O PERFIL SÔNICO, A FÍSICA DE ROCHAS E A IDENTIFICAÇÃO DE FLUIDOS EM RESERVATÓRIOS SILICICLÁSTICOS

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1 O PERFIL SÔNICO, A FÍSICA DE ROCHAS E A IDENTIFICAÇÃO DE FLUIDOS EM RESERVATÓRIOS SILICICLÁSTICOS Fernando Goes de Mello e Silva Petrobras Carlos Francisco Beneduzi Petrobras INTRODUÇÃO O perfil sônico é ua ferraenta de perfilage responsável por edir a vagarosidade (inverso da velocidade) de ua onda ecânica que se propaga na foração paralela ao poço. Esta onda é produzida por ua fonte localizada na própria ferraenta, que se encontra iersa no fluido de perfuração, dentro do poço. Coo produtos principais, destaca-se os registros de vagarosidade da onda-p (onda copressional) e da onda-s (onda cisalhante) e função da profundidade. Neste trabalho, recebe o noe de DTP e DTS, respectivaente. Estes registros são de grande utilidade para a petrofísica e geofísica (conversão tepo/profundidade, correlação poço/sísica, inversão sísica, análise de AVO, etc.). A otivação para este trabalho foi adaptar para os reservatórios brasileiros, u odelo que perita a identificação de hidrocarbonetos a partir dos dados do perfil sônico, tornando-o ua ferraenta útil tabé para a avaliação petrofísica do reservatório. A velocidade de ua onda e ua foração dependerá da coposição de sua atriz, de seu fluido, da porosidade, da geoetria dos poros e da pressão a que a rocha está subetida. O étodo epregado se propõe a identificar ua udança significativa na velocidade destas ondas considerando apenas a udança no tipo de fluido presente na rocha (nas condições de teperatura e pressão do reservatório e questão). A principal dificuldade de qualquer étodo que tenha esta finalidade reside no fato da velocidade de propagação da onda ser uito aior nos sólidos do que nos fluidos. Coo consequência, a diferença percentual na velocidade de propagação total da onda ao longo da rocha devido a ua udança e sua saturação seria uito pequena. A etodologia utilizada neste trabalho foi proposta por Chardac et al. (2003) para reservatórios siliciclásticos e consiste na coparação da curva DTP, edida pelo perfil sônico ao longo de u poço, co ua curva DTP sintética obtida a partir da curva de vagarosidade da onda cisalhante DTS (edida ao longo do eso poço) através de ua função polinoial que assue a preissa da rocha estar saturada co água. Sendo a onda-s praticaente insensível à udança de fluido, espera-se que a curva sintética dela obtida esteja livre da influência de hidrocarbonetos caso esteja presentes. A diferença entre o registro edido da copressional e o sintético torna-se indicador da presença de hidrocarboneto na foração. A função que gera esta curva sintética depende diretaente dos parâetros elásticos da atriz da rocha e da água de foração (nas condições de teperatura e pressão do reservatório) através do odelo de Biot-Gassann, aplaente utilizado e física de rochas. Os testes fora satisfatórios. Existe fortes indicações de que o processo de invasão da rocha pela laa (filtrado do fluido de perfuração) pode influenciar os resultados. Co isto, torna-se necessário o conheciento prévio das propriedades elásticas do filtrado (laa base água ou laa base óleo). MÉTODO O principal problea é coo diferenciar ua zona de hidrocarbonetos (óleo ou gás) de ua zona de água, e u arenito, considerando a vagarosidade da onda copressional (inverso da velocidade) obtida através da ferraenta de perfil sônico. A etodologia utilizada se propõe a siular coo seria a curva de vagarosidade edida caso este eso arenito estivesse totalente saturado co a água da foração (Sw=1), e toda a sua extensão. Neste caso, as curvas edidas e siuladas iria se separar soente na zona de hidrocarbonetos, já que a velocidade da onda-p no gás ou no óleo é sepre enor do que na água. Boleti SBGf 1

2 O passo inicial para obter esta siulação é odelar tanto a vagarosidade da onda-p (DTP) quanto da onda-s (DTS) e função da porosidade co o uso de odelos de física de rochas no arenito analisado, considerando-o co Sw=1. Posteriorente, ao coparar as curvas obtidas, DTP é escrita coo sendo ua função polinoial de DTS. Co isto, chega-se a ua função que perite gerar ua curva de DTP sintética a partir de ua curva de DTS edida ao longo do poço. Coo a onda cisalhante não é influenciada pela udança de fluidos na rocha (visto que a onda-s só se propaga e eios sólidos), a curva sintética dela obtida está livre da influência de hidrocarbonetos, representando o coportaento de ua DTP e ua rocha saturada co água (Sw=1) ao longo de todo o poço. Assi, e ua odelage paraetrizada corretaente, espera-se que a curva DTP edida e siulada coincida soente na zona de água. Na zona de hidrocarboneto, a vagarosidade da curva edida deve ser aior que a da siulada, identificando qualitativaente estas regiões (Chardac et al., 2003). É iportante ressaltar que o étodo é liitado aos poços que possua registro de onda cisalhante (DTS) e que não há necessidade de u perfil de porosidade (já que a inforação desta propriedade está iplícita nos valores de vagarosidade, confore a odelage adotada). MODELAGEM E FÍSICA DE ROCHAS A vagarosidade é o inverso das velocidades, as quais depende dos ódulos elásticos da rocha: 4 K + G V 3 P = (1) G V S = (2) Onde K é o ódulo bulk, G é o ódulo shear e ρ é a densidade da rocha. Ua rocha porosa é constituída de ua parte sólida, a atriz, e do fluido que preenche os seus poros. Ao passar por ela, a onda interage co estes constituintes de u odo ais coplexo do que quando passa por u eio hoogêneo e se porosidade. Sua velocidade e seu grau de atenuação depende dos ódulos elásticos da atriz e do fluido, da porosidade (quantidade relativa de fluido na rocha) e do espaço poroso (fora dos poros e sua distribuição na atriz). Para a odelage da onda copressional foi utilizada a equação de Gassann (Gassann, 1951), a qual perite calcular o ódulo bulk da rocha a partir dos ódulos de seus constituintes: K = K dry Kdry 1 K + 1 K + K K K f 2 dry 2 ; (3) G = G dry ; (4) ( ) = 1 (5) + f Onde K é o ódulo bulk, G é o ódulo shear e ρ é a densidade da rocha, enquanto que os índices subscritos, f e dry os identifica coo atributos da atriz da rocha, do fluido presente e seus poros e de seu arcabouço (rocha seca), respectivaente; é a porosidade total da rocha. Os ódulos da rocha seca difere dos ódulos da atriz apenas pela inclusão e distribuição de poros vazios e seu interior, por isto expressa a dependência da elasticidade da rocha co a sua geoetria interna e o seu grau de copactação. O ódulo shear da rocha seca é idêntico ao ódulo shear da rocha (Equação 4) porque este é insensível à presença dos fluidos. O MÓDULO ELÁSTICO DA MATRIZ Para utilizar a equação 3 é necessário conhecer o ódulo elástico da atriz da rocha. A elhor aneira de estiá-lo é através de ua édia dos ódulos elásticos de seus inerais constituintes (encontrados Boleti SBGf 2

3 e Mavko et al., 2009). A édia de Voigt- Reuss-Hill é a ais cou (Mavko et al., 2009); Avseth et al., 2005), a qual considera ua distribuição aleatória dos inerais que copõe a atriz: = 1 1 N + N fi M fim (6) i 2 i= 1 i= 1 M i Onde é a fração voluétrica do i-ésio ineral, é o ódulo elástico (que pode ser K ou G) do i-ésio ineral e é o núero total dos diferentes inerais presentes na rocha. A coposição da atriz é estiada através dos resultados de análise de DRX (Difração de Raios-X) e frações de aostras de rocha retirados do poço ou através de análise de lâinas petrográficas. A densidade da atriz é obtida através da análise petrofísica de laboratório. Para facilitar a aplicação do étodo sepre consideraos ua atriz hoogênea e se variações ao longo do poço, ou seja, co ódulo e densidade constante. f i M i O MÓDULO DA ROCHA SECA N O MÓDULO ELÁSTICO E A DENSIDADE DO FLUIDO Os valores do ódulo bulk e da densidade do fluido pode ser estiados através das expressões de Batzle e Wang (Mavko et al., 2009) que os relaciona diretaente co as propriedades que caracteriza o fluido e questão, alé da pressão e da teperatura do reservatório. Coo o objetivo é siular u reservatório copletaente saturado co água, apenas é necessário obter os valores de teperatura, pressão e salinidade da água de foração, obtidas através de dados de testes de foração a cabo e de ensaios de laboratório feitos e aostrage de água da foração. As udanças no ódulo bulk da água ao longo do arenito analisado e u poço são desprezíveis, por isso adota-se u valor édio. A FUNÇÃO POLINOMIAL Co as curvas odeladas para DTP ( ) e DTS ( ), é possível ajustar u polinôio de 4º grau, coo pode ser visto no gráfico DTP x DTS (Chardac et al., 2003). Co isto, DTP é escrito coo função de DTS (Figura 1). Os ódulos Kdry e Gdry depende, dentre outros fatores, do valor absoluto da porosidade total da rocha (Avseth et al., 2005). Brie et al. (1995) apresenta dois resultados epíricos que perite relacionar os ódulos da rocha seca co os ódulos da atriz e co a porosidade. U dos resultados é ua relação encontrada para o ódulo shear da rocha seca: G dry G ( ) C = 1 (7) Onde G é o ódulo shear da atriz e c é ua constante co valor de 7,1 para os arenitos lipos. O outro resultado epírico é o fato de que a razão Vp/Vs é praticaente constante e independente da porosidade e arenitos (Castagna et al., 1985), sendo igual ao respectivo valor na atriz. Conjugando abas as relações pode-se estender a equação 7 para o ódulo bulk. Figura 1 Gráfico DTP x DTS das curvas odeladas e o ajuste do polinôio de orde 4 A partir deste polinôio, caracterizado por quatro coeficientes, é possível obter ua curva copressional sintética para Sw=1 a partir da curva DTS edida ao longo do poço. Boleti SBGf 3

4 RESULTADOS Para testar o étodo, fora utilizados poços provenientes de dois reservatórios co diferentes fluidos e graus de copactação. Na tabela 1 encontra-se características relevantes para a aplicação do étodo: fluido da foração, fluido de perfuração, porosidade édia, densidade édia da atriz e soterraento édio da foração. Tabela 1 Atributos fluidos/reservatórios: Fluidos presentes na foração (W-água, O-óleo,G-gás), Fluido de perfuração (WBM laa base água), Porosidade édia ( ), Soterraento édio da foração, Densidade édia da atriz (ρ ). (*) Reservatório inconsolidado POÇO A - ARENITO CONSOLIDADO COM ÓLEO O parâetro c foi obtido através da análise petrossísica de laboratório e 20 aostras laterais retiradas do poço. Coo as edições de velocidade e laboratório são realizadas co as aostras secas, é possível calcular os seus respectivos ódulos elásticos Kdry e Gdry co o uso das equações 1 e 2. Linearizando a equação 7 co a aplicação da função logarito e ipondo que os ódulos Gdry e Kdry seja iguais aos valores dos ódulos da atriz quando a porosidade é nula, é obtido u valor de c=5,52 através da édia dos valores encontrados via ajuste linear para os dois ódulos (Figura 2). Poços Fluidos (F.) Fluido (Perf.) (%) Soterraento Médio () A W/O WBM B(*) W/O WBM ρ = 2.64 g/c 3 A tabela 2 apresenta os parâetros elásticos calculados da fora descrita nas seções anteriores. Tabela 2 Módulos elásticos da atriz (K, G ), Módulo elástico e densidade da água de foração (K w, ρ w) e o parâetro c Poços K(GPa) G(GPa) Kw(GPa) ρw(g/c³) c A B Chardac et al. (2003) utilizou os esos valores dos parâetros do quartzo para a atriz (K=36,6 GPa; G=45 GPa; ρ=2,65 g/c³) co c=7,1 (Brie et al., 1995), obtendo êxito no étodo e sugerindo o uso do eso polinôio encontrado para outros arenitos. Estas considerações não se ostrara válidas para os poços testados neste trabalho. As diferentes aneiras utilizadas para se obter o valor do parâetro c são descritas abaixo. Figura 2 Encontrando o parâetro c co o uso de dados acústicos de laboratório O resultado da aplicação do étodo é satisfatório (Figura 3). A curva edida coeça a se afastar da curva siulada próxio ao contato óleo-água (O/A), e coerência co o perfil de resistividade (RES). O resultado fica ais evidente ao se calcular a diferença percentual entre a curva siulada e edida. Este poço utilizou filtrado tipo base água e não houve interferência significativa de efeitos de invasão na eficácia do étodo. Considerando ua atriz coposta apenas por quartzo, o étodo não consegue identificar a zona de hidrocarboneto (últia coluna da figura 3). Isto indica a necessidade da obtenção correta dos parâetros da atriz. Boleti SBGf 4

5 Figura 3 Aplicação do étodo no poço A. Na terceira coluna, a curva DTP edida (de cor azul) coeça a se separar da curva DTP siulada (de cor preta) no contato O/A. POÇO B - ARENITO INCONSOLIDADO COM ÓLEO O reservatório do poço B é coposto por arenitos inconsolidados de alta porosidade (Tabela 1). O valor de c=8 foi calibrado através do elhor ajuste entre curva siulada e curva edida na zona de água, seu alto valor é copatível co o que foi encontrado por Brie et al. (1995) para forações inconsolidadas. Co este valor, o étodo funciona co êxito neste e e outros poços do eso reservatório, onde não houve ajuste entre as curvas. Neste poço, alé da curva siulada para Sw=100%, tabé fora siuladas através Lei de Wood (Mavko et al., 2009), as curvas para Sw=0%, Sw=50% e Sw=70% (Figura 4). Coparando estas curvas co o perfil sônico edido, observa-se que a saturação de água é aior na base, por volta de 70%, e diinui para 50% no topo. No entanto, de acordo co a avaliação convencional, a saturação de água do reservatório é de 41%. Os perfis de resistividade ostra a existência de ua zona invadida. É provável que o perfil sônico esteja forteente afetado pela zona invadida próxio ao contato O/A, fornecendo aiores valores de Sw. Coo os valores de saturação encontrados cresce do topo para a base, é provável que tenha ocorrido ua segregação gravitacional do filtrado que invadiu a foração. Figura 4 Aplicação do étodo no poço B na base do reservatório. Na quarta coluna, a curva DTP edida (de cor azul) coeça a se separar da curva DTP siulada (de cor preta) no contato O/A. Curvas siuladas para outros valores de S w pode ser utilizadas para estiar qualitativaente a saturação de água co o perfil sônico. CONCLUSÃO A etodologia, e o odelo de física de rochas adotado, fora testados de odo satisfatório nos poços analisados, identificando qualitativaente a zona de água e de hidrocarbonetos. O étodo não pode ser usado co u polinôio genérico, ou considerando todos os arenitos coo sendo forados apenas de quartzo. Por isso, torna-se necessário ua boa estiativa da coposição de sua atriz. O parâetro c (Equação 7) pode ser estiado através de dados de petrossísica de laboratório ou através da calibração da curva siulada na zona de água de u poço para posterior aplicação e outros poços do reservatório (assuindo-se que o reservatório é hoogêneo). A análise do poço B indica que a invasão do filtrado do fluido de perfuração pode interferir nos resultados. Esta interferência depende de ua relação entre as profundidades invadida e de investigação do perfil sônico, alé do contraste acústico entre filtrado e o fluido da foração e questão. REFERÊNCIAS Boleti SBGf 5

6 AVSETH P., MUKERJI T, MAVKO G Quantitative Seisic Interpretation, Cabridge University Press. BRIE. A, PAMPURI F., MARSALA A.F., MEAZZA O Shear Sonic Interpretation in Gas-Bearing Sands. SPE (Society of Petroleu Engineers Inc.) Annual Technical Conference and Exhibition in Denver, Colorado, U.S.A (SPE 30595) CASTAGNA J.P., BATZLE M.L., EASTWOOD R.L Relationships between copressional-wave and shear-wave velocities in clastic silicate rocks. Geophysics, Vol. 50, Pages CHARDAC O., BRIE A., CHOUKER A.C Correlations of shear vs. Copressional in Shaly Sands and Application to Quicklook Hydrocarbon Detection. SPE (Society of Petroleu Engineers Inc.) - SPE GASSMANN F Elasticity of porous edia. MAVKO G., MUKERJI T., DVORKIN J The Rock Physics Handbook Tool for Seisic Analysis of Porous Media, Cabridge University Press. Boleti SBGf 6