Well-logging Correlation - Análise e correlação de diagrafias em poços na bacia de Rio Grande do Norte

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1 Well-logging Correlation - Análise e correlação de diagrafias em poços na bacia de Rio Grande do Norte Ricardo Afonso Salvador Pernes Dissertação para a obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Geológica e de Minas Orientador: Prof. António João Couto Mouraz Miranda Júri Presidente: Prof. Amílcar de Oliveira Soares Orientador: Prof. António João Couto Mouraz Miranda Vogais: Prof. António José da Costa Silva Doutor José António da Cruz Mendes e Sousa Março de 2014

2 Agradecimentos Agradeço à Partex Oil and Gas pela cedência dos dados necessários à dissertação, ao Doutor José Sousa e ao Eng. Luís Guerreiro da Partex Oil and Gas, aos Engenheiros Leonardo Pereira e Ruben Nunes e à doutora Júlia Carvalho do CERENA pela disponibilidade e ajuda prestadas. Uma palavra de agradecimento aos colegas e professores que me acompanharam e apoiaram ao longo do percurso académico. Um agradecimento especial aos meus pais, avós e irmãos que sempre me apoiaram e motivaram em tudo. 2

3 Well-logging Correlation - Análise e correlação de diagrafias em poços na bacia de Rio Grande do Norte Resumo Na execução de uma sondagem é obtida, através de carotagem, recolha de amostras e logging, informação necessária ao estudo das características físicas das formações atravessadas pelo furo. No âmbito do logging, são recolhidos dados sobre resistividade, radiação gama, densidade, porosidade, falhas, velocidade de propagação de ondas e orientações das formações através de sondas que são enviadas ao longo do furo, durante e após a perfuração. Os métodos de logging, no seu conjunto, permitem estabelecer parâmetros de porosidade, saturação e, indiretamente, permeabilidade da formação, com o intuito de tirar conclusões acerca da existência e localização, ao longo da sondagem, de payzones ricas em hidrocarbonetos para exploração. Neste trabalho foram analisados e correlacionados logs provenientes de três poços localizados na Bacia Potiguar, Brasil, com o objetivo de identificar as potenciais payzones em cada um e identificar semelhanças entre as respostas dos logs em estudo para uma definição geral das formações atravessadas. A análise e posterior correlação, recorrendo ao software Petrel, permitiram atingir os objectivos propostos e chegar a conclusões acerca das características de porosidade, permeabilidade e saturação das formações, assim como a uma caracterização geral, a diferentes profundidades, do tipo de rocha constituinte. Palavras-Chave Sondagem Logging Análise Correlação Bacia Potiguar 3

4 Well-logging Correlation Analysis and correlation of well logs in Rio Grande do Norte basin wells Abstract During drilling operations we can obtain, with coring, mud-logging and well logging, all the information we need to study a formation in terms of its physical characteristics. With well logging data concerning resistivity, gamma radiation, density, porosity, existing faults, underground wave velocity and dips is recovered and send up to the surface during and after drilling. Well logging methods allow the establishment of porosity, saturation and, indirectly, permeability parameters in order to take conclusions about the existence and location, along the drilled hole, of pay zones rich in hydrocarbon to exploit. The work centered on the analysis and correlation of provided logs from tree wells located in Potiguar Basin, Brasil, with the objective of pay zone identification and to explain similarities between logs in order to get a general definition of the drilled formations. Software Petrel was used in order to make a correlation between the wells, after a previous analysis. The correlation was successful and allowed to take conclusions about the porosity, permeability and saturation of the formation, as well as a general characterization of the constituting rock. Key-words Drilling Well Logging Analysis Correlation Potiguar Basin 4

5 I- Índice 1. Introdução Objectivos Estado de arte Técnicas de Sondagem Rotação Bottomhole Assembly Motor RSS MWD ( Measurement While Drilling ) Ferramentas de Sondagem Bits Fluidos de Sondagem ( Drilling Fluids ) Parâmetros de Sondagem Métodos de aquisição de Informação Geológica Carotagem Logging (Diagrafias) Wireline Logging Logging While Drilling Parâmetros Petrofísicos de Logs Porosidade Permeabilidade Saturação Tipos de Diagrafias Diagrafias de Resistividade Potencial Espontâneo (SP) Radiação Gama Natural (GR) Densidade Neutrões Diâmetro do furo (Caliper) Temperatura Sónica Dipmeter Imagem Monitorização elétrica Imagem Monitorização ultrassónica Imagem óptica Características litológicas das formações sedimentares Arenitos

6 7.2. Argilas/Shales Rochas carbonatadas Evaporitos Software Petrel Correlação entre poços Manual de procedimento - Petrel Caracterização Geográfica Bacia Potiguar Caracterização Geológica Bacia Potiguar Caracterização dos poços existentes no local em estudo Análise de Diagrafias Poço Seco Poço Minor Oil Poço Produtor Resultados da Correlação Crítica aos resultados obtidos Considerações finais Referências Bibliográficas

7 II. Índice de Figuras Figura 1 - Bottomhole Assembly para poços verticais (esquerda) e direcionais (direita), com os componentes descritos (Schlumberger, 2013) Figura 2 - Componentes do motor RSS, modelo RSM675 da APS Technology Figura 3 - Bit SpeedDrill da National Oilwell Varco. Fonte: (Terrell, 2013) Figura 4 - Circuito de circulação das lamas de sondagem, adaptado de Barrett et al., Figura 5 Ferramenta de MWD e LWD Eco-Scope da Schlumberger integrada na BHA (Schlumberger, 2013) Figura 6 - Variação do potencial espontâneo função da porosidade da formação, com as correções necessárias devido às variações de resistividade e temperatura do fluido de sondagem (Ellis & Singer, 2007) Figura 7 - Representação esquemática do efeito de Compton (Ellis e Singer, 2007) Figura 8 - Relação entre o ângulo de dispersão e a energia do raio gama final para electrões de incidência de 660 kev (Ellis e Singer, 2007) Figura 9 - Gama de valores de Z e E0 para os quais cada interação de raios gama com a matéria torna-se predominante (Ellis & Singer, 2007) Figura 10 - Sonda de Caliper. Fonte: Baker Hughes Figura 11 - Esquema das ondas Stoneley (White, 1983) Figura 12 - Excerto de log sónico, adaptado de Halliburton, Ondas de compressão e tracção identificadas Figura 13 - Ferramenta de Dipmeter (pormenor) onde se observam os sensores ligados por braços articulados - Fonte: 42 Figura 14 - Logs de raios gama (GR), Neutrão (NPHI) e densidade (RHOB) numa arcose de arenito. Também estão incluídos o diâmetro dos bits (BS), tensão (TENS), caliper (CALI) e correção de densidade (DRHO), (Bateman, 1984, Halliburton) Figura 15 - Correlação entre dados de prospecção sísmica e de logs, com destaque para os poços desviados. Fonte: slb.com Figura 16 - Janela de introdução de um poço Figura 17 - Opções de manuseamento do conteúdo relativo a cada poço Figura 18 - Exemplo de seleção de logs a partir da opção Global Well Logs Figura 19 - Mapa de localização da Bacia Potiguar, modificado de Mont Alverne et al. (1998). 54 Figura 20 - Mapa do bloco onde se encontram os poços em estudo (sem escala) Cortesia Partex. Poço 1 - Seco; Poço 2 Minor Oil; Poço 3 - Produtor Figura 21 - Excerto de log analisado no poço seco (Schlumberger, 2009) Figura 22 - Excerto de log analisado no poço minor oil (Schlumberger, 2006) Figura 23 - Excerto de log analisado no poço produtor (Schlumberger, 2007) Figura 24 Correlação entre os logs dos três poços em estudo, com destaque para a payzone

8 III. Índice de Tabelas Tabela 1 - Coordenadas dos três poços em estudo Tabela 2 - Porosidades calculadas para a "payzone" situada aos 350m de profundidade no poço produtor IV. Índice de Equações [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16]

9 V. Símbolos e Abreviaturas BHA Bottomhole Assembly RSS Rotary Steerable System MDW Measurement While Drilling LWD Logging While Drilling PDC Polycrystalline Diamond Compact ROP Rate of Penetration Kf Perfurabilidade WR Unidade de diâmetro RPM Rotações por minuto HP Horsepower DIA Diâmetro de perfuração W Weight ϕ Porosidade V w Volume de água V h Volume de hidrocarbonetos V b Volume da rocha ϕ e Porosidade efectiva v Velocidade de escoamento k Condutividade hidráulica P Pressão ρ Densidade g Aceleração gravítica Z Profundidade; Número atómico (quando aplicável); Nº de electrões (quando aplicável) µ - Viscosidade de um fluido; Factor de atenuação (quando aplicável) S w Saturação em água T Temperatura; Espessura de uma formação (quando aplicável) A Área; Constante (quando aplicável) F sd Fracção de areia rica em hidrocarbonetos R 0 Resistividade de uma amostra saturada R w Resistividade de um meio poroso saturado m Metro Unidade de medida; Factor de correção (quando aplicável) Co Efeito de Compton σ co Coeficiente de absorção de Compton N Av Número de Avogadro ρ b Densidade da formação ρ e Densidade de electrões J nº de electrões dispersos K 1, K 2 Constantes dependentes do comprimento da ferramenta de logging ϕ D Porosidade obtida a partir do log de densidade 9

10 E Energia ϕ N Porosidade obtida a partir do log de neutrão V p Velocidade das ondas P V s Velocidade das ondas S V ma Velocidade das ondas na matriz rochosa V b Velocidade das ondas na formação rochosa Δt Intervalo de tempo Δt ma Intervalo de tempo de recepção das ondas na matriz Δt f Intervalo de tempo de recepção das ondas no fluido API American Petroleum Institute TOC Total Organic Carbon GR Log de raios gama NPHI Log de neutrão RHOB/RHOZ Log de densidade BS Log de Diâmetro do Bit TENS Log de tensão CALI Log de Caliper DRHO Log de correção de densidade SP Log de potencial espontâneo RXOZ Log de resistividade standard AT30/AHT30 Log de resistividade médio AT90/AHT90 Log de resistividade profundo SSTDV Standard True Vertical Depth Kb Kelly-bushing MD Measured Depth 10

11 1. Introdução O conhecimento das propriedades litológicas do subsolo depende do investimento em prospeção e reconhecimento com métodos geofísicos e sondagens. No âmbito das sondagens procede-se à recolha de amostragens, com recurso a carotagem, ou recolha de informação física das propriedades das formações rochosas utilizando sondas que efectuam leituras contínuas ao longo de um furo de sondagem, transmitindo os dados até à superfície, onde um computador os traduz em logs, num processo globalmente designado por Well Logging ou diagrafias Objectivos Este trabalho tem como objetivos a análise e correlação litológica de dados de diagrafias de três poços de pesquisa e produção de hidrocarbonetos situados na Bacia Potiguar, na região de Rio Grande do Norte. A análise e correlação dos logs permitem estabelecer a localização de payzones num poço, a partir do estudo dos logs. Os resultados da análise e correlação dos logs estudados permitem estimar a porosidade, permeabilidade e eventual saturação em hidrocarbonetos nas payzones. 11

12 2. Estado de arte Neste capítulo introduz-se a informação teórica de sondagens necessária ao enquadramento do trabalho na temática do Well Logging Técnicas de Sondagem Rotação Neste método o furo de sondagem é perfurado por uma broca com rotação ao mesmo tempo que se aplica uma força no sentido descendente. O bit sofre um momento torsor a partir do topo da série de varas ou do motor RSS ( Rotary Steerable System) de sondagem, distribuído ao longo das varas que se vão adicionando à medida que a profundidade de perfuração aumenta. Os cuttings são removidos do fundo do furo através do fluido de sondagem, em circuito fechado. Para adicionar uma vara ao circuito é necessária a sustentação das varas já colocadas, recorrendo a um encaixe que as suporta ao nível da mesa de sondagem. A coroa de sondagem sofre rotação no sentido inverso ao encaixe e é desencaixada do circuito. É encaixado o topo de uma nova vara na coroa e a base da vara no topo da vara presa na mesa de sondagem. As componentes ficam devidamente estanques e o processo de perfuração continua. O Rig ou estrutura de sondagem suporta todo o peso das varas e ferramenta de perfuração, pelo que cada Rig está dimensionado para uma certa profundidade de perfuração. Na figura 4 (capítulo 3) observa-se um esquema dos componentes de um Rig. A fonte de energia mais característica do funcionamento de todo o equipamento é o Diesel Bottomhole Assembly A bottomhole assembly (BHA, abrev., figura 1) é o conjunto de peças/componentes da zona frontal do fundo de furo. Entre os componentes contam-se o bit propriamente dito, um motor no caso dos furos direcionais, estabilizadores, drill collar ou varas de peso, jars ou desencravadores e peças de combinação de roscas ou subs. Estes componentes devem fornecer a força e momento torsor necessários para o bit perfurar a rocha, possuir resistência às elevadas temperaturas envolventes e proporcionar ao sondador um controlo de execução do poço. No caso dos furos direcionais inclui-se um sistema de Measurement While Drilling (MDW, abrev.) e Logging While Drilling (LWD, abrev.) (Schlumberger, 2013). Por vezes, devido à capacidade de expansão de certas formações, é necessário um Reamer para manter o diâmetro perfurado. O Reamer alarga o furo para o diâmetro desejado, 12

13 estabiliza-o na zona de furação ao diminuir as vibrações na coluna de perfuração e permite que as varas percorram o furo sem sofrer deterioração por fricção nas paredes. Figura 1 - Bottomhole Assembly para poços verticais (esquerda) e direcionais (direita), com os componentes descritos (Schlumberger, 2013). Na execução de furos direcionais a BHA altera o ângulo de perfuração de acordo com a distância existente entre estabilizadores, diâmetro e rigidez do drill collar, inclinação da formação, velocidade de rotação, peso no bit, dureza da formação e tipo de bit (Schlumberger, 2012). Um estabilizador próximo do bit, abaixo de uma série de colares de perfuração, promove um aumento de ângulo à medida que é aplicado peso sobre o bit. O perfurador pode também recorrer a desviadores, peças metálicas em forma de rampa colocadas à profundidade desejada de modo a facilitar o desvio da furação. Além da inclinação é necessário manter o azimute da perfuração, pelo que é necessário um motor com propulsão próxima do bit e monitorização adequada com equipamento MWD para não afectar o desvio. 13

14 Motor RSS Actualmente os furos de sondagem podem ser direcionados com base em equipamento motorizado RSS (Rotary Steerable System) (figura 2) e MWD (Measurement While Drilling), que permitem, através de sinais enviados a partir da superfície ao longo da coluna de fluido de sondagem, direcionar a furação, através de dados transmitidos de azimute e inclinação. Este motor é propulsionado com recurso ao fluido de sondagem e transmite a rotação necessária ao bit para perfurar a formação. O motor muda de direção graças a Pads que se ajustam às paredes do furo e às instruções enviadas a partir da superfície pelo sondador. Figura 2 - Componentes do motor RSS, modelo RSM675 da APS Technology. O motor permite uma resposta mais rápida a partir da superfície, graças ao MWD, corrigindo a inclinação e azimute caso o furo se desvie excessivamente da rota planeada. Os modelos mais recentes permitem mudanças de ângulo mais acentuadas por parte da BHA, sem quebra de Rate of Penetration, (ROP, abrev.). São também sistemas de rotação integrais, ou seja, tanto as varas como a BHA rodam em simultâneo, limpando o furo e reduzindo o risco de encraves nas varas (Schlumberger, 2012). A integração dos dados de MWD em conjunto com as vantagens dos motores RSS recentes permite um planeamento em 3D da trajectória do furo com elevado grau de certeza, bem como uma redução significativa do tempo de perfuração. Permite também uma maior exposição do furo à payzone, aumentando a produção (Schlumberger, 2012) MWD ( Measurement While Drilling ) A avaliação de propriedades físicas, incluindo a pressão, temperatura, azimute e inclinação da perfuração num espaço tridimensional, à medida que a perfuração avança, é o propósito da técnica de Measurement While Drilling. Actualmente é prática corrente na maioria das 14

15 sondagens, com destaque para as direcionais, tendo em conta os custos relacionados com o tempo de perfuração e estabilidade do poço. As medições são efectuadas à medida que se perfura e guardadas em memória, sendo de seguida enviadas para a superfície através da coluna de fluido. A transmissão dos dados é normalmente enviada através da coluna de fluido do mesmo modo que o método de LWD, sob a forma de ondas sinusoidais positivas, negativas ou contínuas. As ferramentas podem guardar os dados para serem analisados quando a ferramenta de sondagem é retirada do furo ou quando existe falha na transmissão dos dados (Schlumberger, 2013) Ferramentas de Sondagem Consoante o fabricante, o tipo de formações e a exigência da perfuração existem diversos tipos de Bits (brocas ou ferramentas) de sondagem por rotação, com destaque para os PDC ou bits diamantados policristalinos. São ainda aplicados tricones na maioria dos furos verticais. Outro tipo de ferramenta com relevância no campo das sondagens é o martelo de fundo de furo Bits O material dos bits varia consoante a resistência e competência das formações, sendo utilizados bits de carboneto de tungsténio ou diamante nas formações mais resistentes. Os PDC são constituídos por uma área frontal onde estão inseridos diamantes adequados à furação que são embutidos na matriz de aço. Na área lateral do bit são também inseridos diamantes mais espaçados entre si. Modelos recentes de bits possuem duas secções de diferentes diâmetros (representadas na figura 3). A primeira, com menor diâmetro, perfura a rocha, modificando o estado de tensões existente. O maciço tende a deformar-se e a perder resistência na zona perfurada, pelo que a segunda secção do bit, o Reamer, alarga o furo com menor gasto energético até ao diâmetro desejado. Este modelo permite um contacto integral do bit com o maciço devido à inclusão de almofadas que orientam o bit, aumentando a estabilidade e eficiência da perfuração (Terrell, 2013). 15

16 Figura 3 - Bit SpeedDrill da National Oilwell Varco. Fonte: (Terrell, 2013). 16

17 3. Fluidos de Sondagem ( Drilling Fluids ) Um fluido de sondagem, ou lama de sondagem, é utilizado nas operações de perfuração com os seguintes objectivos: Limpeza de sólidos do fundo do furo (cuttings) e sua libertação à superfície. Controlo da pressão na formação e manutenção da estabilidade do furo. Impermeabilização das paredes do furo. Arrefecimento, lubrificação e suporte da ferramenta de perfuração. Transmissão de energia hidráulica à ferramenta e bits. Minimização de danos no reservatório causados durante a furação, evitando a entrada de fluidos para o interior do furo. Permitir uma melhor avaliação dos constituintes da formação por meio de diagrafias de sondagem. Controlo de corrosão. Facilitar a cimentação do furo. Minimizar impactes ambientais. O sistema de circulação das lamas no furo começa à superfície, num tanque de lamas a partir do qual a lama é bombeada até ao fundo do furo através das varas de furação, preenchendo a totalidade do furo. Um canal envia a lama que atinge a superfície na direcção do tanque, fechando o circuito. A figura 4 demonstra um exemplo de um circuito pormenorizado. Existem diversos tipos de fluidos de sondagem, classificados de acordo com o fluido principal utilizado: Gasosos: Ar, Azoto. Aquosos: Água, Espumas, Argila (ex. Bentonite), Polímeros, Emulsões. Não-aquosos: Óleo ou Gel. 17

18 Figura 4 - Circuito de circulação das lamas de sondagem, adaptado de Barrett et al., A seleção do fluido de sondagem baseia-se nas seguintes propriedades: densidade, tixotropia, viscosidade e quimismo adequados às formações atravessadas, assim como o seu custo e impactes ambientais. Os custos incluem o preço de mercado dos ingredientes do fluido, gestão de sólidos e de resíduos. Depois de cumprida a sua função as lamas devem ser devidamente tratadas, se necessário. Os componentes que não implicam impactes ambientais podem ser despejados numa área autorizada, ao passo que os outros devem seguir para instalações de tratamento próprias (Barrett et al., 2005). 18

19 4. Parâmetros de Sondagem Na mecânica das perfurações de sondagem intervêm as seguintes variáveis: Tensão Torção Pressões Velocidade de perfuração A velocidade de perfuração (ROP, pés/hora) pode ser descrita através da unidade de diâmetro (WR), velocidade de rotação (RPM) e perfurabilidade da formação (Kf) (Santos, 2010), da seguinte maneira: [1] A perfuração avança graças a uma combinação de carga aplicada com o movimento rotacional da broca de perfuração. Esta carga é designada por Pulldown. A força aplicada à superfície transmite-se ao longo das varas até aos bits devido à potência de rotação. Esta pode ser descrita da seguinte forma (Santos, 2010): [2] Já o Torque ou momento de rotação depende do peso do bit, diâmetro das varas ou da furação e escavabilidade da rocha. Pode aproximar-se da seguinte maneira (Santos, 2010): [3] Onde DIA é o diâmetro da furação em polegadas e W o peso sobre o bit em lbs/

20 5. Métodos de aquisição de Informação Geológica As análise de amostras de rocha que ao sendo perfurada são trazida à superfície com o fluido de sondagem (cuttings) constituem a base de uma avaliação primária das formações rochosas que são perfuradas. Contudo estes pequenos fragmentos de rocha não oferecem o grau de certeza desejado num projecto que envolve milhões de dólares a completar. Para a obtenção de amostras de grande dimensão (vários metros de comprimento) e nas melhores condições possíveis é utilizada uma técnica designada por Carotagem, que consiste na extração de um testemunho de rocha do fundo do furo durante a perfuração ou nas paredes do furo após a furação (Gatlin, 1960). Este método é utilizado na obtenção de testemunhos para posterior análise na indústria mineira, petrolífera e em obras geotécnicas Carotagem Todos os tipos de carotagem no fundo de furo utilizam uma ferramenta cilíndrica anelar que provoca um corte na rocha de modo a que se obtenha um cilindro ou core no seu centro. Quando se atinge a profundidade desejada parte-se a base do testemunho cilíndrico. Este é então preso dentro do tubo da ferramenta e removido do furo. Outro processo de carotagem, o side core, retira o testemunho ao longo da parede do furo. As características das ferramentas variam consoante a dureza e estado de alteração das formações das quais se pretende retirar o testemunho, sendo por vezes necessários bits (material de corte em contacto directo com a rocha) de diamante. A integridade estrutural do testemunho deve ser salvaguardada para que a análise laboratorial identifique com clareza as suas características. Durante o processo o testemunho é inevitavelmente contaminado pelo fluido de sondagem, ocorre uma alteração do estado de tensões que pode levar à sua fracturação, o gás potencialmente presente liberta-se, podendo também facilitar a libertação e perda do petróleo presente. Duas das características analisadas, porosidade e permeabilidade permanecem, contudo, praticamente inalteradas, o que por si justifica o tempo e dinheiro investido na operação. A furação de testemunhos de carotagem é longa e dispendiosa, pelo que apenas é realizada em alguns troços do furo. Para uma total avaliação das formações atravessadas pelo furo aplica-se a técnica de Well Logging. 20

21 6. Logging (Diagrafias) A prática de diagrafias depende da utilização de numerosos sensores e aparelhagem electrónica, chamados de ferramentas, que percorrem o furo de sondagem. As ferramentas são naturalmente resistentes às temperaturas existentes a alguns quilómetros de profundidade, temperaturas estas que podem degradar os cabos, conecções e ferramentas enviadas. Esta aparelhagem tem em vista a medição de propriedades físicas das rochas e fluidos. Notese que apenas algumas destas propriedades terão interesse real na análise. No caso da exploração de hidrocarbonetos toda a informação possível de analisar deve ser adquirida pois o investimento do projecto de sondagem é muito elevado. A informação pode ser adquirida de diversas maneiras. As características dos fluidos presentes no subsolo podem ser analisadas através do próprio fluido de sondagem. Este processo, designado de mud logging, serve principalmente para a identificação da presença de petróleo ou gás. Amostras de rocha são recuperadas a partir do fluido de sondagem que ascende à superfície. As diagrafias fornecem uma medição contínua das propriedades físicas das rochas. Trata-se de um processo menos dispendioso e mais rápido do que a carotagem. A análise de diagrafias teve início no final dos anos 1920s quando Conrad e Marcel Schlumberger aplicaram métodos de resistividade para analisar propriedades físicas das formações rochosas atravessadas por um furo de sondagem. Na década de 50 a tecnologia de diagrafias de resistividade já havia sido efectivamente estudada e aperfeiçoada, com a inclusão de gráficos de correlações empíricas. A importância da análise de diagrafias pode ser provada recorrendo ao exemplo de uma equação utilizada para estimar a quantidade de petróleo e gás presente num reservatório, o volume total de hidrocarbonetos (Hearst et al., 2000). [4] T representa a espessura vertical da sequência areia/shale, A a área de extensão da sequência, sd a fracção de areia preenchida com petróleo na sequência, φ a porosidade e S w a fracção de poros saturada em água. Destes parâmetros apenas a área não pode ser analisada através da análise dos logs. Métodos radioactivos e sónicos foram desenvolvidos a partir da década de 40 e incorporados na indústria na década de 50 (Johnson, 1962; Segesman, 1980). Detecção de raios gama, de origem natural ou induzidos e neutrões foram utilizados para analisar conteúdo mineral radioactivo, densidade e Index de Hidrogénio. Métodos de interpretação baseados em leis incorporadas e tecnologias de gráficos evoluíram para tirar partido de medições adicionais (Marett e Kimminau, 1990). 21

22 A tecnologia de diagrafias é utilizada em campos tão diversos como: Petróleo e Gás Mineração de Urânio e Carvão Exploração mineira Geotermia Hidrogeologia Geotecnia Pesquisas científicas A aplicação de diagrafias continua a ter como principal utilizador a indústria de prospeção e produção de petróleo e gás. Os logs das diagrafias são normalmente utilizados para interpretar a geologia de um local. Relativamente á carotagem este método possui a vantagem de ser mais barato, disponível em formato contínuo e com qualidade uniforme entre poços. A partir do momento em que as medições estejam calibradas no que respeita a uma propriedade física, é apenas necessária atenção à correlação entre os logs de diferentes poços a determinadas profundidades Wireline Logging O equipamento necessário à prática de Wireline on-shore necessita de um veículo de transporte, guincho, manivela e cabo, equipamento de gravação dos dados das respostas recebidas nos sensores e ferramentas de logging. O cabo é suspenso no Rig de perfuração. Caso não exista Rig no local da perfuração e os instrumentos possuam um comprimento superior a 3 metros é necessário um instrumento portátil. Neste caso utiliza-se um veículo com um mastro de cerca de 10 metros. Em sondagens off-shore ou localizações remotas o equipamento é transportado em caixas ou está permanentemente ligado à plataforma Logging While Drilling As ferramentas utilizadas neste método, onde o próprio nome indica o facto da captação de dados ser efectuada à medida que a perfuração ocorre, são construídas em varas de perfuração modificadas, que posteriormente são colocadas na BHA (figura 5), entre 3 a 20m acima do bit (Hearst et al., 2000). Recorrendo a esta técnica é possível: Obter dados imediatamente após o bit atingir uma formação. Maior rapidez. Minimização dos efeitos de invasão no furo. Único método utilizado em furos horizontais. 22

23 Entre os sensores de diagrafias possíveis de incluir em LWD contam-se: Resistividade, indução, densidade, fotoeléctricas, neutrões e sónicas. Os dados são transmitidos ao longo do furo através do fluxo de lamas de sondagem. Um dos meios utilizados consiste na utilização de válvulas que alteram a pressão do fluido, criando pulsações ou ondas de pressão sinusoidais ao longo da coluna de fluido e modulando a frequência da onda (Schlumberger, 1993). A velocidade de transmissão dos dados até à superfície é demasiado lenta para transmitir todos os dados importantes captados no fundo do furo. A maioria dos dados é guardada em memória para posterior leitura quando a ferramenta é retirada. Figura 5 Ferramenta de MWD e LWD Eco-Scope da Schlumberger integrada na BHA (Schlumberger, 2013) 23

24 6.3. Parâmetros Petrofísicos de Logs Para a exploração e produção de hidrocarbonetos é fulcral o conhecimento das características geológicas dos potenciais reservatórios. As características mais estudadas são a porosidade, permeabilidade e saturação em fluidos das formações Porosidade A porosidade (φ) é definida através da razão entre o volume de vazios de uma rocha e o seu volume total e pode tomar diversas formas: Porosidade Intergranular Espaços vazios entre os grãos constituintes de uma rocha. Porosidade Intragranular Espaços vazios dentro dos grãos de uma rocha. Porosidade de Fracturação Vazios existentes entre as superfícies de fractura. Porosidade vesicular Espaços formados por bolhas de ar durante o arrefecimento da rocha. No âmbito do estudo de logs de sondagem a porosidade estabelece-se da seguinte maneira: [5] V w representa o volume de água na rocha, V h o volume dos outros fluidos existentes na rocha e V b o volume total da rocha. Nas rochas sedimentares os espaços vazios formados durante a deposição são designados como porosidade primária e os espaços formados após a deposição por meio de processos geoquímicos tais como dissolução de grãos são denominados como porosidade secundária. O intervalo de porosidade em solos varia entre 0,001 em calcários compactos, rochas ígneas e metamórficas e 0,8 em sedimentos não consolidados do fundo do mar. Schopper (1982) registou valores entre 0,004 e 0,53 em arenitos e entre 0,001 e 0,365 em calcários. A porosidade nas fracturas varia entre razões microscópicas e de vários centímetros. Vesículas causadas pela expansão de gás à medida que uma rocha magmática intrusiva ou pela dissolução em água de rochas carbonatadas pode ter ainda maiores variações. Tome-se o exemplo de formações cársicas onde podem existir grutas com vários metros de diâmetro. A cimentação, deposição de shales, diagénese e compressão estão entre as causas que podem reduzir a porosidade existente. Elevadas pressões, causadas por sedimentações mais recentes, pode fechar fracturas e reduzir este tipo de porosidade. Existem diversos métodos que permitem estimar a porosidade a partir da análise dos logs de sondagem. A porosidade pode ser calculada a partir de dados obtidos por logs de três maneiras diferentes: Logs simples Procede-se a uma análise com base nos dados de um único tipo de log. 24

25 Combinação de logs Analisa-se a porosidade combinando os valores de pares (ou grupos maiores) de logs (ex. Densidade e Neutrão). Análise estatística de dados referentes a vários logs onde, com base em análises empíricas, a porosidade e a mineralogia podem ser identificadas. A metodologia utilizada na determinação da porosidade com recurso a logs depende da geologia e da qualidade dos logs disponíveis. Depende também do tipo e qualidade dos dados dos cores (testemunhos de sondagem obtidos por meio de carotagem). O analista pode escolher os dados dos cores como padrão, ajustando os parâmetros conhecidos de modo a minimizar o erro de estimativa da porosidade na análise dos logs. Em sedimentos não consolidados a porosidade intergranular depende da forma e graduação das partículas. Quanto maior a uniformidade do calibre dos grãos e maior a sua esfericidade, maior será a porosidade. Os analistas de logs utilizam o termo de porosidade efectiva (φ e ) para designar o espaço nos poros onde o fluido se encontra. φ e é também designada como porosidade interconectada. Também existe porosidade isolada que contém fluido em poros que não estão conectados ou retido por capilaridade. No caso das areias argilosas os fluidos existentes podem estar retidos de diversas maneiras: Água de adsorção: Presente nos poros e atraída para a superfície dos minerais argilosos. Água de ligação: Faz parte da fórmula química dos minerais argilosos a que está ligada. Água capilar: Preenche os vazios entre as partículas com dimensão granulométrica do silte ou maiores. Água livre: Presente nos poros e pode ser deslocada através da aplicação de um gradiente de pressão. Hidrocarbonetos livres: Presentes nos poros, também sujeitos a deslocamento caso seja aplicado um gradiente de pressão. A porosidade de uma amostra de mão pode ser analisada em laboratório, servindo de padrão para a análise da porosidade baseada nos dados dos logs. As principais diferenças entre as amostras analisadas no laboratório e as formações rochosas centram-se na representatividade da amostra estudada e as condições de pressão e temperatura in situ comparadas com o laboratório. A porosidade pode também ser estudada recorrendo à análise de logs de diagrafias, tema central desta tese. Os métodos mais comuns utilizados na estimação da porosidade em formações rochosas utilizam equipamentos que medem resistividade, velocidade de propagação de ondas acústicas, densidade das formações e quantidade de fluido presente a partir da emissão de neutrões na formação. Combinações de dois ou mais tipos de logs são 25

26 frequentemente utilizadas para um estudo mais preciso das características das formações atravessadas pelo furo de sondagem Permeabilidade Aquando da existência de um gradiente hidráulico entre poros interconectados ou rocha fracturada, ocorre migração do fluido existente. A permeabilidade mede a magnitude de percolação de um fluido por unidade de gradiente hidráulico. Se a permeabilidade for conhecida pode-se prever a produtividade de um aquífero ou reservatório sob condições de pressão e percolação variáveis. A permeabilidade de um reservatório é um dos parâmetros mais difíceis de estimar, pelo que o seu estudo advém principalmente de análises laboratoriais em testemunhos de carotagem. Métodos experimentais comprovaram que, no que respeita a velocidades de percolação em meios porosos, o volume de caudal (Q) ao longo de uma área (A) normal à direcção do escoamento é uma proporção directa à carga hidráulica aplicada ao longo da direcção do escoamento. A razão Q/A é a aparente velocidade de escoamento (v). A lei de Darcy para escoamento em meios porosos escreve-se da seguinte maneira: [6] Z é tido como positivo na direcção descendente. O gradiente é adimensional, dependendo da pressão P, da densidade do fluido ρ, da aceleração da gravidade g e altura z. K define-se como a condutividade hidráulica, dependente das características do fluido e do meio poroso. As dimensões da condutividade hidráulica são equivalentes a uma velocidade e é uma medida utilizada em condições onde as propriedades da água a pressão e temperatura normais (1atm e 20 C) são tidas como constantes. Em condições de reservatório tem-se em conta as propriedades da rocha e do fluido à respectiva pressão e temperatura do local. A equação toma então a seguinte forma: [7] µ é tido como a viscosidade do fluido. Nesta equação o gradiente designa-se como gradiente hidráulico. Em ambas as equações anteriormente descritas a profundidade z tem em conta uma coluna hidrostática até à superfície. A permeabilidade efectiva k tem em conta apenas as propriedades da rocha, tendo unidades equivalentes a uma área. É necessário que todos os termos da equação estejam em unidades coerentes entre si. Caso contrário será necessária uma conversão, de unidades imperiais para decimais ou vice-versa. 26

27 A unidade de medida mais comum para representar a permeabilidade é o Darcy, que representa a permeabilidade de um meio poroso preenchido com um líquido homogéneo com um centipoise de viscosidade à razão de um centímetro cúbico por segundo por uma secção com um centímetro quadrado de área e pressão de uma atmosfera por centímetro (American Petroleum Institute, 1956). Um Darcy equivale a 0,9869x10-12 m 2, ou aproximadamente um micra quadrado Saturação Um dos objetivos principais na análise de diagrafias é a estimação da percentagem de vazios preenchidos com hidrocarbonetos, com vista a quantificar as reservas existentes. A partir da análise dos logs é possível chegar-se a uma estimativa da saturação em água (S w ) da seguinte maneira: [8] V w e V h designam-se como o volume em água e hidrocarbonetos, respetivamente. A saturação de uma amostra de mão pode ser analisada em laboratório, servindo de padrão para a análise dos logs. Os logs mais adequados para a estimação da saturação são os de resistividade e neutrões. 27

28 6.4. Tipos de Diagrafias Descrevem-se tipos de diagrafias, incluindo os analisados nos dados do trabalho. Apenas os métodos diretamente relacionados com os dados serão analisados ao pormenor. São sujeitas a descrição os seguintes, indicando os analisados: Resistividade* Potencial Espontâneo* Radiação Gama* Densidade* Neutrões* Sónicas* Caliper Temperatura Dipmeter Imagem Diagrafias de Resistividade A resistividade das formações rochosas foi a primeira propriedade física medida por Conrad e Marcel Schlumberger, em 1927, ao enviar uma sonda ao longo de um furo de modo a efectuar medições de resistividade ao longo da profundidade. Com o tempo foi notada interferência nas leituras, atribuída à existência de potencial espontâneo, especialmente nas formações mais permeáveis. A condutividade dependerá da resistividade e quantidade de fluido presente nos poros. Até certo ponto também depende da litologia da matriz rochosa, percentagem em argila e textura. Existe a excepção das argilas, onde a condutividade é elevada devido à presença de eletrólitos. Um fator de peso que também contribui para a condutividade da formação rochosa é a sua temperatura (Ellis & Singer, 2007). Assim podemos inferir o tipo de minerais presentes nas formações atravessadas sabendo a sua resistividade intrínseca. Após o estudo de arenitos da região do Golfo Pérsico, Archie (1942) deduziu que a resistividade R 0 duma amostra saturada em água de salmoura (brine) era proporcional à resistividade da água na formação R w. [9] Em que F é um factor dependente do tipo de litologia. Após novos estudos relacionando a porosidade com o factor F, Archie estabeleceu uma nova relação: 28

29 [10] Em que φ representa a porosidade e m um factor que varia entre 2 em arenitos e 1,3 em areias não consolidadas, podendo ser tratado como um expoente de cimentação das rochas. Com estas premissas passo a uma descrição da diagrafias especificamente utilizadas para obtenção de dados que permitam estabelecer as correlações entre resistividade e porosidade Resistividade Mono-Eletródica (SPR) Com esta diagrafia temos acesso a informação qualitativa sobre a variação de resistência elétrica das rochas atravessadas pelo furo de sondagem. A informação obtida necessita de ser analisada em conjunto com as diagrafias de potencial espontâneo, radiação gama natural, densidade e neutrão para uma correta interpretação Resistividade Normal e Lateral Na sonda estão incluídos vários elétrodos que permitem a análise da resistividade das formações atravessadas, indicando a espessura das camadas e a sua porosidade. É possível indiretamente estimar-se a permeabilidade, através dos logs de micro-resistividade e resistividade profunda Potencial Espontâneo (SP) A diagrafia SP regista diferenças de potencial elétrico devidas à difusão dos iões dissolvidos nos fluidos de sondagem e da formação (Ellis, Singer, 2007), medidas por um elétrodo de referência localizado à superfície e um incluído na sonda que percorre o furo. O furo necessita estar preenchido pelo fluido de sondagem, que à partida se trata de uma lama bentonítica, podendo ser constituído por um fluido sintético sem água caso a formação seja solúvel (Evaporito), ou mesmo uma solução oleosa caso se verifiquem as condições de segurança ambiental requeridas para a utilização deste tipo de fluido. O furo não pode também estar previamente cimentado antes da realização desta diagrafia sob pena do sensor não poder registar as propriedades petrofísicas da formação. O elétrodo de superfície deve estar mergulhado no tanque de lamas de modo a que ambos os elétrodos se encontrem em condições físicas semelhantes. Esta diagrafia identifica as zonas de maior permeabilidade das formações, devido à existência de uma diferença de potencial elétrico entre formações permeáveis (arenitos, rochas carbonatadas) e impermeáveis (argilas, shales) nas quais o fluido de sondagem contacta. Para além da permeabilidade também a resistividade da água na formação é avaliada. Uma deflexão no log indica uma zona porosa e permeável, com uma água de constituição iónica 29

30 diferente do fluido de sondagem. Como a resistividade da lama de sondagem pode ser medida, a resistividade da água na formação pode ser calculada por meio de fatores dependentes da concentração de NaCl (Ellis, Singer, 2007). A diagrafia SP indica também a quantidade de argila num reservatório, já que esta impede a mobilidade dos iões Cl - devido à presença de cargas superficiais nos minerais argilosos. No log uma deflexão para valores mais negativos (esquerda) indica a presença de uma formação porosa, como um arenito pouco cimentado. Na figura 6 nota-se como podem variar, ao longo da profundidade e dependendo da resistividade e temperatura da lama de furação, o potencial espontâneo num furo de sondagem. Figura 6 - Variação do potencial espontâneo função da porosidade da formação, com as correções necessárias devido às variações de resistividade e temperatura do fluido de sondagem (Ellis & Singer, 2007) A presença de petróleo ou gás na formação afeta o log de potencial espontâneo, especialmente se a formação for uma areia argilosa. A água existente nos poros é substituída por hidrocarbonetos, diminuindo o potencial eletroquímico. Este fenómeno leva a um aumento das cargas superficiais nos iões dos minerais argilosos, provocando uma deflexão no log de SP (Ellis & Singer, 2007). Existem cuidados a ter na execução das leituras de SP, nomeadamente perante a existência de correntes de origem industrial nos arredores do furo, interferência por parte de correntes telúricas no subsolo e da ocorrência de trovoadas que possam prejudicar a leitura do sensor. 30

31 Radiação Gama Natural (GR) Esta técnica efectua uma leitura da radiação gama emitida pelas formações atravessadas pelo furo. Identifica com clareza as formações argilosas presentes devido ao facto dos minerais argilosos terem, na sua constituição, o isótopo de Potássio-40, que decai em Árgon-40 com a emissão de fotões de elevada frequência (raios gama). As formações constituídas por minerais argilosos são impermeáveis mas este método não distingue claramente as formações permeáveis das impermeáveis pois existem tipos de rocha impermeáveis sem minerais argilosos na sua constituição. Por outro lado as biotites são minerais constituintes de rochas permeáveis e impermeáveis e possuem Potássio na sua constituição. Outros emissores de radiação gama com relevância para o estudo de diagrafias são os isótopos Urânio-238 e o Tório-232, que ocorrem em formações ígneas para efeitos de prospeção. A medição efectua-se descendo o sensor a velocidade constante, alternando com paragens a profundidades específicas. O sensor opera com um contador de cintilações de iodeto de sódio ativado com Tálio, NaI(Tl) cristalino, sendo ativado através da emissão de um fotão luminoso pelo cristal após este ser atingido por um raio gama. O sinal recebido pelo sensor é digitalizado no fundo do furo pelo equipamento, sendo o sinal digital emitido para a superfície, minimizando o enfraquecimento do sinal ao longo do cabo até à superfície e outros tipos de interferências, como sobreposição de ondas do sinal transmitido (Hearst et al., 2000). Existem dois tipos de receptores de radiação gama na ferramenta de medição: o primeiro mede o total de raios gama emitidos pela formação, o segundo mede apenas os raios gama cuja energia se encontra na janela de valores correspondente ao Potássio, Tório e Urânio (Hearst et. Al, 2000). Em ambos os casos é necessário ter em conta os efeitos de atenuação do meio rochoso e do fluido de sondagem na energia dos raios gama emitidos pelos elementos radioativos Interacção dos raios gama com a matéria Os raios gama estão sujeitos a interações com a matéria, nas quais se incluem o efeito fotoelétrico, efeito de Compton e produção de pares. É com base nestas características que os sensores de raios gama efetuam medições. A probabilidade da ocorrência de cada uma das interações depende do número atómico do material e da energia do raio gama (Ellis & Singer, 2007). O efeito fotoelétrico é resultado da interação de um raio gama com um átomo num material. O raio gama transfere a sua energia para um electrão de valência do átomo onde incide e se essa energia for suficiente o electrão ioniza e interage com a matéria adjacente. No processo é emitido um raio-x com uma energia geralmente inferior a 100keV, dependendo do número atómico do átomo com o qual o electrão interage. No que respeita a formações rochosas, o efeito fotoelétrico é dominante quando se trata de energias inferiores a 100keV (Ellis & Singer, 2007). Os sensores medem o factor de absorção fotoelétrico, P e, que é sensível ao número 31

32 atómico dos minerais constituintes da formação rochosa. Assim é possível distinguir arenito de calcário, por exemplo. Para valores energéticos mais elevados, o processo dominante é a dispersão de Compton, envolvendo interações entre raios gama e electrões. No processo apenas uma parte da energia é transferida para o electrão, reduzindo a energia e aumentando o comprimento de onda do raio gama (figura 7). Figura 7 - Representação esquemática do efeito de Compton (Ellis e Singer, 2007) A dispersão de Compton é bastante relevante como medida e mecanismo de interação para raios gama nos detectores. Nos detectores de raios gama a energia que produz um sinal mensurável é a secundária (E na figura). Como a energia inicial E 0 é dividida entre o raio gama final e o electrão, é possível correlacionar a energia do electrão com o ângulo de dispersão (figura 8). A energia utilizada pelo sensor para medir um sinal é a do eletrão ao qual o raio gama fornece energia. Figura 8 - Relação entre o ângulo de dispersão e a energia do raio gama final para electrões de incidência de 660 kev (Ellis e Singer, 2007) 32

33 A energia do electrão será máxima quando o ângulo de dispersão se aproxima dos 180. O número atómico do átomo com o qual o raio gama incidente interage e a densidade do material correspondente influencia a atenuação de raios gama devidos ao efeito de Compton, da seguinte maneira: [11] Isto significa que o somatório das dispersões de Compton numa formação depende do coeficiente de absorção σ Co, da massa A e número atómico Z do átomo, número de átomos N Av e densidade da formação ρ b. Finalmente, o último tipo de interação de raios gama com a matéria consiste na produção de pares. Este processo consiste na interação de um raio gama com o campo elétrico de um núcleo e, caso a energia envolvida seja superior a 1,022MeV, este dá origem a um par electrão-positrão. A subsequente aniquilação do positrão resulta em 2 raios gama com energia igual a 511keV, pelo menos. Quanto maior o número atómico do material maior o número de pares formados, numa proporção de aproximadamente Z 2 (Ellis e Singer, 2007). A figura 9 apresenta a gama de números atómicos e energia dos fotões para os quais cada interação torna-se predominante. Figura 9 - Gama de valores de Z e E0 para os quais cada interação de raios gama com a matéria torna-se predominante (Ellis & Singer, 2007) 33

34 Densidade Se uma fonte de raios gama e respectivo detector (adaptados à sonda) estão dispostos a uma certa distância entre si no furo de sondagem, alguns raios gama emitidos atravessam a formação e são dispersos, sendo que alguns destes raios dispersos são novamente detectados no receptor. Estes são designados de raios gama dispersos ou backscattered devido ao facto do emissor e do receptor se encontrarem no mesmo lado do dispersor (e portanto são dispersos num ângulo superior a 180 ). O processo no seu todo designa-se como retro dispersão de raios gama (γ-ray backscattering) (Hearst et al, 2000). O número de raios gama dispersos por unidade de volume é proporcional ao número de electrões por unidade de volume e, portanto, à densidade de electrões ρ e. Associado ao material atravessado pelos raios gama está incluído um factor de atenuação µ/ρ, neste caso µ é um factor que depende da energia dos raios gama e do número de electrões Z presente no dispersor. A energia dos raios gama dispersos é função do ângulo de dispersão e da energia inicial (Hearst et al, 2000). Nem todos os raios gama libertados em direcção ao dispersor atingem o seu destino, podendo ser absorvidos por efeito fotoeléctrico. Os emissores de raios gama mais comuns utilizam os isótopos de 60 Co e 137 Cs. Se a densidade da formação for hipoteticamente zero, nenhum raio gama seria disperso e se a densidade for infinita todos os raios serão absorvidos, pelo que em ambos os casos a leitura no receptor (J designa o número de electrões lidos no receptor) será zero (Hearst et al, 2000). Quando a energia dos raios gama supera os 200 kev, J deixa de depender de Z e depende apenas de ρ e, pelo que J poderá ser utilizado num log de densidade. Com J abaixo de 200 kev pode determinar-se Z, no que é designado de log litológico ou lito-densitário (Hearst et al, 2000). Para densidades superiores a 0.5, o número de electrões J contados a partir de retro dispersão diminui com o aumento da densidade quase linearmente, como se pode verificar na equação: [12] Onde K 1 e K 2 são constantes dependentes do comprimento da ferramenta de logging. Assim a ferramenta pode ser adaptada para que a leitura indique um aumento de densidade dependente da diminuição de J (Artsybashev e Ivanyukovich, 1975). Devido ao facto da contagem de electrões com recurso a uma ferramenta de densidade monodispersante ser relativamente baixa, a maioria das ferramentas utiliza uma maior área de varrimento dos raios gama, que assegura dispersão simples ou dupla, permitindo que os raios gama se dispersem várias vezes (Hearst et al, 2000). Num furo de sondagem teoricamente perfeito, onde a superfície da ferramenta possui um perfeito paralelismo com a curvatura do furo e esta está completamente protegida de interferências, os únicos parâmetros que afectam a medição são a densidade e a composição 34

35 da formação. Este caso raramente verifica-se, pelo que as medições obtidas dependem da densidade e composição do fluido de sondagem. Além disso a ferramenta não costuma estar em contacto com as paredes do furo, devido à presença de fluido de sondagem de permeio. Caso não se verifique a presença de fluido de sondagem as medições dependem também do espaço vazio entre a ferramenta e a parede do furo. Uma ferramenta com dois detetores elimina este problema. As leituras dos sensores desta ferramenta geram um log de densidade compensado (Hearst et al, 2000). O sensor consegue obter uma estimativa da densidade de electrões da rocha na parede do furo, onde se obtêm a densidade média ρ b. Sabendo a densidade da matriz ρ ma e do fluido presente nos poros ρ f, consegue-se estabelecer uma porosidade φ D. [13] Neutrões O neutrão é uma partícula neutra, com uma massa de repouso semelhante à do protão. Ao contrário dos raios gama ou de partículas eletricamente carregadas, que interagem com os electrões orbitais num meio, o neutrão interage somente com o núcleo atómico. Devido a este facto interacções entre neutrões e matéria são bem mais raras do que interacções relativas aos raios gama e electrões, aumentando o raio de acção dos neutrões. Diversos tipos de neutrões estão classificados de acordo com a sua energia intrínseca, destacando-se: Neutrões rápidos: E > 500keV Neutrões intermédios: 1keV < E < 500keV Neutrões lentos: E < 1keV Os neutrões lentos estão ainda divididos entre epitermais, com energias entre os 0,1 e 1keV e termais, com energias ligeiramente abaixo dos 0,1keV. No âmbito das diagrafias são utilizados neutrões para estimar a porosidade das formações. Para tal é utilizado um emissor de neutrões que consiste num isótopo de um elemento radioactivo, normalmente associado ao Berílio, por exemplo Amerício-Berílio ou Plutónio- Berílio. Estes dois elementos libertam uma partícula α (núcleo de Hélio) que, interagindo com o Berílio, liberta neutrões na direcção das paredes do furo de sondagem. As energias em causa variam entre 250keV e 32MeV, com uma média de 2,3 MeV (Keys and Boulogne, 1969). O Califórnio-252, que também é um produto das reacções nucleares em centrais de energia nuclear, é uma boa fonte de neutrões (Hearst et al., 2000). Para além dos emissores radioactivos permanentes, resultantes de produtos de centrais nucleares, existem geradores de neutrões, onde deutério ( 2 H) com uma energia de 100keV bombardeia o trítio ( 3 H) presente, produzindo neutrões com uma energia mínima de 14,1MeV, 35

36 permitindo a construção de geradores portáteis, devido ao facto das energias em jogo serem suficientemente baixas. O gerador envia um feixe de deutério em direcção a uma superfície sólida enriquecida em trítio ou um feixe com deutério e trítio conjugados num alvo de Escândio (Shope et al, 1981). Os geradores de neutrões possuem a vantagem de poderem ser desligados quando não estão a ser utilizados, enviam neutrões mais energéticos, permitindo uma maior profundidade de investigação e podem ser enviados sob a forma de impulsos, permitindo diferentes logs impossíveis de obter com recurso a fontes radioactivas comuns (Peters, 1981). É raro existir absorção de neutrões antes de estes terem perdido grande parte da sua energia, pelo que cada neutrão irá interagir com a matéria da formação durante o processo de perda de energia, processo a que se dá o nome de abrandamento. Vários autores calcularam distâncias de abrandamento L s (slowing-down lenght), (Kozhelvnikov, 1963) (Kreft, 1974) permitindo uma analogia entre a distância de abrandamento e a quantidade de água na formação, chegando à conclusão que a distância de abrandamento diminui significativamente com o aumento do teor de água nos vazios das formações porosas. Os neutrões não causam ionização da matéria pois apenas interagem com o núcleo atómico, portanto os detectores utilizados na radiação gama não são eficazes nos neutrões. O detector mais comum nos neutrões captura-os num gás de um contador Geiger ou semelhante. O neutrão é capturado numa reacção e os produtos desta são carregados, provocando a ionização necessária à sua detecção. Detectores recentes utilizam Hélio-3 ( 3 H) ou Lítio-6 ( 6 Li) como meios para a detecção de neutrões. No processo de abrandamento anteriormente referido o Hidrogénio é o elemento que mais influencia o processo de abrandamento, pelo que este processo permite estimar a quantidade de Hidrogénio presente na formação. Este Hidrogénio encontra-se presente em água e hidrocarbonetos, pelo que a sua identificação é crucial no estudo desta diagrafia. Os dois métodos existentes na actualidade para a identificação da quantidade de Hidrogénio presente são o log de neutrão epitermal e o log de neutrão compensado (compensated neutron log) com dois detectores, recorrendo na sua maioria ao Hélio-3. As ferramentas de detecção simples centram-se na análise de neutrões epitermais pois o fluxo de neutrões termais é fortemente afectado pela presença de Cloro. A maioria das ferramentas é pressionada contra as paredes do furo. Galford et al. (1996) usou a razão de contagens em dois detectores epitermais para calcular a quantidade de água num furo preenchido com ar, descobrindo que a razão depende sobremaneira do diâmetro do furo mas é independente da distância entre a sonda e as paredes do furo. A maioria dos sistemas de detecção duplos têm em conta os neutrões termais pois a distância entre a fonte e o detector mais distante recomendada por Allen et al. (1967), de pelo menos 70cm, o fluxo de neutrões epitermais é demasiado baixo para a obtenção de dados satisfatórios. A maioria das empresas fabricantes defende que este sistema não deve ser utilizado em furos cheios de ar (portanto sem fluido de sondagem) pois a contagem de 36

37 neutrões por parte dos detectores fica saturada. Este argumento leva à utilização de ferramentas de detecção de neutrões epitermais em furos sem fluido de sondagem. Núcleos que absorvem os neutrões emitidos, originando um novo isótopo do elemento absorvente, emitem raios gama por diversas vezes após a interacção. Estes raios gama podem ser identificados com a remoção da fonte de neutrões e posterior observação (após alguns minutos). Diversos materiais conseguem ser identificados através da energia emitida por estes raios gama, tal como Caldwell et al. (1963) publicou, sendo a energia correspondente a picos de Hidrogénio de 2,2MeV, valores de 4,9 e 3,5MeV para Sílica e valores de 6,4, 4,1 e 2MeV para o Cálcio. Os elementos químicos de maior importância na análise de diagrafias são o Hidrogénio, Carbono e Oxigénio. Devido ao facto dos hidrocarbonetos conterem Carbono foram desenvolvidos diversos métodos para a sua identificação nas formações rochosas com recurso a ferramentas de logging. Quando um neutrão é dispersado a partir de um núcleo de Carbono, um raio gama com 4,44MeV de energia é emitido, valor este que se altera para 6,1MeV quando o raio gama provém da interacção com um núcleo de Oxigénio. Conclui-se que a razão entre a quantidade de raios gama com estas energias seja proporcional à razão entre Carbono e Oxigénio na formação. Razões entre Cálcio e Sílica podem também ser obtidas (valores médios de 3,7 e 1,78MeV, respectivamente), podendo-se assim distinguir se o Carbono identificado provém de hidrocarbonetos ou carbonatos de cálcio. Os picos de energia dos raios gama identificados e a sua eventual dispersão podem levar a valores ambíguos entre o Carbono e o Oxigénio. Se a gama de energias que se está a detectar for insuficiente também o número de raios gama analisados o será, pelo que o erro estatístico será maior. Para contrariar esse erro as ferramentas utilizam janelas de energia maiores e maior detalhe dos picos identificados para a obtenção das razões descritas (Hearst et al, 2000). Os valores de porosidade obtidos a partir da análise dos logs de diagrafias de densidade e neutrão podem ser conjugados de modo a estimar uma porosidade efectiva da seguinte maneira: [14] Onde φ N é a porosidade obtida nas diagrafias de neutrões. 37

38 Diâmetro do furo (Caliper) Como o nome indica, esta diagrafia regista continuamente o diâmetro do furo em função da profundidade. São colocados braços articulados na sonda (figura 10) que variam a sua abertura à medida que o diâmetro do furo se altera. A diagrafia é necessária como factor de correção para as elétricas e nucleares pois os resultados destas são afetados pelo diâmetro do furo. Figura 10 - Sonda de Caliper. Fonte: Baker Hughes Temperatura A condutividade térmica de sólidos cristalinos diminui com o aumento da temperatura. Deste modo também a difusão térmica k de formações sedimentares ricas em quartzo (arenitos) e saturadas em salmoura diminui (Somerton, 1982). A dependência da temperatura parece ser menor em areias porosas, especialmente se estas tiverem um certo grau de saturação em água. O sensor utilizado nesta diagrafia é um termómetro de resistência que regista a temperatura à medida que a sonda viaja ao longo do furo. Métodos mais modernos com recurso a um cabo de fibra óptica determinam a intensidade da luz dispersa a partir de uma fonte laser, analisando a temperatura ao longo do cabo (Groβwig et al., 1996; Forster et al., 1997). A análise da temperatura ao longo do furo permite corrigir dados obtidos nas diagrafias de resistividade e potencial espontâneo, pois os valores obtidos são dependentes da temperatura. Para uma correta precisão da recolha de dados sobre a temperatura é necessário que o fluido de sondagem esteja em equilíbrio térmico com as formações envolventes, o que leva a um dia de espera em média para que o fluido atinja a temperatura necessária. Com a informação recolhida obtemos o gradiente geotérmico das formações, são identificadas anomalias causadas por perda de fluido de sondagem e, mais tarde, o estado da cimentação do furo. 38

39 Sónica A propagação das ondas numa rocha depende da sua densidade, porosidade, permeabilidade, saturação e fracturação existente. Desta maneira facilmente se depreende a utilidade da realização de diagrafias acústicas, das quais a informação recolhida pode facultar uma importante compreensão das formações atravessadas em larga escala. O maior problema desta diagrafia será a interpretação de grandes quantidades de informação recolhida, assim como o facto de diversos tipos de rocha, consoante a sua densidade e porosidade, possuírem uma velocidade intrínseca de propagação das ondas sísmicas. Estas velocidades, que em diversos casos consistem em intervalos comuns a diferentes litologias, podem levar a uma errada interpretação da formação rochosa. Assim sendo, para evitar erros de interpretação do log, é necessário integrá-lo em conjunto com as diagrafias supracitadas, para melhor precisão na interpretação dos dados recolhidos. A velocidade dos fluidos nos poros das formações rochosas influencia a velocidade de propagação das ondas. Fluidos como o petróleo, salmoura e água não possuem resistência ao corte, pelo que apenas se consegue medir a velocidade das ondas P (v p ) nestes meios. Água doce e salmoura possuem uma velocidade de propagação das ondas P (v P ) de cerca de 1,45km/s, que varia ligeiramente consoante a pressão e temperatura do meio. A velocidade de propagação das ondas P em petróleo é ligeiramente inferior e varia entre 1,0 e 1,4km/s (Wang e Nur, 1990). Existem ainda variações na presença de maior ou menor percentagem de gás misturado com a salmoura e o petróleo. As propriedades sónicas captadas são também influenciadas pela densidade do fluido de sondagem. A velocidade das ondas não é fortemente afectada pela litologia, excepto na presença de shales. Neste caso os logs sónicos apresentam uma forte correlação entre a velocidade de propagação e a percentagem de shale na formação. Em resumo, os parâmetros principais utilizados na identificação das litologias a partir de diagrafias sónicas são o v p e v p /v s. A porosidade consegue ser identificada numa formação, recorrendo a logs sónicos, pois diminui a velocidade de propagação das ondas num meio. Wyllie et al. (1956, 1958) estudaram uma equação que relaciona a velocidade no meio (bulk, v b ) com a velocidade na matriz v ma e no fluido v f, calculando a porosidade φ da seguinte maneira: [15] Esta equação possui algumas restrições: Os ensaios laboratoriais que levaram á sua conclusão não podem ser reproduzidos numa formação real, sendo aplicável para porosidades até 0,35. O meio deve estar saturado com o fluido e a velocidade do fluido tem de ser 39

40 aproximada à da água, pelo que não se aplica em poros com gás. A rocha também não deve estar fracturada (Wyllie et al., 1958). A saturação num fluido é um factor importante na análise dos logs sónicos, pois os fluidos que se procuram, água, petróleo e gás, possuem características físicas díspares entre si. À medida que aumenta a saturação em água a velocidade das ondas P e S diminui, até que é atingido o limite de saturação (Winkler e Nur, 1982). Nesta fase a velocidade das ondas P aumenta, pois deixam de existir vazios no meio, ao passo que a velocidade das ondas S diminui, pois não se propagam em meios líquidos. Este fenómeno permite a conclusão de que se o valor de v p /v s é baixo, estamos provavelmente na presença de gás. O estudo do comportamento das ondas sísmicas ao longo do furo é outro factor importante. A amplitude e velocidade de propagação das ondas Stoneley (nas paredes do furo) no meio são correlacionadas com a permeabilidade k (Cheng et al., 1987; Burns et. Al., 1988). Este efeito deve-se a uma expansão e contração volumétrica da coluna de fluido durante cada ciclo de oscilação da onda (White, 1983), como se observa na figura. Figura 11 - Esquema das ondas Stoneley (White, 1983). Williams et. al (1984) demonstraram uma correlação empírica entre a permeabilidade de um testemunho de sondagem e a velocidade de propagação das ondas Stoneley num reservatório de arenito, com base na atenuação da sua velocidade. 40

41 Podemos então obter uma equação que reflita a porosidade da formação com base nesta diagrafia: Δ Δ Δ Δ [16] Onde A é uma constante, Δt o intervalo de tempo de reflexão das ondas na formação, Δt ma o intervalo de tempo de reflexão das ondas na matriz e Δt f o intervalo de tempo de reflexão das ondas no fluido. As ferramentas utilizadas nas diagrafias sónicas emitem ondas cuja frequência e atenuação podem ser ajustadas. Altas frequências dão origem a melhor resolução espacial da formação envolvente ao furo mas a atenuação será maior, pelo que a profundidade de penetração das ondas na formação será menor. Baixas frequências originam menor resolução espacial mas uma maior penetração das ondas na formação. As frequências mais utilizadas nas diagrafias sónicas (10-20kHz) correspondem à largura de banda que maior probabilidade tem de por em acção um par fundamental de ondas P e S em furos com diâmetro entre 6 e 10 polegadas (Hearst et al., 2000). É fundamental que a sonda de logging esteja bem centrada no interior do furo, para que não exista interferência de sinais refletidos nos diferentes ângulos da parede do furo, o que leva a uma recolha de dados incorrecta. Na figura 12 exemplifica-se um excerto de um log sónico, com as ondas de compressão, tracção e uma mudança de formação devidamente assinaladas. Figura 12 - Excerto de log sónico, adaptado de Halliburton, Ondas de compressão e tracção identificadas. 41

42 Dipmeter O Dipmeter mede a inclinação e orientação das formações atravessadas pelo furo, fornecendo dados sobre a estratigrafia e estrutura geológica dessas formações. Para providenciar dados sobre o ângulo e direcção das inclinações o dipmeter precisa de observar a localização e orientação de presumíveis características planares que intersectam o furo de sondagem. Estas características podem ser extrapoladas para imagens das paredes do furo, fazendo dos dipmeters percursores das diagrafias de imagem. Ao invés de captar uma imagem directa das paredes do furo, o dipmeter utiliza o sensor em três ou mais almofadas pressionadas de encontro às paredes para detectar mudanças físicas ao pormenor. Um sensor eléctrico pode ser montado nestas almofadas, com resultados comprovados ao nível das formações sedimentares. Deste modo o dipmeter vem equipado com pequenos elétrodos que são pressionados contra as paredes do furo por meio de braços articulados, tal como é mostrado na figura 13. Figura 13 - Ferramenta de Dipmeter (pormenor) onde se observam os sensores ligados por braços articulados - Fonte: O problema fundamental deste tipo de diagrafia centra-se na identificação e correlação de características individuais captadas por cada um dos sensores através dos sinais eléctricos. Torna-se também necessário medir o diâmetro do furo, pois a rugosidade das paredes pode traduzir-se numa recolha de dados errónea. Quando uma característica planar é identificada e corrigida pela rugosidade, a orientação da mesma pode ser relacionada com o sistema de coordenadas próprias do furo. O ângulo e direcção no respeitante a coordenadas geográficas apenas podem ser descritos se a orientação do furo é conhecida. Assim, o dipmeter necessita da incorporação de um sistema destinado a medir continuamente a inclinação e o azimute ao longo do furo. Somando a estas duas coordenadas temos o ângulo rotacional que é descrito entre o tecto do furo e a almofada número 1 do dipmeter (Hearst et al., 2000). No caso de furos direcionais estas medições são realizadas à partida, podendo os dados adquiridos ser utilizados no dipmeter. 42

43 Imagem Monitorização elétrica A ferramenta de monitorização eléctrica é um aperfeiçoamento do dipmeter de alta resolução. O primeiro scanner elétrico, designado microscanner (Ekstrom et al., 1987) tinha dois braços, um em cada lado do furo, com uma almofada contendo 27 elétrodos na extremidade de cada braço. A almofada e os elétrodos estavam ao mesmo nível de potencial, para que a corrente induzida a partir dos elétrodos se dirigisse à formação. A ferramenta pode analisar a microresistividade ao longo da superfície do furo em contacto com as almofadas. Os dados adquiridos são digitalizados e transformados numa imagem a preto e branco, onde as zonas escuras representam baixa resistividade e as zonas claras alta resistividade Imagem Monitorização ultrassónica O scanner ultrassónico, também chamado de televisor de sondagem (Zemanek et al., 1970) utiliza a reflexão de ondas acústicas para mapear as paredes do furo. A ferramenta contém um sensor que actua como transmissor e receptor. O sensor é girado por um motor e emite pulsações de energia acústica sob a forma de um feixe direcional. As ondas emitidas viajam através do fluido de sondagem e são refletidas nas paredes do furo, sendo então captadas pelo receptor. A análise horizontal do feixe é sincronizada com a rotação do sensor e a análise vertical com a velocidade da sonda ao longo do furo. Fracturas e outras características que afetam a homogeneidade das paredes do furo aparecem na imagem com tons mais escuros. A resolução das imagens obtidas permite distinguir as fracturas na rocha causadas pela perfuração das naturais Imagem óptica Uma câmara digital pode ser enviada ao longo do furo com vista à obtenção de imagens reais das paredes. Esta técnica incorre de uma série de inconvenientes, nomeadamente a necessidade de luz artificial no interior do furo, prevenção da condensação de partículas de água na lente e opacidade do fluido e sondagem. No caso de furo sem fluido podem-se obter imagens detalhadas das fracturas e descontinuidades existentes ao longo do furo. 43

44 7. Características litológicas das formações sedimentares É necessário um conhecimento à priori das características litológicas dos diversos tipos de formações existentes nas bacias sedimentares para que as análises dos dados possam ter uma extrapolação para a realidade. Neste capítulo introduzem-se as mais comuns para a prática de logging Arenitos O material constituinte dos arenitos, designadamente areias com calibre entre 0,06 e 2mm, é rico em quartzo e feldspato. Em arenitos livres de feldspato e/ou caulinite (que resulta da alteração do feldspato) os valores empiricamente obtidos recorrendo a diagrafias de raios gama, densidade e neutrão rondam as 50 unidades API, 2,25g/cm 3 e 0,23, respectivamente. No caso da existência de caulinite na formação arenítica o valor obtido na radiação gama ronda os 40API, a densidade sobe ligeiramente e o valor no log de neutrão sobe para 0,31 (Hearst et al., 2000). Na figura 14 observa-se um exemplo de medições de diferentes diagrafias realizadas numa arcose de arenito. Nesta figura estão assinaladas nos dois primeiros logs as profundidades onde se encontram caulinites, onde o valor de raios gama é baixo e existe uma acentuada diferença entre a densidade e neutrão. No terceiro e quarto logs observam-se baixos valores de raios gama e valores de neutrão e densidade que se cruzam, sinais da presença de quartzo (e inexistência de minerais argilosos). No quinto e sexto logs acentuam-se os valores raios gama e ocorre uma aproximação entre os valores (ponderados) de neutrão e densidade. Trata-se de uma formação rica em feldspatos. A informação contida nestes logs tomar-se-á como exemplo para a análise dos logs dos poços em estudo. 44

45 Figura 14 - Logs de raios gama (GR), Neutrão (NPHI) e densidade (RHOB) numa arcose de arenito. Também estão incluídos o diâmetro dos bits (BS), tensão (TENS), caliper (CALI) e correção de densidade (DRHO), (Bateman, 1984, Halliburton) Argilas/Shales Os minerais argilosos (diâmetros inferiores a 4µm), presentes nas argilas e shales, apresentam variadas composições, gerando diferentes respostas nos logs obtidos. A existência de Potássio na Ilite gera uma resposta no log de raios gama que não existe na presença de caulinite. Os shales são a rocha-mãe dos hidrocarbonetos, impermeável, tornada recentemente numa formação altamente produtiva graças à evolução dos métodos de fracturação utilizados para expansão de microfissuras e aperfeiçoamento das sondagens horizontais. Os minerais argilosos produzem respostas características em diversos logs. Estes são normalmente designados de indicadores de argila (Poupon e Gaymard, 1970) e são utilizados para estimar a quantidade de argila presente numa areia argilosa. Uma análise quantitativa dos valores dos parâmetros dos logs em relação à percentagem de argila é sempre inexacta. Edmundson e Raymer (1979), bem como Ellis et al. (1988) descreveram a resposta das 45

46 diagrafias de raios gama, densidade e neutrões para diversos minerais argilosos, verificando diversas diferenças entre si. No caso das diagrafias de resistividade, devido ao facto das argilas serem minerais mais condutores do que as areias, os logs de resistividade apresentam uma deflexão para valores mais baixos de resistividade na presença de formações com minerais argilosos. Os logs de potencial espontâneo apresentam menor deflexão numa formação argilosa, em comparação com areia, no caso da presença do mesmo fluido (água ou hidrocarbonetos). Alguns minerais argilosos, como seja a Ilite, possuem potássio. Como consequência o log de raios gama responde positivamente quando na presença deste tipo de minerais, sendo um forte indicador da presença de argila numa formação. As argilas possuem água de ligação na sua constituição, pelo que a resposta nas diagrafias de neutrões será semelhante ao caso onde a água esteja livre. Contudo, como a água não está livre, a densidade da formação não diminui para os mesmos valores caso a água estivesse livre. Em suma, a densidade apresenta-se anormalmente alta para um meio onde os logs de neutrões indicam a presença de água. Consequentemente, a combinação das leituras de porosidade dos logs de densidade e neutrões não é consistente com a premissa de que a água presente esteja livre. Conclui-se então a presença de argilas. Alguns shales contêm material orgânico suficiente para que, num intervalo de tempo e temperatura óptimos, originem a formação de hidrocarbonetos. Para serem considerados potenciais recursos, estes shales devem conter Total Organic Carbon (TOC ou carbono total orgânico) com valores superiores a 2% de percentagem em peso na maioria das formações. O material orgânico possui baixa densidade, cerca de 1g/cm 3, pelo que uma percentagem suficiente de matéria orgânica na formação gera uma resposta acentuada nos logs de densidade. Por outro lado o carbono orgânico possui baixa velocidade acústica, pelo que os logs sónicos registam um maior tempo de propagação das ondas neste tipo de formação. À medida que a rocha amadurece em termos de temperatura liberta os hidrocarbonetos para os poros e a resistividade aumenta. Assim os logs sónicos e de resistividade podem ser utilizados na previsão do TOC na formação, caso se conheça a maturidade (Passey et al., 1990) Rochas carbonatadas A resposta das diagrafias de densidade e neutrões difere entre formações calcárias e dolomíticas. Uma rocha de calcário com porosidade nula possui uma densidade de 2,71g/cm 3 e um valor de 0 (zero) nos logs de neutrões. Uma rocha dolomítica com porosidade nula possui uma densidade de 2,88g/cm 3 e um valor de 0,04 nos logs de neutrões. Se a rocha carbonatada for constituída em exclusivo de calcite ou dolomite existe uma forte correlação entre os valores obtidos nos logs de densidade e neutrões com a porosidade. Existe sempre uma resposta baixa ou nula nos logs de raios gama quando na presença de uma formação carbonatada. A velocidade das ondas acústicas em formações ricas em calcário varia entre 45,9 e 49,2µs/ft no caso das ondas compressivas P e entre 88,7 e 93,2µs/ft no caso 46

47 das ondas distensivas S. Quando na presença de dolomite a velocidade das ondas P varia entre 41,5 e 44µs/ft e a velocidade das ondas S varia entre 72,0 e 77,0µs/ft (Ellis et al., 1988) Evaporitos Minerais evaporíticos, como a halite, anidrite e gesso são caracteristicamente resistivos e compactos. Uma das particularidades dos evaporitos, com particular incidência na halite, é a sua elevada solubilidade em água, pelo que se deve evitar a utilização de fluidos de sondagem aquosos ao longo das formações evaporíticas. Alguns evaporitos são ricos em Potássio, como a silvite, pelo que a resposta obtida nos logs de raios gama quando na presença de uma formação deste género é bastante elevada. A halite, anidrite e gesso não são radioactivos, pelo que este é outro método de distinção entre estes minerais e os shales. A halite e a anidrite não contêm hidrogénio, portanto as diagrafias que identificam neutrões epitermais dão uma resposta nula. Já as velocidades de propagação das ondas acústicas nestas formações não diferem muito dos outros tipos de rochas sedimentares (Ellis et al., 1988). 47

48 8. Software Petrel O software Petrel da Schlumberger é uma importante ferramenta para análise e correlação de dados obtidos através de prospecção geofísica e diagrafias de furos de sondagem. A integração de dados provenientes de diferentes campos de estudo como a geofísica e geomecânica é fulcral para o sucesso da indústria petrolífera. O Petrel permite uma análise detalhada de dados de prospecção sísmica e propriedades das rochas nos reservatórios mais complexos. Poços horizontais e seus logs associados podem ser introduzidos na análise, correlacionados com os dados da prospeção sísmica (figura 15). Figura 15 - Correlação entre dados de prospecção sísmica e de logs, com destaque para os poços desviados. Fonte: slb.com O software permite a modelização de dados geomecânicos em 4D, auxiliando na concepção de poços em condições extremas de pressão e temperatura. O Petrel permite a importação de dados de completação de poços para uma melhor compreensão da sua performance e identificação de anomalias (Schlumberger, 2013). Uma análise do historial de deposição da bacia, maturação da rocha-mãe, potencial de libertação de hidrocarbonetos da rocha-mãe e alterações das propriedades do reservatório e rocha sobrejacente ao longo do tempo pode ser efectuada através da modelização 4D de sistemas petrolíferos do software. As simulações indicam o tempo geológico dos acontecimentos, através de tabelas de lito e cronoestratigrafia (Schlumberger, 2013). Resultados das simulações incluem propriedades geomecânicas, porosidades, pressões de fluido e temperatura. Estas podem ser avaliadas em comparação com os dados introduzidos e respectivas interpretações para estimar o potencial da exploração. Fenómenos geomecânicos, incluindo estados de tensão, deformações e abatimentos têm impacte directo na realização de uma perfuração, tempo de vida do poço, desenvolvimento da exploração e produção. O Petrel dispõe de um ambiente de modelização geomecânica em 3D, 48

49 permitindo aos especialistas a incorporação de dados adquiridos em reservatórios existentes ou modelos estruturais. Aliando este mecanismo à simulação de reservatórios são obtidas análises em 4D e previsões do estado de tensão, deformações e possíveis desabamentos que possam ocorrer (Sclumberger, 2013). O Petrel permite intercalação de dados de simulações geomecânicas e de reservatório para obter a permeabilidade dos modelos de reservatório, previsões de permeabilidade em zonas onde ocorram desabamentos e propriedades geomecânicas derivadas da mudança de estados de tensão, temperatura e saturação ao longo do tempo de vida do reservatório (Sclumberger, 2013). O software consegue isolar e extrair formações singulares através das suas características sísmicas (por exemplo um domo salino) e introduzi-las num modelo geológico em 3D para análise directa. Em relação à estratigrafia podem-se obter modelos de ambientes tectónicos, incluindo estruturas comprimidas, horizontes altamente deformados e domos salinos, inclusive em condições onde existem dados pouco definidos de prospecção sísmica (Schlumberger, 2013). É fornecido um ambiente gráfico optimizado para visualizar, analisar e integrar vários tipos de dados indicadores, directa ou indirectamente de fracturação natural. Dentro das características supracitadas destaca-se a facilidade de correlação entre logs de diagrafias, elemento chave no capítulo da análise de resultados desta tese. Resumindo, o software analisa pontos (ou linhas neste caso) no espaço para o modelizar de acordo com os dados existentes Correlação entre poços A correlação de dados dos logs entre os três poços do bloco em estudo teve como objectivo a identificação das formações com potencial de exploração de hidrocarbonetos, ou payzones. No programa utilizado para correlacionar os poços não existe um algoritmo que, com um elevado grau de certeza, permita identificar cada tipo de formação através de dados de diagrafias. Apesar do programa Petrel ter capacidade para modelizar um reservatório, os dados disponíveis, na ausência de prospecção sísmica e com apenas três poços para correlacionar, apenas permitem uma conclusão qualitativa acerca da permeabilidade e saturação das payzones. Quanto à porosidade foi possível obter valores concretos, apresentados no capítulo 13. Para além das conclusões a tirar da correlação efectuada, descrevo o procedimento utilizado com vista à correlação propriamente dita. 49

50 8.2. Manual de procedimento - Petrel Em primeiro lugar é necessário referir que foi utilizada a versão do software Petrel. O ambiente de trabalho do programa é, por definição, uma janela em duas dimensões à qual está associada uma referência ao Norte topográfico. A janela permite uma navegação de arraste e zoom. Para introduzir os dados dos logs é necessário identificar os poços correspondentes. Para tal seleciona-se a opção Create New Well (figura 16) na secção Insert. Figura 16 - Janela de introdução de um poço. Cada poço necessita de estar enquadrado em duas dimensões topográficas X e Y, associadas ao datum do local onde se realizaram as perfurações. O valor da altitude do Kelly Bushing (KB) associado a cada poço também deve ser introduzido. O nome do poço pode ser alterado consoante a vontade do utilizador. Existe também uma lista de símbolos a associar a cada poço, conforme a sua funcionalidade. O programa permite que se restrinja a profundidade medida (Measured Depth, MD) entre um topo e uma base associados a cada poço. Finalmente, as unidades de medida podem ser alteradas para pés, estando por definição em metros. Na janela de visualização em 2D podem visualizar-se os poços introduzidos caso estes se encontrem selecionados na secção Input próxima do canto superior esquerdo do ambiente de trabalho do Petrel. Para selecionar cada poço basta clicar no nome escolhido para o poço em questão. O poço encontra-se selecionado caso o nome se encontre em negrito. Para retirar um poço selecionado basta carregar de novo no nome do poço. 50

51 Introduzidos os dados de localização espacial de todos os poços chega a altura de adicionar informação específica de cada poço. Para tal clica-se com o botão direito do rato no poço em que se vão associar dados, que neste caso se tratam de logs. Na lista ilustrada na figura 17 observam-se uma série de opções relacionadas com o poço. Seleciona-se a opção destacada, Import (on selection) para aceder aos ficheiros que se sabem relacionados com os logs específicos de cada poço. Selecionam-se os ficheiros em questão e aparecerá uma janela com as especificidades dos logs escolhidos. Podem escolherse os logs que se querem adicionar para estudo ou simplesmente aceitar todos. Algumas das siglas dos logs importados podem não estar em conformidade com os padrões pré-definidos do Petrel, pelo que terão de ser adaptadas durante a escolha. O utilizador deve conhecer bem as siglas e unidades a adaptar para não ocorrerem erros na análise. Por exemplo: os logs de resistividade AT90 e ATH90 são idênticos, tratando-se de leituras de resistividade profunda. Caso o log possua a sigla ATH90, esta pode ser adaptada à sigla AT90 pré-definida no programa. Figura 17 - Opções de manuseamento do conteúdo relativo a cada poço. Para visualização dos dados associados a cada poço, neste caso de logs, é necessário abrir uma nova janela de trabalho no Petrel. Esta janela tem como designação Well Section e pode ser aberta acedendo à opção Window no cabeçalho do programa, escolhendo a janela adequada entre os diversos tipos existentes. 51

52 Na secção Input podem escolher-se os logs para visualização. Existem duas opções: ou se escolhem os logs relativos a cada poço individualmente, a partir da lista associada aos dados que se introduziram ou escolhe-se um tipo de log e a janela mostrará esse log associado aos poços que o contenham na sua informação. Para se escolher um tipo de log individualmente em cada poço seleciona-se o poço, expandese a lista de logs e selecionam-se os logs pretendidos. Caso se queira fazer uma correlação entre logs específicos e comuns aos poços introduzidos seleciona-se a opção Global Well Logs, expande-se a lista associada por definição e o programa apresenta os logs selecionados. Um exemplo de seleção será o seguinte: Figura 18 - Exemplo de seleção de logs a partir da opção Global Well Logs Neste exemplo foram selecionados os logs de raios gama (GR), neutrão (NPHI) e potencial espontâneo (SP). Pode dar-se o caso de algum dos poços não conter informação de algum dos logs escolhidos, pelo que para a realização de uma análise e correlação eficaz devem ser selecionados logs comuns a todos os poços. Na janela de visualização dos logs existem ferramentas que permitem facilitar a análise e correlação dos logs, preenchendo com cores o log consoante a gama de valores lida e permitindo a diferenciação em horizontes consoante o critério de estudo do utilizador, correlacionando propriedades dos logs em comum entre os poços introduzidos. Na secção de Templates, no lado esquerdo do ambiente de trabalho, podem adaptar-se as janelas abertas ao estudo que está a efectuar. Neste caso específico de correlação entre diferentes poços podem colocar-se 2 ou 3 logs na mesma linha (track), facilitando a análise de logs de resistividade, neutrão-densidade e potencial espontâneo-raios gama, por exemplo. O template permite a uniformização de escalas e a adaptação dos intervalos entre valores em cada linha, relacionados com o seu respectivo log. Os templates estão associados à Well Section Window e podem ser escolhidos a partir da lista de opções no topo do ambiente de trabalho do programa. 52

53 9. Caracterização Geográfica Bacia Potiguar A área em estudo, designada como Rifte Potiguar, é uma bacia sedimentar situada nas regiões de Rio Grande do Norte e do Ceará, no Brasil, abrange cerca de km 2 de terra emersa (on-shore) e aproximadamente km 2 de plataforma e talude continental submersos (offshore) no Oceano Atlântico. 10. Caracterização Geológica Bacia Potiguar Segundo Matos (1992), o Rifte Potiguar encontra-se sobreposto a rochas ígneas cristalinas, segundo uma orientação predominante NE-SW, datada do Cretácico Inferior, com uma falha dominante denominada falha de Carnaubais a cruzar o Rifte. Segundo Hackspacher & Oliveira (1984) a falha de Carnaubais pode estar associada a uma possível reativação da zona de cisalhamento de Portalegre datada do período Brasiliano. São também observadas estruturas importantes na direção NW-SE que serão um produto de reativações pós-campanianas (Hackspacher et al., 1985). Matos (1992) designa estas estruturas como sendo falhas de cisalhamento durante a fase inicial do rifte. Segundo Cremonini et al. (1996) este padrão de falhas NW-SE e NE-SW é um produto da sobreposição de fases de evolução do rifte, situadas na zona submersa da bacia. Araripe e Feijó (1994) sugerem uma organização litoestratigráfica da bacia, dividindo as sequências sedimentares em 3 grupos: Areia Branca, Apodi e Agulha. Constituem também como parte da bacia rochas vulcânicas das formações Rio Ceará-Mirim, Serra do Cuó e Macau. O grupo Areia Branca, do qual fazem parte as formações Pendência, Pescada e Alagamar possui uma natureza essencialmente clástica. A formação Pendência (Souza, 1982) é constituída por rochas siliciclásticas e carbonatadas, fazendo parte de um sistema fluviodeltaico-lacustre de idade Neo-Rio da Serra a Jequiá, sobrepondo-se a uma discordância com o granito cristalino. Na formação predomina uma sedimentação lacustre com fluxos gravitacionais de arenitos e conglomerados, leques e fandeltas, com origem nas margens falhada e flexural do rifte. Nos estratos superiores a sedimentação é predominantemente fluviodeltaica, com alguma sedimentação lacustre dispersa pela bacia. Segundo Araripe e Feijó (1994) a formação Pescada é representada por conglomerados e arenitos depositados num sistema fluvial, com atividade geneticamente relacionada com o final da fase rifte da bacia. A formação Alagamar é subdividida no Membro Upanema, Camada Ponta do Tubarão, Membro Galinhos e Membro Aracati (Souza, 1982). Araripe e Feijó (1994) afirmam que a formação é composta de arenitos e lamitos de origem fluvio-deltaica (Membro Upanema) e transicional (Membro Galinhos), entre os quais se situam folhelhos pretos e calcilutitos 53

54 ostracoidais, de ambiente transicional (Camada Ponta do Tubarão). As rochas aparentam ser do período Neo-Aptiano, segundo dados bioestratigráficos. Segundo Araripe & Feijó (1994) o Grupo Apodi é representado pelas Formações Açu, Jandaíra, Quebradas e Ponta do Mel. Rochas siliciclásticas, incluindo conglomerados e argilitos, fazem parte da formação Açu, ao passo que a Formação Ponta do Mel é constituída por rochas carbonatadas com origem em mares pouco profundos e sobrepõe-se concordantemente ao clásticos Neo-Albianos da Formação Açu. A sua idade aponta também para o Neo-Albiano. Araripe & Feijó (1994) dividem a Formação Quebradas em dois elementos, Redonda e Porto do Mangue, que são constituídos, respetivamente, por arenitos e folhelhos. Foram depositados em ambiente marinho de plataforma e talude, durante o Cenomaniano. Contacta discordantemente com as Formação Ponta do Mel, mais antiga e contacta concordantemente com a Formação Jandaíra, mais recente. Sampaio & Schaller (1968) estudaram a Formação Jandaíra, que é constituída por calcarenitos, calcarenitos bioclásticos e calcilutitos. Os sedimentos foram depositados numa formação carbonatada que cobre a região emersa da bacia, entre o Turoniano e o Mesocampaniano. Predominam também sedimentos de fundo de lago e barros bioclásticos, existindo um afloramento de evaporitos na área de Governador Dix-Sept Rosado. Esta formação possui um conctacto concordante com as formações clásticas de Açu e Quebradas. O Grupo Agulha abrange os sistemas de leque costeiros, de plataforma e talude, tendo sido depositados entre o Neocampaniano e o Holocénico, fazendo parte deste grupo as Formações Barreiras, Tibau/Guamaré e Ubarana. Uma visão geral das formações é apresentada na figura 19. Figura 19 - Mapa de localização da Bacia Potiguar, modificado de Mont Alverne et al. (1998). 54

55 11. Caracterização dos poços existentes no local em estudo Fazem parte da área em estudo 3 poços de sondagem e extração de hidrocarbonetos, sendo um Seco (1), outro Minor Oil (2) e o terceiro Produtor (3) representados na figura 20. Sendo a localização exata dos poços de natureza confidencial, foi definido, com base nos dados fornecidos, que as coordenadas dos poços são, em metros: Seco (0,0) Minor Oil (25000, 500) Produtor (29000, 976) Figura 20 - Mapa do bloco onde se encontram os poços em estudo (sem escala) Cortesia Partex. Poço 1 - Seco; Poço 2 Minor Oil; Poço 3 - Produtor Foram fornecidos os dados dos logs respeitantes aos três poços para análise e interpretação, com vista à correlação entre os poços. Analisando os resultados tirar-se-ão conclusões acerca da porosidade, permeabilidade e eventual saturação das formações. 55

56 12. Análise de Diagrafias Os dados disponíveis permitem a formalização de uma análise quanto à porosidade local. Efectuando a correlação entre os dados de cada um dos tipos ou conjunto de diagrafias é possível estimar as condições de porosidade nas formações em comum entre os três poços. Adianta-se de seguida uma análise de algumas das diagrafias realizadas em cada um dos poços, nomeadamente Resistividade, Potencial Espontâneo, Raios Gama, Densidade, Neutrão e Sónica. As profundidades escolhidas para o estudo situam-se entre os 300 e 350m pois, durante o estudo da correlação entre os poços, notou-se que estas são as profundidades a partir das quais, num sentido descendente, se conseguem identificar as potenciais payzones. Em primeiro lugar é necessário possuir um factor de escala para que não se cometam erros de interpretação no log e de correlação entre os logs. Os respectivos cabeçalhos foram adaptados aos 3 logs em estudo para facilitar a leitura quantitativa das escalas em causa. As eventuais zonas produtivas nos 3 poços estão numeradas nas respectivas imagens dos logs Poço Seco Ao analisar os logs (figura 21) de potencial espontâneo e raios gama, à esquerda, notam-se picos e trechos com valores elevados entre os 320 e os 325 metros de profundidade no log de raios gama, o que pode indiciar a presença de formações com elevada percentagem em argila ou shale. Encontra-se também um pico bastante relevante aos 340 metros de profundidade. Estes valores são indício de formações com baixa permeabilidade, identifica-se portanto uma percolação quase inexistente de potenciais fluidos. No que respeita ao potencial espontâneo os valores mantêm-se sempre baixos, o que afasta a hipótese da presença de shale ao longo de grande parte do excerto de log em estudo. Nos três logs em estudo nota-se que os valores de potencial espontâneo variam muito pouco na profundidade analisada. Este fenómeno deve-se ao facto da água presente nas formações atravessadas ser pouco mineralizada, o que lhe confere uma resistividade semelhante à dos hidrocarbonetos. Como consequência o potencial eletroquímico apresenta valores baixos (no poço seco ronda os -50mV). Passando à análise conjunta de densidade e neutrão recorde-se que, em escala apropriada como é o caso, quando os valores destes dois logs se cruzam (e o log de neutrão se encontre à direita do log de densidade e portanto valores inferiores de densidade) nos encontramos na presença de uma formação porosa com eventual presença de fluido. Esta particularidade notase entre os 305 e 307 metros de profundidade, entre 315 e 320m e próximo dos 350m. A velocidade das ondas acústicas é superior em meios menos porosos, portanto o tempo de resposta duma onda refletida no log sónico será inferior caso a formação seja pouco porosa. Isto leva a crer que a zona mais porosa do log se encontra entre os 320 e 330 metros de 56

57 profundidade, o que entra de certo modo em contradição com a análise de densidade e neutrão. Tratando-se da possibilidade desta formação conter argila conclui-se que a elevada porosidade advém da argila presente, já que esta possui elevada porosidade e baixa permeabilidade. Finaliza-se a análise com os logs de resistividade. Os dados adquiridos apresentam valores inferiores entre os 320 e 330 metros, o que ajuda a sugerir a presença de argila, já que uma das suas características é uma baixa resistividade. Formações porosas que não contenham argila apresentam por si valores mais elevados de resistividade standard. Os afastamentos entre os valores das resistividades standard e profunda denotam a existência de permeabilidade significativa entre os 315 e 320m de profundidade, assim como aos 330, e 350m, pelo que o potencial de percolação de hidrocarbonetos ou água nestas profundidades é elevado. Conclui-se que, devido ao facto de este poço não conter hidrocarbonetos, as zonas mais porosas possam evidenciar algum grau de saturação em água ou inexistência de saturação em qualquer tipo de fluido. 57

58 Figura 21 - Excerto de log analisado no poço seco (Schlumberger, 2009). 58

59 12.2. Poço Minor Oil A respeito do excerto de log ilustrado na figura 22 procede-se ao mesmo tipo de análise do excerto da figura 21, já que contém o registo dos mesmos tipos de diagrafias. Começando pelo log de raios gama observa-se uma deflexão acentuada entre os 310 e 315 metros de profundidade, com registo de um pico que ultrapassa largamente a escala de referência do log aos 315 metros. Estas premissas levam à quase certeza da existência de uma formação com elevada percentagem em argila nesta zona. Outra hipótese (com menor grau de certeza) será a presença de minerais como a moscovite, ricos em Potássio, o que poderia evidenciar uma formação de arenito. Um novo pico acentuado é registado próximo dos 350 metros de profundidade, indicando a existência de uma camada argilosa a esta profundidade. O log de potencial espontâneo não apresenta deflexões acentuadas, mesmo nas zonas onde os valores de raios gama são mais elevados, o que leva a rejeitar a hipótese da existência de shales no excerto de log escolhido. Novamente analisando em conjunto os dados obtidos nos logs de densidade e neutrão observa-se que entre os 312 e 320 metros existe uma elevada probabilidade de existência de fluido na formação, já que os valores de densidade baixam para próximo das 2g/cm 3 e a porosidade mantém-se elevada. É de salientar também que, entre os 325 e 330m e entre os 335 e 345m, o cruzamento dos logs de densidade e neutrão aponta para a existência de fluidos nas formações atravessadas, embora os valores de porosidade sejam menores em comparação com a faixa compreendida entre os 312 e 320 metros. No que respeita aos logs de resistividade, a gama de valores obtidos (rondando os 10Ω.m) no excerto indiciam a presença constante de fluido nas formações em estudo. Com base na discrepância entre a resistividade standard e a resistividade profunda distinguemse as zonas com maior permeabilidade na formação. No excerto situam-se a cerca de 320, 323, 328 e próximo dos 350m de profundidade. São contudo formações pouco possantes, pelo que a quantidade de hidrocarbonetos será baixa ou nula. No caso da existência de hidrocarbonetos (em comparação com a potencial existência de água) os logs de resistividade tendem a demonstrar valores ligeiramente mais elevados, contudo não torna fácil a distinção por si só. Juntando os logs de densidade e neutrão sabe-se que os valores de densidade serão menores caso existam hidrocarbonetos (densidade inferior à água). Caso existam hidrocarbonetos, estes encontram-se nas profundidades compreendidas entre os 312 e 320m (zona 1, assinalada na figura) e próximo dos 350m (zona 2, assinalada na figura), ao passo que nas outras profundidades assinaladas como formações com potencial existência de fluido haverá maior probabilidade de existência de água em vez de hidrocarbonetos. Isto não exclui a hipótese de existirem os dois fluidos em simultâneo, com separação densitária, numa formação. 59

60 Figura 22 - Excerto de log analisado no poço minor oil (Schlumberger, 2006). 60

61 12.3. Poço Produtor Neste excerto log do poço produtor (figura 23) segue-se a mesma metodologia de análise dos poços seco e minor oil. Tal como nos poços referidos, uma maior resposta no log de raios gama indicia uma maior percentagem de argila na formação. Existe sempre alguma percentagem de argila ao longo da profundidade analisada, corroborada pela leitura de alguns picos no log de raios gama perto dos 320, 330 e 335 metros de profundidade. O log respeitante ao potencial espontâneo não indicia a presença de shale a estas profundidades. Os dados registam um valor constante próximo dos 0mV ao longo do log. Estão registados elevados valores de porosidade entre os 300 e 310 metros e entre os 335 e 340 metros. Os restantes trechos lidos apresentam uma porosidade moderada. Juntando a informação obtida nos logs de neutrão e densidade identifica-se um potencial de presença de fluidos nas zonas identificadas como mais porosas. As profundidades onde a densidade é menor são zonas onde a probabilidade da existência de uma quantidade significativa de hidrocarbonetos é maior. Exemplifica-se este facto entre os 300 e 303 metros, entre os 308 e 311 metros e entre os 337 e 339 metros. Nas restantes zonas analisadas é possível existir a presença de hidrocarbonetos em maior ou menor quantidade, assim como a presença de água. A água estará presente nas zonas onde a densidade é ligeiramente superior à densidade existente nas zonas com hidrocarbonetos, por exemplo, aos 318 e 325m de profundidade. As zonas onde a resistividade standard sofre uma deflexão em relação às resistividades de penetração média e profunda estão relacionadas com um aumento de permeabilidade. Esta é assinalável entre os 300 e os 303m de profundidade, entre os 308 e 311 metros e próximo dos 320, 340 e 345m. Os resultados levam a crer a presença de potenciais payzones aos 300, 310 e 340m de profundidade, tendo sido assinaladas no log pelos números 1, 2 e 3, respetivamente. Existe, no entanto, uma particularidade no log de Caliper do poço produtor. Nas profundidades assinaladas registam-se aumentos significativos do diâmetro do poço, resultado do parcial colapso das paredes do furo a estas profundidades. Os valores de densidade, neutrão e resistividade são influenciados pelo diâmetro do furo, sendo esta particularidade utilizada como factor de correção. Os valores de densidade, neutrão e resistividade registados aos 300, 310 e 340 são portanto consequência da alteração brusca do diâmetro do furo nestas profundidades. 61

62 Figura 23 - Excerto de log analisado no poço produtor (Schlumberger, 2007). 62

63 13. Resultados da Correlação O procedimento descrito para a correlação foi seguido e os logs escolhidos para correlacionar são os mesmos que haviam sido analisados no capítulo anterior. Incluem-se os logs de potencial espontâneo SP, raios gama GR, neutrão NPHI, porosidade RHOZ, microresistividade RXOZ e resistividade de indução profunda AT90. A correlação permitiu tirar conclusões acerca da porosidade, permeabilidade e presença de hidrocarbonetos nos poços em estudo. Permitiu também identificar o tipo de formações perfuradas. Os resultados da correlação estão ilustrados na figura 24. Devido à inexistência de informação de coordenadas relativas a um dos poços, medi a distância entre os outros dois poços e estimei a distância a que o terceiro poço (neste caso o seco) estaria. Deste modo introduzi as coordenadas seguintes para cada um dos poços, para efeitos de estudo: Tabela 1 - Coordenadas dos três poços em estudo. Coordenadas/Poço X (m) Y (m) Kb (m) Seco ,30 Minor Oil ,3 Produtor ,3 A altitude do Kelly Bushing (Kb, abrev.) está de acordo com os dados fornecidos. As profundidades encontram-se em Standard True Vertical Depth (SSTDV, abrev.), ou seja, profundidades em relação ao nível do mar, em oposição às profundidades medidas ao longo da sondagem, designadas por Measured Depth (MD, abrev.). 63

64 Figura 24 Correlação entre os logs dos três poços em estudo, com destaque para a payzone. 64