,0 ≤⟨ Linear shV

, Linear shPLawsh V V =

quando 73,0⟩ Linear shV ,

em que:→

PLawshV volume de argila obtido pela equação “Power Law”,

→ Linear shV volume de argila obtido do índice de GR.

(4-7)

(4-8)

Figura 4.4. Relação Power Law x GR Linear (OpenBooks, 2003)



77

5.b. PROJETO RHOB/NPHI

Para este projeto, devido a disponibilidade dos dados dos perfis de densidade e porosidade

neutrônica, além dos mesmos indicadores empregados no Projeto DT, utilizou-se também ométodo de Slope, envolvendo esses dados, o qual é descrito a seguir:

Porosidade Neutrônica x Densidade:

Nesse método (Figura 4.5), o volume de argila/folhelho é calculado a partir do crossplot dos

dados do perfil de porosidade neutrônica (PhiN ou N φ ) com os dados da porosidade

aparente obtida a partir do perfil de densidade (PhiD ou Dφ ).

A partir da verificação de uma linha de areia limpa, as polinomiais são obtidas, até o ponto

denominado ponto de folhelho, onde a linha correspondente determina o volume de argila.

Esse método é denominado Slope.

Figura 4.5. Volume de argila a partir do crossplot N φ / Dφ (Modificado de OpenBooks,

2003)



78

Etapa 6.a: Cálculo de eφ a partir de NPHI/RHOB

A curva de porosidade efetiva a partir de NPHI/RHOB ( eφ ou PhiE NPHI/RHOB) foi

calculada a partir da equação empírica a seguir:

,65

).5,50().5,14(

/

corrigido Dcorrigido N

NPHI RHOBe

φφφ

+=

onde:

→ NPHI RHOBe /

φ porosidade efetiva obtida a partir da porosidade neutrônica e da

porosidade densidade,

→corrigido N φ porosidade neutrônica corrigida,

→corrigido Dφ porosidade densidade corrigida.

As correções das porosidades efetivas a partir da do perfil densidade e de porosidade

neutrônica, já eliminando o efeito da argila, são demonstradas a seguir:

),.(sh Dsh Dcorrigido D V φφφ −=

em que:

→corrigido Dφ porosidade efetiva a partir da porosidade densidade,

→ Dφ porosidade aparente obtida do perfil de densidade pela equação ,

→shV volume de argila obtido no PetroWorks Pro,

→sh Dφ valor da porosidade densidade relativa ao folhelho

(esse valor é estipulado pelo intérprete, e coincide com a zona de folhelho mais

próxima ao intervalo estudado).

),.(sh N sh N corrigido N V φφφ −=

(4-9)

(4-10)

(4-11)



79

em que:

→corrigido N φ porosidade efetiva neutrônica a partir da porosidade neutrônica,

→ N φ porosidade aparente obtida do perfil de porosidade neutrônica,

→shV volume de argila obtido no PetroWorks Pro,

→sh N φ valor da porosidade neutrônica relativa ao folhelho.



Etapa 6.b: Cálculo de eφ a partir de DT

A curva de porosidade efetiva a partir de DT ( eφ ou PhiE DT) foi calculada a partir da

equação empírica a seguir:

,11

∆∆

−−

∆

∆−=

sh

mash

ma DT e

t

t V

t

t K φ

em que:

→ DT eφ porosidade efetiva obtida a partir dos dados de DT,

→∆ mat tempo de trânsito da onda acústica da matriz – arenito, nesse caso,

→∆t tempo de trânsito da onda acústica lido pelo perfil DT,

→shV volume de argila calculado na análise volumétrica,

→∆ sht tempo de trânsito da onda acústica do folhelho,



→K fator Raymer-Hunt-Gardner

(para este trabalho foi empregado o valor default de 0,6250).

4-12



80

4.2.2. Determinação do intervalo de reservatório

O intervalo de reservatório (Tabela 4.4) foi determinado a partir da análise de testemunhos

fornecida pela ANP para o Campo Escola de Namorado, e encontra-se em destaque noAnexo

5, onde se pode observar as curvas de volume de argila calculado pelo PetroWorks Pro

( shV ) no track 1, densidade e porosidade neutrônica (NPHIxRHOB) no track 2, EFAC no

track 3, porosidade efetiva e saturação de água (PhiExSW) no track4, permeabilidade (K) no

track 5, e, resistividade (ILD) no track 6. Todas as curvas foram fornecidas pelo PetroWorks

Pro.

A curva de EFAC corresponde a uma curva de fácies dividida em: reservatório, cimento e

folhelho, os quais correspondem aos valores 1, 2 e 3 respectivamente e encontra-se num

intervalo que vai de 0 (zero) a 4.

A fácies correspondente ao reservatório ?arenito namorado? em todos os poços é descrita

como arenito médio maciço com composição arcoseana, bem selecionado.

NOME DO POÇO INTERVALO DE RESERVATÓRIO (m)

3NA_0001A 2987 a 3015

3NA_0002 3039 a 3053

3NA_0004 3027 a 3050

7NA_0007 3086 a 3111

7NA_0011A 3125 a 3140

4.2.3. Comparação dos valores de eφ no intervalo de reservatório dos

Poços do Campo de Namorado

Para a verificação da confiabilidade do uso do Projeto DT na obtenção de eφ para o

reservatório (ou PhiE DT), foi realizada uma comparação destes valores com os obtidos pelo

Projeto RHOB/NPHI (ou PhiE RHOB/NPHI). Foram realizados três tipos de comparação

dos dados, que estão detalhados nos itens a seguir.

Tabel a 4.4. Intervalo do reservatório dos poços do Campo de Namorado.



81

Para validar os valores de PhiE RHOB/NPHI e PhiE DT obtidos neste trabalho, foi feita a

comparação dos valores de porosidade (PhiT ou t φ RHOB/NPHI e PhiT ou t φ DT), com

dados experimentais de laboratório, dos poços do Campo de Namorado fornecidos pelaANP (PhiT ou t φ ANP).

4.2.3.1. Obtenção e comparação das curvas de eφ no intervalo do

reservatório.

Para obter e comparar as curvas entre si, os valores de eφ DT (ou PhiE DT) e eφ

RHOB/NPHI (ou PhiE RHOB/NPHI), obtidos pela análise petrofísica dos perfis (descrito no

item 4.2.2), foram representados graficamente em função da profundidade. Para mensurar a

diferença entre cada ponto de cada curva, calculou-se a diferença entre os valores de eφ ,

representando-os graficamente em função da profundidade. Para a construção das curvas

utilizou-se o aplicativo Excel da Microsoft®. Determinando-se, assim, a diferença absoluta

média entre os valores de eφ para cada poço do Campo de Namorado.

4.2.3.2. Comparação dos valores de eφ através da análise da

distribuição de freqüência.

Como os valores de eφ são pontuais, referentes a cada intervalo do poço, não é comum

retirar-se um valor médio, portanto, através da análise de distribuição de freqüência, é

possível verificar se os valores entre os dois projetos seguem uma mesma distribuição.

Para esta análise, foram construídos histogramas para cada poço, de valores da freqüência de

distribuição de eφ em função de blocos de valores de eφ , na ordem de 0; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4 e

0,5. Os histogramas foram construídos utilizando-se o aplicativo Excel da Microsoft®.

4.2.3.3. Determinação da diferença percentual entre os valores deeφ .

Para determinar a diferença percentual média entre os valores de eφ , foi feita a

representação gráfica da diferença percentual pontual entre todos os valores de eφ DT (ou



82

PhiE DT) e eφ RHOB/NPHI (ou PhiE RHOB/NPHI) em função da profundidade. A

diferença percentual corresponde a variação percentual dos valores obtidos de eφ DT, com

relação aos valores obtidos de eφ RHOB/NPHI, foi calculada pela fórmula:

,100)(

(%) /

/

NPHI eRHOB

eDT NPHI RHOBeercentual DiferençaP

φ

φφ ×−=

em que:

→ NPHI RHOBe /

φ porosidade efetiva obtida a partir dos dados de RHOB/NPHI

→ DT eφ porosidade efetiva obtida a partir dos dados de DT

Além dos gráficos de diferença percentual pontual, construiu-se também uma tabela de

distribuição da freqüência desta diferença percentual em função de blocos da ordem de –50 a

+100%, e, fez-se uma representação gráfica desta na forma de histograma com os blocos

variando na ordem de –20 a +20%.

Para construção dos gráficos e determinação da distribuição utilizou-se o aplicativo Excel da

Microsoft®.

4.2.3.4. Validação dos dados obtidos de RHOB/NPHI e DT.

Comparação entre t φ DT, PhiT RHOB/NPHi e t φ ANP.

Para esta comparação foi feito um gráfico comparando os valores pontuais de porosidade

total (PhiT ou t φ ) , fornecidos pela ANP ( t φ ANP), obtidos a partir da análise de amostras

dos testemunhos dos poços do Campo de Namorado, com os valores de t φ DT e t φ

RHOB/NPHI, nas mesmas profundidades de poço.

Os valores de t φ , nas respectivas profundidades para cada poço, segundo a ANP, estão

apresentados no Tabela 4.5.

(4-13)



83

Pelo fato de algumas análises terem sido realizadas em amostras localizadas em

profundidades fora dos limites do reservatório, aqui determinados, alguns poços terão

poucos dados disponíveis para comparação, entretanto respeitando o mínimo de três pontos,

como ocorre para os poços 7NA_0007 e 7NA_0011A.

Os dados foram expressos em forma de gráfica comparativa, relacionando valores pontuais

da porosidade total com a profundidade em que foram obtidos .

Tabela 4.5. Valores de t φ nas respectivas profundidades para cada poço do Campo de Namorado,

segundo a ANP.Poço 3NA_0001A Poço 3NA_0002 Poço 3NA_0004 Poço 7NA_0007 Poço 7NA_0011A

Prof(m) t φ ANP Prof(m) t φ ANP Prof(m) t φ ANP Prof(m) t φ ANP Prof(m) t φ ANP3005,2 26,5 3040,2 30,6 3037,6 29,0 3098,6 28,9 3129,8 22,3

3006,0 27,2 3044,2 29,2 3038,0 29,0 3100,6 28,6 3130,2 23,73007,4 27,5 3046,2 27,1 3043,2 29,3 3102,0 25,1 3130,8 26,73008,6 26,1 3047,2 27,4 3044,4 28,7

3009,8 28,2 3048,4 22,2 3044,8 29,13010,2 27,4 3048,8 23,3 3045,4 29,2

3011,4 30,9 3049,6 23,2 3046,2 28,7

3011,8 31,4 3051,4 27,2 3046,6 26,83012,4 30,2 3052,2 28,2 3047,4 27,5

3015,0 29,7 3053,2 28,2 3048,4 24,2

4.2.4. Obtenção dos valores de eφ correspondentes à Formação

Urucutuca, Bacia de Almada-BA.

Na obtenção dos valores de eφ para a Formação Urucutuca, foi realizado, primeiramente,

um processo de transformação de dados digitais em dados numéricos, para a obtenção das

coordenadas numéricas dos perfis de DT, GR e ILD. E na sequência, foram realizadas as

etapas de obtenção da porosidade efetiva a partir dos dados do perfil de DT, descritas noitem 4.2.1, para o intervalo do perfil correspondente à Formação Urucutuca, para cada poço.

4.2.4.1. Obtenção de dados numéricos e representação gráfica dos perfisdos poços da Bacia de Almada

As coordenadas das figuras dos perfis de extensão CGM (Corel Graphics Metafile), dos

poços de Almada, foram obtidas por digitalização utilizando-se o aplicativo WinDig 2.0. As

curvas representativas dos perfis de DT, GR e ILD foram representadas graficamente,

utilizando-se o aplicativo matemático MATLAB versão 6.0, e estão apresentados no Anexo 3.



84

4.2.4.2. Escolha do intervalo correspondente à Formação Urucutuca

A escolha do intervalo da formação no perfil dos dois poços foi baseada em informações da

literatura. Segundo Netto (1994), a profundidade da formação corresponde aos intervalos

apresentados na Tabela 4.6.

Tabel a 4.6. Intervalo correspondente à Fm. Urucutuca e ao arenito, na formação.

Nome do PoçoIntervalo da

Formação Urucutuca (m)

1BAS36_BA 400 a 700

1SSA01_BA 70 a 650

4.2.4.3. Obtenção de eφ no intervalo da Formação Urucutuca

Os valores de eφ , obtidos a partir dos perfis de DT, GR e ILD (descrito no item 4.2.1), foram

representados graficamente em função da profundidade e em função frequência de

distribuição. Para a construção das curvas utilizou-se o aplicativo Excel da Microsoft®.

i. Obtenção da curva de eφ no intervalo da Formação Urucutuca

A obtenção da porosidade efetiva ( eφ ) a partir dos dados do perfil de DT, para o intervalo

correspondente à Formação Urucutuca, foi realizada seguindo-se as etapas descritas no item

4.2.1 deste capítulo.

ii. Obtenção da distribuição de freqüência.Para esta análise, foram construídos histogramas para cada poço, de valores de PhiE em

função de blocos de valores de eφ , na ordem de 0; 0,05; 0,1; 0,15; 0,2; 0,25; 0,3; 0,35; 0,4; 0,45 e

0,5. Os histogramas foram construídos utilizando-se o aplicativo Excel da Microsoft®.



Conclusões

133

6. CONCLUSÕES

Nesta dissertação foram empregados dados de perfis de poço da Bacia de Campos /RJ

(Campo de Namorado) e da Bacia de Almada/BA para o cálculo da porosidade efetiva das

formações geológicas. Esta estimativa, normalmente emprega uma suíte composta de

cinco perfis (DT, GR, ILD, NPHI e RHOB), entretanto, os dados referentes a Bacia

Almada, só apresentam três perfis (DT, GR, ILD). Mesmo com a falta dos perfis de

densidade e porosidade neutrônica em Almada, decidiu-se calcular as porosidades,

testando a confiabilidade deste cálculo com os dados completos do Campo de Namorado.

Para realizar essa verificação, foram comparados os valores da porosidade efetivaobtidos a partir da suíte de três perfis (Projeto DT) com os obtidos a partir da suíte de

cinco perfis, Projeto RHOB/NPHI.

A porosidade efetiva obtida pelo Projeto DT para os reservatórios dos poços deste mesmo

campo apresentou valores da ordem de 0,20 a 0,30. Por outro lado, os valores de

porosidade efetiva obtidos pelo Projeto RHOB/NPHI para os reservatórios dos poços do

Campo de Namorado apresentaram valores da ordem de 0,30 a 0,35. Assim, a diferença

média entre os valores de porosidade efetiva obtidos pelo Projeto DT são, em média,

menores dos que os obtidos pelo Projeto RHOB/NPHI na ordem de 0,05 em valor

absoluto. A variação entre os valores de porosidade efetiva obtidas pelo Projeto DT e pelo

Projeto RHOB/NPHI foi da ordem de +15% em 73% dos dados analisados.

Uma vez verificada essa metodologia, a mesma foi empregada no cálculo da porosidade

efetiva dos poços da Bacia de Almada, a qual foi da ordem de 0,30 a 0,35 para o poço

1BAS36_BA, e, para o poço 1SSA01_BA, mostrou-se distribuída entre de 0,15 e 0,30,

para 70% dos dados, e da ordem de 0,4 para 24% dos dados.

O método de avaliação de dados geofísicos de poço, testado neste estudo, pode ser

utilizado para obtenção de porosidade efetiva de reservatórios, utilizando dados de Perfil

Sônico, de Resistividade e de Raios Gama, fornecendo valores de PhiE em média 15%

menores do que os obtidos quando são analisados dados de perfis Sônico, Raios Gama

Resistividade, Densidade e Porosidade Neutrônica.

A metodologia proposta mostrou-se consistente, podendo ser utilizada em outros casos

de exploração em diferentes bacias, onde somente se pode estimar a porosidade a partir

de dados do tipo DT.



145

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PETROBRAS, RJ, 6 (3/4): 191-200, jul/dez, 1992.

43. SCHLUMBERGER, Searching for oil and gas in the land of giants - Special edition on

Brasil. Schlumberger, Argentina, 1998.



149

44. SCHLUMBERGER, Avaliação das formações no Brasil – WEC Brasil. Schlumberger,

Brasil, 1985.

45. Serra, O.; Fundamentals of well-log interpretation. V.1, Amsterdam: Elsevier Science

Publishers B. V., 1984 (423p).

46. Silva, J. C. Perfilagem de poço II – Well logging processing and interpretation. Notas

de aula.DEGEL/UFRJ, 2003

47. Silva, H. P. & Santos, H. A. C.; Mineração de Petróleo; B. Téc. PETROBRAS, 27(3): 175-

184, jul/set, 1984.

48. Souza Filho, A. F., PETROBRAS - Dez anos de evolução tecnológica. Bol. Tec.

PETROBRAS , 10 (1): 6-16, jan/mar, 1967.

49. Stow, D.A.V. & Mayall, M. Deep-water sedimentary systems. New models for the 21 st.

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50. Suguio, Introdução à sedimentologia. São Paulo: Ed. Edgard Blucher - EDUSP ,1973(317p).

51. Walker, R.G. Turbidite and submarine fans. In: Walker, R.G. e James, N.P. Facies models:

response to sea level change. Ontario: Geological Association of Canada, 239-263, 1992.

52. Welex. Introduccion al perfilaje. 2ª Edição, Neuquen: Welex Training System, 1984

(302p).



150

150

Anexo 1

~VERSION INFORMATIONVERS. 2.0: CWLS Log ASCII Standard - Version 2.0WRAP. NO: One Line per Depth Step

~WELL INFORMATION#MNEM.UNIT DATA DESCRIPTION OF MNEMONIC#----------- ---- -----------------------STRT.M 2950.0000 :Start DepthSTOP.M 3200.0000 :Stop DepthSTEP.M 0.2000 :StepNULL. -99999.0 :Null ValueCOMP . PETROLEO BRASILEIRO S/A :CompanyWELL . 3NA 0001A RJS :WellFLD . NAMORADO :FieldLOC . :LocationSTAT . RIO DE JANEIRO :StateSRVC . :Service Company

DATE . :Log DateAPI . 742810040300 :API Code~CURVE INFORMATIONDEPT.M :Measured DepthDT. :01GR. :02ILD. :03NPHI. :04RHOB. :05

~ASCII LOG DATA2950.000 86.9492 81.8789 1.7070 -99999.0 2.44992950.200 89.1133 83.8516 1.7107 -99999.0 2.46782950.400 88.8438 86.3867 1.7263 -99999.0 2.48222950.600 85.2305 85.6211 1.7507 -99999.0 2.45652950.800 86.0234 83.2773 1.7346 -99999.0 2.45463000.000 95.3386 49.3516 1000.00 20.8582 2.1647

3000.200 95.4328 49.2070 1000.00 21.1250 2.16183000.400 95.3523 50.0430 1000.00 21.6523 2.15953000.600 94.9883 49.6289 1000.00 22.0391 2.16603000.800 94.3164 48.9609 1000.00 21.6055 2.17603050.000 99.7148 74.7734 5.6758 26.2578 2.30913050.200 102.5625 72.0000 6.8555 27.3477 2.29173050.400 107.9375 64.1875 8.4844 26.7461 2.27253050.600 112.1211 54.9375 11.1250 24.5820 2.22393050.800 112.9531 49.7578 16.7500 23.8901 2.14313100.000 64.8945 69.1836 18.8616 8.7314 2.56603100.200 68.1875 70.3086 17.8398 9.5703 2.55663100.400 75.8750 74.6875 14.7344 11.5352 2.50683100.600 83.2656 80.0039 11.5312 13.6172 2.49073100.800 81.9375 72.8125 9.1719 18.1875 2.49983150.000 74.6328 28.9712 2.5459 18.4141 2.59603150.200 76.2207 29.0938 2.4766 17.4961 2.5907

3150.400 74.7812 30.0312 2.4258 16.1406 2.57613150.600 73.2344 32.1445 2.4414 15.1484 2.57933150.800 73.0459 34.9062 2.6050 13.8984 2.59853190.800 64.0820 28.0625 4.5859 6.8711 2.62723199.000 70.8867 33.0625 4.0193 19.1484 2.59503199.200 70.3320 29.3125 3.8486 19.9883 2.59383199.400 68.2070 26.3320 3.5898 19.8242 2.57763199.600 67.3203 27.5039 3.3518 17.3438 2.57093199.800 68.0703 29.3555 3.1702 14.4141 2.5752



151

151

Anexo 2

Poço 3NA_0001A

40608011014 0

2950

2975

3000

3025

3050

3075

3100

3125

3150

3175

32000 3 0 6 0 9 0 120 150 0.2 1 0 100 2000 -10 0 1 5 3 0 50 2 2.3 2.7 3

DT (µs/ft) GR (API) ILD (Ohm.m) NPHI RHOB (g/cm3)



152

152

Poço 3NA_0002

Poço 3NA_0004

40608011014 0

2975

3000

3025

3050

3075

3100

3125

3150

3175

32000 30 60 90 120 150 0.2 10 100 2 000 -10 0 15 30 50 2 2.3 2.7 3




153

153

Poço 3NA_0004

40608011 0140

2950

2975

3000

3025

3050

3075

3100

3125

31500 30 6 0 90 120150 0.2 10 100 2000 -10 0 15 30 50 2 2.3 2.7 3




154

154

Poço 7NA_0007

Poço 7NA_0011A

40608011 0140

3025

3050

3075

3100

3125

3150

3175

3200

3225

3250

32750 30 60 90 120 150 0.2 10 100 2000 -10 0 15 30 50 2 2.3 2.7 3




155

155

Poço 7NA_0011A

40608011014 0

3000

3025

3050

3075

3100

3125

3150

3175

32000 30 60 90 120 150 0.2 10 100 2000 -10 0 15 30 50 2 2.3 2.7 3




157

157

Anexo 3

Poço 1BAS36-BA – Perfil Sônico (µs/ft)

140 40

MATLAB ANP



158

158

Poço 1BAS36-BA – Perfil de Raios Gama (API)

0 15

MATLAB ANP



159

159

Poço 1BAS36-BA – Perfil de Resistividade (Ohm.m)

MATLAB ANP



160

160

Poço 1SSA01-BA – Perfil Sônico (µs/ft)

MATLAB ANP



161

161

Poço 1SSA01-BA – Perfil de Raios Gama (API)

MATLAB ANP



162

162

Poço 1SSA01-BA – Perfil de Resistividade (Ohm.m)

MATLAB ANP



163

163

ANEXO 4

Correções ambientais (o complemento “EnvCorr” significa environmental

correction, e corresponde à curva corrigida).

Poço 3NA_0001A



164

164

Poço 7NA_0007



165

165

Anexo 5

Curvas de shV , NPHIxRHOB, EFAC, PhiExSW, Permeabilidade (K) e ILD, utilizadas

na determinação do intervalo do reservatório, o qual se encontra em destaque.

Poço 3NA_0001A



166

166

Poço 3NA_0002



167

167

Poço 3NA_0004



168

168

Poço 7NA_0007



169

Poço 7NA_0011A

Tese - Shirley Katianne Lemos Rabelo

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