UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ADRIANO MATIELO STULZER Niterói RJ Agosto de 2013

2 ADRIANO MATIELO STULZER AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Prof. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco Niterói RJ Agosto de 2013

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5 AGRADECIMENTOS Agradeço a Deus pela vida me dada, através de meus pais, além da saúde e capacidade intelectual para galgar os caminhos do conhecimento da engenharia e da evolução pessoal. A meus pais pela confiança, recursos, tempo e incentivo depositados em mim, pois sem eles não teria conseguido chegar a este ponto e ter transposto as dificuldades do caminho. A Larissa Martins, pelo incentivo em retomar o curso de Engenharia de Petróleo mesmo nos momentos de desânimo. A Universidade Federal Fluminense na pessoa do Coordenador Geraldo Ferreira, pela chance de cursar Engenharia de Petróleo através do reingresso nesta instituição, podendo assim chegar a minha segunda graduação em engenharia. À empresa Baker Hughes do Brasil, pela cortesia em ceder dados de um poço real, podendo assim haver discussão final dos resultados da pesquisa. Ao professor Alfredo Carrasco pela grande ajuda e dedicação que demostrou junto a elaboração deste trabalho de conclusão de curso, agregando qualidade inestimável a este trabalho.

6 Não se deve ir atrás de objetivos fáceis, é necessário buscar os que só podem ser alcançados por meio dos maiores esforços. Albert Einstein

7 RESUMO O sucesso da recuperação de hidrocarbonetos deve-se entre outros fatores, na aquisição de dados petrofísicos do poço e sua avaliação, seja para estimar onde se encontram, o quanto existe e tipo de hidrocarbonetos nas rochas. Para tal objetivo, o melhor método de aquisição desses dados é pela perfilagem, em especial a cabo. Muitos são os tipos de perfis, mas neste trabalho serão discutidos os diferentes perfis de porosidade a fim de explicar o funcionamento das ferramentas e interpretar dados reais, discutindo a importância e eficácia de cada perfil na identificação de jazidas e leituras de porosidade. Também será estudado, inicialmente, a história da perfilagem e os tipos de aquisição. Palavras-chave: Perfilagem, Porosidade, Avaliação Petrofísica

8 ABSTRACT The successful recovery of hydrocarbons depends on, among other factors, acquiring petrophysical data from the well and its evaluation, does not matter if it is to estimate where they are, how much exists and type of hydrocarbons in the rocks. For this the best method of acquiring such data is via the logging, especially wireline logging. There are many types of logs, but this paper will discuss the different porosity logs in order to explain the operation of the tools, interpret real data and discussing the importance of each log efficiency in identifying deposits and porosity readings. Also discuss, initially, the history and types of logging acquisition. Key words: Logging, Porosity, Petrophysics Evaluation

9 LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Primeira ferramenta de perfilagem...17 Figura Caminhão de perfilagem da década de Figura 2.3 Exemplo de perfil...21 Figura Resolução vertical e profundidade de investigação para ferramenta com o volume de investigação em esfera...22 Figura 2.5 Esquema de perfilagem a cabo no poço...24 Figura 2.6 Spooler, instrumento de medida de avanço e retorno de cabo...24 Figura 2.7 String de ferramentas LWD...26 Figura 3.1 Tipos de fluídos nos poros. Óleo representado pela cor verde, fluído livre em azul claro, água presa na argila como listrado escuro, fluído aprisionado por capilaridade em azul escuro e a matriz rochosa em marrom pontilhado...29 Figura Decaimento atômico com a emissão de uma partícula e radiação eletromagnética...31 Figura 3.3 Emissão de partícula alpha...32 Figura 3.4 Emissão de partícula Beta...32 Figura 3.5 Emissão de raios gamma...33 Figura 3.6 Diminuição da quantidade de átomos com o passar de cada meiavida...34 Figura Efeito de Produção de Par...35 Figura 3.8 Efeito Compton...36 Figura 3.9 Efeito Fotoelétrico...36 Figura 3.10 Poder de penetração dos tipos de radiação (Site ratical.org)...38 Figura 3.11 Ferramenta de densidade provida de dois detectores e um caliper, este último para melhor contato da fonte e sensores com a formação...41 Figura 3.12 Perda de energia dos neutrons com a distância...43 Figura 3.13 Relação entre densidade se neutrons termais x distância da fonte de neutrons, para cada valor de porosidade...44

10 Figura 3.14 Mandril de Nêutron Compensado de perfilagem a cabo...45 Figura 3.15 Gráfico de Razão de contagens de nêutrons termais x porosidade para cada tipo de formação...46 Figura 3.16 Tanque de teste com porosidades e formações conhecidas na Universidade de Houston...47 Figura 3.17 Escala para carbonatos...48 Figura 3.18 Perfil exemplo de densidade e neutrons...49 Figura Tipos de ondas...51 Figura 3.20 Esquema de transmissor e receptor na ferramenta...51 Figura Osciloscópio mostrando as chegadas das ondas compressionais e em último as ondas diretas da lama (Stoneley ou simplesmente ondas superficiais)...53 Figura Representação pictórica do momento magnético µ...55 Figura Representação pictórica do spin nuclear I...56 Figura 4.3- Representação dos níveis de energia de spin nuclear...56 Figura 4.4- Representação vetorial do um núcleo do átomo e momento magnético nuclear em precessão ao redor do campo B Figura 4.5- Representação vetorial de precessão de um conjunto de momentos magnéticos ao redor do campo B 0 a) referencial fixo b) referencial rotativo...58 Figura 4.6- Representação vetorial da aplicação de um pulso de 90º sobre a magnetização M Figura 4.7- Representação vetorial da indução do sinal de RMN 1) amplitude máxima, Mxy(0)=M 0 e Mz(0)=0; 2) amplitude intermediária, Mxy(t)=M; 3) amplitude zero, Mxy(t)=0 e Mz(t)=M Figura 4.8- Representação do esquema de processo de defasagem e refocalização da magnetização transversal, e geração do sinal de eco de spin...62 Figura 4.9- Diagrama da sequência de pulsos CPMG...62

11 Figura Curva de relaxação transversal (T2) obtida través da técnica CPMG...63 Figura 4.11 Esquema de decaimento uni e multiexponencial...67 Figura Relação do espectro T 2 com a distribuição do tamanho de poros...69 Figura 4.13 Aplicação do T 2 de corte, separação de fluído livre e fluído aprisionado por forças capilares...69 Figura 4.14 Perfil de RMN. Da esquerda para a direita: primeiro quadro raios gama. Segundo quadro porosidade total (VPHS), porosidade efetiva (VPHE) e fluído livre ou movível (VBM). No terceiro quadro permeabilidade (MRIL permeability). No quarto quadro espectro T Figura 4.15 MRIL, ferramenta de RMN da Haliburton...72 Figura 5.1 Perfil da corrida 1 (385.0 a metros)...76 Figura 5.2 Perfil da corrida 1 (550.0 a metros)...77 Figura 5.3 Perfil da corrida 2 (385.0 a metros)...80 Figura 5.4 Perfil da corrida 2 (550.0 a metros)...81 Figura 5.5 Diferentes porosidades combinadas (385.0 a metros)...82 Figura 5.6 Diferentes porosidades combinadas (550.0 a metros)...83

12 LISTA DE TABELAS Tabela 3.1 Valores de classificação de porosidade...30 Tabela 3.2 Energia de cada efeito por fótons...35 Tabela 3.3 Divisão de nêutrons por energia...37 Tabela 3.4 Subdivisões de nêutrons lentos...37 Tabela 3.5 Intervalos de valores de densidade e valores de minerais formadores da rocha (Matriz)...39 Tabela 3.6 Valores característicos de Pe...41 Tabela 5.1 Input de dados...74 Tabela 6.1 Média de cada tipo de porosidade e seus desvios padrões...86

13 SUMÁRIO CAPÍTULO I - INTRODUÇÃO 1. Apresentações Objetivo e Justificativa Metodologia Estrutura...15 CAPÍTULO II - A HISTÓRIA DA PERFILAGEM E O OS ATUAIS MÉTODOS DE AQUISIÇÃO DE DADOS 2.1 História da Perfilagem Tipos de Perfilagem Perfilagem a Cabo Perfilagem por LWD...24 CAPÍTULO III - TIPOS DE PERFIS QUE MEDEM A POROSIDADE 3.1 Porosidade Perfis Radiométricos Radiação e Interações com a Matéria Perfil de Densidade (RHOB) Perfil de Porosidade Neutrônica (NPHI) Perfil Sônico (DT)...49 CAPÍTULO IV - PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR 4.1 Propriedades do Núcleo Atômico Ressonância e Sinal de RMN Relaxação Transversal Mecanismos de Relaxação em Meios Porosos...63

14 4.5 Aplicação de Perfis de RMN em caracterização de Reservatórios...67 CAPÍTULO V - ESTUDO DE CASO DA APLICAÇÃO DE PERFIS DE POROSIDADE 5.1 Parâmetros de Perfilagem Perfis e suas interperetações...73 CAPÍTULO VI CONCLUSÕES Conclusões...85 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...88

15 13 CAPÍTULO I INTRODUÇÃO 1. Apresentações Mesmo sendo uma fonte de energia não renovável, o petróleo ainda fornece boa parte da energia mundo a fora. Tem grande uso como matéria prima na fabricação de produtos petroquímicos, sendo empregados na fabricação de óleos combustíveis, solventes, gasolina, óleo diesel, querosene, lubrificantes, gasolina de aviação, asfalto, plástico, cosméticos, entre outros. Embora haja outras fontes de energia entre elas a energia eólica, solar, o biodiesel, e as pesquisas em busca de novas fontes renováveis continuem em progresso, ainda não há outra matéria-prima que substitua o petróleo na fabricação desses produtos. Hoje sabemos dos diversos desafios existentes na indústria petrolífera e o quão importante é o estudo das incertezas inerentes as atividades de produção e exploração do petróleo. Em tempos anteriores, as decisões ainda eram feitas de forma simplória e intuitiva, em função da disponibilidade de grandes quantidades de hidrocarbonetos mais facilmente identificáveis (SUSLICK, 2007). No entanto, tivemos uma drástica mudança neste cenário devido a diminuição dos indícios de hidrocarbonetos mais fáceis de encontrar, o que levou a necessidade de produzir ao máximo as reservas já conhecidas. Assim, a otimização na exploração dos reservatórios passou a ser de suma importância para no sucesso da indústria petrolífera (LIMA, 2006). Com este cenário, fez se necessário o desenvolvimento e pesquisa de novas tecnologias, diminuindo as incertezas, quanto à prospecção de jazidas de hidrocarbonetos e consequentemente a diminuição em gastos, aumentando a probabilidade de acerto no encontro de óleo e gás com interessante retorno financeiro. Assim, a partir da década de 70 começou-se o investimento maior em pesquisa de novas tecnologias e ferramentas de perfilagem e avaliação de formações. Entende-se como Avaliação de Formações os serviços e estudos que apresentam em termos qualitativos e quantitativos o potencial reserva de um intervalo geológico na produção de petroleo. A avaliação das formações é composta principalmente pela perfilagem de poço aberto, no teste de formação de poço aberto, em testes de pressão a poço e na perfilagem de produção.

16 14 Além das informações trazidas pela perfilagem, também são muito importantes as informações anteriores a ela do intervalo de interesse, sejam estas obtidas na etapa do estudo da geologia ou da geofísica na etapa de perfuração do poço. A integração dos dados adquiridos permite a avaliação do reservatório. Devido a grande quantidade e complexa variedade de perfis existentes, este trabalho dissertará apenas sobre perfis de porosidade. Este dado petrofísico é de grande importância pois são nos poros que o petróleo e gás se alojam, ou seja, determinar com exatidão a porcentagem de poros é saber estimar o quanto se pode lucrar com a posterior produção. Pela análise de dados adquiridos pela perfilagem, são decididas quais as zonas do poço são de interesse econômico para se executar os testes de formação. Se não houver intervalos de interesse econômico, o poço é abandonado. Os testes de formação são muito usados na indústria petrolífera para estimação da capacidade produtiva do poço. 1.1 Objetivo e Justificativa A indústria de exploração de petróleo vem desenvolvendo nas últimas décadas, instrumentos e técnicas, que de forma direta ou indireta, ajudam na caracterização geológica de reservatórios. Dentre as medições feitas, a de porosidade foi escolhida para este trabalho pela sua grande importância na prospecção de jazidas. Atualmente existem vários métodos e ferramentas para adquirir dados de porosidade, todos eles com grande potencial para pesquisa e discussão sobre seu funcionamento e interpretação de suas respostas. Tal desenvolvimento dos mencionados métodos e ferramentas se devem pelo constante desenvolvimento e pesquisa gerados pelas exigências do mercado especialmente após as crises do peltróleo da década de 70. As companhias produtoras de petróleo têm como principal fonte de medidas de porosidades nas rochas os perfis netrônico, de densidade e acústico ou sônico, a estes é dado o nome de perfis de porosidade convencionais, por terem sido um dos primeiros perfis a serem usados comercialmente em campo. Outro perfil, mais recetemente desenvolvido e mais acurado, é chamado de Perfil de Ressonância Magnética Nuclear ou simplesmente RMN, que baseia as leituras nas respostas de relaxação dos átomos à indução de campos magnéticos na formação. Conveniente também é o fato de eu mesmo trabalhar na companhia Baker Hughes do Brasil no setor de perfilagem. A perfilagem a cabo foi o primeiro instrumento de obtenção de perfis petrofísicos e até hoje é o principal método na avaliação de formações e seus

17 15 fluidos, por ter a maior gama de informações e a melhor qualidade e confiabilidade dos dados adquiridos. Logo, é propícia a comunhão do desenvolvimento do projeto final de curso com o momento profissional atual em que vivo. Por último, mas não menos importante, este trabalho pode vir a ser fonte de material para estudo de alunos ou professores de graduação, podendo assim conhecer mais sobre a interpretação de perfis sejam eles básicos ou mais avançados, bem como a metodologia e o funcionamento das ferramentas de perfilagem. Portanto, pelos últimos parágrafos acima dissertados, o tema Avaliação da Porosidade em Rochas Sedimentares através do uso de Perfis Convencionais e RMN a Cabo se torna conveniente como tema para a dissertação de projeto final de conclusão do curso de engenharia de petróleo por apresentar volume de pesquisa e discussão satisfatórios e pela facilidade com que posso adquirir dados atualizados por exercer minha profissão no tema abordado. 1.2 Metodologia No projeto será apresentada à história da evolução da perflagem, a discussão de funcionamento das ferramentas e a relevância de cada dado por elas medido no poço com foco na porosidade. O uso dos perfis como meio para identificar zonas de hidrocarbonetos também será explorada e exemplificada com perfis ao final do projeto. Várias são as fontes de informações para o desenvolvimento do tema, basicamente artigos e teses de mestrado e doutorado de universidades brasileiras. Sites como onepetro.com também foi consultado, assim como estudos de casos específicos, de trabalhos realizados por empresas ou universidades, para determinados tipos de perfis que podem vir a ser importantes na exemplificação de casos reais de aplicação de perfis. Livros eventualmente podem fazer parte do material de consulta. 1.3 Estrutura Como introdução, será apresentado à história da perfilagem, como surgiu e qual foi o propósito inicial, seguido de sua evolução até os dias atuais. Material de avaliação de formações, no que diz respeito a tipos de perfis, é mais abundante sobre perfis básicos não sendo tão facilmente encontrados materiais sobre perfis

18 16 avançados. Assim no trabalho serão discutidos inicialmente os perfis básicos e posteriormente, após maior pesquisa o de RMN. Tão importante quanto escrever sobre a metodologia de aquisição de cada perfil, é a o estudo de cada um na identificação de hidrocarbonetos e quatificação de porosidade. Para isso serão pesquisados exemplos de perfis de poços reais e então feita à análise baseado no que estudado até então.

19 17 Capítulo II A História da Perfilagem e o os Atuais Métodos de Aquisição de Dados 2.1 História da Perfilagem Em 1920, na França, os irmãos Conrad e Marcel Schlumberger desenvolveram uma nova tecnologia na prospecção de petróleo (Figura 2.1). Consistia em se injetar corrente diretamente na formação (ponto A) provida por um gerador em superfície e medindo o retorno num ponto pouco acima (ponto M). A diferença de potencial era plotada manualmente ponto a ponto e traçado um perfil do poço. Esta tecnologia é conhecida atualmente como perfil de resistividade convencional. O primeiro poço teve esta tecnologia comercialmente implementada em 1927 junto a então criada Schlumberger Limited por Henri-Georges Doll em Pechelbronn, França. Figura 2.1 Idéia de primeira ferramenta de perfilagem Fonte: < (2013) Em 1931, Henri George Doll e G. Dechatre até então contratados pela Schlumberger, descobriram que não era necessário injetar corrente na formação para se obtiver uma diferença de potencial e consequentemente calcular a resistividade da

20 18 formação, pois o próprio sistema fluido de perfuração/formação gerava esta diferença de potencial de acordo com as diferença de condutividade de um e outro. A este novo método foi dado o nome de potencial espontâneo, até hoje empregado, com mesmo nome, em poços com fluidos a base água também chamados de WBM (water base mud). Entre início da década de 30 até final da década de 60 pouco se progrediu em técnicas de prospecção, se comparado ao desenvolvimento de tecnologias numa mesma quantidade de tempo entre o início da década de 70 a final da década de 90. Entre 1931 e 1969 foram desenvolvidas tecnologias que até hoje são utilizados em perfilagens de poços de hidrocarbonetos, porém são métodos básicos, os primeiros corridos no poço, sendo apenas indicadores de onde há uma probabilidade de haver petróleo ou gás e não tendo nenhum caráter conclusivo. Até 1951 somente perfis de resistividade, a exemplo dos usados pela Schlumberger com poucas melhorias, foram usados, como por exemplo, o Micro Lateral Log (MLL) que determinava a espessura do reboco na parede do poço bem como sua resistividade. Em 1951 e 1952 foram introduzidos comercialmente os perfis de neutrônicos (que calculavam a porosidade pela interação de partículas neutrônicas com o hidrogênio dos fluidos contidos na rocha) e de resistividade indutiva em lamas a base de óleo. Em 1954 o primeiro caliper foi introduzido a fim de medir as variações de diâmetro ao longo do poço. O ano 1957 foi marcado na história da perfilagem como o ano em que se iniciou o uso da medida de densidade do conjunto rocha/fluidos (bulk density) através da atenuação de raios gama pela formação e em 1969 esta mesma tecnologia foi aprimorada para determinação de litologia. Figura Caminhão de perfilagem da década de 30 Fonte: < (2013)

21 19 Com o passar do tempo, foi desenvolvida uma variada gama de estruturas de exploração, tanto onshore quanto offshore. Os anos 60 destacaram-se pela abundância da disponibilidade de petróleo no mundo. A produção exagerada e o baixo preço levaram ao maior consumo. Esta década mostrou o grande sucesso da exploração de petróleo no Oriente Médio e na União Soviética, o primeiro com significativas reservas de óleo e o segundo com expressivas reservas de gás (THOMAS, 2004). A década de 70 ficou marcada pelas elevações no preço do petróleo. Neste momento, os Estados Unidos (maior consumidor da época e dos dias atuais) perceberam o decaimento de suas grandes reservas, isto liderou ao aperfeiçoamento de métodos de pesquisa para localizar as reservas de menor porte (THOMAS, 2004). Devido à grande necessidade de suprir a demanda de petróleo, e consequentemente abaixarem os preços, era preciso ser muito mais eficiente na descoberta de hidrocarbonetos. A partir daí foi investido cada vez mais em tecnologia seja em prospecção seja em produção. Sendo parte fundamental na procura por hidrocarbonetos, através de pesquisas de perfilagem surgiram grandes avanços tecnológicos no aprimoramento de dispositivos de aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos e dos novos dados adquiridos dentro do poço down-hole. Entre estas novas tecnologias surgiram ferramentas como Ressonância Magnética Nuclear (RMN), Imagem, amostragem lateral de rochas, amostragem e pré-teste de fluidos, ferramentas de avaliação de produção, entre outras. Esta evolução dos equipamentos de deve-se principalmente aos avanços tecnológicos na física do estado sólido e na física atômica. A primeira contribuiu com os microcircuitos integrados (microchips) que permitiram o aperfeiçoamento de computadores e microprocessadores. A física atômica por sua vez permitiu conhecer melhor o átomo, conduzindo à identificação de elementos minerais e substâncias químicas através da medição de espectros de energia. A digitalização dos dados tornou possível a teletransmissão de dados dentro do poço para a cabine de perfilagem na superfície e desta para os centros de geologia, e permitiu o estudo e tomadas de decisões no local do poço. Com o desenvolvimento de técnicas de aquisição, a utilização dos perfis começou a ser direcionadas para avaliações quantitativas de jazidas de hidrocarbonetos. Segundo Thomas (2004) nos anos 80 e 90, devido aos grandes avanços tecnológicos, houve uma redução nos custos de exploração e produção, surgindo assim um novo ciclo econômico para a indústria petrolífera. Como exemplo, no ano de 1996, o total de

22 20 reservas provadas eram 60% maiores que no início da década de 80 e os custos médios de produção e exploração descenderam em cerca de 60% no mesmo período. Portanto, desde os primeiros dias da perfilagem foram desenvolvidos e novos perfis surgiram na medida em que as necessidades da indústria do petróleo e gás exigiam que fronteiras fossem ultrapassadas. Atualmente quatro empresas se destacam ao redor do mundo no que diz respeito à tecnologia de perfilagem, são elas: Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton e Weatherford. Junto a estas, outras empresas fornecedoras de suprimentos (cabos de perfilagem, unidades de perfilagem, computadores etc.) movimentam bilhões de dólares a cada ano num mercado onde o conhecimento rápido e preciso das propriedades da rocha e dos fluidos nela contidos são cada vez mais importantes na correta tomada de decisões. 2.2 Tipos de Perfilagem A perfilagem de um poço é definida (ELLIS, 1987) como um registro dos parâmetros físico-químicos das formações versus profundidade, mediante a utilização de equipamentos especiais, cuja análise permite a caracterização de reservatórios com gás, óleo e água. Juntamente com a sísmica de superficie, a perfilagem do poço, constituem eficientes ferramentas na indústria de petróleo. Isso é evidenciado levando em consideração que uma filosofia de exploração é gerada, principalmente, em função do conhecimento petrofísicos e da extensão geométrical de um reservatório. Vários são os tipos de serviços de perfilagem de poços de petróleo e gás, com as mais diferentes razões para serem feitos e com os mais diferentes objetivos. Boa parte destes serviços de aquisição de perfil tem como objetivo avaliar a formação nos poços perfurados (Lima, 2006). Pela leitura e interpretação dos dados obtidos, pode-se determinar a dados como temperatura e geometria da formação, executar estimativa da porosidade, litologia e identificar, qualitativa e quantitativamente, a existência de fluidos no meio poroso (Lima, 2006). Vale ressaltar que existem vários tipos de ferramentas de perfilagem que geram diferentes informações e utilizam diferentes funções. Algumas delas não geram um sinal, estas são chamadas ferramentas de medidas passivas, outras exercem influência na formação, cuja propriedade ela está medindo (LIMA, 2006). O objetivo de se adquirir perfis do poço é a obtenção de dados geológicos e petrofísicos. Perfis são gráficos da profundidade versus alguma propriedade física da

23 21 formação. Algumas destas propriedades são ilustradas na Figura 1.3, que é um exemplo primário de gráfico de perfil obtido de um poço exploratório Por mais distintas que sejam as operações de perfilagem, todas necessitam movimentar algum tipo de ferramenta no interior do poço. O primeiro tipo de perfilagem que vem a ser usado e com melhor qualidade de dados (devido ao método de transição) é a Perfilagem a Cabo. Derivado do primeiro método surgiu recentemente o LWD (Logging While Drilling) que consiste na aquisição de dados durante a perfuração do poço. Figura 2.3 Exemplo de perfil. Fonte: Thomas (2004) Na Figura 2.3 a curva GR refere-se a medição de raios gama advindos da formação, NPHI é a porosidade medida através de radiação neutrônica, ILD é a resistividade da formação, RHOB seria a bulk-density e DT a velocidade do som da formação medida por ferramenta acústica. Não necessariamente os nomes destas curvas irão se repetir ao longo deste trabalho referindo-se as mesmas curvas. Outro tema importante é o volume de investigação, isto é, o campo no qual o detector do equipamento de perfilagem coleta as informações para as medições dos parâmetros. O volume de investigação é relacionado com três outros conceitos básicos: profundidade de investigação, resolução vertical e efeito do poço. A Figura 2.4 ilustra

24 22 graficamente esses conceitos. Existem diversas formas de volume de investigação: esférico, elipse, disco, cônico. A profundidade de investigação é dada como o tamanho do volume total de investigação em direção perpendicular a da ferramenta de perfilagem. Os mesmos fatores que influenciam o volume de investigação, também influenciam a profundidade de investigação. Figura Resolução vertical e profundidade de investigação para uma sonda com o volume de investigação esférico. Fonte: De Oliveira (2005). A resolução vertical é a resolução que a ferramenta apresenta para medir o parâmetro de uma única camada, ao invés de uma média das camadas no entorno. Sondas capazes de medir camadas poucos espessas são chamadas de sondas de alta resolução. Existem, também, problemas de resolução vertical em camadas não perpendiculares a sonda. Nesses casos, o parâmetro medido tende a ser a média das leituras feitas nas várias camadas que compõem a litología no entorno do ponto medido (De Oliveira, 2005) Perfilagem a Cabo A Figura 2.5 ilustra esquematicamente o número de elementos envolvidos na perfilagem a cabo. Destacada entre setas na figura abaixo, temos a ferramenta de medida, o

25 23 cabo por onde os dados são enviados e a cabine de perfilagem que contém todos os painéis e computadores para fornecer alimentação para ferramentas e onde acontece o processamento dos dados. O computador tem como função controlar a posição da ferramenta em cada profundidade além de controlar o recebimento dos dados. Desta forma cada dado enviado é ligado a uma profundidade e plotado no perfil. Para que o computador receba algum dado relacionado a uma profundidade específica, primeiramente o mesmo envia um comando à ferramenta para que a mesma adquira tal dado, depois o computador envia um segundo comando requisitando o envio deste. Para se fazer a comunicação entre computador e ferramenta, seja para envio de comando ou do dado em si, um protocolo de comunicação é adotado. As ferramentas mais modernas usam protocolo digital, baseados em sistema binário de zeros (0) e uns (1) bem como nos computadores domésticos. Porém nas ferramentas do passado ou que não precisem de grande volume de informação usam tecnologia analógica baseadas em pulsos elétricos. O sistema digital é comumente usado em ferramentas de poço aberto e as analógicas em instrumentos de poço revestido ou ferramentas que façam serviços mecânicos como amostragem lateral de rocha e canhoneio. Usando um equipamento, comumente chamado de spooler (figura 2.6) o computador consegue fazer a medida da profundidade da ferramenta. O spooler é provido de duas roldanas onde cada uma comprimime o cabo de perfilagem fazendo com que as mesmas rodem com o movimento do mesmo. Com a subida ou decida da ferramenta, o cabo movimenta a roldana que aciona um sistema que é configurado para enviar um determinado número de pulsos elétricos ao computador. Sabendo-se o número de pulsos enviados por cada unidade de comprimento (metro ou pé) o sistema consegue saber a variação de profundidade de acordo com o quanto foi girado a roldana. Há dois tipos de cabos de perfilagem. Cabo mono condutor e multicondutor (com sete linhas elétricas). Cada linha elétrica é isolada com material plástico resistente até temperaturas de 500 Fahrenheit (260 Celsius) e envolto por duas camadas de uma trama de aço para dar resistencia mecânica ao conjunto. Há vários tipos de aço que constituem a camada protetora do cabo desde aços mais simples até aços resistentes a ambientes corrosivos como ácido sulfídrico.

26 24 Figura 2.5 Esquema de perfilagem a cabo no poço Fonte: Da Mata (2009). Figura 2.6 Spooler, instrumento de medida de avanço e retorno de cabo Fonte: (2013) Perfilagem por LWD Como opção para a perfilagem a cabo há o LWD que apesar poupar tempo na aquisição de dados não tem qualidade tão boa quanto à perfilagem a cabo.

27 25 Com o aumento do número de poços de petróleo e gás marítimos nos anos 70 e com o contínuo aumento de profundidade de lâmina de água e profundidade total, o mercado se viu obrigado a desenvolver novas plataformas de perfuração, também conhecidas como sondas, especializadas para o ambiente marítimo. Consequentemente os valores dos aluguéis destas sondas se tornaram exorbitantes chegando a valores de mais de um milhão de dólares diários segundo informação de um dos fiscais da Petrobras em conversa informal durante trabalho em Tal sonda era especial por conseguir perfurar em lâminas de água de mais de 2500 metros de profundidade. Um serviço de perfilagem realizado em um poço exploratório ou desenvolvimento, por exemplo, poderia levar de 5 a 15 dias. Este tempo poderia se estender em caso de poços desviados onde se usa a técnica de PCL (Pipe Conveyed Logging) para empurrar a ferramenta de perfilagem a cabo uma vez que o desvio impediria a progressão de descida da ferramenta. A técnica de PCL, apesar de funcionar bem, tem alguns pontos de falha que aumenta a probabilidade de tempo perdido durante operações. Portanto, com o que foi exposto anteriormente e adicionado ao alto número de poços desviados no mundo, havia um mercado muito promissor para quem desenvolvesse uma solução para se adquirir dados ao mesmo tempo em que se perfure o poço. Tal solução foi o desenvolvimento de novas tecnologias onde os sensores, antes usados apenas em ferramentas a cabo, são instalados na própria coluna de perfuração colocados algums metros acima da broca. A essa tecnologia foi dado o nome de Logging While Drilling ou simplesmente LWD. Na figura 2.7 há uma ilustração dos sensores na coluna. Em 1978 o primeiro serviço empregando esse tipo de tecnologia foi introduzido no mercado, se tratava do MWD ou Messurement While Drilling. MWD naquela época adquiriam dados, como a pressão, de pouquíssima importância aos dados de perfil não sendo suficiente para se tomar quaisquer decisões a respeito de zonas de interesse ou futuros serviços no poço. Porém, foi o primeiro passo para o desenvolvimento de ferramentas que adquiriam dados relevantes (densidade, porosidade, resistividade etc.) para a perfilagem, até que no início da década de 90, o LWD ganhou força frente à perfilagem a cabo devido ao aumento nos custos com sondas de perfuração e pela melhoria tanto quantitativamente quanto qualitativamente dos dados de LWD (AMAR,1998). A figura 2.6, monstra um conjunto de ferramentas de LWD e MWD. Há dois modos de se adquirir os dados através do LWD: em tempo real e armazenamento dos dados na ferramenta durante perfuração e posterior recuperação dos dados após retorno da coluna à superfície.

28 26 No primeiro a transmissão de dados é feita para a superfície através de pulsos acústicos que são lidos por receptores em superfície e transmitidos para os computadores onde são mostrados na tela do computador e armazenados para futuro processamento. Cada sensor envia, eletronicamente, os dados para o transmissor de pulsos que por sua vez trasmite os dados, cada qual amarrado a um instante de tempo em que este dado foi adquirido. Na superfície cada dado tem seu instante específico de aquisição, correlacionado com a profundidade no mesmo tempo de aquisição. Assim é possível saber que dado pertence a qual profundidade e assim plotar o perfil. Figura 2.7 String de ferramentas LWD Fonte: < (2013) Para promover o funcionamento dos sensores e sistema de transmissão/recepção de dados, é usada uma turbina incorporada a coluna, que aproveita a força do fluxo de fluido de perfuração para gerar eletricidade. A vantagem deste método é que os dados são recebidos

29 27 em tempo real, o que acelera a tomada decisões ao respeito da zona de interesse, como identificação de formações para assentamento da sapata do revestimento ou até corrigir direção do poço (azimute). A desvantagem seria a menor densidade de dados (dados/pé de formação) devido a limitações de transmissão pelo fluido. Para o caso em que não houver fluxo e se deseje armazenar dados em memória na ferramenta dentro do poço, o segundo modo de aquisição de dados é usado. Trata-se de uma bateria de lítio que permite a gravação digital das medições no equipamento, que ao retorno da coluna para a superfície, são descarregados. A desvantagem é que os dados só podem ser vistos após termino da perfuração. Em vantagem, a densidade de dados é maior. É comum o uso de ambos os métodos um como armazenamento de dados, back up do outro em caso de falha de algum. Atualmente, as informações que se pode conseguir via LWD é vasta. Como exemplo podemser citados: perfis básicos como emissões de raios gama, densidade, porosidade neutrônica, sônico e resistividades até perfis avançados como Ressonância Magnética Nuclear e Imagens por exemplo (SCHULUMBERGER, 2013).

30 28 Capítulo III Tipos de perfis que medem a Porosidade 3.1 Porosidade Infromações sobre as propriedades das rochas sedimentares e seus fluidos como as propriedades dos fluidos, constituem em fatores cruciais para o estudo do comportamento dos reservatórios e, portanto, a sua aquisição e a sua interpretação merecem atenção especial. A porosidade é uma das mais importantes propriedades na avaliação de formações e tomada de decisões, já que ela mede o quanto se pode armazenar na formação e consequentemente quanto se pode lucrar com a produção. A porosidade é denominada como sendo a razão entre o volume de espaços vazios em uma rocha e o volume total dela, ou seja (Rosa, 2006): Ф = Vv/Vt (3.1) Onde: Ф - é a porosidade Vv - volume de vazios Vt - o volume total. Ao contrário dos carbonatos nas quais a porosidade intergranular é pequena, as rochas clásticas (como o arenito), possuem porosidade geralmente moderada a alta. Porosidade é uma propriedade de grande importância nas rochas sedimentares e é o caminho pelo qual se movimentam os fluidos nelas contidos. Dentre estes fluidos podemos citar água, petróleo e gás, podem ser movidos e se acomodar nos poros das rochas sedimentares. A porosidade nas rochas sedimentares é uma função da forma das partículas, do empacotamento e da sua seleção. A porosidade absoluta ou total é a percentagem de espaços

31 29 vazios contidos na rocha já porosidade efetiva é a percentagem de espaços vazios interconectados, contidos na rocha. Para a análise de perfis, a diferença entre a porosidade absoluta e porosidade efetiva é chamada de água presa nas argilas (do inglês clay bound water). A porosidade efetiva pode ser dividida em duas: fluido livre e fluido preso por capilaridade, ou seja, os valores do somatório do fluido livre e fluido preso por capilaridade resultam no valor da porosidade efetiva. Entende-se por fluido livre como o fluido, seja óleo, água ou gás, na formação que pode se movimentar facilmente durante o fluxo de fluidos. Já o fluido preso por capilaridade, geralmente água, é aquele que não se desloca pelos poros devido à ação da interação física entre o fluido e a parede da matriz rochosa, a essa interação é dado o nome de capilaridade. Figura 3.1 Tipos de fluidos nos poros. Óleo representado pela cor verde, fluido livre em azul claro, água presa na argila como listrado escuro, fluido aprisionado por capilaridade em azul escuro e a matriz rochosa em marrom pontilhado. Fonte: < aybound> ( 2013).

32 30 Tabela 3.1 Valores de classificação de porosidade Faixa de Porosidade Classificação 0-5% Insignificante 5-10% Pobre 10-15% Regular 15-20% Boa 20-25% Muito Boa >25% Excelente Fonte: Caputo (2004) 3.2 Perfis Radiométricos Radiação e Interações com a Matéria A radiação tem fundamental importância na avaliação de formações nos poços de petróleo, onde podemos simplesmente medir respostas espontâneas da formação ou aplicar radiação no poço, medir a resposta a este esta exposição e subsequentemente processar os dados adquirindo informações relevantes. Apenas é possível usar a radiação a nosso favor devido a sua característica ionizante. Assim ao atingir um átomo ou molécula a radiação ionizante consegue modificá-lo de alguma forma, tornando-o mais instável até que algum evento, também radioativo, aconteça posteriormente. Há também a radiação não ionizante, que não possui energia suficiente para interagir com a matéria, exemplos de radiação não ionizante são a radiação emanada por televisores e monitores, a maior parte dos raios solares (Ultravioletas), lâmpadas etc. A Radioatividade é o decaimento, seja espontâneo ou induzido, de um núcleo atômico instável e com maior energia para um estado mais estável com menor energia, acompanhado pela emissão de energia radioativa. Esta energia pode ser emitida em forma de ondas eletromagnéticas ou movimento em partículas subatômicas como nêutrons por exemplo. Uma ilustração na figura 3.2 nos mostra um decaimento atômico. A radioatividade foi descoberta por Becquerel em Ele descobriu que alguns materiais emitiam radiações naturais. Como ainda não sabia o que estes raios eram exatamente, ele os dividiu em três grupos diferentes, devido a suas características, e os

33 31 chamou de raios alpha, beta e gama, tal nomenclatura é usada até os dias de hoje. Atualmente vários são os tipos de emissões além daquelas descobertas por Becquerel, ma não são de importância para nosso estudo da perfilagem. A radioatividade é parte do nosso ambiente, por conta dos diferentes elementos químicos presentes em nosso planeta, desde o de menor massa como o Hidrogenio (H) até os mais pesados como chumbo (Pb) e bismuto e (Bi). Se tratando de perfilagem, as emissões radioativas têm papel importante na avaliação de formações e dos fluidos nela contidos. Para tal, há ferramentas que medem a emissão natural da formação ou então usam fontes radioativas para induzir os elementos químicos que constituem a litologia e medem a resposta a essa radiação. Figura Decaimento atômico com a emissão de uma partícula e radiação eletromagnética Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010) Antes de estudarmos os perfis radiométricos é preciso entender os três tipos importantes para a perfilagem de emissões: Emissão de partículas alpha: É a emissão de dois prótons e dois nêutrons unidos. A perda destas quatro partículas, faz com que o elemento em estado inicial e instável se transforme em outro elemento com Número de Massa reduzido em 4 e Número Atômico diminuído de 2, como no exemplo abaixo de Am 234 (Amerício) indo a Np 237 ( Neptúnio) liberando uma partícula alpha, figura 3.2. Ao novo elemento gerado é dado o nome de filho do elemento anterior em estado instável.

34 32 Figura 3.3 Emissão de partícula alpha Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010) Emissão de partícula beta: Quando um nêutron se transforma em um próton, devido à instabilidade do átomo, uma carga negativa (elétron) é consebida como forma a compensar a nova carga positiva (próton), dessa forma este novo elétron é ejetado do meio e é denominado de partícula beta. Exemplificando o descrito acima, temos a figura 3.4, mostrando um átomo de Cs 137 (Césio) e seu filho, Ba 137 (Bário). O asterisco mostra o bário em estado excitado logo antes de liberar esta energia em excesso e posteriormente chegar a um estado estável como será descrito mais a frente. Vale salientar que a transformação de um átomo em outro se dá pelo ganho de um próton, e consequentemente a mudança do número atômico. Figura 3.4 Emissão de partícula Beta Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)

35 33 Emissão de raios gama: Raio gama é a energia eletromagnética emitida depois de algum acontecimento radioativo. Esta energia em excesso é advinda da energia que não foi absorvida por alguma partícula após o decaimento. Logo, para que um átomo se torne completamente estável esse excesso de energia precisa ser dissipado (figura 3.5) deixando o átomo em um estado estável e não excitado Emissões de raios gama geralmente estão associadas a emissões de partículas alpha e beta. Figura 3.5 Emissão de raios gama Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010) Um assunto importante a respeito do decaimento é o tempo de meia-vida. Entendese por isso como o tempo para que certa quantidade de átomos radioativos leva para diminuir seu número à metade (figura 3.6). Este tempo de meia vida é importante principalmente na escolha do(s) elemento(s) que irão compor as fontes radioativas, para que tenha uma vida útil satisfatória além de se ter uma quantidade não muito grande do elemento dentro da fonte, uma vez que a quantidade de radiação emitida é diretamente proporcional à quantidade de átomos radioativos. Escolhendo o elemento certo, haverá otimização dos custos de fabricação e manutenção das fontes. A unidade de medida de energia usada para radiação é igual à energia abasorvida por um elétron que se move em direção a um ânodo, tendo um potencial elétrico de um de volts a mais do que o potencial na origem. Esta unidade é denominada de elétrons-volts (ev), ou seja, Quanto maior a energia de uma radiação, maior será sua quantidade de

36 34 elétron Volts. Afim quantificar esta nova unidade de energia, temos que um ev (elétron Volt) corresponde ao valor de x J (Joules). Cada elemento pode emitir partículas e/ou energia eletromagnética. Para cada tipo de emissão, de um determinado átomo, tem-se uma quantidade de energia especifica. Como por exemplo, na figura 3.2 o átomo de Amerício 241 quando decai, gera o átomo Neptúnio + uma partícula alpha + energia. Esta energia é emanada na forma de raios gama. A partícula alpha tem uma energia característica de 5.5 MeV e os raios gama tem uma energia de 59.5 KeV. Figura 3.6 Diminuição da quantidade de átomos com o passar de cada meia-vida Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010) Os raios gama, bem como os raios-x usado na medicina, também são denominados, pela física quântica, como pacotes de energia eletromagnética, onde em cada pacote há uma determinada quantidade de energia nele contido. Tal pacote recebe o nome de fóton. Os fótons, representado por raios gama, interagem com a matéria de diversas formas. Para melhor entendermos a metodologia de funcionamento das ferramentas de avaliação geofísica que usam a interação com raios gama, é necessário explicarmos sobre três (3) interações da radiação gama com a matéria: Efeito de Produção de Par, Efeito Compton e Efeito Fotoelétrico.

37 35 Cada efeito ocorre em uma determinada faixa de energia que cada elemento emite. Nos valores de energia limites entre um e outro efeito, pode haver ambos os efeitos, porém cada qual tem sua predominância em sua respectiva faixa de energia. Veja tabela 3.2. Tabela 3.2 Energia de cada efeito por fótons Efeito Faixa de Energia (MeV) Produção de Par >1,02 Compton 0,01 a 1,02 Fotoelétrico < 0,01 Fonte: ELLIS (2004) Na Produção de Par, o fóton que incide, interage diretamente no núcleo do átomo e sua energia converte-se em um par de elétrons, um negativo (négatron) e um positivo (pósitron) como mostrado na figura 3.7. O elétron negativo se torna um elétron livre. O positivo tem uma vida bastante curta, pois reage com facilidade com qualquer outro elétron perto de si, até que então ambos deixam de existir liberando de 511 KeV de energia, que é a energia característica liberada para esta extinção de massa. Figura Efeito de Produção de Par Fonte: ELLIS (2004) Efeito Compton ocorre através da interação inelástica de um fóton e um elétron orbital. O fóton incidente faz com que o elétron seja ejetado de sua órbita, cede parte de sua

38 36 energia e desvia-se (previsível matematicamente) em sua trajetória. Ou seja, este continua a viajar pelo meio, porém com menor energia eletromagnética do que seu estado inicial (Figura 3.8). Figura 3.8 Efeito Compton Fonte: ELLIS (2004) A última interação de fóton (raio gama) é o Efeito Fotoelétrico. Fótons interagem elasticamente com os elétrons das órbitas e passam para estes elétrons toda a sua energia, especialmente se o átomo tiver grande diâmetro. O fóton é extinto do meio, sendo assim absorvido, enquanto que o elétron se transforma em um fotoelétron livre como descrito na figura 3.9. Figura 3.9 Efeito Fotoelétrico Fonte: ELLIS (2004)

39 37 Interações radioativas importantes à avaliação de formação não se limitam a fótons (energia) apenas. Uma interação muito importante é a emissão de nêutrons na formação e a leitura das respostas. O nêutron é uma partícula não ionizante, de massa semelhante ao hidrogênio, onde sua existência livre na natureza não ocorre e tem meia-vida de dezenas de minutos. O nêutron é uma partícula e não simples energia, sua interação é muito mais mecânica baseada na energia cinética, o que não significa que não existam relações de criação de raios gama como será discutido a diante. Assim como a radiação eletromagnética, cada partícula de nêutron também é dividida em patamares de energia baseados em sua velocidade e, consequentemente, pela sua energia cinética (tabela 3.3). Nêutrons mais rápidos tem maior nível de energia. Tabela 3.3 Divisão de nêutrons por energia Tipo de Neutrão Faixa de Energia (KeV) Rápido > 100 Intermediário 100 a 0,1 Lentos < 0,1 Fonte: ELLIS (2004) Os neutros de menor energia são subdivididos em outros três grupos: Epitermais, Semi-epitermais e Termais. Sendo o último de menor energia e o mais importante na avaliação de formação. Vide tabela 3.4. Tabela 3.4 Subdivisões de nêutrons lentos Tipo de Neutrão Lento Faixa de Energia (ev) Epitermais 100 a 0,1 Semi-epitermais 0,1 a 0,025 Termais < 0,025 Fonte: ELLIS (2004) Os nêutrons ao se chocar e interagem com os elementos componentes da matéria de três modos:

40 38 Absorção ou captura, que é acompanhada de emissão imediata de prótons ou partículas alfa logo após o nêutron ser absorvido pelo núcleo atômico que estava inicialmente estável, passando a um estado exitado. Espalhamento elástico consiste na mudança de direção do nêutron e transferência de parte de sua energia cinética para o núcleo atômico atingido. É um modo de se diminuir a energia do nêutron. Assim, um nêutron que era, por exemplo, rápido pode ir se chocando com outros núcleos até chegar à termal. Espalhamento inelástico onde a energia cinética não se conserva porque o núcleo que foi atingido fica em estado excitado. Muito embora os nêutrons que se espalham inelásticamente possam apresentar enormes perdas de energia, estes fazem parte de uma população relativamente pequena, se comparada a dos nêutrons de baixa energia. Assim como o Espalhamento Inelástico também é um modo de se diminuir a energia do nêutron. Por fim a figura 3.10 demostra o poder de transposição de cada tipo de radiação aqui descrito. Isso é importante na escolha do material dos contenedores de cada fonte. Como foi discutido, o nêutron pode ser parado e termalizado por vários tipos de elementos, porém o hidrogênio é o mais eficiente por ter o mesmo tamanho e massa do neutrão (ELLIS, 2004) Figura 3.10 Poder de penetração dos tipos de radiação Fonte: Site ratical.org (2013) Perfil de Densidade (RHOB) O perfil de densidade da formação (density log, RHOB) é um registro contínuo de toda a formação (bulk density, ρb). Geologicamente, essa densidade é uma função da densidade dos minerais formadores da rocha, ou seja, a matriz, e o fluido alojado nos poros.

41 39 Para a maioria das litologias, a densidade raramente é utilizada como fator diagnóstico sem a consideração de outros perfis devido, a impurezas e fluidos continos nos poros que mudam o valor da densidade na rocha. Folhelho pode ter densidade de 1,8 a 2,7 g/cm3, por exemplo. Tal variação deve-se a fatores como compactação entre um folhelho pouco consolidado e um folhelho compacto ou contaminação por outros sedimentos com densidade diferente. A Tabela 3.5 demonstra a variação de algumas densidades típicas para as litologias mais comuns. Tabela 3.5 Intervalos de valores de densidade e valores de minerais formadores da rocha (Matriz) Litologia Dens. lida no Poço (g/cm 3 ) Dens. Da Matriz Pura Folhelho 1,8-2,75 2,65 2,7 Arenito 1,9 2,65 2,65 Calcário 2,2-2,71 2,71 Dolomito 2,3-2,87 2,87 Fonte: Da Mata (2009) Rider (2002) listou os fatores que causam essa variação de densidade: a compactação, que causa aumento da densidade; a idade, no geral rochas mais antigas são mais densas; a composição, por exemplo, o aumento no conteúdo de carbonato na rocha causa aumento na densidade de um folhelho. O fluido possui densidade de acordo com a sua composição e também afeta a densidade da rocha. Por exemplo, um fluido com lama e salmoura possui densidade de 1,1 g/cm 3, lama com água doce, 1,0 g/cm 3, e gás, 0,7 g/cm 3. A porosidade densidade (Ф den ) pode ser estimada somente com o conhecimento da litologia da formação e o fluido envolvido (equação 3.2) (Rider, 2002). (3.2) Onde: ρma = densidade da matriz ρb = densidade de toda a formação

42 40 ρf = densidade de fluidos nos poros Além de estimar a porosidade, o perfil de densidade é aplicado para a determinação da litologia (usando o Índice Fotoelétrico, Pe) e identificação de zonas com óleo/gás, combinado com o perfil de porosidade neutrão. O valor de densidade é determinado através da colisão de raios gama artificiais, utilizando uma fonte de Co 60 ou Cs 137, com os elétrons da formação, através do Efeito Compton e posteriormente, do Efeito Fotoelétrico (de menor energia que o primeiro), já descrito anteriormente. A densidade da formação é estimada com a medição da radiação gama que retorna para o detector, já que a quantidade de radiação gama dependerá da abundância de elétrons presentes, que por sua vez, é função da densidade de formação (Keary et al, 2009). A unidade de medida é utilizada é de massa por volume, geralmente expressa em g/cm 3. As fontes de perfilagem emitem raios gama de alta energia, no caso do Cs Kev, que ao colidirem com os átomos constituintes da formação e seus fluidos, perdem energia. Os raios gama que conseguem chegar aos detectores são medidos por sensores parecidos com os cintilômetros da ferramenta de raios gama comum que são capazes de distinguir níveis de energia. Sabe-se que quanto menor a contagem de raios gama, maior a densidade de elétrons, já que uma maior densidade de elétrons aumenta a probabilidade de colisão e uma diminuição dos raios gama com níveis de energia ajustados para cada detector. Também é sabido que tão menor seja a densidade de elétrons, menor vem a ser a densidade do material, assim é estabelecido uma relação entre contagem de raios gama e densidade do material.(figura 3.11). Para se obter o valor acurado da densidade da formação, a ferramenta é calibrada com material de densidade conhecida. Na figura 3.11, onde se lê Source, Short-Spaced Detector, Long-Spaced Detector e Formation, entende-se Fonte, Detector mais perto, Detector mais longe e Formação. Como o Efeito Fotoelétrico não implica em emissão de raios gama, apenas de elétrons fica impossível calcular o Pe (Índice Fotoelétrico) por detectores de raios gama. Porém, relações matemáticas derivadas de experimentos, mostram uma relação entre contagens de raios gama de uma determinada faixa de energia e os valores de Pe. Assim por modelos de equações e algoritmos, Pe pode ser processado por computadores. Na tabela 3.6 temos valores característicos de Pe para vários tipos de litologia e de barita.

43 41 O valor de Pe associado à barita não foi exposto por acaso. Sendo este composto muito comum em fluidos de perfuração, como adensante, o valor de Pe para a formação pode ser afetao em caso de muita barita na lama, uma vez que seu valor de Indice Fotoelétrico é muito maior do que as formações comuns. Os fluidos da lama de perfuração e os contidos nos poros da formação, não afetam a leitura de Pe. Figura 3.11 Ferramenta de densidade provida de dois detectores e um caliper, este último para melhor contato da fonte e sensores com a formação Fonte: De Oliveira (2005) Outra finalidade do perfil de densidade é na identificação de possíveis zonas de hidrocarbonetos leves e gás e associação com perfis de porosidade neutrônica. Tabela 3.6 Valores característicos de Pe Formação Pe Arenito Calcário Dolomita Anidrita 5.1 Sal 4.6 Kaolita 1.8 Barita 266 Fonte: De Oliveira (2005)

44 Perfil de Porosidade Neutrônica (NPHI) Muito importante na avaliação de formação é saber a porosidade da rocha, já que hidrocarbonetos encontram- se nos poros das mesmas. Há vários tipos de perfis que determinam a porosidade, como o perfil de densidade visto anteriormente. O início da existencia do neutron é considerado pelo instante que sai da fonte com nível rápido e seu fim como sendo o momento em que ele é capturado ou absorvido por um núcleo no meio. Ao percorrer toda a trajetória, um nêutron passa pelas seguintes fases: colisão, amortecimento, termalização e captura ou absorção. Durante a colisão o nêutron choca-se em outros átomos. Depois do choque, o nêutron tem uma nova trajetória defida e diferente da original, separada por um ângulo conhecido. O núcleo atingido, então, recebe parte da energia cinética do nêutron e afasta-se de seu caminho original. Dessa forma o nêutron remanescente tem energia menor que o inicial, tal colisão é Elástica e de grande importância. A colisão inelástica é o choque sem conservação de energia e momento linear, parte da energia é dissipada na forma de raios gama. De fato, não estamos interessados no angulo que estes nêutrons são defletidos, mas na probabilidade de que, em cada colisão, a energia que stes neutrons detêm permaneça entre determinado intervalo energético, abaixo daquele inicial. É provado que a probabilidade de colisão é constante em qualquer nível de energia, dentro de um limite inferior que é ditado pela massa do núcleo atingido. Na colisão com o átomo de cálcio, por exemplo, energia menor do que 9,5% do neutrôn é discipada no choque de sua energia inicial. Ao contrário, do choque com o hidrogênio a perda de energia é da ordem de 100%. Isso ocorre pelo fato do núcleo do hidrogênio ter massa igual à do nêutron. A perda máxima de energia (P.M.E.) aumenta na medida em que diminui a massa atômica do elemento envolvido. Além desta diminuição de energia, a probabilidade do nêutron colidir também interfere na queda de energia do nêutron. As chances de choques entre um nêutron e um núcleo do meio são proporcionais ao número de núcleos por unidade de volume. Núcleos distintos apresentam-se diferentemente para os nêutrons. Este efeito é denominado de seção eficaz, que pode ser de dois tipos: de espalhamento ou de captura. Núcleos com seção eficaz grandes têm maiores chances de colidir com nêutrons do que os de pequena seção eficaz. Neste caso, e mais uma vez, o hidrogênio leva vantagem na diminuição da energia do nêutron, por ter maior probabilidade de choque.

45 43 Amortecimento - Dois são os fatores importantes no amortecimento energético dos nêutrons rápidos. Um deles é a perda de energia que este neutron sofre em choques com os núcleos de outros átomos. O outro fator é o caso em que o nêutron entre em colisão com outros neutrons. O hidrogênio é o elemento mais eficaz de perda de energia pelo nêutron, esse é a principal razão pela qual é usado o Índice de Hidrogênio (HI) ao invéz de porosidade. O HI é definido como o montante de hidrogênio por unidade de volume. Uma solução alternativa é a calibração do HI em valores de porosidade, onde se usa uma rocha padrão (carbonato) em laboratório, cuja porosidade é conhecida e saturada com água ou em um meio com HI conhecido e correlacionado com um determinado valor de porosidade. Depois de vários choques onde amortecem os nêutrons estes estarão distribuídos nas rochas em zonas equidistântes, a partir da fonte e, provavelmente, todos com mesmo nível energético. A aplicação da distribuição energética dos nêutrons, ao redor de uma fonte, na fabricação de ferramentas neutrônicas conforme mostra a figura 3.12, é relativamente simples. A distância da fonte ao detector é determinada de pelo com o nível de energia que se deseja registrar. Dessa forma, na captura de nêutrons rápidos, o detector necessita estar perto da fonte radioativa. Porém, deve estar longe o suficiente para captar nêutrons de baixa energia ou termalizados. Figura 3.12 Perda de energia dos neutros com a distância Fonte: Girão (2004) A termalização é o processo em que os nêutrons adquirem um nível energético mais baixo, em torno de 0,025 ev, ocasionados por choques sucessivos, com o meio. Este é o efeito mais importante, pois são os nêutrons termais que são detectados pelas ferramentas, para o calculo da porosidade da rocha.

46 44 Captura ou Absorção é processo de captura de nêutrons termalizados pelo nucleo de outros atomos selando o destino de todo neutrão na forma de radioatividade, a extinção. A figura 3.13, mostra curvas teóricas da densidade de nêutrons termais em função da distância da fonte radioativa. Estas curvas foram calculadas baseadas em arenitos silicosos, saturados com água e porosidade variando entre 10 e 40%. Qualquer que seja a porosidade ou o tipo de rocha, o fluxo de nêutrons termais diminuiu com a distância devido ao aumento de choques e consequentemente, de capturas (GIRÃO,2004). Um detector próximo da fonte, no intervalo da zona "S, mostra que as rochas com grandes porosidades apresentam uma maior contagem de neutrons. Na medida em que se afasta da fonte, ainda na zona S, há uma diminuição na contagem do detector com relação as medições de porosidade bem como da resolução. Tal fenômeno ocorre uma vez que as curvas de porosidade convergem para uma zona de indefinição (I), levando ao equipamento se tornar cada vez menos sensível às mudanças de porosidade. Afastando-se o detector um pouco mais, para dentro da zona "L", é perceptível que o número de nêutrons termais diminui inversamente com da porosidade. Assim, este procedimento melhora a resolução nos pontos de menores porosidades. Como consequencia deste estudo, pode-se chegar a distância ideal entre a fonte e os detectores (GIRÃO, 2004). Figura 3.13 Relação entre densidade se neutros termais x distância da fonte de neutros, para cada valor de porosidade Fonte: Girão (2004)

47 45 Há mais de um método de medição da porosidade através de ferramentas neutrônicas, mas o mais usado nos dias atuais para LWD e Perfilagem a Cabo é o Neutron Compensado. Consiste de um mandril (figura 3.14) excentralizado com uma fonte e dois detectores de nêutrons termais, situados a 15.0 e 25.0 polegadas (38 e 63,5 cm) aproximadamente da fonte. A razão entre a contagem dos detectores mais próximo pelo detector mais afastado da fonte nos permite achar a porosidade usando gráficos de equações empíricas, baseadas no que foi descrito pela figura 3.13, para cada ferramenta de cada companhia de perfilagem, figura A fim de se contabilizar a influência de cada tipo de formação, equações características foram determinadas para os três principais tipos de formação (arenito, carbonato e dolomita). Figura 3.14 Mandril de Nêutron Compensado de perfilagem a cabo Fonte: De Oliveira (2005) Eliminando a influência das rochas nas medições de porosidade, ao menos para as principais rochas reservatório, não elimina todos os problemas de interação do nêutron com outros elementos, que não o principal indicador de fluidos na rocha, o Hidrogênio. Um dos elementos absorvedores que trazem problemas no perfil de neutrons é o cloro. Este átomo,

48 46 é cerca de cem vezes mais absorvedor que o hidrogênio, assim, sua presença nis fluidos do poro e na lama de perfuração podediminuir a densidade de nêutrons termais. Um problema no perfil de neutron são os elementos absorventes como o cloro que reduz a população de neutrons, por quanto eles atuam como se fossem hidrogênio que espalha e absorve os nêutrons. O cloro é encontrado também nos fluidos de perfuração advindos principalmente da adição de Cloretos de Potássio e Sódio. Porém o efeito deste cloro é facilmente descartado por cartas de correção, bastando apenas saber a concentração em partes por milhão (PPM) de cloro no fluído de perfuração. Figura 3.15 Gráfico de Razão de contagens de nêutrons termais x porosidade para cada tipo de formação Fonte: Girão (2004) Uma fonte de nêutrons resulta da união de um material radioativo, tipo Rádio, Plutônio ou Amerício, em contato com um elemento que tenha nêutrons fracamente unidos como o Berílio por exemplo. As partículas alfa geradas pelo Pu, Ra ou Am colidem com os núcleos de Be o gerando nêutrons. Quanto maior a energia da radiação alfa maior a energia dos nêutrons gerados. (GIRÃO, 2004) Estas fontes são desenvolvidas para a emissão de nêutrons rápidos. Porém podem também emitir raios gama mesmo que em pequena quantidade.

49 47 Assim como as medidas de raio gama emanados da formação, o API padronizou valores de porosidade API e também dispõe de um tanque de teste de ferramentas, onde cada companhia de perfilagem deve usá-lo como padrão, figura Para se calibrar uma ferramenta específica, a mesma é colocada em um tanque com porosidade conhecida que é associada a uma razão obtida da equação característica. O valor da razão entre a contagem de neutrons termais do detector perto pelo cantagem do detector longe medida no tanque é ajustada por um fator multiplicativo para chegar ao valor ideal da equação característica. Durante a perfilagem este fator multiplicativo corrige os valores obtidos pela equação característica para a formação escolhida. Os efeitos do poço, no neutrão compensado, são minimizados por dois motivos: o primeiro pela utilização da razão das contagens entre detectores, uma vez que ambas são afetadas de mesma forma pelas condições do poço. O segundo motivo porque a ferramenta é perfilada excentralizada, sendo pressionada na parede do poço. Esta ferramenta é comumente perfilada em poços revestidos onde os efeitos do aço do revestimento são corrigidos baseados em cada tamanho de revestimento. Figura 3.16 Tanque de teste com porosidades e formações conhecidas na Universidade de Houston Fonte: API (2013)

50 48 As três principais litologias, arenito, carbonato e dolomito, têm densidades características respectivamente 2,65, 2,71 e 2,87g/cm 3. Para se ter uma melhor apresentação do perfil combinado de densidade e neutrão ajustam-se a diferença de escalas de menor valor para maior em 60 unidades de porosidade API e 1 g/cm 3 respectivamente para neutrão e densidade, colocando o valor de porosidade nula à densidade da matriz optada. Por exemplo, para carbonato temos as escalas do perfil na figura 2.17, onde a linha azul claro representa a porosidade zero com densidade 2,71 g/cm 3. O tanque padrão encontrado em Houston é basicamente carbonato tendo água nos poros, assim as ferramentas, quando bem calibradas, devem ter as curvas de densidade e neutrão juntas na mesma linha independente da porosidade em uma zona de carbonato contendo água. O principal objetivo de se obter perfis de densidade e neutrão é a identificação de prováveis zonas de interesse com hidrocarbonetos. Ainda trabalhando com as escalas de carbonato, temos o perfil da figura A parte inferior do perfil tem as curvas de densidade e nêutron na mesma linha, caracterizando água. Figura 3.17 Escala para carbonatos Fonte: BAKER HUGHES (2013) Logo acima da zona de água, na zona de óleo, observamos uma separação com a curva da densidade a esquerda da porosidade neutrônica. A esta separação é dado o nome de separação negativa que é característica de zonas com hidrocarbonetos. Sendo a ferramenta de neutrão calibrada para água e o óleo apresenta um Índice de Hidrogênio (HI) menor do que a da água, a porosidade medida em zonas deste hidrocarboneto líquido será

51 49 menor do que realmente é. Já a densidade diminuirá já que, na maioria dos casos, óleo é menos denso que água. Figura 3.18 Perfil exemplo de densidade e neutrão Fonte: BAKER HUGHES (2013) Na parte mais rasa, na zona de gás, a separação negativa é ainda maior pelos mesmos motivos do parágrafo anterior. O HI do gás é menor que no óleo e a densidade do gás é menor que no óleo. Esta análise vale para todas as outras principais litologias de rochas reservatório, arenito e dolomito, porém é preciso usar o perfil de neutrônico corrigido e escala para a dada litologia, caso contrário erros de interpretação poderão ocorrer. 3.3 Perfil Sônico (DT) Perfis sônicos ou perfis acústicos (DT) medem a velocidade de ondas sonoras que atravessam um dado estrato. O som é transmitido com o movimento das partículas na litologia. Existem três tipos de movimentação: onda compressional, onda de cisalhamento e onda de superfície. Em ondas compressionais ou ondas P, as partículas se movimentam

52 50 paralelamente com a direção de propagação da onda. Nas ondas de cisalhamento ou ondas S, as partículas se movimentam em direção perpendicular a direção de propagação da onda. A figura 3.19 ilustra os tipos de ondas e as respectivas direções de propagação. As ondas P são transmitidas através de sólidos e líquidos. Ondas S são transmitidas somente através de sólidos, pois, não há tensões cisalhantes em fluidos. No entanto, em um contato entre um sólido e um líquido, parte de energia da onda S é convertida em onda P onde esta atravessa o líquido e é convertida de volta em uma onda S atenuada em sólidos adjacentes. O sinal sônico gerado atravessa o fluido de perfuração no poço e chega à formação onde gera as ondas P e S. Mas como ondas S não existem no fluido, é impossível ler ondas S nos receptores da ferramenta. Porém através do fenômeno de modo de conversão, as ondas S geradas criam ondas P secundárias que viajam a velocidade das ondas S. Essas ondas P secundárias podem ser lidas pelo receptor mesmo imerso na lama de perfuração (De Oliveira, 2005). A velocidade do som é mais rápida nos sólidos que nos líquidos e gases. Quanto maior a velocidade num meio menor será o tempo de transito. Logo, o tempo gasto pelo som para percorrer uma distância fixa nos sólidos será menor do que nos gases e nos líquidos. Se compararmos rochas idênticas com quantidades diferentes de fluidos nelas contidos, ou seja, com valores de porosidade diferentes, pode-se perceber a diferença no tempo de trânsito. O perfil sônico fornece o intervalo de tempo de trânsito da formação, ou seja, é a aquisição da medida de quão capaz é a formação de transmitir ondas de som. Esta informação auxilia a interpretação de dados sísmicos ao correlacionar velocidades medidas na sísmica com velocidades medidas no perfil, assim ajustando o tempo-profundidade. A ferramenta do sônico usa um transmissor de frequência entre 20 a 40 khz. constante, ultrassônica baixa, e dois receptores. Após o pulso ser emitido pelo transmissor, este viaja pelo fluido no poço passando pela formação chegando ao receptor. A ferramenta mede o tempo entre o disparo e leitura do pulso calculando o tempo de transito uma vez que a distância entre receptor e transmissor são fixas. A figura abaixo 3.20, mostra a trajetória do pulso sonoro do transmissor T, atingindo o receptor R1 e posteriormente R2. A diferença entre os tempos representa o diferencial de tempo (Δt) final percorrido na distância R1 a R2 ou no trecho d. A demonstração com base

53 51 nas equações 3.3, mostra como se chega ao valor da velocidade da formação VFm e esclarece que seu no seu cálculo não depende da velocidade na lama e do diâmetro do poço para se obter o perfil sônico. Figura Tipos de ondas Fonte: De Oliveira (2005) A unidade utilizada para medir tempo de trânsito é dada por μs/pé (ou μs/m). Já velocidade é medida em pés/s (ou m/s). Efeitos de rugosidade podem afetar as leituras, para tal as ferramentas mais modernas dispõe de 2 transmissores e 4 recptores. Assim os valores de tempo de trânsito podem ser calculados pela média aritimética dos tempos entre eles. Figura 3.20 Esquema de transmissor e receptores na ferramenta Fonte: Girão (2004)

54 52 (3.3) Na figura 3.21 são mostradas as ondas nos receptores inferior e superior. A diferença de tempo entre o primeiro pico positivo em cada receptor refere ao diferencial de tempo Δt e sabendo a distância entre receptores (no caso um pé), acha-se a razão entre eles e consequentemente a velocidade no fluido. As ondas Stoneley ou simplesmente ondas superficiais, viajam através do fluido dentro do poço e não tem grande importância na avaliação de formações. Wyllie, estudando a correlação que existe entre Δt e porosidade, chegou a conclusão que esta medida da rocha poderia ser usada para a determinação da porosidade intergranular. Segundo Wyllie, o tempo de trânsito (Δt) nada mais é do que a média, ponderada dos volumes entre os tempos dos elementos envolvidos na passagem do impulso sonoro, que é dado pela equação 3.4. Esta equação, denominada do tempo médio de Wyllie, apenas funciona para porosidades de rochas quando estas estiverem saturadas com água (Sw = 1), e sem outro tipo de rocha as contaminando. Tempos de trânsito tipicos são de 55.6, 47.6, 43.5 μs/pé para arenito, calcáreo e dolomita respectivamente. Os perfis de porosidades medida pelo nêutron e pela ferramenta se densidade são porosidades totais, porém no caso do sônico, este consegue também fazer leitura da porosidade intergranular e de fratura, caso esta exista. Esta é uma boa funcionalidade para a porosidade acústica. O Sônico registra sempre a primeira onda a chegar no receptor. O som na matriz das rochas tem velocidade maior que nos fluidos, assim o som pode ultrapassar os poros não conectados, viajando pela estrutura roochosa da formação de modo que o perfil sônico apenas registre a porosidade Interligada ou intergranular. Desta forma, não é recomendado

55 53 usar a equação de Wyllie para formações que apresentem esses tipos de porosidade, porquanto as porosidades sonicas serão pessimistas demais. Figura Osciloscópio mostrando as chegadas das ondas compressionais por último as ondas diretas da lama (Stoneley ou simplesmente ondas superficiais) Fonte: Girão (2004) (3.4) Onde: Δtm = tempo de trânsito na matriz (sólidos) Δtf = tempo de trânsito na mistura de fluidos Δt = tempo de trânsito em 1 pé de rocha (sólidos+fluidos) Φs = porosidade total da rocha O tempo de trânsito na água é da ordem de 189 ou 200 μs/pé (salgada ou doce, respectivamente), o do óleo (menos denso) é de 236 μs/pé e do gás (menos denso ainda) é

56 54 da ordem de 600μs/pé. Portanto, o Δt nos fluidos mais densos é menor. Logo, se anlizarmos uma zona com porosidade real de 12% porém metade do intervalo com água pura e metade do intervalo com uma mistura água-óleo, veremos que na mistura água-óleo apresentará uma porosidade sônica medida maior, pois o tempo de transito será retardado devido ao tempo de transito maior do óleo. Isto dará uma leitura de porosidade maior, que não é verdade. Desta forma, o intérprete pode considerar água nos poros, errando a estimativa de porosidade corrigindo-a quando tiver dados mais confiáveis de porosidade como o perfil de RMN. Na prática, pode-se calcular a porosidade acústica considerando apenas água nos poros. Logo em zonas de óleo ou gás a porosidade acústica será maior do que as demais porosidades de outros perfis mais realísticos. Esta técnica pode ser mais uma arma na procura por zonas de interesse. Assim procedendo, é normal se dizer que em intervalos com hidrocarbonetos a porosidade medida por ferramenta sônica é maior do que os valores de porosidades neutrônica ou de densidade. Como discutindo anteriormente, rugosidade pode afetar as leituras da ferramenta acústica. Para corrigir isso as ferramentas com 4 receptores e 2 transmissores minimizam este problema. Porém em zonas de grande rugosidade ou arrombamento esta técnica pode ser inútil na correção. Assim, o perfil cáliper (calibre do poço) é peça fundamental na interpretação do sônico descartando dados de zonas de desmoronamento.

57 55 Capítulo IV Perfil de Ressonância Magnética Nuclear A Ressonância Magnética Nuclear (RMN) é um fenômeno físico utilizado para investigação de propriedades das moléculas da matéria pela irradiação sobre o núcleo atômico utilizando um campo magnético atuando sobre o meio a ser perfilado e com uso de ondas de rádio. É aplicada com frequencia em imagens com intuito médico, ciências dos materiais, análises químicas, identificação de reservatórios de petróleo e controle dos processos industriais (MACHADO, 2010). 4.1 Propriedades do Núcleo Atômico Spin nuclear e momento magnético A teoria quântica mostra que os núcleos atômicos detêm quatro propriedades fundamentais: massa (m), carga elétrica (e), momento magnético (µ) e spin (I). Em nosso cotidiano de estudo é abservado commaior frquência as propriedades de massa e carga elétrica, sendo as duas ultimas menos comuns. O núcleo atômico possui um momento magnético como um imã ordinário, mostrado na figura 4.1. Desta forma esse magnetismo permite ao núcleo atômico interagir com campos magnéticos externos, assim como um ímã. Spin nuclear pode ser entendido como um momento angular intrínseco que, apesar de não ser proveniente de rotação, pode ser comparado ao momento angular criado por um objeto em movimento de rotação ao redor de si próprio, assim descrito na figura 4.2. Figura Representação pictórica do momento magnético µ Fonte: Machado (2010)

58 56 Figura Representação pictórica do spin nuclear Fonte: Machado (2010) Efeito Zeeman Segundo a teoria quântica, quando um núcleo que possui momento angular e momento magnético é exposto a um campo magnético sem alteração de direção B 0, haverá uma interação entre o momento magnético m e o campo B0 capaz de organizar os estados de spin nuclear na mesma direção, porém não necessariamente no mesmo sentido, deste campo magnético. Tal fenômeno é chamado de efeito Zeeman, o número quantico do elemento. Como exemplo, podemos citar o hidrgênio, isótopo mais encontrado na natureza, ao qual o número quântico de spin é igual a meio, dois níveis de energia (α e β), serão separados por uma quantidade de energia ΔE, tal que: E h (4.1) A equação 4.1 demonstra energia variando apenas com a frequencia, uma vez que h é a constante de Planck. Os spins alinhados na mesma direção do campo B0 acabam por ficar em um estado de menor energia (α), enquanto que os spins alinhados na direção oposta ocupam níveis de maior energia (β). A figura 2.24 ilustra o diagrama de energia dos estados de spin nuclear para B0 =0 e B0 0. Figura Representação dos níveis de energia de spin nuclear Fonte: Machado (2010)

59 57 A fim de quantificar a proporção de spins nucleares entre os níveis α e β apresentadas na figura 4.3, pode-se fazer uso da equação da lei de distribuição de Boltzmann: (4.2) Onde: Nα= População no nível de menor energia; Nβ= População no nível de maior energia; k= Constante de Boltzmann (1, x 10-23J K-1); T= Temperatura absoluta em Kelvin. Para exemplificar em números esta equação, com uma frequência de excitação de 1MHz lembrando que E varia apenas com a frequencia - e se usarmos valores de temperatura ambiente na equação acima, em torno de 300K, ΔE será muito pequeno em relação à energia térmica kt. Logo o sistema apresenta apenas 2 núcleos α mais que β numa população de 10 milhões de prótons. Veremos a dianteque que por conta destes poucos isótopos a mais no nível de energia mais baixo é que torna a RMN uma técnica pouco sensível quando comparada com outras técnicas, tais como infravermelho e ultravioleta (MACHADO, 2010). Precessão Numa visão vetorial do fenômeno da RMN o campo B0 impõe torque sobre o momento magnético m (m x B0) alterando a direção do seu momento angular. Assim, o núcleo é induzido a processar ao redor do eixo do campo magnético B0 com uma velocidade angular w0, (figura 4.4). Tal movimento de precessão funciona como um pião girando ao redor do campo gravitacional da Terra, com a diferença que o pião, ao menos antes de começar a cair, está sempre perpendicular ao campo gravitacional da Terra. O conjunto de núcleos precessando ao redor de B0 a resultante das componentes transversais dos momentos magnéticos, nomeado como magnetização transversal Mxy, é nula (Mxy= ΣMzy= 0). Isto se deve a inexistência de coerência de fase entre elas, ou seja, embora possuam a mesma velocidade angular (W 0), estão distribuídas no plano x-y.

60 58 Figura Representação vetorial do um núcleo atômico e seu momento magnético nuclear em precessão ao redor do campo B0 Fonte: Machado (2010) Para facilitar o entendimento das etapas do fenômeno da RMN, usaremos o artifício de referencial rotativo. Este artiício funciona imaginando que o observador gira ao redor do eixo z com a mesma velocidade angular w0. Assim o movimento de precessão dos momentos magnéticos é eliminado, o que permite representar apenas a resultante de suas componentes longitudinais. Este vetor é denominado magnetização longitudinal M0. Figura Representação vetorial de precessão de um conjunto de momentos magnéticos ao redor do campo B0 a) referencial fixo b) referencial rotativo Fonte: Machado (2010) A velocidade angular de precessão, pode ser também denominada de frequência de Larmor, é função da intensidade do campo magnético e é descrito pela equação fundamental da ressonância: (4.3) Onde: γ= Razão magnetogírica;

61 59 ω0= Frequência de Larmor (rad/s). A razão magnetogírica é uma constante com valor característico para cada isótopo (para o próton γ1h = 2, x 104 rad s-1tgauss-1). Como o próprio nome sugere, consiste da razão entre o momento magnético m e o momento angular J, = /J. Assim, cada isótopo apresentará uma frequência de ressonância própria para um mesmo campo magnético. Ao ser submetidos a um campo magnético de 540 Gauss, valor típico dos instrumentos de perfilagem por RMN, os prótons dos fluidos de reservatório vão precessar com uma frequência de 2,3 milhões de ciclos por segundos (2,3MHz). Este movimento de precessão perdura em equilíbrio até que o sistema seja perturbado por uma força externa (MACHADO, 2010). 4.2 Ressonância e Sinal de RMN A ressonância em si ocorre quando um campo magnético linearmente polarizado B 1 é aplicado perpendicularmente a B0, onde B1 oscila com mesma frequência de Larmor. Assim, uma quantidade de energia ΔE é transferida para o sistema, levando a transição de os spins nucleares de nível de mais baixa energia para o nível de maior energia, alterando a distribuição de população de Boltzman. Quando B1 é aplicado em de pulsos de curta duração, da ordem de micro segundos, este aplica torque sobre M0, deslocando-a alguns graus em relação ao eixo z. A magnetização longitudinal, antes alinhada na direção do eixo z, é projetada sobre o plano x y gerando uma componente transversal não nula, Mxy 0. Figura Representação vetorial da aplicação de um pulso de 90º na magnetização M 0. Fonte: Machado (2010)

62 60 O ângulo ao qual o próton se desloca é escolhido através do ajuste do tempo que dura e/ou intensidade do pulso, de acordo com a seguinte equação: (4.4) Onde: α= Ângulo entre a magnetização M e o eixo z; tp= Tempo de duração do pulso. Quando B1 é retirado, a magnetização do sistema volta a sua condição de equilíbrio inicial. Durante este processo, denominado relaxação nuclear, o fluxo magnético produzido através da componente transversal da magnetização é induzido uma corrente elétrica numa bobina posicionada perpendicularmente ao campo B0. A medida da intensidade desta corrente em relação ao tempo é o sinal de RMN, como mostrado na figura 4.7. Este sinal é denominado FID (Free Induction Decay) (MACHADO, 2010). Figura Representação vetorial da indução do sinal de RMN 1) amplitude máxima, Mxy(0)=M0 e Mz(0)=0; 2) amplitude intermediária, Mxy(t)=M; 3) amplitude zero, Mxy(t)=0 e Mz(t)=M0 Fonte: Machado (2010)

63 Relaxação Transversal Quando o isótopo retorna à magnetização transversal inicial, onde Mxy=0, isso independe da transferência de energia para o sistema. Para que as componentes no plano x-y sejam anuladas basta que comecem a precessionar ao redor de B0 de forma aleatória. Durante esta precessão resulta no processo de relaxação denominando de relaxação transversal. A relaxação transversal faz com que ocorra um decaimento exponencial do sinal de RMN, descrito no decorrer do tempo (t) pela seguinte equação: (4.5) Onde: Mo = Amplitude da magnetização transversal no instante t0; T2 = Tempo de relaxação característico. Porém na aplicação da ferramenta no campo, a presença de heterogeneidades do campo magnético (ΔB0), gerados pela própria ferramenta de RMN faz com que as componentes transversais da magnetização do fluido dispersem-se pelo plano x-y com grande rapidez, acelerando de maneira falsa o decaimento do sinal de RMN. Tal decaimento do sinal de Ressonância Magnética, acelerado pela contribuição de ΔB0, é representada pelo tempo de relaxação aparente T2*, tal que: (4.6) A equação nos faz concluír que quanto menor for a heterogeneidade ΔB0, ou seja, quanto mais homogêneo, mais o tempo de relaxação transversal aparente T2* se aproximará do valor de T2 natural do fluido de reservatório. Com intuito de reduzir a heterogeneidade de B0, um recurso denominado refocalização da magnetização transversal foi desenvolvido. Um pulso com angulo, por exemplo, de 180º, aplicado após o tempo TAU, faz com que os vetores girem 180º ao redor do eixo y. Quando o sentido de rotação e a velocidade angular ωn permanecem as mesmas, as componentes transversais da magnetização voltam a seu estado inicial num tempo 2TAU, logo, a diferença entre os ângulos de defasagem constituída ao longo de TAU se

64 62 reduz a zero (ΔФ=0). A amplitude deste sinal, chamado de eco de spin (ou eco de Hahn), não depende mais de T2*, apenas de T2. Ao ser submetida a um campo magnético heterogêneo (ΔB0 0), uma amostra de fluido tem a magnetização transversal (Mxy) produzida pela ação de um pulso de 90º (figura 4.8) que se defasa no plano x-y durante o tempo TAU. Assim um ângulo de defasagem (Na) acontece e depende da intensidade do gradiente de campo ΔB0 segundo a equação: Na= ωnxtau, onde ωn=γδb0. A técnica mais utilizada para a medição de T2 é a CPMG (Carr. Purcell-Meios-Gill). Tal técnica usa o mesmo princípio da refocalização da magnetização, porém aplicam-se em uma sequência de n pulsos de 180º consecutivos, igualmente espaçados por um tempo 2TAU. Desta forma o eco de spin é produzido a cada instante 2nTAU como ilustra a figura Figura Representação esquemática do processo de defasagem e refocalização da magnetização transversal, e formação do sinal de eco de spin Fonte: Machado (2010) Figura Diagrama da sequência de pulsos CPMG Fonte: Machado (2010)

65 63 Após a eliminação da heterogeneidade do campo magnético, pela refocalização da magnetização, a intensidade de cada eco formado é modulada apenas pelo processo de relaxação transversal. Para que a modelagem da ferramenta funcione corretamente o T2 é obtido matematicamente através do ajuste da função M(t)= M0e-t/T2 aos pontos experimentais da curva de relaxação, onde M(t) é a intensidade do eco de spin no tempo t=2ntau e M0 no tempo t=0. A figura 4.10 ilustra a obtenção da curva de relaxação T2 através da técnica CPMG. Figura Curva de relaxação transversal (T2) obtida través da técnica CPMG Fonte: Machado (2010) Para melhorara a razão entre sinal e ruído do sinal medido, e assim obter um cálculo de T2 mais acurado, a média da intensidade de cada eco é obtida através de inúmeras repetições da sequência CPMG (MACHADO, 2010). 4.4 Mecanismos de Relaxação em Meios Porosos Para sistemas porosos saturados com fluidos, como os encontrados nas rochas sedimentares, há um complexo mecanismo de relaxação, com vários efeitos distintos. Sendo os três mecanismos principais: - Relaxação Bulk, que equivalente à relaxação intrínseca das moléculas de cada tipo de fluido; - Relaxação Superficial, que é comparada à relaxação das moléculas do fluido que se encontram próximas da rocha;

66 64 - Relaxação Difusiva, que pode ocorrer pelo movimento difusivo das moléculas dos fluidos na presença de um gradiente de campo magnético. Todos os mecanismos de relaxação tem sua parcela no laor final de T2 portanto: (4.7) Influência relativa de cada um dos três mecanismos é influênciada pelas características dos fluidos e distribuição de tamanho dos poros. Relaxação Bulk A Relaxação Bulk é uma característica do fluido nos poros da rocha, depende da composição e arranjo das moléculas e é muito afetado pelas proriedades físicas como a viscosidade. Para se medir esta relaxação apenas, é preciso um ambiente grande o suficiente para evitar influencia das paredes do poro. Temperatura e pressão afetam a medida uma vez que afetam as propriedades dos fluidos. Abaixo segue a equação característica para determinação do T2 da água como exemplo. (4.8) Onde: Tk = Temperatura absoluta (K); µ = Viscosidade (cp). Relaxação Superficial A Relaxação Superficial apenas existe na interface sólido-fluido, ou seja, na superficie do poro e sua equação característica é dada por: (4.9)

67 65 Onde: ρ = Relaxatividade superficial do sólido; (S/V)poro = Relação entre a superfície e o volume do poro. Ao contrário da Bulk, a Relaxatividade Superficial depende do formato e mineralogia da parede do poro apenas não sendo tão afetado por temperatura e pressão. Relaxação Difusiva Este efeito é mais acentuado em gases e óleos pouco viscosos possuem razoável leitura de relaxação em função devido ao movimento de difusão das moléculas aos quais estes fluidos têm mais suseptibilidade. Nestes casos o T2difusão passa a influenciar a exponencial de decaimento quantificado pela equação abaixo. (4.10) Onde: D = Constante de difusão molecular; γ = Razão magnetogírica do próton; G = Intensidade do gradiente de campo magnético (G/cm); TE = Tempo de eco utilizado na sequência CPMG. Por se tratar de um efeito observado em fluidos os fatores da formação como pressão e temperatura influenciam o coeficiente de Difusão. A intensidade do Gradiente é afetada pelo equipamento e também por fatores ambientais. Em tempos de eco menores observa-se que o efeito devido à difusão é menor, com exceção de gases, em geral o projeto da medida no campo é feito de forma a tornar o efeito em questão insignificante (MACHADO, 2010). Decaimento Multiexponencial Nos reservatórios de hidrocarbonetos há diversos fluidos com características diferentes e diferentes formatos e tipos de poro foram desenvolvidos um modelo matemático

68 66 que agraupasse todas as influências dos três principais tipos de relaxação. Tal modelo tem o nome de modelagem multiexponencial, descrito pela equação abaixo: (4.11) Onde: M(t) = Magnetização medida; Mi(0) = Magnetização inicial do i-ésimo termo; T2i = constante de decaimento do i-ésimo termo. A figura 2.32 ilustra os efeitos dos mecanismos de relaxação em sistemas uni componente e seu resultado em sistemas multicomponentes, onde os efeitos se superpõem. Os resultados do modelo de decaimento multiexponencial, são diferentes medidas de T2 com valores equivalentes ao total de número de moléculas que sofreram efeitos de relaxação. As possibilidades de interações entre os fluidos e rocha e entre as moléculas dos fluidos são infinitas. Consequentemente infinitos são valores de constantes T2 para que assim haja um ajuste à equação de decaimento, o que resulta num espectro contínuo de T2. Porém um espectro contínuo não traria resultados plausíveis para o perfil de RMN, pois a formulação matemática fatalmente resultará num sistema cujo número de equações é igual ao número de valores lidos pelo equipamento durante o tempo de aquisição e o número de incógnitas seria infinito. Para resolver isso, solução do sistema é realizada com a desratização do domínio de T2 em n famílias como o conjunto de equações 2.16 (MACHADO, 2010). A partir desta técnica um número finito de equações (leituras da ferramenta, de acordo com a capacidade de aquisição e armazenamento da mesma) do que incógnitas (número de bens escolhidos para discretização do espectro de T2). A solução passa a ser simples, para a computação dos dias atuais, para obter a mínima diferença entre o valor lido e o modelado.

69 67 Figura 4.11 Esquema de decaimento uni e multiexponencial Fonte: Machado (2010) (4.12) 4.5 Aplicação de Perfis de RMN em caracterização de Reservatórios A tecnologia de RMN foi usada pela primeira vez na engenharia de reservatórios nos anos de Quando em 1960 a primeira ferramenta chamada de Nuclear-MagneticLogging (NML) foi aplicada no campo, porém, sem sucesso. Após pesquisas e daperfeisoamento da tecnologia em 1991 foi lançada no mercado a Magnetic Resonance

70 68 Image Logging (MRIL), a pioneira dentre as ferramentas largamente utilizadas. O MRIL foi desenvolvido pela empresa Halliburton. Desde então se têm melhorado a tecnologia em termos de construção mecânica e eletrônica bem como o desenvolvimento de melhores algoritmos de processamento. Hoje é muito comum entre as ferramentas de perfilagens de poços, sendo esta considerada imprescindível por algumas produtoras. Porosidade A integral do espectro de T2 de RMN, ou seja, a área abaixo da curva,é proporcional ao número de núcleos de hidrogênio na zona que foi investigada pela ferramenta. Através dos valores característicos da calibração pode-se estimar o volume de fluido, ou melhor ainda a porosidade na rocha. Distribuição de Tamanho de Poros Para casos em que há somente um tipo de fluido nos poros, apenas uma das relações, no caso entre a superfície e o volume dos poros, é levada em consideração pelo efeito de relaxação superficial. Logo, o espectro de T2 é associado a distribuição de tamanho de poros da zona investigada pela ferramenta. Como apresentado no esquema da figura 4.11, poros menores tem relaxação mais rápida e como consequência valores de T2 são menores, enquanto poros com maior tamanaho possuem relaxação lenta e valores de T2, como consequência, são maiores. Saturação Irredutível de Água A saturação irredutível de água corresponde ao volume de água presa por forças capilares nos meios porosos. A formação de petróleo supõe que o fluido que inicialmente satura o reservatório, é água de formação, e quando o petróleo migra a água é expulsa deixando apenas o volume presente em pequenos poros, que demandam altíssima difernça de pressão para ser deslocado e por isso não sai da formação A saturação irredutível de água calculada pelo perfil de RMN é dado pela divisão do domínio do espectro de T2. A este valor de separação é dado o nome de cutoff, que divide o espectro em duas ou mais partes. O volume abaixo do T2 de corte para fluidos presos por forças capilares (bound fluid) são de fluidos presos por capilaridade. Analogamente o

71 69 volume acima do T2 de corte corresponde ao fluido livre (free fluid). A idéia do método descrito anteriormente é de que nos poros menores, de relaxação curta e T2 menores, está a saturação de água irreductivel. Os valores de T2 de corte são definidos empiricamente e geralmente se usam os valores de 33 ms para rochas siliciclásticas e 92 ms para rochas carbonáticas. Figura Relação do espectro T2 com a distribuição do tamanho de poros Fonte: Machado (2010) Figura 4.13 Aplicação do T2 de corte, separação de fluido livre e Fluido aprisionado por forças capilares Fonte: Machado (2010)

72 70 Permeabilidade Em 1997 Kenyon propos a correlação da permeabilidade com a porosidade e o T2 relativo à média geométrica de seu espectro. A equação é conhecida pela sigla SDR, de Schlumberger Doll Research, instituto onde foram feitos os estudos: (4.13) Onde: Ф= Porosidade; T2logmean = Posição no espectro de T2 correspondente a media geométrica; a = Coeficiente de ajuste litológico. Em 1991, Coates baseado nos estudos anteriores de Timur, propôs a equação 2.18 para a permeabilidade com o uso da porosidade e da razão entre volume de fluido livre e volume de fluido preso por forcas capilares, obtida pela aplicação do T2 de corte no perfil RMN. (4.14) Onde: Ф = Porosidade; FF/BF = Razão entre volume de fluido livre (free fluid) e volume de fluido preso por forcas capilares (bound fluid); a = Coeficiente de ajuste litológico. As relações matemáticas de SDR e de Timur Coates são consideradas as equações clássicas de estimativa de permeabilidade a partir de perfis de RMN. Ambas trabalham no fato de que o espectro de T2 tem relação com a distribuição de tamanho de poros da zona perfilada. Os expoentes das equações foram definidos empiricamente por ajustes feitos em vários ensaios de laboratório com sistemas homogêneos. Para sistemas heterogêneos, como é comum ocorrer no campo, os expoentes precisaram ser reajustados com respectivos dados de permeabilidade de testes petrofísicos ou de formação.

73 71 Figura 4.14 Perfil de RMN. Da esquerda para a direita: primeiro quadro raios gama. Segundo quadro porosidade total (VPHS), porosidade efetiva (VPHE) e fluido livre ou movível (VBM). No terceiro quadro permeabilidade (MRIL permeability). No quarto quadro espectro T2 Fonte: Site Halliburton (2013) Em 1997, Chang reescreveu a equação de SDR, limitando o espectro de T2 ao valor máximo de 750 ms, a partir dos quais haveria poros vugulares não conectados que não contribuiriam para o fluxo (MACHADO, 2010). (4.15) Em 2002, Kantzas verificou que a saturação irredutível da água obtida no perfil RMN tem relação com a amplitude do primeiro pico (FP) e do último pico (LP) do espectro. Ele propos então um modelo modificado Timur Coates que relacionava a permeabilidade a estes dois parâmetros. (4.16)

74 72 Em 2006, DiRosa propõe que a aplicação da distribuição de poros apenas não é suficiente para predição da permeabilidade. Assim foi introduzido o fator de conectividade dos poros (p) no modelo clássico de Timur Coates (MACHADO, 2010). (4.17) Figura 4.15 MRIL, ferramenta de RMN da Haliburton Fonte: Site Halliburton (2013)

75 73 Capítulo V Estudo de Caso da Aplicação de Perfis de Porosidade A fim de exemplificar tudo o que foi discutido neste trabalho sobre perfis e porosidade das rochas, será exposto logo abaixo, os dados reais de um poço. Os dados são referidos as ferramentas exemplificadas aqui e foram adquiridos através de perfilagem a cabo. A análise tem como base estudar a porosidade, que é o tema principal deste trabalho, porém para ampliar os horizontes de estudo, usaremos também dados de resistividade e raios gama para nos ajudar na interpretação da formação e fluidos existentes. A fim de se preservar a identidade dos dados e do poço em questão, as profundidades foram alteradas e não será revelado o país de origem, companhia detentora do poço e qualquer informação relevante sobre o mesmo. As únicas informações relevantes e permitidas são: diâmetro da broca de polegadas e lama de perfuração base óleo Parâmetros de Perfilagem É sabido que nem todas as ferramentas de perfilagem a cabo tem como medida de porosidade diretamente. A porosidade da densidade e a porosidade acústica são calculadas pelo computador tendo como input o inverso da velocidade de propagação do som (Δt ou ainda slowness) no fluido contido nos poros e o inverso da velocidade de propagação na matriz no caso da porosidade acústica e da densidade do mesmo fluido e a densidade da matriz no caso da porosidade da densidade. Assim os seguintes dados foram usados na aquisição e processamento segundo a tabela 5.1. Tabela 5.1 Input de dados Parâmetro Valor Adotado Δt do fluido no poro 200 µseg/pe Δt da matriz 52.5 µseg/pe Densidade do fluido no poro Regular Densidade da matriz 1 g/cm g/cm 3 Os valores referentes à matriz são todos de arenito. Por se tratar de um poço exploratório e consequentemente não há certeza sobre qual a formação sedimentar na zona

76 74 de interesse, foi usado durante a perfilagem dados de carbonatos, o que não se confirmou durante pela perfilagem através da curva de Índice Fotoelétrico (Pe), assim dados de porosidade acústica e de densidade foram reprocessados para arenito. 5.2 Perfis e suas interpretações Os dados apresentados aqui foram adquiridos em duas corridas com ferramentas de perfilagem. Uma com ferramentas de raio gama, neutrão, densidade (associado a um caliper de um braço), acústica e resistividade indutiva. A outra corrida era apenas de ferramenta de raios gama e ressonância magnética nuclear. Através das figuras 5.1 e 5.2 podemos identificar os intervalos com fluidos. Os intervalos com fluidos, especialmente hidrocarbonetos, são aqueles onde há uma separação negativa, ou seja, na escala de densidade e porosidade pelo neutrão para determinada litologia, a curva de densidade se encontra a esquerda da porosidade neutrônica. Como linha base de raio gama mínimo e máximo, respectivamente, para identificação de volume de argila foi escolhido 45 gapi e 150 gapi. Estes são os menores e maiores valores de raios gama medido no poço respectivamente adquiridos nos intervalos de a metros e a metros. Nos perfis da Figura 5.1 estão as curvas GR (raio gama), CAL (compasso medidor de diâmetro do poço ou simplesmente caliper), ILD (resistividade indutiva em várias profundidades de investigação), RHOB (densidade matriz-fluidos), NPHI (porosidade neutrônica), PORD (porosidade pela densidade) e PORA (porosidade acústica). Vale lembrar antes, o conceito de separação negativa, que indicaria hidrocarbonetos. Separação negativa ocorre pela diminuição da densidade, uma vez que fluidos tem menor densidade que qualquer matriz e a porosidade também diminui pela diminuição do HI (Hidrogênio Index) já que o HI de hidrocarbonetos é menor que o da água, sendo este o fluido padrão para calibração da ferramenta de neutrão. O perfil de Ressonância Magnética Nuclear é o que há de mais moderno e confiável para adquirir dados de porosidade atualmente através de perfis a cabo. Isso se deve pela alta acuracidade da medida baseada na RMN por não ser tão afetada pelos fluidos constituintes da formação como outras técnicas convencionais de medida da porosidade nas rochas. Para o estudo deste trabalho, consideram-se os dados de porosidade pela RMN como os valores diferenciados da porosidade na formação.

77 75 Figura 5.1 Perfil da corrida 1 (385.0 a metros) Fonte: Baker Hughes (2013)

78 76 Figura 5.2 Perfil da corrida 1 (550.0 a metros) Fonte: Baker Hughes (2013)

79 77 A fim de iniciar a discussão sobre os perfis, vale separá-los nos intervalos abaixo com seus respectivos comentários: De a metros (faixa vermelha no perfil na Figura 5.1) a curva de raio gama mostra uma zona limpa, devido à baixa variância na curva, que aparenta ser arenito pelo valor de aproximadamente 2 para Pe tipicamente desta litologia. A grande separação negativa indica gás o que pode ser reforçado pela alta resistividade, mesmo esta sendo bastante variável no intervalo. De a metros (intervalo entre faixa vermelha e amarela na Figura 5.1) é perceptível uma separação menor bem como uma resistividade também menor. Pe ainda é característico de arenito na maior parte do intervalo apesar do raio gama não ser tão constante, isso mostra uma contaminação provavelmente por folhelho podendo ser calculado o volume de folhelho. O fato de as três curvas mais rasas da resistividade indutiva estarem separadas das outras mostra uma invasão pela lama de perfuração e o fato destas três curvas estarem lendo valores maiores que o conjunto formação/fluidos no poro, mostra que a resistividade da lama é maior, o que faz sentido pois é base óleo. Entre os dois intervalos acima há claramente um folhelho (intervalo em amarelo) devido à baixa resistividade, característica desta formação, e o aumento do valor de Pe e raio gama. Neste caso pode estar atuando como uma rocha selante entre o óleo e gás. De a metros (faixa verde no perfil na Figura 5.1) Mesma interpretação do intervalo a De a metros (faixa laranja na Figura 5.2) É o maior intervalo com probabilidade de hidrocarbonetos. Observa-se alguma variação no perfil de raio gama, com pequeno intervalo de arenito mais limpo no topo e o restante com algum folhelho, o que é confirmado pelo Pe, que mostra algum aumento em certos pontos. Há intercalações entre separações negativas e positivas. Onde Pe é igual ou muito próximo a 2, observamos separações negativas indicando maior presença de óleo ao contrário dos pontos onde há maior quantidade de folhelho e maior Pe. Estes pontos em que Pe é maior, há uma redução na resistividade, característica dos folhelhos. Não há indícios de água, já que as separações negativas não são tão abruptas e a resistividade ser alta. Zonas com maior invasão apontam serem arenitos mais limpos o que é confirmado pelos baixos valores de raio gama. De a metros (faixa marrom na Figura 5.2) A interpretação é a mesma do intervalo anterior, excetuando pelas maiores separações negativas e uma maior variância na resistividade, apesar do raio gama variando o mesmo que o intervalo anterior. Isto pode indicar alguma quantidade de água nesta zona.

80 78 Na figura 5.3 e 5.4 é mostrado o perfil de RMN nos mesmos intervalos das ultimas duas figuras. O T2 Distribution é o espectro T2. Cutoff são tempos específicos usados como separação de cada tipo de leitura. O cutoff de 3.3 microsegundos representa o limite de separação de leitura para CBW (água presa nas argilas), ou seja, valores do espectro que lerem menor que este cutoff são associados ao CBW. O mesmo pode ser associado ao cutoff de 33 ms que é referido a litologia clástica, neste caso arenito. Ou seja, entre 3.3 e 33 ms os picos de T2 são contabilizados para fluido aprisionado por capilaridade e acima de 33 ms são para os fluidos livres. A curva per proporciona a permeabilidade derivada de T2, totp é a porosidade total, efep a porosidade efetiva e mov o volume nos poros de fluido livre. Apesar da ultima curva representar volume, pode ser comparada com porosidade já que é o volume de poros, em porcentagem, ocupado pelo fluido livre (ver figura 5.4). Observando as curvas e áreas coloridas na ultima parte a esquerda do perfil de RMN, fica fácil entender os conceitos de porosidades representativas de cada tipo de fluido. A porosidade efetiva somada a água presa nas argilas (área verde) resulta na porosidade total e a porosidade efetiva é gerada pela soma do fluido livre (área amarela) com o fluido preso por capilaridade (área azul claro). Para todos os intervalos com probabilidade de hidrocarbonetos discutidos anteriormente, observamos as mesmas respostas da ferramenta de Ressonância Magnética Nuclear como a alta permeabilidade, alta densidade de picos do espectro T2 acima de 33 ms aumento de fluido livre e diminuição ou até mesmo extinção de água presa por argilas e fluido preso por capilaridade. Porém há algumas diferenças. De a metros a resposta é tipicamente de óleo, picos altos e pontiagudos no espectro T2. De a metros há grande densidade de picos característicos de óleo apesar de alguns picos bem menores em um tempo menor que os do óleo, como na profundidade De a metros os picos de óleo ainda existem, porém há alguns picos característicos de água como em metros, o que poderia confirmar as suspeitas anteriores. Tais picos se caracterizam por menores valores no tempo e por serem também menores em amplitude. No topo da formação, perto de 387.0, havia a suspeita de gás. É sabido que água e gás tem a mesma resposta no espectro T2, o que aumenta as suspeitas de gás, porém apenas estudos mais profundos com outros perfis ou então amostragem de fluido podem confirmar que fluido há exatamente.

81 79 Figura 5.3 Perfil da corrida 2 (385.0 a metros) Fonte: Baker Hughes (2013)

82 80 Figura 5.4 Perfil da corrida 2 (550.0 a metros) Fonte: Baker Hughes (2013)

83 81 Quanto maior a densidade de picos do espectro T2 na zona maior que 33 ms, a porcentagem de fluido livre tende a aumentar. A mesma ideia se aplica para água presa nas argilas e fluido preso por capilaridade. As porosidades são calculadas de acordo com o tamanho dos picos baseado nos valores adquiridos durante a calibração. Nestes intervalos, há grande aumento nos fluidos livre o que confirma o potencial de exploração comercial de hidrocarbonetos, uma vez que se pode haver óleo ou gás em uma determinada zona, porém se este fluido não for livre o suficiente para produção, a zona pode ser menos interessante à produção pelos gastos para fraturá-la, por exemplo, ou até mesmo impossível de se produzir. Nos intervalos com folhelhos, por exemplo, entre a metros, há um aumento na quantidade de água presa nas argilas, que já era esperado uma vez que folhelhos são formados por minerais existentes nas argilas além dos poros nos folhelhos serem pequenos, não comunicantes e com certa quantidade de água. A porosidade é um dos parâmetros mais importantes na avaliação petrofísica de rochas sedimentares uma vez que através dela é possível estimar a quantidade de reserva de hidrocarbonetos, que é um fator crucial na tomada de decisão se determinada área será explorada ou não. Muitos são os métodos de medida da porosidade como visto anteriormente, porém de ressonância é o mais confiável e curado. Nas figuras 5.5 e 5.6 mostram as porosidades medidas na primeira e segunda corrida, a fim de se comparar cada uma. Nos intervalos onde havia separação negativa, discutidos anteriormente, observa-se que NPHI e totp, seguem o mesmo formato lendo os mesmos valores. Isso se deve pelo fato de ambas as ferramentas, de neutrão e RMN, terem suas calibrações parecidas, baseadas no mesmo fluido, água que mais ou menos o mesmo HI que hidrocarbonetos. Nos mesmos intervalos, a curva PORD aumenta consideravelmente, uma vez que densidade cai e estas são grandezas inversamente proporcionais. Já nos intervalos onde há folhelhos, como entre a metros, NPHI tende a ler valores maiores ou bem maiores do que a porosidade total do RMN. Isso por que folhelhos geralmente detém poros muito pequenos e não comunicantes, com água, levando a ferramenta a ler alto HI e consequentemente alta porosidade. A porosidade acústica, PORA, não apresenta padrão de comportamento aceitável, no sentido de valores lidos, quando comparado à porosidade total de RMN mesmo na zona de arenito a qual tem como referencia para seu cálculo durante este perfil. Sabe-se por experiência de campo, que esta porosidade não é nem mesmo tomada em consideração para nenhuma avaliação petrofísica. Tal porosidade só foi exemplificada afim de demostrar

84 82 Figura 5.5 Diferentes porosidades combinadas (385.0 a metros). Fonte: Baker Hughes (2013)

85 83 Figura 5.6 Diferentes porosidades combinadas (550.0 a metros Fonte: Baker Hughes (2013)