UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA)

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1 UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA) KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE UENF LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO LENEP MACAÉ RJ NOVEMBRO -2005

2 UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA) KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA Tese apresentada ao Centro de Ciência e Tecnologia da Universidade Estadual do Norte Fluminense, como parte das exigências para obtenção do título de Doutor em Engenharia de Reservatório e de Exploração Orientador: Prof. Carlos Alberto Dias, PhD. MACAÉ RJ NOVEMBRO -2005

3 UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA) KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA Tese apresentada ao Centro de Ciência e Tecnologia da Universidade Estadual do Norte Fluminense, como parte das exigências para obtenção do título de Doutor em Engenharia de Reservatório e de Exploração Aprovada em Comissão Examinadora: Fernando Sergio de Moraes (Ph.D., Geofísica LENEP/CCT/UENF) Roberto Fainstein (Ph.D., Geologia Schlumberger, UERJ) Carlos Henrique Lima Bruhn (Ph.D., Geologia PETROBRAS) Carlos Alberto Dias (Ph.D., Geofísica LENEP/CCT/UENF) (orientador)

4 SUMÁRIO Sumário... i Lista de Ilustrações...v Lista de Tabelas...xi Resumo...xii Abstract...xiii CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO...01 CAPÍTULO 2 ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DE ALMADA INTRODUÇÃO ARCABOUÇO ESTRUTURAL EVOLUÇÃO TECTONO-SEDIMENTAR TURBIDITOS CÂNION DE ALMADA SEÇÃO AFLORANTE DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA DESCRIÇÃO DOS FUROS DE SONDAGEM IMPORTÂNCIA ECONÔMICA DA BACIA DE ALMADA...23 CAPÍTULO 3 REVISÃO DE MÉTODOS E CONCEITOS INTRODUÇÃO Propriedades Físicas das Rochas Propriedades Elétricas Propriedades Radioativas Propriedades Acústicas PERFILAGEM DE POÇOS Perfil de Indução Perfil de Microresistividade Perfil Raios Gama...36 i

5 3.2.4 Perfil Sônico Perfil de Densidade Perfil Neutrônico Perfil de Cáliper Perfil de Imagem Ultra - Sônico PARÂMETROS PETROFÍSICOS Relação Perfilagem de Poços E Petrofísica Volume de Argila (Argilosidade) Porosidade Cálculo da Porosidade Ensaios Petrofísicos Saturação Permeabilidade MÉTODOS SÍSMICOS APLICADOS A CARACTERIZAÇÃO DE RESERVATÓRIOS Método Sísmico de Reflexão Ondas Sísmicas Sismograma Sintético Amplitude sísmica Resolução Sísmica Vertical Resolução Sísmica Horizontal Integração de Métodos Sísmicos com Perfilagem de Poços...65 CAPÍTULO IV AQUISIÇÃO DE DADOS INTRODUÇÃO PERFURAÇÃO Tempo de Perfuração PERFILAGEM DE POÇO Perfilagem HYDROLOG IEL Perfil Elétrico-Indução Perfil de Microresistividade GR Perfil de Raios Gama BCS Perfil Sônico Compensado Cáliper Perfilagem LENEP (Perfil de Imagem)...77 ii

6 CAPÍTULO V TRATAMENTO DOS DADOS GERAÇÃO DE PERFIS SINTÉTICOS INTRODUÇÃO ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS DE POÇOS Descrição dos Poços Porção Emersa Porção submersa Pré-processamento Correção Ambiental Geração de Curvas Sintéticas Perfil Sintético GR Perfil Sônico Sintético Perfil de Densidade Sintético Processamento dos dados da ferramenta BHTV Perfil de Amplitude Perfil Breakout Perfil de Desvio Vertical ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS SÍSMICOS Calibração Sísmica Poços CAPÍTULO VI OBTENÇÃO DE PARÂMETROS PETROFÍSICOS VOLUME DE ARGILA Vsh GR Linear Vsh GR Power Law Vsh GR Larionov (rochas terciárias) Vsh GR Larionov (rochas antigas) Vsh GR Streiber Vsh GR Clavier POROSIDADE PhiE_OnePhi PhiApp_QI PhiSss_Recon PERMEABILIDADE iii

7 CAPÍTULO VII INTERPRETAÇÃO E INTEGRAÇÃO DOS DADOS INTRODUÇÃO DESCRIÇÃO DAS AMOSTRAS DE CALHA INTERPRETAÇÃO DOS PERFIS DE POÇOS Parâmetros Petrofísicos Argilosidade Porosidade Permeabilidade Espessura Porosa INTERPRETAÇÃO SÍSMICA Fundo do Mar Topo da Formação Urucutuca Cânion de Almada Falhas CORRELACAO DE POÇOS INTEGRAÇÃO DOS DADOS CAPÍTULO VIII CONCLUSÕES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS APÊNDICE iv

8 À minha mãe Antonia, por seu amor, apoio e sabedoria.

9 Agradecimentos Gostaria de expressar minha profunda gratidão às várias pessoas que me deram sua ajuda e seu apoio durante o período que trabalhei nesta tese. Seria impossível mencionar a todas. Entretanto, estou especialmente grato: A Deus, por ter estado presente em todos os momentos, me dando inspiração para concluir e nunca pensar em desistir deste trabalho. Ao meu orientador, Prof. Dr. Carlos Alberto Dias, pela troca permanente de idéias; por enriquecedoras discussões e principalmente por ter assumido comigo este desafio. Aos membros da banca examinadora. À Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), através do Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP), que contribuiu para a minha formação acadêmica. À PETROBRAS pelo suporte operacional e por me fornecer valiosos dados de poços e linhas sísmicas, que foram fundamentais para a realização deste trabalho. À Agência Nacional do Petróleo, que financiou minha bolsa de doutorado durante parte deste trabalho e, também, por disponibilizar importantes dados, de suma importância para a elaboração desta tese. À Landmark/Halliburton pela cessão do software Petrowork ao LENEP/UENF usado nesta tese. Aos geólogos Nelson Franco, Patrícia Silva e Roberto D Ávila, pelas discussões e valiosas sugestões. Ao corpo docente, funcionários e colegas do LENEP/UENF, em especial ao Prof. Dr. Abel Carrasquilla e Prof. Dr. Jadir Silva, que contribuíram para minha formação acadêmica. Aos amigos Alfredo Carrasco e Marcos Ceia, pelo companheirismo, importantes sugestões e valiosos momentos de descontração. À minha esposa Danielle, pela compreensão pelos dias, noites, fins de semana e feriados em que estive ausente; e que compartilhou de minhas dificuldades me incentivando a prosseguir na jornada. Enfim, a todos que contribuíram direta ou indiretamente para a realização deste trabalho, um abraço por eu ter chegado até este ponto que marca apenas o início de uma longa caminhada, com profundo sentimento de gratidão.

10 RESUMO Neste trabalho, foram empregados métodos sísmicos, através de 45 linhas 2D em tempo, e perfilagem de 16 poços, sendo que um destes perfurado com finalidade exclusiva para esta tese. O principal objetivo foi caracterizar o Paleocânion de Almada (Formação Urucutuca) com suas propriedades petrofísicas e gerar um modelo geológico 3D para este cânion. Para tal propósito, foram utilizados programas computacionais das plataformas Geoquest e Landmark amplamente utilizados na indústria de petróleo. Este modelo, caracterizado segundo parâmetros petrofísicos, permitiu avaliar a Formação Urucutuca e seus cânions turbidíticos quanto ao seu potencial como reservatório petrolífero. As análises de perfis indicaram grande variação de porosidade efetiva, chegando a valor médio máximo de 25%. A argilosidade dos arenitos apresentou também intensa variação, desde 10 a 60%. Outro fator relevante neste contexto foi a espessura encontrada de arenito e calcarenito, chegando a atingir respectivamente 243 m e 93 m, não se mantendo, todavia, por toda a área estuda, devido à baixa continuidade lateral. Os dados obtidos a partir das linhas sísmicas indicaram a forte influência tectônica na geometria do Cânion de Almada, que na sua porção emersa apresenta-se como dois cânions, sendo um principal e outro tributário, conectando-se na porção submersa da bacia. Observou-se, também, a comunicação destes cânions desde o continente até a parte marinha da bacia (até pelo menos 27 Km distante da costa), fato importante para a geração de reservatórios expressivos. Com base nestes resultados, este trabalho aponta a Formação Urucutuca como um potencial alvo para futuras locações, com características genéticas e petrofísicas favoráveis. xii

11 LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 2.1 a) Mapa de localização das bacias brasileiras, destacando a Bacia de Almada (área circular vermelha), as áreas retangulares representam as principais províncias petrolíferas brasileira. b) Mapa de localização dos afloramentos e dos três furos de sondagem obtidos por este projeto, modificado de Bruhn & Moraes, (1989)...06 Figura 2.2 Seção geológica esquemática representando a Bacia de Almada (Bruhn & Moraes, 1989)...07 Figura Mapa Geológico Regional da região de Ilhéus (Arcanjo,1997)...08 Figura 2.4 Mapa geológico da Bacia de Almada mostrando o arcabouço estrutural da bacia e o cânion homônimo Bruhn & Moraes, (1989)...08 Figura Coluna estratigráfica da Bacia de Almada, modificada de Netto, Figura 2.6 Quadro da estratigrafia de bacias marginais do Leste Brasileiro, modificado de Feijó (2000)...13 Figura 2.7 Reconstruções paleogeográficas para as seqüências Sin-Rifte I (Dom João), II (Rio da Serra-Aratu), III (Buracica-Jiquiá), e as megaseqüências Evaporítica Transicional (Alagoas) e Plataforma Carbonática Rasa (Albiano) Chang et. al, (1991)...14 Figura Esquema de um depósito turbidítico em domínio profundo, com indicação dos níveis da sequência de Bouma que se depositam em cada zona, Dias, Figura Modelo de fácies. Mutti et al., Figura 2.10 Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST- 01 D Ávila et al. (2004)...20 Figura 2.11 Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 02 D Ávila et al. (2004) Figura 2.12 Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 03 D Ávila et al. (2004) Figura Microfalhas desenvolvidas pela deformação por slump em prováveis sedimentos de prodelta escorregados D Ávila et al. (2004)...23 v

12 Figura 2.14 Blocos oferecidos na sexta rodada da ANP (verdes e rosas) na Bacia de Camamu-Almada, sendo que os blocos verdes voltaram a ser oferecidos na Sétima Rodada. Fonte: site ANP-BDEP (2005)...24 Figura 2.15 Blocos adquiridos na Sexta Rodada da ANP na Bacia de Camamu- Almada (cor-de-rosa). Fonte: site ANP-BDEP (2005)...25 Figura 2.16 Blocos adquiridos na Sétima Rodada da ANP na Bacia de Camamu- Almada (verdes). Fonte: site ANP-BDEP (2005) Figura 3.1 Onda compressional (P) transmitida através de fluidos e sólidos, o movimento da partícula é paralelo à direção de deslocamento. Onda cisalhante (S) transmitida somente através dos sólidos, o movimento da partícula é perpendicular à direção de deslocamento.. Fonte site: U.S. Geological Survey (2005)...30 Figura Transmissão e reflexão da onda (Hallenburg, 1998)...31 Figura 3.3 Elementos que compõem a perfilagem de poços. Modificado de Ellis, (1987)...32 Figura 3.4 Ferramenta de indução esquemática. A ferramenta é composta de material isolante (Telford et al. 1990)...34 Figura 3.5 A distribuição dos raios gama de três ocorrências naturais de isótopos radioativos, Ellis, Figura 3.6 Ferramenta Sônica, mostrando o traçado ideal do raio refratado na parede do poço (Tittman, 1986)...40 Figura 3.7 Modelo da ferramenta de densidade, Ellis, Figura Representação esquemática do efeito Compton. O raio gama incidente transfere uma parte de sua energia (E 0 ) para um elétron, e um raio gama de energia reduzida (E ) deixa o local da colisão com a direção θ em relação à direção de incidência...43 Figura 3.9 Representação esquemática de Ferramenta Neutrônica com dois detectores (adaptado de Ellis, 1987)...46 Figura 3.10 Transdutor da ferramenta ultra-sônica de imagem...48 Figura 3.11 Lei de Darcy para fluxo de fluidos em meio porosos...55 Figura 3.12 Permeabilidade efetiva de um sistema óleo-água...56 Figura 3.13 Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo...58 vi

13 Figura 3.14 Exemplo ilustrativo de um sismograma sintético. (A) Litologia. (B) Impedância acústica. (C) Função refletividade. (D) Traço sísmico sintético final. (E) Reflexões individuais de cada interface (modificado de Thomas, 2001)...60 Figura 3.15 Relação entre a onda sísmica, o perfil sônico e a determinação dos limites da camada de interesse. (freqüência de 50Hz; velocidade da onda sísmica igual a 3500ms -1 ; o comprimento de onda λ é 70m). Para espessuras inferiores a λ ocorre interferência entre as reflexões do topo e da base (Buyl et al, 1988) Figura 3.16 Definição da zona de Fresnel AA,adaptado de Yilmaz, Figura 3.17 Aspecto das reflexões segundo a dimensão do refletor comparada com a dimensão as zona de Fresnel (Sheriff, 1986)...65 Figura 4.1 Disposição dos dados utilizados (linhas sísmicas e conjunto de poços)...66 Figura 4.2 Mapa de localização do poço SA 01. Modificado de Bruhn & Moraes, (1989)...68 Figura 4.3 Sonda de perfuração montada para perfurar o poço SA Figura Broca tricônica de botão de tungstênio...69 Figura 4.5 Coleta de amostras de calha...70 Figura 4.6 Tempo de penetração para o intervalo entre 1 e 85 metros...71 Figura 4.7 Tempo de penetração para o intervalo entre 85 e 170 metros...71 Figura 4.8 Tempo de penetração para o intervalo entre 170 e 255 metros...72 Figura 4.9 Perfil comparativo de tempo de perfuração, DT e litológico, respectivamente...73 Figura Ferramenta de resistividade 6FF Figura Foto mostrando o conjunto microresis-tividade - raios gama. A ferramenta de microresistividade encontra-se na extremidade (esquerda) do conjunto, e a de raios gama próxima ao cabo...76 Figura Ferramenta Sônica...76 Figura Ferramenta de Cáliper, durante calibração...77 Figura 4.14 Perfis adquiridos na etapa de perfilagem Hydrolog...78 Figura 4.15 Conjunto de ferramentas de Cáliper e Raios Gama...79 Figura 4.16 Ferramenta BHTV com dois centralizadores (esquerda) e magnetômetro para orientação (direita)...79 Figura 5.1 Fluxograma das etapas do tratamento dos dados utilizados...81 vii

14 Figura Respostas obtidas da modelagem 3D para o trecho m usando ILD do poço SA-01 Lima, et al., Figura 5.3 Curva de temperatura para o poço SA Figura 5.4 Comparação entre o perfil Rg puro e o obtido após a correção ambiental...88 Figura 5.5 A) A variável preditora X é responsável por toda a variação nas observações Y. B) A variável X não ajuda na redução da variação de Y com a regressão linear...90 Figura 5.6 Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço SSA-01 para os casos A) utilizando os perfis RHOB NPHI GR ILD; B) com base nos perfis RHOB NPHI e C) através dos perfis GR e ILD...92 Figura Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético utilizando os perfis RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço SSA Figura 5.8 Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético utilizando os perfis GR, ILD, RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço BAS Figura 5.9 Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço BAS-36 com R2=0, Figura 5.10 Comparação entre os perfis obtidos no campo (cáliper, GR, DT) com o perfil sintético de densidade (traçado 4)...96 Figura 5.11 Perfil de amplitude da ferramenta de imagem ultra-sônica, indicando a presença de conglomerados...98 Figura Perfil de desvio vertical do poço SA-01 para os 100 metros iniciais...99 Figura 5.13 Forma do pulso Ricker Figura 5.14 Painel de geração de wavelet do aplicativo Syntetics (Geoframe) Figura 5.15 Seqüência sintetizada para geração do sismograma sintético, o primeiro track é a curva tempo-profundidade, o segundo é o perfil sônico, já o terceiro mostra o coeficiente de reflexão, o track 4 representa a wavelet gerada, o quinto track é o sismograma sintético e o sexto é a sísmica para comparação eo sétimo mostra os marcadores deste poço Figura 6.1 Comparação entre os métodos de obtenção do volume de argila Figura 6.2 Porosidade efetiva obtida a partir do método OnePhi Figura 6.3 Gráfico relacionando porosidade total com o volume de argila Figura 6.4 Permeabilidade (md) obtida a partir da equação de Wyllie-Rose para arenitos viii

15 Figura 7.1 A - Seqüência típica de fácies dos turbiditos da Bacia de Almada, modificada de Bruhn & Moraes, B Seqüência da descrição de calha do poço SA-01 no trecho entre 168 e 184 metros Figura 7.2 Perfil comparativo entre a resistividade da zona invadida e a litologia obtida a partir da descrição de amostra de calha Figura 7.3 Trecho do poço SA-01 mostrando a resposta anômala para os arenitos e conglomerados para os perfis RG e o perfil auxiliar DT como ferramenta para identificar a litologia. O círculo vermelho mostra a semelhança dos valores de RG Figura 7.4 Trecho da curva de argilosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de correlação com os dados de laboratório (círculos) Figura 7.5 Trecho da curva de porosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de correlação com os dados de laboratório (círculos) Figura 7.6 Linha de tendência da correlação entre os dados de laboratório e de perfis para o poço SA Figura 7.7 Histograma de valores de porosidade do poço SSA Figura 7.9 Histograma de valores de porosidade do poço FMB Figura 7.9 Histograma de valores de porosidade do poço NB Figura 7.10 Histograma de valores de porosidade do poço BAS Figura 7.11 Comparação qualitativa (eixo x esquemático) entre a permeabilidade obtida pela equação de Wyllie-Rose (A) e a obtida através do perfil de microresistividade (B) Figura 7.12 Seção sísmica (SW-NE) indicando os horizontes: fundo do mar (azul), topo da Formação Urucutuca (amarelo), base da Formação Urucutuca (laranja) e falhas tectônicas e de acomodação Figura 7.13 Amarração do topo e base da Formação Urucutuca para o poço BAS Figura 7.14 Horizonte gridado a partir da interpretação sísmica representando o Cânion de Almada Figura 7.15 Fundo do mar em profundidade e disposição dos poços da área estudada Figura 7.16 Visualização longitudinal em profundidade do Cânion de Almada, indicando o comprimento para a área estudada; os pontos azuis são os marcadores do horizonte base da Formação Urucutuca ix

16 Figura 7.17 Visualização transversal em profundidade do Cânion de Almada, indicando o comprimento entre os poços BAS-82 e BAS Figura 7.18 Seção sísmica mostrando a baixa continuidade dos refletores que representam os Arenitos da Formação Urucutuca Figura 7.19 Mapa de localização das seções: A) correlação entre os poços SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71 (linha preta), B) correlação entre os poços NB- 02, NB-01 e BAS-36 (linha laranja) e C) Seção sísmica strike ao cânion Figura 7-20 Seção A correlacionando a Formação Urucutuca (área pontilhada) nos poços: SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS Figura 7.21 Seção B correlacionando a Formação Rio Doce e Urucutuca nos poços: NB-02, NB-01 e BAS x

17 LISTA DE TABELAS Tabela 3.1 Resistividades elétricas de materiais (Tittman, 1986)...28 Tabela 3.2 Tempo de trânsito dos principais constituintes das rochas sedimentares (Doveton, 1986)...41 Tabela Limiar para a resolução lateral (primeira zona de Fresnel) Yilmas, Tabela 5.1 Valores de R 2 obtidos a partir de análises de regressão das curvas DT, ILD, GR, RHOB e NPHI do poço SSA Tabela 5.2 Valores obtidos na regressão linear do poço SSA-01 utilizando como variável dependente DT e variáveis independentes DT, RHOB e NPHI...94 Tabela 7.1 Principais características dos poços comerciais utilizados Tabela 7.2 Comparação dos vares de argilosidade para o poço SA-01 e SST-01. Dados de estudo petrográfico e raios x obtidos por Dias et al. (2004) e dados de estudo petrográfico determinados por Jesus (2004) Tabela 7.3 Comparação dos valores de porosidade para o poço SA-01 e SST-01. Dados de estudo petrográfico obtidos por Dias et al. (2004) e por Jesus (2004) Tabela 7.4 Espessura porosa da Formação Urucutuca para os poços estudados. O poço SA-01 não atingiu a base da Formação Urucutuca Tabela 1A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho de 01 a 21 m Tabela 2A - Descrição de amostra de calha para o trecho 22 a 66 m Tabela 3A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 67 a 109 m Tabela 4A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 110 a 149 m Tabela 5A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 150 a 189 m Tabela 6A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 190 a 229 m Tabela 7A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 230 a 255 m xi

18 ABSTRACT In this work, seismic methods were used, through 45 lines 2D in time and well log in 16 wells, one of these drilled for the purpose of this study. The main objective was to characterize the Paleocanyon of Almada (Urucutuca Formation) and their petrophysical properties and to generate a geological 3D model for this canyon. For such a purpose, softwares of Geoquest and Landmark platforms have been used. This model, characterized through its petrophysical parameters, allowed an evaluation of Urucutuca Formation and its turbiditic canyons as potential petroleum reservoir. The log analyses indicated great variation of effective porosity, reaching a maximum average value of 25%. The shaliness of the sandstones also presented intense variation, from 10 to 60%. Other relevant factor in this context was the sandstone and limestone thicknesses, reaching, respectively 243 m and 93 m, not yet withstanding for the whole studied area, due to lateral descontinuity. The data obtained from the seismic lines indicated a strong tectonic influence in the geometry of the Canyon of Almada, this resulting in two canyons in its emerged portion: the main one and a tributary one, both connected in the submerged portion of the basin. The connection of the canyons has been observed since the continent until the sea part of the basin (along a minimum of 27 Km of the coast line). This fact is important for the generation of expressive reservoirs. Based in these results, this work indicates the Urucutuca Formation as an important horizon for future leases, with favorable genetic and petrophysical characteristics. xiii

19 1 CAPÍTULO I INTRODUÇÃO Até os anos 70, a utilização dos dados sísmicos pela indústria de petróleo restringia-se à detecção de estruturas favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. A partir dessa época, passou-se a estudar, com progressivo sucesso, o relacionamento existente entre as informações sísmicas e as características litológicas e petrofísicas da rocha. Surgiu, então, o conceito dos atributos sísmicos, introduzido por Anstey (1973), compreendendo uma série de seqüências obtidas a partir do traço sísmico complexo, possibilitando uma melhor caracterização dos dados. Além disto, a demanda sempre crescente pelo petróleo, seja como matéria prima nos diversos campos da indústria, seja como combustível, em contraste com a elevação progressiva no preço do barril de petróleo, acompanhada do exaurimento do óleo de fácil explotação, levaram a uma real necessidade de se extrair o máximo das jazidas já conhecidas. Desta forma, a otimização do desenvolvimento dos reservatórios passou a ser fundamental para o sucesso da indústria do petróleo, e a sísmica, que até então não era empregada de maneira sistemática no desenvolvimento dos campos de petróleo, passou a ser vista como ferramenta potencial para esse propósito. Por outro lado, o requisito principal para o desenvolvimento adequado de um reservatório é uma boa caracterização do mesmo, com a identificação de suas formas geométricas e de suas propriedades petrofísicas, entre as quais: porosidade, permeabilidade, argilosidade e saturação de fluido. Com este intuito, muitas técnicas têm sido estudadas, algumas correlacionando os atributos sísmicos com as propriedades petrofísicas, obtidas através de análises de testemunhos e/ou perfilagem geofísica. A perfilagem e sua análise é uma das mais úteis e importantes ferramentas disponíveis no setor petrolífero, sendo utilizada quase sem exceção em todos os poços perfurados. Nos casos mais extremos, seus custos não superam 5% do custo total de um poço. É através da perfilagem que se pode obter medidas contínuas, ao longo de um poço, de diferentes propriedades das formações. A partir da interpretação destas medidas, pode-se identificar zonas produtivas, distinguir óleo, gás ou água em um reservatório, e estimar a reserva de hidrocarbonetos, além de suas utilizações mais tradicionais na exploração, como correlação entre zonas, auxilio na confecção de mapas e calibração sísmica.

20 2 Esta tese utiliza dados sísmicos, perfis e testemunhos de poços, para a caracterização litológica do paleocânion submarino localizado na Bacia de Almada. Sabe-se que este tipo de feição está entre as expressões tectono-estratigráficas mais proeminentes encontradas junto às bacias de margem passiva brasileiras e cumpre importante papel na pesquisa exploratória de hidrocarbonetos. Campos produtores de petróleo na Bacia de Campos (Carapeba, Enchova e Pargo), Espírito Santo (Lagoa Parda, Fazenda Cedro e Fazenda Queimadas), além de outras bacias da margem continental brasileira, estão associados a estes tipos de paleogeomorfos (Mendes, 1998). São feições que se distribuem por diferentes idades cronoestratigráficas, ao longo de distintas escalas do tempo geológico e apresentam estágios evolutivos diferenciados, guardando um vínculo com o preenchimento sedimentar marinho ocorrido durante a fase rift da evolução destas bacias. Desta forma, com a finalidade de complementar os dados disponíveis (públicos) desta bacia, foi perfurado um poço (SA-01), exclusivamente para coletar dados para este trabalho, tendo sido acompanhado desde a sua locação até sua perfilagem e tamponamento pelo autor desta tese. Este poço representa a locação mais ocidental desta bacia. Este paleocânion vem sendo tema de diversos trabalhos, por estar aflorando na parte emersa da Bacia de Almada, constituindo-se desta forma em uma excelente oportunidade para o estudo da própria seção produtora da margem brasileira e possuindo, assim, a vantagem de prover análises de afloramentos muito mais similares a algumas fácies típicas dos reservatórios brasileiros. Turbiditos canalizados, como os da Bacia de Almada, são os principais reservatórios de diversos campos de petróleo nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas. Desta forma, esta tese procurou realizar um estudo detalhado da subsuperfície desta área, indo desde a parte emersa até a lâmina d água em torno de 1000 m. Diferencia-se, portanto, da grande maioria dos trabalhos publicados limitados às seções aflorantes da bacia. Assim, este estudo integra dados de sísmica (2D), perfilagem de poços e parâmetros petrofísicos, que são métodos consagrados para caracterização de feições geológicas, para gerar um modelo 3D do Cânion Turbidítico de Almada, associando suas características petrofísicas a atributos sísmicos, de modo a definir o seu grau de importância como reservatório. Esta tese fez parte e utilizou dados do projeto Estudo Geológico-Geofísico de Afloramentos Análogos aos Reservatórios Turbidíticos da Bacia de Campos, Projeto

21 3 Turbiditos, (DIAS (ed.), 2004). Este projeto se destacou pela sua multidisciplinaridade, reunindo um diversificado grupo de pesquisadores da PETROBRAS, da Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF) e da Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ), com o intuito de realizar estudos de campo e de laboratório que gerassem modelos de processos deposicionais e geometria de feições associadas a este tipo de sistema turbidítico, auxiliando assim em estudos de bacias análogas. O corpo desta tese é composto por oito capítulos: O Capítulo I compreende a Introdução, no qual se contextualiza o problema. O Capítulo II mostra os principais aspectos geológicos da Bacia de Almada, com sua evolução tectono-sedimentar, fisiografia da bacia, suas principais estruturas, além da sua importância econômica dentro do atual contexto das bacias petrolíferas brasileiras. São mostrados também estudos anteriores, com ênfase para os realizados no Projeto Turbiditos. O Capítulo III descreve a revisão de métodos e conceitos, abordando inicialmente aspectos teóricos sobre a perfilagem de poços, seus fundamentos, propriedades físicas das rochas, propriedades petrofísicas e descrição dos perfis de poços empregados neste estudo. Posteriormente, aborda a relação entre perfilagem de poços com parâmetros petrofísicos, realizando a revisão dos parâmetros utilizados neste trabalho, bem como as técnicas empregadas para obtenção destes. Para finalizar este capítulo, são descritos parâmetros e variáveis relacionados ao estudo de reservatórios através da sísmica e os correspondentes fundamentos teóricos. O Capítulo IV mostra os aspectos envolvidos na etapa de campo, como tempo de perfuração, tipos de ferramentas de perfilagem, assim como as técnicas empregadas tanto na fase de perfuração como de perfilagem. No Capítulo V são abordados os tipos de processamento utilizados nos dados de poços, como correções ambientais, e gerados perfis sintéticos, usando metodologia própria, inclusive para três poços do Projeto Turbiditos que não foram perfilados. Ainda neste Capítulo, é descrita a calibração dos dados sísmicos. No sexto Capítulo, são gerados são gerados pela primeira vez parâmetros petrofísicos a partir de perfis elétricos para a parte emersa da bacia e novos valores de parâmetros para a parte marinha. Posteriormente estes valores são calibrados com dados de laboratório. São estudados, também, os programas computacionais

22 4 que utilizam diferentes metodologias para determinar as propriedades petrofísicas e, em seguida, é realizada uma comparação destes métodos. O Capítulo VII é dedicado à interpretação dos dados, inicialmente de maneira individual, e, posteriormente, relacionando dados de poço com dados de sísmica. A partir daí é proposta uma nova geometria para o Cânion de Almada associada aos parâmetros petrofísicos aqui obtidos, de modo coerente com os dados de superfície gerados em etapas anteriores do Projeto Turbiditos. Por fim, o Capítulo VIII finaliza este trabalho descrevendo os resultados novos aqui obtidos tanto através de análises de perfis elétricos como através de interpretação sísmica. A integração destes dados possibilita indicar a Formação Urucutuca como potencial horizonte petrolífero. Por fim, são sugeridas possibilidades para trabalhos posteriores. Há um Apêndice contendo as descrições de amostras de calha, realizadas neste estudo.

23 5 CAPÍTULO II ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DE ALMADA INTRODUÇÃO A Bacia de Almada está inserida na folha topográfica Itabuna 1: (SD 24- Y-B-VI) e abrange parte dos municípios de Buerarema, Uruçuca e Ilhéus, tendo este último servido como base para os acessos à área estudada na etapa de campo, localizada ao sul do Estado da Bahia, a 458 Km de Salvador e 36 Km de Itabuna. Esta bacia, juntamente com as bacias Jacuípe, Camamu, Jequitinhonha e Cumuruxatiba, fazem parte do conjunto de pequenas bacias da margem leste atlântica, freqüentemente denominadas de "Bacia Bahia Sul". Elas se estendem por estreitas e descontínuas faixas de terra no continente, adentrando pela plataforma continental adjacente. A Bacia de Almada é delimitada ao norte pela Bacia de Camamu, através do Alto de Itacaré e ao sul pela Bacia do Jequitinhonha, representado pelo Alto de Olivença (Figura 2.1a). Inclui uma pequena porção emersa, entre os paralelos de 14º 30 e 15º 00 S, e os meridianos 39º 00 e 39º 14 W com aproximadamente 250 km 2 e espessura máxima de sedimentos de 1800 m. Nesta porção, afloram turbiditos arenoconglomeráticos e folhelhos ricos em foraminíferos planctônicos, que definem litoestratigraficamente a Formação Urucutuca, correspondente ao Mesozóico/Cretáceo Superior. Esta Formação é o alvo deste estudo, aflorando predominantemente no Distrito de Sambaituba a 16 Km do centro de Ilhéus (figura 2.1b); sua relevância está no fato de compor a parte exumada do Cânion de Almada, que corresponde a uma grande feição erosiva de idade Pós-Cenomaniana, e principalmente por possuir analogia a outras formações contemporâneas e produtoras de hidrocarbonetos das Bacias de Campos, Espírito Santo e Cumuruxatiba (figura 2.1a). Na plataforma continental, sua área atinge maior expressão, da ordem de km 2 até a cota batimétrica de 200 m, com a coluna sedimentar com espessura acima de 6000 m (figura 2.2) segundo Bruhn & Moraes (1989).

24 6 a) b) SST - 01 SST - 02 SST - 03 Ilhéus Figura 2.1 a) Mapa de localização das bacias brasileiras, destacando a Bacia de Almada (área circular vermelha). As áreas retangulares representam as principais províncias petrolíferas brasileiras; b) Mapa de localização dos afloramentos e dos três furos de sondagem obtidos por este projeto (SST-01, SST-02, SST-03), modificado de Bruhn & Moraes (1989).

25 7 Figura 2.2 Seção geológica esquemática representando a Bacia de Almada (Bruhn & Moraes, 1989). 2.2 ARCABOUÇO ESTRUTURAL A Bacia de Almada possui uma pequena faixa de sedimentos emersos localizados na borda oriental do Escudo Brasileiro, no denominado Cinturão Atlântico, no estado da Bahia (Figura 2.3). Sua rede hidrográfica tem como principal representante seu rio homônimo, encaixado no embasamento até a Vila de Castelo Novo, onde, sobre uma escarpa de falha, penetra na bacia, tornando-se meandrante na planície de inundação, até atingir a Vila Aritaguá. Seu percurso torna-se retilíneo, com uma mudança brusca de direção de leste para sul, provavelmente relacionado À Falha de Aritaguá, com direção aproximada N-S. Possivelmente, a desembocadura do Rio Almada migrou para os limites sul da bacia devido à movimentação desta falha (Ferreira, 2003). O arcabouço estrutural da Bacia de Almada apresenta dois sistemas principais de falhas com direção NNE e NE (subparalelos à linha de costa), e um sistema secundário, com direção NNW, todos implantados pela primeira vez durante a fase de rifteamento (Bruhn & Moraes, 1989). Tais falhas afetaram a Formação Urucutuca apenas no limite sul da bacia (figura 2.4), estando esta unidade suavemente basculada para leste. Carvalho (1965) reconheceu o contato discordante (erosional e angular) entre a Formação Urucutuca e os sedimentos subjacentes, porém Ferradaes & Souza (1972), ao mapearem a superfície de discordância pré-urucutuca na porção marítima da Bacia de Almada, definem, pela primeira vez, o atualmente denominado Cânion de Almada, uma grande feição erosional pós-cenomaniana, preenchida por uma coluna

26 8 de sedimentos campano-maestrichtianos e terciários da Formação Urucutuca (figura 2.5). Figura Mapa Geológico Regional da região de Ilhéus (Arcanjo,1997) Figura 2.4 Mapa geológico da Bacia de Almada mostrando o arcabouço estrutural da bacia e o cânion homônimo (Bruhn & Moraes, 1989).

27 9 Figura Coluna estratigráfica da Bacia de Almada, modificada de Netto et al. (1994). 2.3 EVOLUÇÃO TECTONO-SEDIMENTAR A margem continental do leste brasileiro compreende cinco bacias, todas iniciadas como rifte, sendo elas: Sergipe-Alagoas, Complexo Bahia Sul, Espírito Santo, Campos e Pelotas, e ocupam a planície costeira, plataforma continental e talude da porção oeste do Oceano Atlântico Sul (figura 2.1). Desde o final da década de 60, quando foi

28 10 iniciada a exploração offshore de hidrocarbonetos, grande quantidade de dados geológicos e geofísicos vêm sendo obtidos nestas bacias Chang et al. (1991). Dois aspectos principais ajudaram no aumento do conhecimento sobre a origem e desenvolvimento dessas bacias em anos recentes: um aspecto é o progresso considerável na aquisição de dados (especialmente sísmicos) ao longo das bacias marginais; outro é o desenvolvimento de modelos conceituais para explicar o comportamento termomecânico das bacias sedimentares e o reconhecimento das variações globais ao nível do mar no Mesozóico-Cenozóico (Ponte & Asmus, 1978; Ojeda, 1982; Asmus & Baisch, 1983). A estratigrafia geral, do Jurássico até o Cretáceo, das bacias da margem do Leste Brasileiro (figura 2.6) pode ser representada por cinco megasseqüências: continental, evaporítica transicional, plataforma carbonática rasa, transgressiva marinha e regressiva marinha (Ponte & Asmus, 1978). Estas megasseqüências estão relacionadas ao rompimento do continente Pangea e à evolução do Oceano Atlântico. Megasseqüência continental (Fase Rifte) A megaseqüência continental é constituída por três seqüências sin-rifte, com base nas associações de fácies características (figura 2.7) e estilos estruturais, segundo o esquema proposto por Figueiredo (1981). A primeira seqüência (sin-rifte I) foi pouco afetada por falhamentos, enquanto que as outras duas (sin-rifte II e III) foram intensamente falhadas. Sin-rifte I Durante o Jurássico tardio (andar Dom João ou Volgiano), duas áreas separaramse como conseqüência do processo inicial de ruptura do continente Gondwana. Ao norte da Bacia do Espírito Santo, uma enorme depressão foi formada, conhecida como Depressão Afro-Brasileira (Ponte et al., 1978). Esta depressão foi preenchida por um complexo de leques aluviais de clima árido e depósitos grosseiros fluviais com quantidade subordinada de evaporitos, indicando ambientes locais de playas (lagos interiores). Sin-Rifte II O começo da fase principal do rifte no Cretáceo inferior (Andares Rio da Serra Aratu ou Neocomiano) gerou uma série de meio-grabens, rapidamente subsidentes, ao longo de toda a margem. Ao norte, uma série de lagos profundos e estratificados foram formados e preenchidos por folhelhos escuros e ricos em matéria orgânica e turbiditos

29 11 associados com clásticos flúvio-deltaicos. Em menor proporção, aparecem calcarenitos ostracoidais relacionados a inundações episódicas. Sin-Rifte III Esta seqüência, depositada durante a constituição dos Andares Buracica-Jequiá (Barremiano), é caracterizada pela presença de camadas de coquinas de grande extensão e continuidade lateral, intercaladas com material silissiclástico grosseiro a fino (figura 2.7). As coquinas são formadas por calcarenitos calciruditos compostos por ostracoides, pelecipodos e alguns gastrópodos (Chang et al., 1991). Na Bacia de Almada, esta seqüência corresponde às Formações Morro do Barro e Rio de Contas, ambos de idade Eo-Cretáceo. Megasseqüência Transicional Depositada durante o período Aptiano (Andar Alagoas), em um período de relativa quiescência tectônica, sobre a discordância regional, esta seqüência é composta, em sua base, por sedimentos predominantemente silissiclástico grosseiros, provenientes de altos continentais adjacentes. Trata-se de uma cunha clástica relativamente delgada constituída de conglomerados e arenitos grosseiros, que gradativamente foi afogada por água salgada proveniente do oceano localizado ao sul, propiciando a sedimentação de material mais fino (clásticos finos e folhelhos ricos em matéria orgânica), segundo Chang et. al. (1991). Com a estreita passagem do mar formada ao longo das margens leste brasileira e oeste africana, quando se verifica grande restrição de circulação de água associada a uma maior aridez climática, depositou-se uma completa suíte de evaporitos, cuja espessura estimada é da ordem de 2000 m junto ao depocentro do golfo salino. A flexurização crustal e o conseqüente basculamento de bacia para leste, somando à sobrecarga de sedimentos sobrepostos, causou o escorregamento de sais mais solúveis e de maior plasticidade (principalmente halita). Como conseqüência do fluxo de sal em direção ao centro da bacia houve formação de domos e muralhas de sal nas porções mais distais, formação de vazios ( janelas de sal) à retaguarda e desestabilização de cobertura carbonática albiana sobreposta, com deslocamento de blocos bacia a dentro e o desenvolvimento de falhas lístricas que afetaram todo o pacote marinho sobreposto, seja formando extensos domos estruturais (roll-overs), seja determinando nova distribuição faciológica de sedimentos terrígenos e carbonáticos.

30 12 Na Bacia de Almada, a seqüência é reconhecida como Formação Taipus-Mirim, sendo dividida em membros Serinhaém (clásticos) e Igrapiúna (evaporitos). A não observância de pacotes evaporíticos junto à área estudada se deve provavelmente à não deposição ou erosão destes, quando do soerguimento das áreas mais proximais e continentais. Megasseqüência Marinha Carbonática Rasa A partir do Albiano, a gradual abertura da estreita faixa marinha do proto-oceano Atlântico Sul devido ao continuado espalhamento do fundo oceânico, em uma fase caracterizadamente de subsidência térmica flexural, propiciou a deposição de espesso pacote de sedimentos marinhos (Chang et. al., 1991). Em um primeiro estágio, implantou-se ampla plataforma carbonática marinha rasa em ambiente nerítico (< 50 m), constituída predominantemente de calcários de alta energia, sucedendo aos evaporitos aptianos. Ao longo da antiga linha de costa albiana, sistemas de leques deltaicos ( fan-deltas ) costeiros se desenvolveram e se intercalaram aos carbonatos. Passaram a dominar fácies mais finas para o centro das bacias, de mudstones a folhelhos e margas, estando de acordo com o modelo deposicional típico de rampa carbonática (Spadini et al., 1988). Por outro lado, a halocinese teria condicionado, além da deformação estrutural desta rampa, a destruição faciológica da fácies carbonática e a relação siliciclásticos/carbonatos. Baixos estruturais associados a roll-overs das falhas lístricas teriam propiciado o desenvolvimento de fácies carbonáticas de menor energia, enquanto que as de maior energia distribuíram-se preferencialmente sobre a projeção vertical das feições positivas originais da fase rifte. Na Bacia de Almada, esta seção é menos espessa e responde pela Formação Algodões. Os Membros Germânia e Quiepe designam calcarenito/calciruditos oolicos e calcilutitos, respectivamente. Nas porções mais proximais, entre as quais a área do canyon, esta seção não está presente; provavelmente não teria sido depositada ou teria sido erodida pela proeminente e importante discordância regional pré-urucutuca (pré-cenomaniana?), segundo Chang et. al. (1991). Megasseqüência Marinha Transgressiva Ao final do Albiano, estabeleceu-se o aumento do volume de águas oceânicas e, consequentemente, a plataforma carbonática foi afogada. Espessos pacotes de

31 13 sedimentos caracterizadamente de ambiente marinho mais profundo, de nerítico profundo a batial raso, se depositaram. É durante o Cenomaniano-Turoniano que se observa um importante evento anóxico de máximo afogamento, quando a profundidade teria alcançado cerca de 250 m (Chang et al., 1991). Sismoestratigraficamente, o caráter transgressivo do pacote é determinado pelo padrão predominantemente de onlap sobre os sedimentos sotopostos. Intercalados aos pelitos encontram-se turbiditos arenosos ao longo de toda a margem, grande parte deles associada ao rebaixamento do nível do mar. Na bacia de Almada, os turbiditos aflorantes fazem parte de uma seção maastrichtiana-campaniana e todo o pacote de folhelhos e arenitos turbidíticos da seqüência transgressiva é chamada de Formação Urucutuca. Megasseqüência Marinha Regressiva A passagem da fase transgressiva para a regressiva varia de idade ao longo da margem continental, começando mais cedo nas bacias mais meridionais. Admite-se que o início desta fase na Bacia de Almada teria ocorrido a partir do Meso-eoceno. Compõe a seqüência regressiva um conjunto de sistemas deposicionais sincrônicos, onde estão presentes clásticos de fan-deltas, de fluvio-deltaicos e de plataforma terrígena (Formação Rio Doce), plataforma carbonática (Formação Caravelas) e sedimentos de bacia e talude (folhelhos e turbiditos arenosos da Formação Urucutuca). Figura 2.6 Quadro da estratigrafia de bacias marginais do Leste Brasileiro, modificado de Feijó (2000).

32 14 Figura 2.7 Reconstruções paleogeográficas das seqüências Sin-Rifte I (D. João), II (Rio da Serra-Aratu), III (Buracica-Jiquiá), e as megaseqüências Evaporítica Transicional (Alagoas) e Plataforma Carbonática Rasa (Albiano), segundo Chang et al. (1991). 2.4 TURBIDITOS O conceito de turbiditos vem sendo alvo de grandes discussões. Bouma (1962) sistematizou as principais feições para a identificação dos turbiditos, reunindo características diferenciadas referente à deposição, ocorrendo na parte proximal ou na distal do turbidito. A deposição do material sedimentar efetua-se em seqüência, designada por seqüência de Bouma, composta por 5 níveis (figura 2.8): A areia compacta, com base bem definida e topo, passando gradualmente ao nível seguinte; B areia estruturada em laminação paralela; C areia afetada por estruturas sedimentares onduladas; D silte e argila depositados em laminação paralela; E argilas correspondentes à acumulação calma e lenta.

33 15 Figura Esquema de um depósito turbidítico em domínio profundo, com indicação dos níveis da sequência de Bouma que se depositam em cada zona (Dias, 2004). Já Mutti et al. (1999) definiram turbiditos como os depósitos resultantes das correntes de turbidez, um tipo de fluxo gravitacional bipartido, composto por uma camada basal granular que flui devido à sobrepressão de poros e a condições inerciais, sobre a qual desenvolve-se uma camada superior mais diluída, totalmente turbulenta, que eventualmente retrabalha e ultrapassa o depósito final da camada inercial. Conglomerados, arenitos conglomeráticos e fácies arenosas grossas são os depósitos típicos da porção granular da corrente de turbidez. Figura Modelo de fácies (Mutti et al. 1999).

34 16 Os turbiditos, no Brasil assim como em termos mundiais, constituem-se num dos mais importantes plays para a indústria petrolífera. Afora as descomunais reservas do Golfo Pérsico, onde Arábia Saudita, Iraque, Emirados Árabes Unidos, Kuwait e Irã totalizam cerca de % das reservas mundiais de petróleo, grande parte do esforço exploratório das companhias de petróleo está focado em turbiditos no chamado triângulo dourado: Golfo do México, margem brasileira e costa oeste africana (D Ávila & Paim, 2003). Na década de 90 foram descobertos 22 campos gigantes em turbiditos (reserva explorável > 500 milhões de barris), com volume total de 21 BBOE (bilhões de barris de óleo recuperável), cujo valor de mercado hoje se aproxima dos US$ 565 bilhões (Pettingill, 2001). Cerca de 90% das reservas de petróleo do Brasil, descobertas pela PETROBRAS, estão contidas em depósitos gerados por correntes de turbidez e/ou fluxos gravitacionais similares, com um valor de mercado de algumas centenas de bilhões de dólares. O estudo de turbiditos é tarefa difícil, por serem as correntes de turbidez eventos catastróficos em ambientes marinhos ou lacustres geralmente profundos, cuja visualização é dificultada pela cobertura de água e por sua energia extremamente elevada, que normalmente elimina as evidências deixadas por estes eventos. Desta forma, os turbiditos correspondentes ao Cânion de Almada, aflorantes, constituem importante banco de dados que oferece a oportunidade de realizarem-se análises in loco e em tamanho natural, e um cânion análogo aos cânions mapeados em subsuperfície da margem divergente brasileira. 2.5 CÂNION DE ALMADA Segundo D Ávila et al. (2004), os depósitos do Cânion de Almada correspondem a canais turbidíticos hiperpicnais de alta energia, gerados por fluxo de moderada a alta eficiência, intercalados a depósitos pelíticos com influência prodeltaica, frequentemente remobilizados como fluxo de massa, desenvolvendo depósitos caóticos, com domínio de slumps e debri flows. Brum & Moraes (1989) consideraram que o Cânion de Almada teria se originado pela escavação provocada pela passagem de inúmeras correntes de turbidez. Os dados do projeto, do qual esta tese faz parte, diferentemente, indicam que este cânion teve como causa inicial o controle tectônico (Valeriano et al., 2004). Segundo estes autores, a origem deste cânion está possivelmente ligada a movimentações destas

35 17 antigas falhas do embasamento durante o cretáceo, gerando zonas de fraqueza, que condicionaram a erosão subaérea e submarina e a captação de sistemas fluviais nesta região. Estes sistemas de falhas atuariam, dominantemente, como sistemas transcorrentes, durante a fase rifte e no Albiano, reativadas em função de fases compressivas N-S e E-W. Já para a fase que controlou a deposição da Formação Urucutuca, estas falhas foram reativadas como falhas normais de gravidade, gerando um conduto submarino que se propagava desde o continente, onde possivelmente condicionava um estuário entre montanhas, até a parte profunda da bacia. Esta depressão submarina recebeu, então, inúmeras descargas fluviais, que desenvolviam cheias e fluxos hiperpicnais, que seguiam através do cânion, como correntes de turbidez, provocando erosão do substrato e levando grande volume de sedimentos para a bacia. O condicionamento de fácies de conglomerados e arenitos grossos, por estas falhas, é registrado por longo período na história da bacia, e estes depósitos estão associados com as falhas, tanto para a fase pré-rifte e rifte da bacia como para a Formação Urucutuca (Ferreira, 2003). Os pacotes mais espessos de conglomerados, amostrados pelos furos de sondagem deste projeto, estão situados nas proximidades de falhas do embasamento, que delineiam a borda do cânion. 2.6 SEÇÃO AFLORANTE DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA Os afloramentos da região próxima a Ilhéus foram estudados e mapeados pioneiramente por Carvalho (1965), que definiu a Formação Urucutuca, composta por folhelhos cinza escuro, com conglomerados e arenitos subordinados, de idade Campaniano/Maestrichtiano. Posteriormente, Nascimento (1987) elaborou um mapa geológico-estrutural da bacia, definindo pela primeira vez os afloramentos da Formação Urucutuca, como a seção exumada da seção de preenchimento do Paleocânion de Almada. Bruhm e Moraes (1989) realizaram estudos detalhados identificando seis afloramentos da Formação Urucutuca (figura 2.1), fazendo analogia de seus contextos geológicos aos reservatórios produtores de hidrocarbonetos dos paleocânions de Regência e fazenda Cedro, Bacia do Espírito Santo.

36 18 Netto & Sanches (1991) e Mendes (1998) abordaram os afloramentos de turbiditos da Fm. Urucutuca. Mais recentemente, os estudos do Projeto Turbiditos geraram as dissertações de Ferreira (2003), que enfocou a geologia e o arcabouço estrutural da Bacia de Almada, Jesus (2004) que estudou a proveniência sedimentar e a evolução diagenética dos arenitos e conglomerados da Formação Urucutuca, e Ceia (2004), que realizou um levantamento de GPR (Ground Penetrating Radar) sobre os afloramentos 2 e 3 (figura 2.1). Segundo D Ávila et al. (2004), os afloramentos turbidíticos do Cânion de Almada, pertencentes à Formação Urucutuca, apresentam mergulho suave para leste, de maneira que nos afloramentos situados a oeste, e que iniciam com o afloramento 2, afloram rochas mais antigas que nos afloramentos situados a leste, cujo último ponto aflorante é o afloramento 6. Nestes afloramentos, o padrão geral de preenchimento do cânion é transgressivo, com fácies mais profundas, recobrindo paulatinamente fácies mais rasas. Nos dados de subsuperfície, o mesmo padrão é observado. Assim, o afloramento 2 apresenta fácies depositadas em contexto mais raso que nos afloramentos situados mais para leste DESCRIÇÃO DOS FUROS DE SONDAGEM Com o objetivo inicial de realizar estudos sedimentológicos, foram locados e perfurados três poços (figura 2.1) como parte do Projeto Turbiditos, com base em mapas geológicos da PETROBRAS e dados de campo deste projeto,que incluíam dados sedimentológicos, estruturais e de gravimetria. Estes poços foram perfurados com sondas para poços de água e cortaram cerca de 600m de rocha no total, recuperando, em média, cerca de 50% de testemunhos que são utilizados nesta tese para calibração de perfis elétricos e ainda foram gerados perfis de core gama para cada furo de sondagem. D Ávila et al. (2004) interpretaram estes furos (figuras 2.10, 2.11 e 2.12) e os dividiram em: Associação de Fácies de Turbiditos Hiperpicnais Representadas por fácies conglomeráticas e arenosas, cujos pacotes têm espessura (recuperada) em torno de 2 a 5 m. Estes pacotes mostram uma tendência granodecrescência ascendente, com conglomerados na base, arenitos grossos e muito grossos na parte intermediária e arenitos mais finos para o topo. Esta característica

37 19 também foi observada na descrição pelo autor das amostras de calha do poço SA-01 (Apêndice A). a) Fácies de Ortoconglomerados e Paraconglomerados de Matriz Arenosa Dentre os conglomerados, podem-se distinguir ortoconglomerados e paraconglomerados, fácies que estão, freqüentemente, associadas. Os ortoconglomerados são polimíticos, com seixos e grânulos de diversas rochas do embasamento (granitóides, sienitos, gnaisses, xistos), normalmente alinhados ou imbricados. Os paraconglomerados possuem matriz arenosa muito grossa ou grossa, são maciços ou apresentam orientação dos clastos de embasamento ou dos intraclastos argilosos. Mostram, freqüentemente, uma tendência de organização para o topo das camadas, gradando aos ortoconglomerados. A base das camadas apresenta contato erosivo com o substrato. As fácies conglomeráticas passam, normalmente, em direção ao topo, para arenitos maciços ou laminados. b) Fácies de Arenito Grossos e Muito Grossos e Arenitos Finos Os arenitos, presentes na seção, estão representados por fácies de alta energia, com granulação grossa a muito grossa e fácies de baixa a moderada energia, nas quais os arenitos mostram grãos dominantemente finos e médios a finos. Comumente, estes arenitos mais grossos passam ao topo para arenitos finos a médios, bem selecionados, com laminação plano-paralela. Os depósitos mais grossos representam o produto de correntes de turbidez arenosas, de alta densidade, que evoluíram dos fluxos turbidíticos conglomeráticos, dos quais foram segregados. Os turbiditos arenosos mais finos desenvolvem-se pela diluição das correntes turbidíticas arenosas de alta densidade, como pode ser observado em algumas camadas onde estas fácies finas desenvolvem-se, transicionalmente, no topo dos turbiditos de grão mais grosso. Associação de Fácies de Depósitos Lamosos de Preenchimento de Cânion A maior parte da seção amostrada pelos três testemunhos cortados, nos furos de sondagem, é constituída por sedimentos argilosos. Estes sedimentos atingem espessuras contínuas de pelo menos 30m, caracterizados por fácies de folhelhos

38 20 sílticos, siltitos e paraconglomerados de matriz lamosa (também chamados de lamitos seixosos ou diamictitos). Na maior parte, estes depósitos estão remobilizados, reconhecendo-se depósitos de slump, com folhelhos e siltitos com feições de escorregamento, e depósitos de paraconglomerados lamosos, gerados por debris flows, configurando depósitos caóticos, com dezenas de metros de espessura. a) Fácies de folhelhos cinza escuros e siltitos blocosos Os folhelhos são cinza escuros ou pretos; apresentam boa fissilidade, quando ainda in situ, mas geralmente quebradiços, pela deformação imposta por slump, quando estão muito brechados e, por vezes, mostram microfalhamentos e dobras (figura 2.13). Possuem níveis ricos em fragmentos de vegetais oriundos do continente, escamas de peixes, grandes conchas e conchas de gastrópodos. Figura 2.10 Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST- 01 D Ávila et al. (2004).

39 Figura 2.11 Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 02 D Ávila et al. (2004). 21

40 Figura 2.12 Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 03 D Ávila et al. (2004). 22

41 23 Figura Microfalhas desenvolvidas pela deformação por slump em prováveis sedimentos de prodelta escorregados (D Ávila et al., 2004). 2.8 IMPORTÂNCIA ECONÔMICA DA BACIA DE ALMADA O sistema petrolífero da Bacia de Almada está restrito estratigraficamente às seqüências pré-rifte e rifte nas porções Oeste e Sul da bacia. O petróleo provém dos folhelhos lacustres da Formação Morro do Barro (Fase rifte Cretáceo Inferior), sendo que a maior parte das acumulações encontradas está restrita aos reservatórios associados a essa formação. A segunda ocorrência mais importante está relacionada aos reservatórios da Formação Sergi (pré-rifte) e da Formação Rio de Contas (rifte), de acordo com Gonçalves et al. (2000). Entretanto, as características do sistema petrolífero em águas profundas ainda são pouco conhecidas, o que torna de extrema importância as pesquisas que venham a caracterizar reservatórios também na seção pós-rifte, como os da Formação Urucutuca. A Sexta Rodada de Licitações da ANP foi realizada nos dias 17 e 18 de agosto de 2004, com 154 blocos concedidos ( km²) a 19 empresas. Na Bacia de Camamu-Almada, foram oferecidos 19 blocos, todos em área marítima da bacia, com lamina d água entre 1000 e 3000 m (figura 2.14) sendo que 10 foram

42 24 concedidos (figura 2.15). A PETROBRAS arrematou sozinha apenas o bloco de número 188, localizado em área de águas profundas de Nova Fronteira Exploratória, na bacia Camamu-Almada (BA), pelo qual ofereceu bônus de assinatura de R$ 2,3 milhões (site acessado em 17/08/2004). Na Sétima rodada de Licitações foi realizada nos dias 17, 18 e 19 de outubro de 2005, com um total de km² concedidos.. Na Bacia de Camamu-Almada, foram oferecidos 9 blocos todos em áreas marítima da bacia, sendo que dois foram concedidos (figura 2.16), estando em lâmina d água entre 2000 e 3000 m. Cabe ressaltar que, com relação à presença de rochas geradoras nesta bacia, Trindade & Gaglianono (1984) avaliaram geoquimicamente o poço 1-BAS-36 (figura 2.4), e observaram que as bases das Formações Candeias e Itaparica apresentam teores de carbono orgânico entre 1 e 4% e potencial gerador superior a 5 kghc/tonelada de rocha, estando dentro da janela de geração (topo da zona matura a 2000 m de profundidade). Figura 2.14 Blocos oferecidos na sexta rodada da ANP (verdes e rosas) na Bacia de Camamu-Almada, sendo que os blocos verdes voltaram a ser oferecidos na Sétima Rodada. Fonte: site ANP-BDEP (2005).

43 25 Figura 2.15 Blocos adquiridos na Sexta Rodada da ANP na Bacia de Camamu- Almada (cor-de-rosa). Fonte: site ANP-BDEP (2005). Figura 2.16 Blocos adquiridos na Sétima Rodada da ANP na Bacia de Camamu- Almada (verdes). Fonte: site ANP-BDEP (2005).

44 26 CAPÍTULO III REVISÃO DE MÉTODOS E CONCEITOS 3.1 INTRODUÇÃO Este Capítulo tem como objetivo realizar uma revisão dos métodos e fundamentos teóricos, utilizados nesta tese, com vistas a aplicações em áreas bastante específicas. O objetivo aqui é, portanto, fornecer subsídios para facilitar o entendimento dos temas tratados. Neste contexto, são agrupados em tópicos os métodos aqui utilizados, como perfilagem de poços, petrofísica e sísmica de interpretação de reservatórios. Estes métodos compõem atualmente as principais ferramentas de caráter geofísico, utilizadas na exploração e explotação de hidrocarbonetos, em todo o mundo. É importante, inicialmente, compreender as propriedades físicas das rochas para melhor entender os princípios de funcionamento das ferramentas de perfilagem, seus perfis, assim como os parâmetros petrofísicos e também os métodos sísmicos Propriedades Físicas das Rochas As propriedades físicas mais importantes das rochas, para a técnica de perfilagem, são as elétricas, as radioativas e as acústicas, sendo esta última também importante no estudo de propagação de ondas sísmicas Propriedades Elétricas São três os parâmetros que caracterizam elétrica e magneticamente uma rocha: a permeabilidade magnética, a resistividade (ou condutividade) elétrica e a permitividade elétrica. Na maioria dos casos, as rochas se compõem de minerais não magnéticos; mas, mesmo incluindo a possibilidade da presença de minerais magnéticos, a permeabilidade relativa para um especimen de rocha é aproximadamente igual a 1, em relação ao seu valor no vácuo. Devido a esta falta de resolução, tal parâmetro não tem uso prático na geofísica de poço. A resistência elétrica é definida como sendo a medida da capacidade de um material qualquer de contrapor a passagem da corrente elétrica. A resistência (r) é

45 27 diretamente proporcional ao comprimento (L), a ser percorrido pela corrente elétrica, e inversamente proporcional à seção transversal (S) atravessada, sendo dada por L r = R (3.1) S A constante (R), introduzida nesta proporcionalidade, é denominada de resistência específica ou resistividade. A unidade de resistência é o Ohm (Ω) e a unidade de resistividade, portanto, Ohm.m (Ω m). A condutividade é o inverso da resistividade (C=1/R). A unidade de condutividade é o Siemens/m. Como esta unidade é relativamente grande, para as condutividades observadas nas rochas, utiliza-se, na técnica de perfilagem, o submúltiplo milisiemens/m (ms/m), isto é, C=1.000/R (ms/m), portanto, R=1.000/C. Como a matriz da rocha é formada, quase que na sua totalidade, por minerais altamente resistivos, a corrente elétrica não se propaga pelos grãos, mas sim através das soluções eletrolíticas, muito mais condutivas, que ocupam os espaços vazios interligados. A resistividade das rochas sedimentares varia entre 0,5 e Ωm. Resistividade acima de Ωm é rara. A resistividade das soluções eletrolíticas intersticiais (que estão nos poros das rochas, e em vesículas ou fraturas), variam entre 0,05 e 100 Ωm. Desta forma, uma rocha se torna mais ou menos condutora da corrente elétrica, a depender da maior ou menor interconexão entre seus poros (porosidade) e da maior ou menor concentração iônica de sua solução. A escassez de fluidos condutores ou então a presença de fluidos isolantes, como o petróleo, torna a rocha menos condutiva. As argilas, além de serem freqüentes, ocorrem, geralmente, em razoáveis proporções volumétricas e apresentam uma elevada quantidade de cátions adsorvidos às suas superfícies de contato com o a solução eletrolítica. Essa propriedade adsortiva e a capacidade de troca iônica influenciam, caracteristicamente, a condutividade das rochas argilosas. Um arenito sem argila é mais resistivo que um arenito com alguma argila, desde que ambos tenham o mesmo tipo de fluido intersticial e porosidade.

46 28 Nos casos de poços para petróleo, quando a resistividade de fluido se assemelha à da água doce, usa-se o parâmetro permitividade elétrica da rocha, ou constante dielétrica. A tabela 3.1 lista a resistividade de vários componentes de interesse na perfilagem de formações sedimentares. Material Resistividade ( Ω..m a ºC) Quartzo a 3 x Petróleo 10 9 a Água destilada a 2 kppm NaCl 3,4 Água destilada a 10 kppm NaCl 0,72 Água destilada a 20 kppm NaCl 0,38 Água destilada a 100 kppm NaCl 0,09 Água destilada a 200 kppm NaCl 0,06 Argila/Folhelho 2-10 Arenito com água salgada 0,5 10 Arenito com óleo Calcário compactado 10 3 a 10 4 Dolomita 10 3 a 10 4 Tabela 3.1 Resistividades elétricas de materiais (modificado de Tittman, 1986) Propriedades Radioativas As propriedades radioativas são determinadas pelo número de prótons nos núcleos atômicos e caracterizam diferentes elementos químicos. Um mesmo elemento pode ter um número definido de prótons podendo, entretanto, variar o seu número de nêutrons. Átomos com o mesmo número de prótons e diferentes números de nêutrons são denominados de isótopos. Alguns isótopos são estáveis, isto é, eles não mudam suas estruturas atômicas ou seu estado energético. Por outro lado, quando as forças nucleares se desestabilizam, os isótopos modificam suas estruturas, passando a emitir energia em forma de radiação, na tentativa de retornar à estabilidade, e se transformar em elementos diferentes. De quase 1400 isótopos

47 29 conhecidos, atualmente, 1130 deles são instáveis e apenas 65 ocorrem naturalmente, os demais são artificiais. A maior parte da energia radiante, espontaneamente liberada por esses núcleos, durante a fase de instabilidade temporária, consiste de partículas (raios alfa) de elevada velocidade, composta de um núcleo de hélio, carga positiva, de partículas (raios beta) de carga negativa, constituídas de um elétron (e - ), e onda eletromagnética de elevada freqüência, denominada de raios gama. Os raios gama representam reajustes internos do núcleo, podendo aparecer sozinhos ou acompanhados das duas outras espécies de radiação. Apenas a liberação de raios gama não promove mudança na estrutura do elemento instável, isto é, não há transformação em outro elemento. As emissões alfa e beta possuem distância de penetração relativamente curta, restringindo seu interesse na área geofísica; já os raios gama possuem penetração muito maior e pode ser detectada por uma ferramenta de contagem simples (Doveton, 1986). A energia liberada em forma de partículas ou energia eletromagnética é emitida na forma de pulsos (cps = counts per second). Para um mesmo tempo de medição, em contagens sucessivas, obtem-se diferentes números de cps. A magnitude de radioatividade natural das rochas depende do seu teor de três elementos: urânio, tório e do isótopo radioativo do potássio (K 40 ). A importância destes elementos deve-se à relativa abundância litológica, em relação a outros elementos radioativos, e também às suas meia-vidas elevadas, se aproximando à idade da Terra. As rochas sedimentares podem ser divididas, de acordo com sua radioatividade natural, em três grandes grupos: - Rochas altamente radioativas folhelhos de águas profundas, folhelhos pretos betuminosos, evaporitos potássicos e algumas rochas ígneas e metamórficas; - Rochas medianamente radioativas folhelhos e arenitos argilosos de águas rasas, carbonatos e dolomitos argilosos; - Rochas de baixa radioatividade grande maioria de arenitos, carvões e evaporitos não potássicos (halita, anidrita, gipsita).

48 Propriedades Acústicas Dois tipos importantes de mecanismos de transporte de energia são suportados pelo meio elástico: ondas compressionais e cisalhantes (figura 3.1). Figura 3.1 Onda compressional (P) transmitida através de fluidos e sólidos, com movimento da partícula paralelo à direção de deslocamento. Onda cisalhante (S) transmitida somente através dos sólidos, com movimento da partícula perpendicular à direção de deslocamento. Fonte: site U.S. Geological Survey (2005). As rochas podem ser consideradas como corpos elásticos, dentro de determinados limites de esforços e tensão, capazes de absorver e/ou dispersar a energia das ondas elásticas. A velocidade de propagação do som depende do meio em que viajam as ondas elásticas, sendo muito mais rápido nos sólidos que nos fluidos. Portanto, a velocidade de propagação da onda depende do material (mineralogia), da separação entre os componentes sólidos (geometria porosa) e da concentração dos componentes fluidos nos grãos. Desta forma, o tempo que o som leva, para percorrer um determinado espaço de um material, pode ser usado para determinação das constantes elásticas deste material e análise quantitativa da porosidade. As ondas acústicas descrevem um movimento semelhante ao das ondas da ótica geométrica e física. O princípio de Huygens governa a reflexão da onda, informando que o ângulo de reflexão ( θ r ) da onda é igual ao ângulo de incidência ( θ i ):

49 31 θ r = θ i (3.2) A lei de Snell, da refração, diz que a razão do seno do ângulo de incidência da onda, θ i, para sua velocidade, para a onda transmitida (t): v i, tem o mesmo valor para a onda refletida (r) e senθ v i senθ v i r t = = (3.3) r senθ v t Esta relação é mostrada na figura 3.2. O comprimento de onda, λ, do pulso de onda é uma função de velocidade v : λ1 v = λ v (3.4) E a soma de energia, W, transmitida através da interface mais a soma de energia refletida é igual a soma de energia incidente: W = W + W i r t (3.5) Figura Transmissão e reflexão da onda (Hallenburg, 1998).

50 PERFILAGEM DE POÇOS As primeiras aplicações da perfilagem de poços foram realizadas na década de 20 para correlação de padrões similares de condutividade elétrica de um poço a outro, algumas vezes sobre grandes distâncias. Com o aperfeiçoamento e aumento das técnicas de aquisição, as aplicações começaram a ser direcionadas para avaliações quantitativas de reservatórios de hidrocarbonetos. O processo de perfilagem envolve um número de elementos, que estão esquematicamente ilustrados na figura 3.3. O primeiro é a ferramenta de medida, a sonda. Existem vários tipos de sondas de perfilagem que utilizam diferentes funções e geram diferentes informações. Algumas delas são ferramentas de medidas passivas, isto é, não geram um sinal; outras exercem influência na formação, cuja propriedade ela está medindo. Estas medidas são transmitidas para a cabine laboratório, instalada em um caminhão, na superfície, por um cabo blindado, conhecido como wire line (Ellis, 1987). Figura 3.3 Elementos que compõem a perfilagem de poços (modificado de Ellis, 1987).

51 33 A execução de um poço representa uma importante fase da prospecção de hidrocarbonetos, pois é a partir daí que os prognósticos serão validados ou não; além disso, com base nos dados do poço o modelo geológico, caso já exista, é atualizado com a amarração (em profundidade) de novos pontos identificados. Os procedimentos para avaliação de um poço podem ser divididos em duas etapas: a primeira, realizada durante a perfuração do poço, através do estudo de amostra de calha e/ou de testemunhos; e a segunda, realizada após ou durante a perfuração do poço, através do estudo da perfilagem geofísica e dos testes de bombeamento ou vazão, para medir a capacidade de produção das camadas (Nery, 1997). Para efeito de estudo de perfis, que genericamente são denominados de perfis elétricos, uma rocha constitui-se de uma matriz (material sólido), espaços vazios (poros e fraturas) e fluidos intersticiais (água de formação, petróleo e/ou gás). A Perfilagem de poço é definida (Ellis, 1987) como um registro das características da formação litológica atravessada por uma ferramenta de medida em um poço. Entretanto, perfilagem de poço possui diferentes significados para diferentes áreas de especialidade. Para os geólogos, é principalmente uma técnica de mapeamento de exploração de subsuperfície. Para os petrofísicos, é uma ferramenta de avaliação do potencial de produção (de hidrocarboneto) de reservatórios. Para o geofísico, é uma importante fonte de dados para análises de horizontes (sísmicos, elétricos etc.) e correlação com o poço. Para o engenheiro de reservatório, ela constitui fonte de valores para utilizar em simulações Perfil de Indução As ferramentas de perfilagem que utilizam eletrodos de contatos necessitam de um meio relativamente condutivo (lama de argila) para proporcionar um razoável contato ôhmico entre os eletrodos e as rochas. Deste modo, elas não podem ser usadas em poços perfurados com lama demasiadamente condutiva (salgada situação em que o sistema entra em curto circuito) ou isolante (á base de óleo, gás, ar ou água muito doce situação nas quais as correntes não penetram nas rochas). Além do mais, sabe-se que o campo elétrico sofre distorções, na dependência do contraste de resistividade lama/rochas, razão pela qual as equações conduzem a valores aparentes de resistividade. Para solucionar este problema, foi introduzido na indústria de petróleo o perfil de indução, cujo princípio físico tem por base o

52 34 acoplamento eletromagnético (indutivo) entre os sensores e o transmissor, princípio este capaz de minimizar o efeito lama/poço. Por outro lado, o campo eletromagnético penetra indistintamente no meio lama e nas rochas para qualquer contraste resistivo. A ferramenta de indução foi desenvolvida para ler medidas de resistividades profundas na formação com o mínimo de distorção provocada pela zona invadida. Um diagrama esquemático é mostrado na figura 3.4. A ferramenta possui uma bobina transmissora com uma corrente alternada usada para energizar as rochas adjacentes ao poço (figura 3.4). A maior parte desta corrente é focalizada através do poço, atravessando a zona lavada, e sua magnitude é uma aproximação da condutividade da zona virgem. Desta forma, as voltagens induzidas na bobina receptora estimam a condutividade da formação (Doveton, 1986). Figura 3.4 Ferramenta de indução esquemática. A ferramenta é composta de material isolante (Telford et al., 1990). A utilização do sistema focalizado oferece uma determinação mais direta da condutividade das foramções, o que resulta numa delimitação mais clara das fronteiras de cada camada, reduzindo as influências do poço e da zona invadida (Doll, 1949).

53 35 A obtenção da resistividade verdadeira da rocha (Ro) através do perfil de Indução proporciona condições mais realistas para a determinação do Fator de Formação F R a o = = (3.6) m Rw φ e demais características petrofísicas, quando comparadas àquelas obtidas a partir dos perfis elétricos mono e multieletrodos. Em (3.6) Rw é a resistividade da água, e os coeficientes a e m (fator de referência e de cimentação, respectivamente) são parâmetros influenciados pela geometria porosa da rocha e o grau de compactação dos grãos minerais, e estão compreendidos nos seguintes intervalos, de acordo com Keller (1967): Arenitos Carbonatos 0,62 a 0,88 0,55 a 0,80 1,37 m 1,95 1,85 m 2,30 O perfil de indução é amplamente utilizado na indústria do petróleo por ser um ótimo método indicador de contato óleo/água devido ao contraste dos valores destes fluidos e normalmente corre conjuntamente com duas outras curvas: uma normal curta (RSN) e o Potencial Espontâneo, comumente conhecido como curva do SP (Spontaneous Potencial). O perfil de SP é o registro de pequenas diferenças de potencial (milivolts) que ocorrem em contatos entre o filtrado do fluido de perfuração, os folhelhos ou argilas e as águas das formações permeáveis, atravessadas pelos poços Perfil de Microresistividade O perfil de microresistividade possui menor penetração, investigando assim a resistividade da zona lavada (Rxo). Possui eletrodos montados em patins da ferramenta que são pressionados contra a parede do poço. Seu raio de investigação se restringe à zona alterada, porém essa ferramenta possui uma resolução vertical

54 36 superior às de ferramentas de resistividade convencionais e ainda gera um perfil de caliper. Uma zona impermeável (folhelho ou anidrita) não sofre invasão nem apresenta zonas de separação fluida. As curvas registradas pelo microperfil, neste caso, deverão ter, aproximadamente, o mesmo valor de resistividade. Se for um folhelho não consolidado, com água, ambas as resistividades serão baixas. Caso seja uma anidrita, dolomita ou calcário, impermeáveis, ou de baixa porosidade, as leituras de ambas as curvas serão altas. Uma zona permeável, por outro lado, facilita naturalmente o processo de invasão. A investigação mais rasa (microinversa - MI), influenciada pelo reboco, apresentará um valor mais baixo que aquela curva de investigação mais profunda (micronormal - MN). Assim, as curvas mostrarão uma separação visual entre si (convencionada de positiva). Além desta identificação qualitativa da permeabilidade absoluta das rochas, o perfil de microresistividade é usado para identificação de camadas delgadas e através das medidas obtidas com sua ferramenta de cáliper ainda é possível também detectar a presença de reboco, auxiliando na identificação das zonas permo-porosas Perfil de Raios Gama O perfil de raios gama ou GR responde à radiação natural da formação. Mede a amplitude de um pulso radioativo, proveniente das rochas, sendo função da energia do fóton que penetra no detector. A intensidade, ou quantidade da radiação, está relacionada com o número de fótons detectados na unidade de tempo. Este método começou a ser utilizado no final dos anos 30, sendo o primeiro perfil de poço não resistivo. Nessa época, foi utilizado para distinguir formações argilosas de formações com pouca argila (limpas). As ferramentas que adquirem dados deste método sofrem o mínimo efeito ambiental, como será mostrado no capítulo V. Mesmo que o perfil GR seja uma importante ferramenta para a análise tradicional de formações argilosas, a interpretação de suas medidas requer cuidados, pois impregnações radioativas alteram suas respostas, como, por exemplo, a presença de arenitos monazíticos que geram valores semelhantes à dos folhelhos.

55 37 De maneira a indicar quais isótopos ocorrem naturalmente, sendo responsáveis pela atividade de raios gama da formação, é importante comparar a meia vida com a idade estimada da Terra em cerca de 4x10 9 anos. Há somente três isótopos com meia-vida nesta magnitude: 40 K:1,3x10 9 anos, 232 Th:1,4x10 10 anos e 238 U:4,4x10 9 anos. O decaimento do 40 K é acompanhado pela emissão de um raio gama simples com energia de 1,46 MeV. O tório e o urânio decaem através de duas séries diferentes de doze ou mais isótopos intermediários para um isótopo estável de chumbo. Este fator torna o espectro de raios gama complexo, com emissões de diferentes energias, como mostra a figura 3.5. A emissão de raios gama proeminentes da série do urânio é devida a um isótopo de bismuto, enquanto que o da série do tório é de tálio (Ellis, 1987). O perfil de raios gama convencional é, ainda hoje, um dos melhores indicadores litológicos, principalmente nas rochas sedimentares. Esta é a razão pela qual ele é utilizado nos trabalhos de correlação entre poços, uma vez que se podem distinguir arenitos e/ou carbonatos dos folhelhos, desde que os dois primeiros tipos não estejam contaminados. Figura 3.5 A distribuição dos raios gama de três ocorrências naturais de isótopos radioativos (Ellis, 1987). O potássio natural contém cerca de 0,012 % do isótopo radioativo K 40. Ele é abundante nos feldspatos e nas micas, que se decompõem em argilominerais,

56 38 que por sua vez, concentram outros elementos pesados através dos processos de trocas catiônica e de adsorção. O folhelho é, portanto, a litologia mais radioativamente natural entre as rochas sedimentares, exceção feita aos evaporitos potássicos e as rochas cristalinas. Desta forma, o perfil de raios gama reflete a proporção de folhelho ou argila de uma formação e pode-se então utilizá-lo como um indicador do teor de folhelho ou argilosidade. A expressão Perfil de Porosidade é um termo genérico e informal que se refere aos perfis geofísicos, registrados pelas ferramentas: sônica, densidade e neutrônica. Cada uma dessas ferramentas mede diferentes propriedades físicas, sensíveis à matriz da rocha e à porosidade. Desta forma, este trabalho dará maior ênfase a estes perfis tendo em vista o enfoque petrofísico aqui abordado Perfil Sônico O perfil sônico ou acústico foi introduzido nos anos 50, com o objetivo de prestar apoio à prospecção sísmica; posteriormente, passou a ser exaustivamente utilizado para estudos da porosidade total (φ t ) das rochas, atravessadas pelo poço. O estudo desta terceira classe de propriedade para aplicação em perfis de poços foi estimulado pela exploração de hidrocarbonetos. Diferentemente da medida de resistividade que pode ser usada diretamente na detecção de petróleo, e das medidas radioativas que foram inicialmente voltadas para determinação de porosidade, o perfil acústico iniciou como um método complementar para a exploração sísmica. A ferramenta sônica consiste, basicamente, no registro do tempo decorrido entre o momento em que um pulso sonoro compressional é emitido por um transmissor, montado em um mandril no interior do poço, até sua chegada a dois receptores distintos sobre o mesmo mandril. A diferença entre os dois tempos de chegada (transmissor - receptor perto T-RP e transmissor - receptor longe T-RL) é chamada de tempo de trânsito ( t) ou delay time (DT), que é obtido em sua forma teórica com base na figura 3.6, de modo que se pode escrever: para o tempo de chegada da onda P, transmissor receptor perto a b c t 1 = + +, (3.7) VL VR VL

57 39 e para o tempo de chegada da onda P, transmissor receptor longe a b d e t 2 = (3.8) VL VR VR VL na forma: Como as trajetórias a, c e e são iguais, tem-se o tempo de trânsito expresso d t = t2 t1 = (3.9) VR onde: VL = velocidade do som na lama; VR = velocidade do som na rocha ; t 1 = tempo T - R 1 ; t 2 = tempo T - R 2 ; t = tempo de trânsito registrado no perfil; a, c, e = trajetória do sinal acústico na lama; b, d = trajetória do sinal acústico na rocha; T R 1 R 2 = transmissor; = receptor perto; = receptor longe. Ambos os receptores encontram-se posicionados no mesmo mandril em que se encontra o transmissor (figura 3.6), a uma distância fisicamente determinada em cerca de 30,48 cm, para que não sejam detectadas reflexões, mas somente refrações. O tempo de trânsito ( t ) guarda uma relação direta com a porosidade da rocha. Quanto maior o t, maior a separação entre os grãos, portanto, maior a porosidade, sendo a recíproca verdadeira. Consequentemente, a maior vantagem do perfil sônico provém da relação direta que existe entre o tempo de trânsito de uma onda sonora em uma rocha e a sua porosidade (Willye, 1956). Eventualmente, tempos elevados podem representar fraturas, desmoronamentos ou presença de gás no poço.

58 40 Figura 3.6 Ferramenta Sônica, mostrando o traçado ideal do raio refratado na parede do poço (Tittman, 1986). A porosidade total (φ t ) de um reservatório pode ser calculada através da equação do tempo médio de Wyllie (1956), que nada mais é do que uma aplicação direta da regra das misturas, na forma: t = φt. t + (1 φt), (3.10) f t m assim a porosidade é expressa como: φt t t m =. (3.11) t f tm Onde os subscritos m e f significam, respectivamente, matriz e fluido e t o tempo de trânsito medido no perfil. Na tabela 3.2, mostra-se o tempo de trânsito em alguns materiais comuns em estudos de reservatórios.

59 41 Material Tempo de trânsito ( µ s / m) Quartzo 16,8 Calcita 14,5 Dolomita 13,3 Petróleo (média) 72,5 Água doce 56,7 Tabela 3.2 Tempo de trânsito dos principais constituintes das rochas sedimentares (Doveton, 1986) Raymer et al. (1980) demonstraram, em laboratório, que a resposta do perfil sônico não é linear, conforme definida por Wyllie (1956) através da equação (3.10) e passaram a calcular a porosidade na forma: t tm φt = 0, 625. (3.12) t Observa-se que esta equação não requer o conhecimento do tempo de trânsito no fluido ( t f ), como na equação de Wyllie, mas somente do tempo de trânsito na matriz ( t m ). Para os valores de porosidade até 30% ambas as equações são bem coincidentes. Para camadas com porosidades acima deste valor é preferível usar a equação (3.11). As principais utilizações do perfil sônico são: - Cálculo da porosidade total e efetiva das rochas. - Cálculo da velocidade compressional e das constantes elásticas das rochas. - Calibração sísmica x poço Perfil de Densidade O perfil de densidade consiste em um registro contínuo das variações das massas específicas (densidade) das formações atravessadas por um poço. Nos casos de rochas reservatório (permo-porosa), a medição realizada pelo perfil inclui tanto a densidade da matriz da rocha, quanto a dos fluidos contidos no espaço poroso.

60 42 A ferramenta de densidade consiste de uma fonte radioativa de raios gama, geralmente césio-137, montada em um mandril com patins metálicos, os quais são pressionados contra a parede do poço, como mostrado na figura 3.7. A fonte é a responsável pela emissão de raios gama de alta energia, que interagem com os elétrons dos átomos da formação. Esta interação pode ser de três modos diferentes: efeito fotoelétrico, efeito Compton e produção do par elétron-pósitron; onde destacaremos apenas os dois primeiros, de interesse para a geofísica de poço. Figura 3.7 Modelo da ferramenta de densidade (Ellis, 1987). O efeito fotoelétrico resulta da interação do raio gama com um elétron, liberando-o da atração do núcleo do átomo. Neste processo, o raio gama incidente é absorvido e transfere toda a sua energia para o elétron, que é ejetado de sua órbita natural. Se a energia do raio gama incidente é suficientemente grande, o elétron é expelido do átomo interagindo com o material adjacente. Normalmente, o elétron ejetado é substituído por outro, próximo, com energia que depende do número atômico do material, porém geralmente abaixo de 100 kev. O efeito Compton também envolve interações dos raios gama com os elétrons orbitais. É um processo no qual somente parte da energia do raio gama é cedida para o elétron. O efeito Compton é de grande importância em técnicas de medição e também como um mecanismo de interação entre raios gama e a formação. A figura

61 ilustra o processo no qual um raio gama incidente interage com um elétron do material. A diferença entre a energia do raio gama incidente e a energia do raio gama dispersado é cedida para o elétron. O processo Compton se evidencia no intervalo energético de 0,1 a 1,0 MeV, e é o modo preferencial de interação entre os raios gama e as rochas. Figura Representação esquemática do efeito Compton. O raio gama incidente de energia E 0 transfere parte de sua energia para um elétron, e um raio gama de energia reduzida (E ) deixa o local da colisão com a direção θ em relação à direção de incidência. A primeira geração da ferramenta de densidade era constituída de uma fonte de raio gama e um único detector de radiação (cintilômetros de NaI). Contudo, para compensar a constante interferência do filtrado de lama e do reboco, a segunda geração de ferramentas (figura 3.7) incorporou dois detectores de radiação em um mandril para captar a radiação espalhada pela rocha. A ferramenta é mantida em contato com a parede do poço por um braço hidráulico, que tem também como função fazer a leitura do diâmetro do poço, que auxiliará nas correções da densidade. A estimativa de porosidade em um reservatório utiliza a relação de balanço de massas, na qual a densidade total de uma zona é a soma das densidades dos materiais desta zona, multiplicado por suas respectivas proporções volumétricas (Doveton, 1986). Para uma formação sem argilosidade, a equação apropriada é escrita na forma: ρ = φ. ρ + (1 φ ) ρ, (3.13) b D f D ma

62 44 onde: ρ b ρ f = densidade total da zona. = densidade do fluido no espaço poroso. ρ ma = densidade da matriz mineral. φ D = porosidade de densidade. Quando se avalia reservatórios do tipo arenito argiloso, deve-se fazer uma correção da influência da argila na determinação da porosidade efetiva, através da incorporação da contribuição da argila na equação básica, como: ρ b φd. ρ f + (1 φd Vsh) ρma + Vsh. = ρ, (3.14) sh onde: ρ sh = densidade do folhelho sotoposto ao reservatório. V sh = proporção volumétrica de argila Perfil Neutrônico Os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com massa quase idêntica a do átomo de hidrogênio. Sendo partículas neutras, elas podem penetrar profundamente na matéria, atingindo os núcleos dos elementos que compõem a rocha, onde interagem através de choques elásticos e/ou inelásticos. As ferramentas neutrônicas são constituídas por uma fonte de nêutrons e de um, dois (figura 3.9) ou quatro detectores. A fonte emite nêutrons rápidos que penetram nas camadas adjacentes ao poço. Através das sucessivas colisões elásticas, os nêutrons perdem parte da energia com que foram emitidos. Esta perda de energia depende da massa relativa ou da seção eficaz do núcleo com o qual o nêutron colide. Sabe-se que a maior quantidade de perda ocorre quando os nêutrons se chocam com núcleo de massa praticamente igual à sua, portanto, com um núcleo de hidrogênio.

63 45 Figura 3.9 Representação esquemática de Ferramenta Neutrônica com dois detectores (adaptado de Ellis, 1987). O cálculo da porosidade é uma função com características específicas do hardware, do diâmetro do poço e da litologia da formação. Há uma relação exponencial da porosidade com a leitura neutrônica que possui a seguinte forma: e Kφ N = CN, (3.15) onde: litologia. φ N = Porosidade. N = Leitura neutrônica da zona. K e C = Constantes relacionadas à ferramenta, ao tamanho do poço e à Esta relação (3.15) tem sido aproximada por uma equação logarítmica do tipo: log φ = C KN. (3.16) N

64 46 Esta equação é usada na calibração da escala neutrônica, em termos de unidade de porosidade, e requer no mínimo dois pontos para sua definição. Uma calibração sistemática pode ser feita igualando a contagem neutrônica das zonas com porosidades estimadas de outras fontes, como medidas de perfis ou testemunhos geológicos (Doveton, 1986). Já as ferramentas modernas são aritmética e diretamente escalonadas em unidade de porosidade equivalente, relacionadas à matriz de calcário, arenito e dolomita. Isto tem sido alcançado por ferramentas que possuem fonte e detector montados em um patim de borracha que é pressionado diretamente contra a formação, reduzindo, deste modo, a influência da variação do diâmetro do poço. Ao mesmo tempo, o registro alcançado é transmitido a uma estação ligada à ferramenta, que converte leitura neutrônica em unidade de porosidade equivalente, por contagem monitorada de nêutrons, levando em conta as variações do poço. Para qualquer uma das ferramentas neutrônicas, o amortecimento do nível energético dos nêutrons rápidos depende da quantidade de hidrogênio por unidade de volume das camadas próximas às paredes do poço. O elemento hidrogênio é encontrado na água e também nos hidrocarbonetos, preenchendo os espaços porosos das rochas. Alguns óleos, a depender de sua densidade, têm aproximadamente a mesma concentração de hidrogênio por unidade de volume que a água. Já o gás ou óleos leves (condensados) apresentam uma concentração de hidrogênio menor, fazendo com que esta ferramenta, combinada com a de densidade, se torne um ótimo procedimento na identificação da presença de gás nas rochas reservatório Perfil de Caliper É um perfil auxiliar que consta do registro das variações para mais (desabamento) ou para menos (reboco ou estrangulamento) do diâmetro nominal da broca usada para perfurar o poço. Pode apresentar dois ou mais braços, articulados, geralmente acoplados a bobinas, o movimento constante destes braços abrindo e fechando, geram respostas elétricas nestas bobinas que são relacionadas à geometria da parede do poço, podendo desta forma ainda calcular seu volume. É importante no processo de correção dos efeitos ambientais em alguns tipos de perfis elétricos, como será visto no capitulo V. O perfil de caliper também pode

65 47 dar razoáveis indícios sobre a litologia como nos casos de rochas permeáveis, como arenito, que apresenta redução no diâmetro do poço pela gradual deposição de materiais sólidos compostos na lama de perfuração, formando reboco nas paredes internas do poço, enquanto que o filtrado (parte líquida) penetra na camada permeável. No caso dos folhelhos, eles se incorporam à lama ou desmoronam, aumentando, deste modo, o diâmetro do poço que, teoricamente, deveria ser igual ao diâmetro nominal da broca Perfil de Imagem Ultra - Sônico O método ultra-sônico de imagem utiliza ondas refletidas para criar imagem orientada similar a um corte da parede do poço. Pulsos de ultra-sons (500 KHz) são gerados por ressonador piezo-elétrico no interior de um transdutor de acrílico transparente (figura 3.10). Esses pulsos se deslocam através do óleo em que o ressonador está imerso e atravessam o acrílico e se propaga através do fluido do poço; a energia é refletida na parede do poço e captada pelo mesmo transdutor, que registra a amplitude e o tempo de trânsito do pulso decorrido. Filtros são utilizados para evitar que o transdutor registre reflexões do acrílico. O poço deve estar preenchido com fluido para possibilitar o deslocamento dos pulsos ultra-sônicos. A amplitude do pulso que retorna é uma função da refletividade da parede do poço. Se o mandril atravessar uma rocha compacta, a energia que retornará provocará um registro mais forte no transdutor. Se a formação for mole, então menos energia será refletida. Também, se a superfície do poço for áspera ou irregular devido à presença de fraturas ou outras estruturas, então a energia será dispersada e um retorno fraco será registrado (Robertson Geologging, 2000). O tempo de trânsito nesta ferramenta é uma simples função do diâmetro do poço e a velocidade do som no fluido do poço (geralmente 1,5 Km/s). Este método é utilizado principalmente para localização e orientação de fraturas, cavernas e danos no revestimento.

66 48 Figura 3.10 Transdutor da ferramenta ultra-sônica de imagem. 3.3 PARÂMETROS PETROFÍSICOS A obtenção dos parâmetros petrofísicos, como porosidade, volume de argila, permeabilidade e índice de saturação, é de extrema importância no estudo do reservatório, tanto para sua caracterização, como para sua avaliação econômica; pois a acumulação e explotação de hidrocarbonetos estão fortemente vinculadas a essas propriedades e aos processos de fluxo nas rochas Relação Perfilagem de Poços e Petrofísica Uma das mais importantes atividades da interpretação visual ou manual de perfis, realizada pelo geofísico de poço, para avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos é a identificação, em profundidade, das rochas reservatório e, consequentemente, dos seus limites verticais (topo e base). A partir disto, podem-se determinar as espessuras passíveis de conter acumulações de fluidos. A este procedimento, dá-se o nome de zoneamento do perfil, que é a separação formal das rochas reservatório, de interesse para o geofísico de poço, das rochas selantes, através da correspondência entre as propriedades físicas das rochas, mensuradas pela ferramenta de perfilagem, e suas propriedades petrofísicas. A mais importante atividade quantitativa do intérprete de perfis é a determinação dos parâmetros petrofísicos das rochas reservatório, com o intuito de identificar a presença e quantificar o volume de hidrocarbonetos. Este procedimento combina tanto uma atividade visual, na identificação dos pontos representativos de uma particular

67 49 rocha reservatório no perfil, como a escolha adequada e a correta aplicação das relações petrofísicas que correlacionam determinadas medidas físicas das rochas com suas propriedades petrofísicas. As propriedades petrofísicas não são fornecidas diretamente pelos perfis geofísicos, elas são inferidas a partir dos parâmetros registrados pelos sensores em forma de medições elétricas, acústicas, radioativas, mecânicas etc Volume de Argila (Argilosidade) A argila, encontrada nas rochas, é distribuída de diversas formas: dispersa (preenchendo poros), estrutural (como grãos) ou laminar (em camadas), sendo que cada forma influencia de maneira diferente as propriedades petrofísicas. A partir dos perfis de poços são realizadas também estimativas quantitativas da argila existente na rocha, a chamada argilosidade. A argilosidade é um parâmetro muito importante no estudo das características petrofísicas, uma vez que influencia diretamente em todas elas (velocidade, porosidade, permeabilidade, densidade, etc) e sua determinação continua sendo um tema em discussão, existindo diversos métodos, sendo que os mais utilizados serão comparados com base nos dados obtidos neste estudo (capítulo V). Dentre os métodos de determinação do volume de argila, vale ressaltar o raios gama linear, a partir do perfil de raios gama. Adota-se um determinado valor acima do qual a amostra será considerada folhelho (apesar de que nem sempre a argila existente justificaria chamar de folhelho). Para tanto, utiliza-se uma expressão do tipo GRlido GRmínimo Vsh= (3.17) GRmáximo GRmínimo onde Vsh é o volume de argila, GRlido é o valor obtido na leitura do perfil de RG, GR mínimo é o valor de referência inferior da curva de raios gama e GR máximo é o valor escolhido como referência, acima do qual todas as amostras serão consideradas folhelho. A argila disseminada no espaço poroso também influencia, em muito, as respostas físicas das rochas, mensuradas pelas ferramentas de perfilagem e refletidas nos perfis de porosidade, tais como o perfil neutrônico e o perfil de densidade. A determinação da argilosidade é essencial para a avaliação da porosidade efetiva (isenta de argila) e consequentemente a qualificação de reservatórios argilosos.

68 50 A partir desta determinação é estabelecido o volume passível de ser ocupado pelo hidrocarboneto. No caso de ambientes geológicos simples, como no caso das seqüências transgressivas e regressivas, caracterizadas por depósitos cíclicos de arenitos e folhelhos, conceitua-se o chamado modelo arenito-folhelho (Crain, 1986). A ciclicidade litológica é refletida em uma seqüência cíclica de padrões nos perfis. O fator preponderante, para propiciar um correto zoneamento e uma eficiente avaliação de formação, para este tipo de modelo geológico, é a correta determinação da porosidade dos reservatórios argilosos Porosidade A porosidade vem definida pela relação entre o volume poroso ou de vazios (V V ) de uma rocha e o volume total (V T ) da mesma, dada por V = V V φ (3.18) T onde φ é a porosidade total da rocha A relação entre o volume de vazios interconectados e o volume total da rocha é denominada porosidade efetiva. No estudo de reservatórios, a porosidade efetiva é a que interessa realmente, uma vez que os fluidos contidos nos poros que estão isolados não podem ser deslocados. Em geral, a porosidade tende a ser menor em rochas mais antigas e profundas. Este decréscimo é devido principalmente à cimentação e pressão das camadas sobrepostas. Porém, há muitas exceções a esse padrão, principalmente quando as condições normais de sobrecarga não prevalecem. Os folhelhos seguem o mesmo padrão de porosidade dos arenitos, exceto por ser sua porosidade normalmente menor. Por exemplo, em lamas recentes, a porosidade fica em torno de 40%. Este valor decresce rapidamente com a pressão de sobrecarga até à profundidade de cerca de m, onde as porosidades normais estão em torno de 5%. Isso ocorre porque os folhelhos são plásticos e, por esta razão, se comprimem muito mais facilmente que as areias. Esta tendência básica do comportamento da porosidade com a profundidade não é observada nos carbonatos, para os quais a porosidade é determinada mais em função

69 51 do ambiente deposicional e processos secundários, ambos não relacionados à profundidade ou soterramento. A porosidade secundária é criada por outros processos, como a cimentação primária ou compactação de sedimentos. Um exemplo de porosidade secundária pode ser encontrado na dissolução de calcário ou dolomita com a água subterrânea, um processo pelo qual são criados vulgos ou cavernas. O processo de fraturamento também gera porosidade secundária. A dolomitização resulta em uma redução no volume dos grãos, como resultado da transformação do calcário em dolomita, gerando um acréscimo correspondente na porosidade. Na maioria dos casos, a porosidade secundária resulta em uma permeabilidade muito maior que a permeabilidade primária granular. A porosidade total é a soma da porosidade primária ou intergranular com a porosidade secundária e o espaço vazio não interconectado. A porosidade efetiva é a soma da porosidade primária com a secundária, desde que o espaço ocupado pela argila não contribua efetivamente para a performance ou volume do reservatório, isto é, supondo não haver água móvel na parte argilosa da rocha. A porosidade derivada diretamente de um perfil, sem correção para o volume de argila, é denominada porosidade aparente ou total. Se a zona não possui argila, a porosidade total é igual a porosidade efetiva. Se a zona contiver argila, a correção deve ser aplicada para obter a porosidade efetiva. Não se usa leituras de perfis diretamente, a menos que o volume de argila seja zero. Esse cuidado também se aplica a perfis efetuados em PU (porosity units), quando a escala do perfil não se iguala à litologia real (Crain, 1986) Cálculo da Porosidade A aplicação dos métodos numéricos para o cálculo da porosidade das rochas atravessadas pelo poço utiliza a álgebra matricial para o desenvolvimento de programas computacionais, com base nos valores registrados nos perfis de porosidade. O cálculo convencional da porosidade envolve as soluções simultâneas da equação resposta para os dois perfis. A equação resposta para o perfil de densidade em PU é expressa na forma clássica:

70 52 φ = φ Sxo φ D + V sh e φ Dsh Dw + (1 V + φ (1 Sxo) φ sh e φ ) e m i= 1 i Dh ( V φ ) Di +, (3.19) onde: φ φ φ φ φ Sxo = Saturação de água na zona invadida V V Dh Di D Dsh Dw e i sh = Leitura do perfil em 100% = Leitura do perfil em 100% = Leitura do perfil = Leitura do perfil em 100% folhelho = Leitura do perfil em 100% água φ = Porosidade efetiva = Volume do i ésimo componente da matriz = Volume relativo do folhelho hidrocarboneto no i ésimo componente da matriz similar: A equação resposta para o perfil neutrônico também segue a forma clássica φ = φ Sxo φ N + V sh e φ Nsh Nw + (1 V + φ (1 Sxo) φ sh e φ ) e m i= 1 i Nh Ni +, (3.20) ( V φ ) onde: φ φ φ φ φ Sxo = Saturação de água na zona invadida V V Nh Ni N Nsh Nw e i sh = Leitura do perfil em 100% = Leitura do perfil em 100% = Leitura do perfil = Leitura do perfil em 100% folhelho = Leitura do perfil em 100% água φ = Porosidade efetiva = Volume do i ésimo componente da matriz = Volume relativo do folhelho hidrocarboneto no i ésimo componente da matriz Várias suposições são feitas para resolver estas duas equações (3.19 e 3.20) simultaneamente para a porosidade. A segunda variável determinada pelo par é geralmente o volume de argila ou a densidade da matriz, que pode determinar o tipo de rocha. Se uma dessas é suposta conhecida, a outra deve ser calculada.

71 Ensaios Petrofísicos Outra possibilidade de determinar a porosidade é através de ensaios petrofísicos, utilizando-se amostras de testemunhos. O maior problema desses ensaios é produzir em laboratório as condições do reservatório. Existem problemas quando a rocha não é consolidada, sendo necessária a utilização de técnicas de congelamento e encapsulamento. Existem vários métodos, mas normalmente nos ensaios laboratoriais a medição da porosidade é feita determinando-se, pelo menos, dois de três parâmetros básicos: volume total, volume de sólido e volume de poros. Utilizam-se aparelhos para injetar fluidos conhecidos nas amostras de rochas de volume também conhecido, com isso sendo possível calcular os parâmetros desejados, pois: Volume total = Volume de sólidos + Volume de poros (3.21) Saturação O termo coeficiente de saturação é empregado pelos intérpretes de perfis, para se referirem a uma quantidade relativa de um determinado fluido contido no espaço poroso, expressa em fração ou em porcentagem. Por exemplo, se o espaço poroso de uma rocha estiver completamente preenchido por água, então esta rocha está 100% saturada por água, ou com saturação de água de 100%. Como foi visto no tópico 3.3.3, a porosidade representa a fração do volume total de rocha que é espaço vazio. Então, o coeficiente de saturação é algo que é uma fração de outra fração. O coeficiente de saturação de água é uma fração do volume poroso que está ocupado com água, e o volume poroso é, por sua vez, uma fração do volume de rocha. Se os poros estiverem preenchidos em sua metade por água (saturação de água 50%) e o espaço poroso ocupar 10% do volume total de rocha (10% de porosidade), então o volume de água compõe 5% do volume da rocha. Esta parte fracionária do volume de rocha que contém água é definida, comumente, como volume bulk de água (BVW), e calculado pela expressão: BVW =φ S w (3.22) onde, S w é o coeficiente de saturação de água

72 54 É importante, também, salientar que mesmo após a migração do óleo, uma pequena fração de água permanece na rocha, essa fração é dita saturação de água irredutível (S wi ). Sua ordem de grandeza vai depender de fatores como: diâmetro e interconexão entre os poros, porosidade e fenômenos elétricos relacionados com o tipo de grãos Permeabilidade Permeabilidade é a medida da capacidade de um fluido passar através de um volume de um meio poroso, expressa pela quantidade de fluido que passa por uma seção unitária na unidade de tempo. Para um volume de forma cilíndrica, vem dada por: µ LQ k = A( P ) 1 P2 (3.23) onde, k = permeabilidade do meio em darcys, µ = viscosidade do fluido em centipoise, L = comprimento do cilindro em cm, Q = vazão do fluido em cm 3 /s, A = área de seção transversal em cm 2, P1 = pressão de entrada em atmosferas, P2 = pressão de saída em atmosferas. Esta expressão advém da lei de Darcy, que explica o fluxo laminar dos fluidos no sistema poroso da rocha, expressa pela equação (3.23) em função da vazão (figura 3.11): ka P Q = (3.24) µ L

73 55 Q Área = A Figura 3.11 Lei de Darcy para fluxo de fluidos em meio porosos. A equação (3.24) pode ser usada em laboratório para calcular a permeabilidade de uma amostra de rocha. Esta equação é para casos de fluxos de fluidos de uma fase, em que somente um tipo de fluido está preenchendo o espaço poroso. Desta forma, a permeabilidade obtida com a equação (3.23) geralmente é chamada permeabilidade absoluta. Infelizmente, medidas de permeabilidade de laboratório podem ser consideradas uma das menos fidedignas medidas quantitativas que podem ser realizadas no testemunho. A ação da broca de perfuração quando recolhe o testemunho sempre altera a permeabilidade da rocha. Além disso, os reservatórios de petróleo freqüentemente contêm mais de um tipo de fluido em seu sistema poroso (Etnyre, 1988). Quando mais de um fluido está presente, é necessário saber a permeabilidade relativa, que é definida pela equação: K n k n = (3.25) K a onde, k n = permeabilidade relativa na enésima fase fluida K n = permeabilidade efetiva na enésima fase fluida, quando mais de uma fase fluida ocupa o sistema poroso K a = permeabilidade absoluta Em um sistema de fluido multi-fase, a permeabilidade efetiva de uma determinada fase fluida e a permeabilidade relativa serão funções das proporções relativas das fases fluidas que estão presentes no sistema poroso. A permeabilidade

74 56 relativa sempre terá um valor entre zero e um, posto que a permeabilidade efetiva de qualquer fase fluida não pode exceder a permeabilidade absoluta. A permeabilidade relativa pode ser medida em laboratório se as saturações relativas das fases fluidas presentes na amostra são variadas. A figura 3.12 ilustra as curvas típicas para um sistema de duas fases. Pode-se notar que, no sistema águaóleo, a permeabilidade relativa para a água (k w ) decresce com o aumento da saturação do óleo S o e que, a certo valor de saturação de óleo, a permeabilidade relativa do óleo se torna maior que a permeabilidade relativa da água. Isto é chamada saturação de óleo crítica, e a rocha tenderá a fluir o óleo. 1 Água Óleo Kefetiva 0 S o 1 Figura 3.12 Permeabilidade efetiva de um sistema óleo-água. 3.4 MÉTODOS SÍSMICOS APLICADOS A CARACTERIZAÇÃO DE RESERVATÓRIOS A caracterização de reservatórios está ganhando extrema importância no gerenciamento de reservas e, consequentemente, na otimização dos recursos para o desenvolvimento de campos petrolíferos. As novas ferramentas que são constantemente desenvolvidas têm sido usadas para alcançar metas. Neste sentido, pode-se dizer que a aquisição sísmica 3D é atualmente uma exigência mandatória para obter uma ótima imagem do reservatório. Muitos campos petrolíferos, porém, continuam sendo explorados com o suporte de dados sísmicos 2D, por várias

75 57 razões, mais das vezes econômica e logística, não obstante o Brasil ser atualmente um país líder no uso da aquisição 3D. O levantamento sísmico inicia-se com a detonação de uma fonte que gera ondas elásticas, que se propagam pelo interior da Terra, onde são refletidas e refratadas nas interfaces que separam rochas com diferentes constituições petrofísicas, e retornam à superfície, onde são captadas por equipamento de registro, geofone na aquisição terrestre e hidrofone na marítima Método Sísmico de Reflexão É o método de prospecção mais utilizado atualmente na indústria do petróleo, representando cerca de 90% dos investimentos em exploração, pois fornece excelente resolução de feições geológicas em subsuperfície, propícias à acumulação de hidrocarbonetos, a um custo/benefício relativamente vantajoso. Os produtos finais são, entre outros, imagens das estruturas e camadas geológicas em subsuperfície, apresentadas sob as mais diversas formas, que são disponibilizadas para o trabalho dos intérpretes (Thomas, 2001) Ondas Sísmicas As ondas sísmicas podem ser divididas em: (a) compressionais (P), com direção de deslocamento na mesma direção de propagação da onda e velocidade de propagação sendo uma função das constantes elásticas do meio. Esta função, calculada pela teoria da elasticidade, vem dada pela equação (Ylmaz, 2001): λ + 2µ V p = α = (3.26) ρ onde: α = Velocidade das ondas P λ = Constante de Lamé µ = Módulo de rigidez ρ = Densidade;

76 58 e (b): ondas cisalhantes (S), com a direção de deslocamento perpendicular à direção de propagação da onda, e velocidade de propagação dada pela equação: µ V s = β = (3.27) ρ onde: β = Velocidade das ondas S Com base nas equações (3.26) e (3.27), pode-se perceber que as velocidades com que estas ondas se propagam são função da densidade e das constantes elásticas do meio que elas atravessam. Desta forma, estão intrinsecamente relacionadas com propriedades como compactação, porosidade, saturação e constituição mineralógica da rocha. Conhecendo a velocidade, é possível então estimar parâmetros das rochas (figura 3.13). Figura 3.13 Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo Sismograma Sintético Sismograma sintético é o registro sísmico teórico, construído a partir de um modelo geológico ou dados de poços, simulando a resposta sísmica de um pacote litológico. Esta resposta pode ser simulada a partir do conhecimento das velocidades

77 59 (e densidades das rochas) que compõem a assinatura da fonte, já que a sísmica de reflexão responde somente ao contraste de impedância acústica, que é uma propriedade definida para uma camada em subsuperfície dada por: I i = ρ.v i (3.28) onde: I i = Impedância acústica da camada i ρ = Densidade média (g/cm 3 ) V i = Velocidade intervalar (m/s) da camada i A quantidade de energia refletida em cada interface é dada pelo coeficiente de reflexão, que é um parâmetro relacionado com o contraste de impedância acústica entre duas camadas sobrepostas, com propriedades acústicas distintas. Sua definição para o caso de ondas com incidência normal à interface é: CR I 2 1 = (3.29) I 2 I + I 1 onde: CR = Coeficiente de reflexão I 2 = Impedância acústica da camada na qual a onda incide I 1 = Impedância acústica da camada a partir da qual a onda incide Tendo como base a litologia (figura 3.14A) obtida do poço, gera-se a impedância acústica (figura 3.14B), da qual se calcula a função refletividade (figura 3.14C), utilizando a equação (3.29) em todas as interfaces. Nesta função, cada coeficiente vai refletir para a superfície a mesma assinatura da fonte gerada no ponto de tiro, mantendo as mesmas relações de amplitude e polaridade. A resposta sísmica final para a seqüência sedimentar representa o somatório das reflexões individuais de cada interface (figura 3.14D). O mecanismo de geração do traço sísmico é representado na figura 3.14E (Thomas, 2001).

78 60 (A) (B) (C) (D) (E) Figura 3.14 Exemplo ilustrativo de um sismograma sintético. (A) Litologia. (B) Impedância acústica. (C) Função refletividade. (D) Traço sísmico sintético final. (E) Reflexões individuais de cada interface (modificado de Thomas, 2001) Amplitude sísmica A amplitude sísmica é a magnitude do sinal sísmico registrado. É a máxima oscilação da onda em relação ao seu ponto de equilíbrio. Este parâmetro está relacionado com a energia transportada pelas ondas sísmicas. Quando estas encontram uma interface, caracterizada por contraste de impedância acústica, ocorre uma partição da energia gerando ondas refletidas e transmitidas, a partir da onda incidente. Esta partição de energia está relacionada com as impedâncias acústicas das camadas envolvidas e portanto com o coeficiente de reflexão. As amplitudes das ondas refletidas e transmitidas são dadas por: A p, R = CR.A p, I (3.30) e A p, T = (1-CR). A p, I (3.31) onde: A p, R = Amplitude da onda refletida, A p, I = Amplitude da onda incidente, A p, T = Amplitude da onda transmitida.

79 61 Sheriff (1975) discorre sobre os fatores que afetam a amplitude sísmica, afirmando que a amplitude varia consideravelmente, e que os fatores responsáveis pelas variações nem sempre são resultados de características de subsuperfície. Portanto, relacionar as variações da amplitude às propriedades físicas das camadas geológicas exige a eliminação ou redução da influência dos fatores sem significado geológico. Além dos fatores inerentes à aquisição sísmica, existem aqueles associados ao processamento e à visualização dos sinais, como, por exemplo, polaridade, escala, ganhos e balanceamento de traços, que influenciam nossa capacidade de perceber as variações da amplitude. Geralmente, nas etapas iniciais do processamento sísmico, é empregado um processamento com consistência superficial, que tem como objetivo minimizar os efeitos relacionados à força e ao acoplamento da fonte, atenuação e ao espalhamento próximo à superfície, à sensibilidade e ao acoplamento dos geofones, etc. Outro fenômeno condicionador dos valores da amplitude sísmica é a absorção, devido à transformação da energia sísmica em outras formas de energia, como, por exemplo, calor. Além desses aspectos, inúmeros outros fatores afetam a transmissão de energia e, consequentemente, provocam alterações nas amplitudes sísmicas, sendo os principais: a perda de energia devida à transmissão através de interfaces; reflexões múltiplas; fenômenos de focalização e desfocalização relacionados à curvatura dos refletores; ângulo de incidência da onda e distância entre refletores. Ruijtenberg et al. (1992) afirmam que a amplitude das reflexões sísmicas pode ser alterada por três fatores principais, de natureza geológica: mudanças nas propriedades da rocha capeadora (densidade, velocidade, litologia etc.); mudança nas propriedades do reservatório causadas por variações na porosidade, mineralogia ou tipo de fluido; mudança na geometria das interfaces (fraturamentos, falhamentos e variações no mergulho). Como as propriedades das rochas capeadoras geralmente são constantes por grandes áreas, as mudanças locais na amplitude são frequentemente relacionas à mudanças internas no reservatório e/ou na geometria dos mesmos.

80 Resolução Sísmica Vertical Existe um limite físico para a espessura mínima de uma camada, que pode ser resolvido pelos métodos sísmicos. A resolução máxima a habilidade para reconhecer ou individualizar o topo e base de um intervalo (figura 3.15) é função da banda de freqüências e da freqüência dominante do sinal sísmico registrado, e também do nível de ruído na profundidade do alvo (Buyl et al., 1988). Quanto maior a base de freqüências e mais alta a freqüência dominante, melhor a resolução vertical. Devido à atenuação elástica do sinal sísmico pelas camadas sobrejacentes aos reservatórios, limites são impostos às mais altas freqüências, que são refletidas e retornam aos medidores na superfície; assim, quanto mais profundo o alvo, ou maior a distância percorrida pela onda sísmica, maior é a absorção das altas freqüências e, consequentemente, pior a resolução. Sheriff (1986) afirma que a resolução sísmica pode ser entendida como o grau de detalhe estratigráfico que pode ser extraído a partir do dado sísmico, ou seja, é a capacidade de afirmar que mais do que uma única feição está contribuindo para o efeito observado. Figura 3.15 Relação entre a onda sísmica, o perfil sônico e a determinação dos limites da camada de interesse (para a freqüência de 50Hz a velocidade da onda sísmica é igual a 3500ms -1 e o comprimento de onda λ = 70m). Para espessuras inferiores a λ ocorre interferência destrutivas entre as reflexões do topo e da base 2 e a onda passa praticamente ignorando o obstáculo (Buyl et al., 1988).

81 Resolução Sísmica Horizontal A resolução horizontal se refere a quão perto dois pontos refletores podem estar situados horizontalmente, e ainda assim serem reconhecidos como dois pontos separados em vez de um. Considerando uma frente de onda esférica incidente em um plano horizontal refletor AA (figura 3.16), que pode ser visualizado como uma sucessão de pontos difratores, para uma fonte coincidente com um receptor na superfície (S), a energia refletida pelo ponto em subsuperfície (O) que chega em S leva o tempo t 0 = 2z 0 /v. Agora, vamos considerar que a frente de onda incidente, que avança em profundidade λ, alcançará os pontos A ou A no tempo t1 = 2(z λ )/v. 4 A onda refletida por todos os pontos dentro do disco de reflexão com raio OA chegará em algum instante no intervalo de tempo entre t 1 e t 0. A energia total de chegada dentro de um intervalo de tempo (t 1 t 0 ), que é igual à metade do período dominante (T/2), interfere construtivamente. O disco de reflexão AA é conhecido como primeira zona de Fresnel (Sheriff, 1991). Dois pontos de reflexão que caem nesta zona geralmente são considerados indistinguíveis ao serem observados da superfície terrestre. S X Z 0 λ + 4 Z 0 A O A z Figura 3.16 Definição da zona de Fresnel AA (adaptado de Yilmaz, 2001). Sabendo que a zona de Fresnel depende do comprimento de onda, também dependerá da freqüência. Por exemplo, se o sinal sísmico que caminha ao longo da frente de onda possui freqüência relativamente alta, então a zona de Fresnel é relativamente estreita. Quanto menor a zona de Fresnel, mais fácil será diferençar

82 64 dois pontos de reflexão. Consequentemente, a largura da zona de Fresnel é uma medida da resolução lateral. Além da freqüência, a resolução lateral também depende da velocidade e da profundidade da interface de reflexão, e o raio da frente de onda é expresso aproximadamente, quando por λ << Z 2 0, por: Z 0 λ r = (3.32) 2 onde, Z 0 é a profundidade inicial e λ é o comprimento de onda. Em termos de freqüência dominante f, a dimensão da zona de Fresnel pode ser obtida de (3.32) como: v t = (3.33) 2 f r 0 A tabela 3.3 mostra o raio da zona de Fresnel, onde r = OA na figura 3.16 para uma combinação de um determinado intervalo de freqüência e velocidade a diferentes profundidades t 0 =2z/v. Nota-se desta tabela que, quanto mais raso o evento (e mais alta a freqüência), menor será a zona de Fresnel. Visto que a dimensão da 1ª zona de Fresnel geralmente cresce com a profundidade, a resolução espacial também deteriora com a profundidade (Yilmaz, 2001). t o (s) v(m/s) f (Hz) r (m) Tabela Limiar para a resolução lateral (primeira zona de Fresnel, Yilmaz, 2001).

83 Integração de Métodos Sísmicos com Perfilagem de Poços Os métodos sísmicos, diferentemente dos dados de perfis de poços, possuem baixa resolução vertical e alta densidade de amostragem horizontal, possibilitando a sua utilização em regiões com baixa densidade de poços. Para que a sísmica possa ser utilizada em conjunto com as informações de poços, deve-se dispor das propriedades sísmicas das rochas, sendo as mais comuns o tempo de trânsito, a densidade e a impedância. A integração dos métodos sísmicos com a perfilagem de poços é realizada através da calibração poço sísmica, que é uma forma de realizar um upscale passando da escala de poço (pontual) para escala sísmica (regional). É importante salientar a diferença de freqüência de aquisição em que operam estes dois métodos, a sísmica correspondendo a freqüências de aquisição bem menores que as ferramentas de perfilagens sônicas.

84 66 CAPÍTULO IV AQUISIÇÃO DE DADOS 4.1 INTRODUÇÃO Para o desenvolvimento desta tese, foram utilizados dados de linhas sísmicas 2D e poços. A base de dados utilizada foi composta por uma malha de 45 linhas sísmicas 2D migradas pós empilhamento, fornecidas pela PETROBRAS e localizadas na porção submersa da bacia. Esta malha abrangeu cerca de 30 km de extensão de linhas sísmicas (figura 4.1), que acompanham a trajetória do Paleocânion de Almada. Foram utilizados ainda 17 poços, sendo 13 perfurados e fornecidos pela PETROBRAS, 3 perfurados pelo Projeto Turbiditos, com objetivo de obter testemunhos geológicos, e um último, perfurado e perfilado pelo Projeto Turbiditos, com objetivo de detalhar a porção oeste da bacia, junto ao afloramento 2 descrito por Bruhn & Moraes (1989); pois, no mesmo, afloram as rochas mais antigas da bacia dos turbiditos do Cânion de Almada, pertencentes à Formação Urucutuca, com mergulho suave para leste. Este poço, que se tornou o mais ocidental da bacia, representou a etapa de campo desta tese, tendo sido acompanhado em todas as etapas pelo autor. Vale ressaltar que tanto as linhas sísmicas quanto os poços disponibilizados pela PETROBRAS são classificados como públicos pela ANP. Figura 4.1 Disposição dos dados utilizados (linhas sísmicas e conjunto de poços).

85 67 A etapa de campo desta tese consistiu, assim, na sondagem e perfilagem de um poço com 256 m de profundidade, denominado SA-01 (figura 4.2) localizado à margem da estrada, no distrito de Sambaituba, a 21,5 Km do centro do Município de Ilhéus (Sul do Estado da Bahia), com coordenadas: 14º S e 39º W. Este poço situa-se a 5,7 m de distância do furo de sondagem SST-01 (etapa de testemunhagem), e a 10 m do afloramento 2 (descrito por Bruhn & Moraes 1989, figura 4.2 e 4.3); foi acompanhado em todas as etapas pelo autor deste estudo. Decidiu-se pela construção de um novo poço e não realizar um retrabalhamento no furo de sondagem SST-01 por dois motivos: o primeiro é que durante a perfuração do poço SST-01 houve a perda de uma haste que não foi pescada, podendo então causar avarias no maquinário de uma nova perfuração; o outro motivo é que se buscava realizar correlação entre o poço SA-01 com os outros poços testemunhados do projeto (SST-01, SST02 e SST03) e desta forma as amostras de calhas provenientes de um poço novo seriam bem mais representativas. Imediatamente após a perfuração, foi realizada a etapa de perfilagem, que se subdividiu em duas fases, sendo a primeira realizada pela empresa HYDROLOG Serviços de Perfilagens Ltda, que utilizou ferramentas de resistividade, microresistividade, cáliper, raios gama e sônico. Na segunda fase, foi utilizado o conjunto de ferramentas Borehole Televiewer (BHTV) do Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo LENEP/CCT/UENF. O objetivo desta etapa foi realizar a primeira perfilagem de poço na Bacia de Almada com fins acadêmicos, gerando dados importantes para análises de litologias e alguns parâmetros petrofísicos fundamentais dos turbiditos da Formação Urucutuca.

86 68 SST - 01 SA - 01 SST - 02 SST - 03 Figura 4.2 Mapa de localização do poço SA 01. Modificado de Bruhn & Moraes, PERFURAÇÃO Nesta etapa, foi perfurado um poço de 256 m com 8 1/2 de diâmetro em 11 dias trabalhando 24 horas, através de uma sonda rotativa que utilizou duas brocas tricônicas de insertos de tungstênio (figura 4.4). A ação da estrutura cortante destas brocas envolve a combinação de ações de raspagem, lascamento, esmagamento e erosão por impacto dos jatos de lama (Thomas, 2001). Este tipo de broca foi escolhido por ser o mais apropriado para as condições litológicas esperadas da área, ou seja, intensa variação entre camadas muito e pouco compactadas (conglomerado cimentado e folhelho), mesmo assim a litologia perfurada causou um desgaste demasiado na primeira broca, que perfurou até 168 m e foi trocada por outra do mesmo modelo para a conclusão da obra. Durante a perfuração deste poço, foram coletadas amostras de calha (figura 4.5) pelo método destrutivo em intervalos regulares de 1 m, totalizando 256 amostras armazenadas em 4 caixas de zinco e devidamente identificadas. A descrição destas amostras, pelo autor, encontra-se no Apêndice, anexo ao final desta tese, e a sua discussão feita no Capítulo VII.

87 69 Poço Sa-01 Afloramento 2 Figura 4.3 Sonda de perfuração montada para perfurar o poço SA-01. Figura Broca tricônica de insertos de tungstênio.

88 70 Figura 4.5 Coleta de amostras de calha Tempo de Perfuração O tempo de perfuração representa o avanço da perfuração por minuto, descontando o tempo de stand by. Com base nesta premissa foram geradas as figuras 4.6, 4.7 e 4.8, que indicam o tempo de perfuração do poço SA-01 e de onde se pode estimar de forma qualitativa o grau de compactação da litologia perfurada, pois as rochas mais compactadas, assim como as mais plásticas, tendem a causar maiores atrasos na perfuração. Através do perfil comparativo entre tempo de perfuração, tempo de trânsito (DT) e o perfil litológico (obtido a partir de amostra de calha), pode-se constatar o comportamento inversamente proporcional entre o tempo de trânsito e a velocidade de penetração; este aumento do tempo de perfuração é resultante da presença de rocha mais compactada (conglomerado), que dificulta a penetração da broca, e, por outro lado, induz o aumento na velocidade de propagação da onda acústica e, por conseguinte, redução no tempo de trânsito, como pode ser visto na figura 4.9. Visualizando de forma integrada, pode-se concluir que o perfil de tempo de perfuração é um bom indicador litológico qualitativo para esta área com grande variação estratigráfica, onde maiores tempos de perfuração indicam a presença de conglomerado, tempos médios indicam arenito e os tempos de penetração mais curtos corresponde principalmente a folhelhos.

89 71 Tempo de penetração (01-85) Profundidade (metros) Tempo (minutos) Figura 4.6 Tempo de penetração para o intervalo entre 1 e 85 m. Tempo de penetração (85-170) Profundidade (metros) Tempo (minutos) Figura 4.7 Tempo de penetração para o intervalo entre 85 e 170 m.

90 72 Tempo de penetração ( ) Profundidade (metros) Tempo (minutos) Figura 4.8 Tempo de penetração para o intervalo entre 170 e 255 m. Os maiores valores de tempo de penetração neste poço estão indicando a presença de conglomerados, como, por exemplo, o pacote de conglomerado entre 42 e 43 m e entre 46 e 47 m (figura 4.9), que mostra um forte aumento no tempo de perfuração. A presença de folhelho plástico causa também um atraso na penetração, pois ele preenche os espaços entre os dentes da broca fazendo com que a mesma, deslize sobre a formação; isto é mostrado no trecho de folhelho entre 78 e 79 m (figura 4.9), onde o acréscimo de tempo é menor em relação ao aumento ocasionado pelo conglomerado, mas mesmo assim significativo.

91 73 0 Min µseg/ftmin 50 Figura 4.9 Perfil comparativo de tempo de perfuração, tempo de trânsito (DT) e perfil litológico, respectivamente 4.3 PERFILAGEM DE POÇO Após a perfuração, foi realizada a etapa de perfilagem geofísica, que é o método mais conhecido para caracterização de camadas potencialmente produtoras e permite uma análise detalhada do conteúdo de fluido das rochas de subsuperfície. Esta etapa se subdividiu em duas fases, a primeira executada pela empresa de perfilagem HYDROLOG, que operou com auxílio da torre de perfuração da HIDROCON, a segunda realizada pelo conjunto de ferramentas de imagem da UENF, que operou independentemente Perfilagem HYDROLOG Para realizar a etapa de perfilagem contratada pelo Projeto Turbiditos, atuou a empresa HYDROLOG, que oferece serviços de perfilagem geofísica dentro do padrão API (American Petroleum Institute), usando as seguintes ferramentas:

92 IEL Perfil Elétrico-Indução A ferramenta utilizada foi a 6FF40 (figura 4.10), que focaliza as respostas de áreas específicas da formação e tem uma maior profundidade de investigação para melhor análise de invasão. É composta por 6 bobinas e é utilizada conjuntamente com a ferramenta de SP e normal, caracterizando assim um arranjo de indução. Sua profundidade de penetração fica em torno de 1 m, que representa a zona virgem para os casos em que não existam grandes invasões, e resolução vertical de aproximadamente 1,5 m (Hallenburg, 1998). Os perfis gerados por este arranjo foram: resistividade profunda (DIR), Normal Curta (SN) e SP (potencial espontâneo). Fornecem as características de resistividade das camadas, diretamente relacionadas com a salinidade e a quantidade da água intersticial porosa das rochas Perfil de Microresistividade A ferramenta de microresistividade (figura. 4.11) possui eletrodos montados em patins da ferramenta que são pressionados contra a parede do poço. Seu raio de investigação tem menor penetração que a ferramenta 6FF40, restringindo-se assim, à resistividade da zona lavada (Rxo). Esta ferramenta, porém, possui uma resolução vertical superior às ferramentas de resistividades convencionais. Figura Ferramenta de resistividade 6FF40.

93 75 A ferramenta de microresistividade corre conjuntamente com a sonda de Raios Gama e seus patins, além de auxiliar para focalizar a corrente diretamente contra a formação, têm a finalidade de efetuar a leitura de diâmetro do poço (cáliper). Ela foi a primeira a descer para realizar a leitura para poder realizar uma espécie de avaliação prévia das condições e litologia presente no poço. Os perfis obtidos foram: Microresistividade Inversa (MI), Microresistividade normal (MN) e micro-cáliper. Como visto no capítulo III, a separação entre MI (investigação mais rasa) e MN (investigação mais profunda) nos fornece idéia qualitativa da permeabilidade hidráulica das rochas, a ser explorada no capítulo V GR Perfil de Raios Gama Nesta etapa, foi utilizada a ferramenta de perfilagem de raios gama convencional, que mede o teor total de K 40, U e Th (figura 4.11), de alta resolução. Inicialmente, esta ferramenta foi calibrada com amostra de contagem radioativa conhecida em Unidades ou Graus API. O objetivo da utilização deste método de perfilagem, neste trabalho, foi inicialmente a determinação de litologia, tendo em vista a intensa variação litológica como característica da Formação estudada; além disso, este perfil foi empregado para correlação de zonas e determinação do teor de argila (argilosidade) nos poros das rochas. O conhecimento do volume de argila, em uma rocha, é importante, pois, quanto maior o porcentual de argila na rocha, maior a sua capacidade de retenção de água, diminuindo sua permeabilidade BCS Perfil Sônico Compensado A ferramenta sônica utilizada nesta etapa (figura 4.12) possui dois transmissores e dois receptores de forma que as leituras são corrigidas pelos efeitos do poço. Suas principais utilidades é a determinação da porosidade total e efetiva através da subtração do teor de argila interporosa (calculada com a ajuda do perfil de raios gama), que afeta a porosidade total. Além disso, é importante para a correlação com dados sísmicos, resguardando as diferenças de freqüência entre os métodos, visto que as ferramentas de perfilagem possuem freqüências bem mais elevadas que as empregadas na sísmica.

94 76 Figura Foto mostrando o conjunto microresistividade e raios gama. A ferramenta de microresistividade encontra-se na extremidade (esquerda) do conjunto e a de raios gama próxima ao cabo. Figura Ferramenta sônica Caliper A empresa contratada empregou duas ferramentas de caliper, sendo a primeira já vista, a micro-caliper, corrida juntamente com a ferramenta de microresistividade, que foi o primeiro conjunto ferramental a descer, objetivando observar o comportamento do poço; a segunda, a ferramenta caliper XY com

95 77 calibrador de quatro braços (figura 4.13), independentes dois a dois, para investigação do diâmetro do poço, visualização da ovalização e cálculo do volume total do poço ou do volume do anular entre o revestimento ou filtro e a parede do poço. Esta ferramenta é calibrada antes de descer ao poço para aferição de suas leituras, comparando com valores conhecidos do braço de calibração. A ferramenta de cáliper, neste trabalho, foi empregada para avaliação das condições do poço, para auxiliar a correção ambiental e para estimativa de permeabilidade, pois, em zonas de maior permeabilidade, há tendência de formar reboco, reduzindo o diâmetro do poço. A figura 4.14 mostra o conjunto de perfis gerados nesta etapa. Figura Ferramenta de cáliper, durante calibração Perfilagem LENEP (Perfil de Imagem) Após a retirada da empresa contratada, iniciou-se a segunda etapa de perfilagem, quando foi usado por nós o conjunto de ferramentas da Robertson Geologging, adquirida pelo Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo da Universidade Estadual do Norte Fluminense. Este conjunto é composto de uma ferramenta de cáliper e raios gama, acoplados juntos no mesmo mandril (figura 4.15), que correm inicialmente para ter-se idéia das condições do poço e tipo de litologia. A distância da fonte à parede do poço, medida com esse conjunto, vem a ser utilizada pela ferramenta de imagem acústica (Borehole Televiewer - BHTV) e magnetômetro (figura 4.16), que correm em seguida, e que emite pulsos de ultra-

96 78 som (500 KHz) por ressonador piezo-elétrico, captando valores que estão associados à amplitude e ao tempo de trânsito. Figura 4.14 Perfis gerados na etapa de perfilagem Hydrolog.

97 79 Figura 4.15 Conjunto de ferramentas de cáliper e raios gama Figura 4.16 Ferramenta BHTV com dois centralizadores (esquerda) e magnetômetro para orientação (direita). Depois de concluídas todas as fases propostas na etapa de perfilagem do Projeto Turbiditos, a área foi cuidadosamente aterrada e o poço tamponado, para evitar futuros problemas de acidentes tanto com a população quanto com os animais do local.

98 80 CAPÍTULO V TRATAMENTO DOS DADOS E GERAÇÃO DE PERFIS SINTÉTICOS INTRODUÇÃO Na elaboração desta tese, foram usados dados geológicos, geofísicos e petrofísicos da Bacia de Almada, sendo que este capítulo compreende duas etapas: a primeira, composta pelo tratamento de dados de 17 poços, sendo 4 perfurados pelo Projeto Turbiditos e 13 fornecidos pela PETROBRAS e Agência Nacional do Petróleo (ANP), classificados como públicos pelo Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP (Fonte: site da ANP - BDEP); a segunda compreende 51 linhas sísmicas 2D, também classificadas como públicas, sendo 5 delas fornecidas pela ANP e as restantes disponibilizadas pela PETROBRAS. Na etapa de tratamento dos dados de perfis, foi utilizada a plataforma comercial Openworks, articulada com o software Petroworks (Landmark), e LogM amplamente utilizada na indústria do petróleo, para realizar a correção ambiental para efeito de lama e diâmetro de poço e obter os parâmetros petrofísicos a partir de dados de perfis e parâmetros de poço. Também foi utilizada a Plataforma Geoframe (Schlumberger), através dos programas WellEdit, para edição de perfis e WellPix para correlação de poços. Para processar os dados da ferramenta ultrasônica, BHTV, foi utilizado o programa RglDip v6, da própria empresa (Robertson Geologging). Na etapa de sísmica, utilizou-se a plataforma Geoframe versão , sendo posteriormente atualizada para a , inicialmente através do software Synthetics para a calibração poço x sísmica (etapa de amarração); a etapa de interpretação sísmica dos principais horizontes foi realizada pelo programa IESX, estes horizontes sendo convertidos para profundidade pelo software InDepth e visualizados em 3D através do GeoViz. As etapas acima sumarizadas estão organizadas em fluxograma, na figura 5.1, e estão dispostas de acordo com os projetos em que foram trabalhados.

99 81 Carregamento de dados Dados de Poços Dados Sísmicos Criação do Projeto da Ferramenta Ultra-Sônica Criação de Projeto de Poços Criação de Projeto Sísmico 2D Geração dos perfis de imagem e desvio do poço Pré- Processamento Calibração Sísmica x Poço Correção Ambiental Interpretação Sísmica Geração de Parâmetros Petrofísicos Conversão Tempo x Profundidade Figura 5.1 Fluxograma das etapas do tratamento dos dados utilizados.

100 ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS DE POÇOS Dos 17 poços estudados na Bacia de Almada, os dados de 13 foram fornecidos pela PETROBRAS, consistindo de perfis elétricos, parâmetros de perfuração e checkshots (3 poços); dos 4 poços perfurados pelo Projeto Turbiditos, 3 permitiram coleta de testemunhos e 1 permitiu a obtenção de perfis elétricos e coleta de amostra de calha (visto no capítulo IV) Descrição dos Poços Estes poços estão descritos de forma sucinta e divididos de acordo com sua localização, porção emersa (dez poços) e porção submersa (sete poços) da bacia Porção Emersa 2NBST0001 BA (NBST-1) O Nova Brasília Estratigráfico 1 foi o primeiro poço perfurado nesta bacia objetivando a exploração de petróleo. Trata-se de um poço vertical estratigráfico de exploração, perfurado em 1966, com 3 perfis com profundidade atingida de 1464 m já representando o embasamento. Teve como resultado seco com indícios de gás. Fonte de dados: PETROBRAS. 2NBST0001D BA (NBST-1D) Nova Brasília Estratigráfico 1D, perfurado em 1966, poço direcional estratigráfico de exploração, aproveitando a mesma boca do poço NBTS-1. Teve apenas 1 perfil corrido e atingiu a profundidade medida de 1495,5 m (embasamento) e como resultando seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS. 1NB 0002 BA (NB-2) Nova Brasília 2, perfurado em 1978, poço vertical de exploração com 4 perfis com profundidade atingida de 1245,5 m correspondendo ao embasamento e teve como resultado seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS. 1FZT 0001 BA (FZT-1) Denominado de Fazenda Tijuca 1, poço vertical pioneiro de exploração, perfurado em 1982 e com 11 perfis e profundidade medida de 418 m, não tendo

101 83 apresentado indícios de óleo. A estrutura final atingida foi o embasamento. Fonte de dados: PETROBRAS. 1FMB 0001 BA (FMB-1) Denominado Fazenda Monte Belo 1, perfurado em 1982, poço vertical pioneiro de exploração, com 3 perfis com profundidade atingida de 493 m que corresponde ao embasamento, tendo como resultado seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS e ANP. 1SSA 0001 BA (SSA-1) Poço vertical pioneiro de exploração Sítio Santo Antônio 1, perfurado em 1982, alcançando o embasamento a 1609 m e chegando à profundidade final medida de 1650 m; neste poço correram 7 perfis e foi classificado como seco com indícios de óleo. Fonte de dados: PETROBRAS e ANP. SST 01 Furo de sondagem perfurado em 2002 com o objetivo de detalhar a Formação Urucutuca, através de testemunhos geológicos, tendo atingido a profundidade medida de 249 m, de onde houve um percentual de recuperação de 39,72% (99,30 m). Fonte de dados: Projeto Turbiditos (Dias (ed.), 2004). SST 02 Furo de sondagem perfurado em 2002 com o objetivo de detalhar a Formação Urucutuca, através de testemunhos geológicos, tendo atingido a profundidade medida de 185 m, de onde houve um percentual de recuperação em torno de 55%, que correspondeu a 100 m de testemunhos. Fonte de dados: Projeto Turbiditos (Dias (ed.), 2004). SST 03 Furo de sondagem perfurado também com o objetivo de detalhar a Formação Urucutuca, através de testemunhos geológicos, concluído com a profundidade medida de 144 m, de onde houve um percentual de recuperação em torno de 54% que representa cerca de 78 m de testemunhos. Fonte de dados: Projeto Turbiditos (Dias (ed.), 2004). SA 01 Denominado Sambaituba 01, foi perfurado em 2003 e representa o poço mais ocidental já perfurado na Bacia de Almada, atingindo a profundidade medida de 256 m de onde foram obtidos 11 perfis, objetivando detalhar a Formação Urucutuca.

102 Porção submersa 1BAS 0003 BA (BAS 03) Bahia Submarino-71, perfurado em 1971, com lâmina de água de 37 m, poço pioneiro com profundidade medida de 3526 m e com 16 perfis corridos, sendo classificado como seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS. 1BAS 0014 BA (BAS 14) Bahia Submarino-14, trata-se também de poço pioneiro, perfurado em 1972, em lâmina de água de 49 m e profundidade medida de 2071 m, com 8 perfis corridos. Foi classificado como seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS. 1BAS 0036 BA (BAS-36) Poço denominado Bahia Submarino-36, foi perfurado em 1977, locado a 1 km da linha de praia, na plataforma continental, com lâmina d'agua de 11 m, tendo atingido o embasamento a 2212 m de profundidade, tendo recuperado gás sendo então avaliado como sub-comercial nos intervalos m e m, possuindo 9 perfis. Fonte de dados: PETROBRAS e ANP. 1BAS 0071 BA (BAS 71) Bahia Submarino-71, perfurado em 1982, com lâmina de água de 34 m, poço pioneiro que atingiu a profundidade medida de 2942 m, tendo corridos 20 perfis e, após análises, classificado como seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS. 1BAS 0079 BA (BAS 79) Poço Bahia Submarino-79, perfurado em 1985, com lâmina de água de 41 m, poço pioneiro com profundidade medida de 2956 m e com 16 perfis corridos, tendo sido classificado como produtor sub-comercial de óleo. Fonte de dados: PETROBRAS. 1BAS 0082 BA (BAS 82) Denominado de Bahia Submarino-82, perfurado em 1988, com lâmina de água de 38 m, poço pioneiro vertical que atingiu a profundidade medida de 2215 m, que corresponde à Formação Rio de Contas, nele tendo corridos 8 perfis e, após análises, classificado como seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS.

103 85 1BAS 0083 BA (BAS 83) Bahia Submarino-83, poço pioneiro vertical, perfurado em 1988 sobre lâmina de água de 44 m e profundidade medida de 2904 m, que corresponde à Formação Rio de Contas, tendo 6 perfis corridos, classificado como seco sem indícios de petróleo. Fonte de dados: PETROBRAS Pré-processamento Antes de iniciar o processamento dos dados, foi realizado um controle de qualidade no Poço SA-01, que consistiu na revisão e análise detalhada dos perfis brutos (raw data), obtidos na perfilagem sem nenhum processamento, verificando nesta ocasião a seção repetida dos perfis para verificar a coerência entre os mesmos. Nesta fase, foi descartado o trecho da ferramenta de imagem BHTV perfilado abaixo de 100 m por não possuir resolução suficiente para gerar informações confiáveis; esse fato ocorreu provavelmente devido a limitações da ferramenta para poços com diâmetro superiores a 8 polegadas e também às condições do poço por não estarem adequadas a este tipo de levantamento, pois o fluido do poço já estava bastante turvo, dificultando a leitura da ferramenta. Também foi analisada a ocorrência de arrombamentos e rebocos que pudessem indicar falseamento dos dados; com este objetivo, foi realizada uma modelagem 3D, para o caso especifico de desmoronamento nas paredes do poço SA-01, utilizando um algoritmo testado com modelos sintéticos e comparado com outros algoritmos (Carrasco, 2004). Na Figura 5.2, aparecem as respostas obtidas como produtos deste modelo. A curva vermelha contínua representa a informação do campo, a curva preta tracejada corresponde à resposta obtida com a modelagem e as linhas retas azuis correspondem aos valores de resistividade resultante da modelagem direta. Desta maneira podemos notar uma boa aproximação entre as curvas dos dados reais (vermelho) e da resposta 3D (preto). Este resultado foi esperado devido à utilização de um arranjo de indução profunda na modelagem e também devido ao pequeno diâmetro de desmoronamento e invasão da lama de perfuração dentro dos dois intervalos modelados (superior e inferior). O efeito da lama de perfuração nas respostas não é significativo para este tipo de arranjo (ILD)

104 86 devido a que sondas focalizadas têm uma tendência de diminuir este efeito (Lima, et al., 2005). Figura Respostas obtidas da modelagem 3D para o trecho m usando ILD do poço SA-01 Lima, et al., Ainda no pré-processamento foi gerada a curva de temperatura (figura 5.3) para o poço SA-01, que servirá de parâmetro de entrada para correção ambiental dos perfis neutrônico e resistividade, obtida através da equação (Atlas, 1985): T D = Tms g G. (5.1) 100 f + onde: g G = coeficiente do gradiente geotérmico, dado pelo número ºC que aumentará a temperatura a cada 100 m de profundidade. O valor normal é de 3ºC, ou equivalentemente, 1ºC/33m. T ms = temperatura medida na superfície, T f = temperatura na formação D = profundidade.

105 87 Gráfico de Temperatura Temperatura (Celsius) Profundidade (m) Figura 5.3 Curva de temperatura para o poço SA Correção Ambiental As ferramentas de perfilagem são desenhadas para adquirir dados sob uma ampla variação das condições do poço. Fatores do ambiente do poço, como diâmetro do poço e propriedades da lama, afetam de modo significante as medidas de perfis. Portanto, antes de qualquer análise de perfil torna-se fundamental a correção destes efeitos, ou seja, a correção ambiental, para melhor descrição das propriedades físicas da formação. Neste trabalho, foi realizada a correção ambiental dos perfis de indução (ILD), microresistividade (MRes) e raios gama (GR) do poço SA-01, retirando assim os efeitos da lama e do diâmetro do poço, gerando desta forma 3 novos perfis livres de influências espúrias, portanto mais representativos da litologia perfilada (ILD_EnvCorr, MRes_EnvCorr e GR_EnvCorr). Com base nestes novos perfis, pôde-se confirmar que o perfil mais influenciado pelo efeito do poço é o perfil de GR (figura 5.4), por ter maior influencia da lama e diâmetro do poço sobre a leitura de raios gama natural da formação. O GR corrigido apresenta valores maiores que o original, principalmente nas zonas de folhelhos mais superficiais e nos trechos de arenitos e conglomerados arcosianos, como entre 125 e 135 m.

106 88 Na correção ambiental de GR os parâmetros de entrada são: tipo de fluido do poço, tipo de lama de perfuração, diâmetro do poço (perfil cáliper) e peso da lama. Já o perfil ILD não sofre influência significativa dos efeitos do poço, para este caso particular, em que foi utilizado como fluido de perfuração a baritina. API Folhelho 100 GR GR_EnvCorr I Profundidade (m) Arenito arcosiano Figura 5.4 Comparação entre o perfil GR bruto e o obtido após a correção ambiental Geração de Curvas Sintéticas É rotina, em diversos segmentos da área de E&P da indústria do petróleo, empregar métodos de regressão para estimar propriedades petrofísicas em intervalos não-perfilados a partir de medidas obtidas através de ferramentas de perfilagem. Para isto, utilizam-se curvas de perfis como variáveis independentes. Como estas ferramentas são projetadas para registrar variações na porosidade, tipo de fluido e litologia, admite-se que qualquer curva de perfil pode ser considerada

107 89 função de outras variáveis (as outras curvas de perfis), medidas para os mesmos níveis de profundidade (Bucheb & Rodrigues, 1997). A análise por regressão linear foi executada usando o método dos mínimos quadrados para ajustar uma linha em um conjunto de observações. Neste caso, analisa-se como uma única variável dependente é afetada pelos valores de uma ou mais variáveis independentes. Isto é representado pela equação linear na forma: Perfil sintético = interseção + (C1 * log 1 ) + (C2 * log 2 ) + + (C3 * log 3 ) (Cn * log n ) (5.1) onde: Interseção = Coeficiente da variável independente (perfil original). C1, C2,..., Cn = Coeficientes multiplicativos das variáveis independentes (perfis auxiliares). log 1, log 2,..., log n = Perfis auxiliares Tanto a interseção como C1, C2,...Cn são constantes obtidas na análise de regressão. As medidas descritivas do grau de associação linear entre X e Y foram observadas através do coeficiente de determinação (R 2 ). Este coeficiente é um número entre 0 e 1 que revela o grau de correspondência entre os valores estimados para a linha de tendência e os dados reais. A linha de tendência é mais confiável quando o valor de R 2 é 1 ou próximo de 1, conhecido também como coeficiente de determinação (figura 5.5). R 2 SQR = = 1 SQT SQE SQT (5.2) onde, SQR = Soma de quadrados da regressão, SQE = Soma de quadrados do erro ou resíduo e SQT = Soma de quadrados total.

108 90 R 2 representa o quanto a variabilidade total dos dados é explicada pelo modelo de regressão. Quanto maior o R 2 mais a variação total de Y é reduzida pela introdução da variável preditora X no modelo. A) B) X Figura 5.5 A) A variável preditora X é responsável por toda a variação nas observações Y. B) A variável X não ajuda na redução da variação de Y com a regressão linear Perfil Sintético GR Neste trabalho, foram geradas curvas sintéticas a partir dos perfis de poços, através do método da regressão linear, principalmente os perfurados no Projeto Turbiditos que possuíam números mais limitados de curvas, sendo que os poços perfurados para obtenção de testemunhos (SST-01, SST-02 e SST-03) apenas possuíam perfis de coregamma, o que torna mais difícil suas correlações e obtenção de parâmetros petrofísicos. Para obter perfis sintéticos a partir de coregama, foi necessário inicialmente realizar interpolação dos dados obtidos de testemunhos, pois estes não apresentam intervalo de amostragem regular. Para isto utilizou-se o software LogM (Landmark) para interpolar os valores dos três perfis coregama, obtendo-se o mesmo intervalo dos perfis estudados (0.01 m). O poço de calibração escolhido para a geração dos perfis sintéticos de coregama foi o SA-01 por ser o mais próximo (5 m) do furo SST-01, a partir do qual foi gerado um perfil sintético de GR para o poço SST-01 Através de análise de regressão linear, usando o método dos mínimos quadrados, foram obtidos parâmetros para a equação linear, que representasse o perfil de raios gama sintético.

109 91 GR_sintético = interseção + (X1 * coregama) (5.3) A partir desta equação puderam-se gerar os perfis sintéticos para os demais poços (SST-02 e SST-03) Perfil Sônico Sintético O objetivo da geração do perfil sônico sintético é auxiliar na caracterização litológica e principalmente visando amarração poço x sísmica, para poço em que o perfil sônico não foi realizado. O perfil sônico sintético inicial foi gerado a partir do poço SSA-01, por ser um poço bem representativo da área estudada e possuir as curvas de ILD, GR, neutrônico (NPHI) e densidade (RHOB) (que serviram como parâmetros) e DT para poder ser realizada a comparação perfil convencional x sintético. A metodologia utilizada foi de regressão linear: inicialmente foram testadas combinações de curvas auxiliares para geração do sônico sintético como RHOB vs NPHI, GR vs ILD e todas estas juntas (RHOB, NPHI, GR, ILD); as respostas foram analisadas através de linhas de tendências traçadas graficamente em séries de dados (figura 5.6). A linha inclinada para cima representa um aumento gradativo nos valores de DT, o valor final sendo exibido como valor de R 2. Após obter os valores de R 2 para cada conjunto chegou-se à conclusão que o melhor conjunto foi aquele reunindo todos os perfis (tabela 5.1); entretanto, o resultado obtido com apenas os perfis RHOB e NPHI ficou bastante próximo (figura 5.7). Este resultado era teoricamente esperado, pois estes perfis (DT, RHOB e NPHI) conhecidos como perfis de porosidades, apesar de terem princípios ferramentais diferentes, se assemelham muito por serem fortemente influenciados pela porosidade da formação; porém, nem sempre eles são os mais indicados para realizar este tipo de metodologia. Desta forma, os coeficientes obtidos para a equação 5.1 (tabela 5.2) geraram a equação utilizada para obter os perfis sônicos sintéticos para outros poços da mesma área.

110 92 A Poço SSA01 (ILD RG RHOB NPHI) R 2 = 0, DTSint (ms/ft) DT Linha de tendência DT (ms/ft) B 130 SSA-01 (RHOB NPHI) R 2 = 0, DTSint (ms/ft) DT Linear (RHOB NPHI) DT (ms/ft) C SSA-01 (RG ILD) R 2 = 0, DTSint (ms/ft) RG ILD Linear (RG ILD) DT (ms/ft) Figura 5.6 Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço SSA-01 para os casos A) utilizando os perfis RHOB, NPHI, GR, ILD; B) com base nos perfis RHOB, NPHI; e C) através dos perfis GR e ILD.

111 93 Poço SSA ms/ft P r o f u n d id a d e ( m ) dt dts Figura Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético utilizando os perfis RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço SSA-01. POÇO SSA-01 R 2 GR, ILD 0,4869 RHOB, NPHI 0,8374 GR, ILD, RHOB, NPHI 0,866 Tabela 5.1 Valores de R 2 obtidos a partir de análises de regressão das curvas DT, ILD, GR, RHOB e NPHI do poço SSA-01.

112 94 SSA-01 Coeficientes Interseção 64, Variável X 1 (GR) -0, Variável X 2 (ILD) -0, Variável X 3 (NPHI) 1, Variável X 4 (RHOB) 1, Tabela 5.2 Valores obtidos na regressão linear do poço SSA-01 utilizando como variável dependente DT e variáveis independentes DT, RHOB e NPHI. Assim a equação ficou: DT Sint = 64,71 (0,15 * GR) (0,23 * ILD) + + (1,60 * NPHI) + (1,80 * RHOB) (5.4) Com base nesta equação foram geradas as curvas de sônico sintético para outros poços da área. Para efeito de validação da equação, optou-se por gerar inicialmente uma curva sintética para o poço BAS-36, que já possuía perfil sônico convencional, desta forma sendo possível então comparar os resultados (figura 5.8). Observa-se que o perfil sintético gerado para o poço BAS-36, com base em regressão linear a partir do poço SSA-01, possui grande correlação com o sônico convencional, como pode ser comprovada pelo ábaco da figura 5.9, mostrando um R 2 de 0,8842.

113 95 Poço BAS36 ms/ft Profundidade ( m ) DT DTSint Figura 5.8 Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético utilizando os perfis GR, ILD, RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço BAS-36. DTSint_BAS36 (RG ILD NPHI RHOB) R 2 = 0, DTSint (ms/ft) DTSint_BAS36 Linha de Tendência DT (ms/ft) Figura 5.9 Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço BAS-36 com R 2 =0,8842.

114 Perfil de Densidade Sintético A curva de densidade sintética é gerada usando uma relação empírica. As constantes usadas são valores padrão para ambientes clásticos (Gardner et al., 1974), conforme apresentado a seguir: Densidade Sintético = (C) * Velocidade ^ (Exp) (5.5) Onde: C = 309,545 (quando o perfil de densidade é em unidades métricas) (Exp) = Expoente = 0,250 Velocidade = 1/Perfil sônico O resultado obtido para o poço SA-01 pode ser visualizado no traçado 4 da figura 5.10; vale ressaltar que o perfil de densidade é importante para a calibração poço x sísmica como será visto no tópico Figura 5.10 Comparação entre os perfis obtidos no campo (cáliper, GR, DT) com o perfil sintético de densidade (traçado 4).

115 Processamento dos dados da ferramenta BHTV Após obter os perfis do conjunto de ferramentas de imagem, os dados foram processados através do software de interpretação RGLDIP v6, desenvolvido em C++ pra Windows 98, pelo mesmo fabricante da ferramenta (Robertson Geologging). Os dados processados geraram os seguintes perfis: Perfil de Amplitude Através deste perfil é possível estimar-se comportamento litológico com análise visual direta, como na figura A figura 5.11-A mostra a imagem do poço junto com seu corte; já a figura 5.11-B mostra os quatro cortes do poço (N, S, E e W), as cores mais fortes indicando as menores amplitudes e consequentemente os maiores tempos de trânsito; desta forma, a figura 5.11-C mostra um trecho entre 44 e 46 m, o qual foi anteriormente interpretado tanto pelo perfil sônico quanto por amostras de calha como intercalação de arenito e conglomerado. Observa-se que o trecho mais esbranquiçado indica as maiores amplitudes, ou seja, o conglomerado, podendo-se inclusive estimar um mergulho para leste, que é coerente com o padrão de mergulho da área.

116 98 A B C Profundidade (m) Nível conglomerático Figura 5.11 Perfil de amplitude da ferramenta de imagem ultra-sônica, indicando a presença de conglomerados Perfil Breakout Este perfil mostra o comportamento da parede do poço podendo fornecer indícios como zonas de fraqueza. Os resultados obtidos com este perfil foram comprometidos pelo diâmetro do poço de 8,5 polegadas, sendo que a ferramenta opera preferencialmente em poços de diâmetros até 7 polegadas Perfil de Desvio Vertical Estes perfis fornecem valores de profundidade mais precisos que os perfis convencionais, pois apresenta maior resolução vertical, sofrendo menor influência

117 99 das camadas adjacentes, por trabalhar com faixas de alta freqüência e ainda por contar com a ferramenta auxiliar de magnetômetro que estima o mergulho do poço. Através deste perfil, pode-se observar a variação do poço perfurado (figura 5.12), e desta forma fazer eventuais correções de posicionamento no perfil geológico, além de auxiliar na correlação entre os poços SST-01 e SA-01, distantes entre si em cerca de 5 m. Figura Perfil de desvio vertical do poço SA-01 para os 100 m iniciais. 5.3 ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS SÍSMICOS Os dados sísmicos, utilizados nesta tese, foram gentilmente cedidos pela PETROBRAS e ANP e tratam-se de dados categorizados como públicos pela ANP. Foram 46 linhas sísmicas 2D, entregues em formato SEG-Y, adquiridas com intervalo de amostragem de 4 ms no período de 1989 a Como as linhas estavam processadas, o tratamento necessário foi realizar a calibração sísmica poço, para se obter o ajuste necessário para realizar interpretação segura.

118 Calibração Sísmica - Poços A calibração sísmica-poços é realizada com base no sismograma sintético, criado pela convolução do coeficiente de reflexão com um definido pulso (Ricker). O pulso Ricker (figura 5.13) é simétrico, formado por um pico central positivo e dois picos laterais negativos, definido pela expressão: 2 2 4t 1 4t w ( t) = 1 exp (5.6) T 2 T Onde t representa o tempo e T, o intervalo de tempo entre os dois picos negativos (Ricker, 1945) Amplitude Timein ms Figura 5.13 Forma do pulso Ricker. Este pulso será adicionado a cada ponto de reflexão com a amplitude equivalente ao tamanho da reflexão. O objetivo do sismograma sintético é gerar a curva de tempo profundidade para poder efetuar a calibração poço x sísmica. A seguir será descrita, passo a passo, a metodologia utilizada para realizar esta calibração 1º passo: Correção do perfil sônico usando checkshot, que são pontos do poço com profundidade e tempo conhecidos. A correção é feita usando as velocidades médias das formações, baseadas no tempo de trânsito que uma onda sísmica leva da superfície a um determinado ponto no interior do poço. É usado o algoritmo de

119 101 regressão para determinar o tempo de transito integrado (ITT), resultando no perfil sônico corrigido. 2º passo: A ponte entre os dados dos poços (em profundidade) e a sísmica (em tempo) é a conversão tempo/profundidade usando: o perfil sônico corrigido, os checkshots, profundidade dos poços e tempo duplo de trânsito (DT). A ordem pode ser alterada 3º passo: A impedância acústica sintética é calculada usando o perfil sônico e/ou o perfil de densidade, podendo também usar a velocidade modelo. Ela é calculada multiplicando-se a densidade pela velocidade. Na falta de uma das variáveis, pode ser utilizado a equação de Gardner para estimativa da variável não conhecida: ρ = K V p 1/4 (5.7) onde, ρ = Densidade da rocha V p = Velocidade da onda P K = 0,3365 para unidade metros por segundo (m/s) 4º passo: Através do perfil de impedância acústica sintética são calculados os coeficientes de reflexão sintéticos. O coeficiente de reflexão é uma diferencial da impedância acústica que define a potencia de reflexão dos vários limites geológicos. O coeficiente de reflexão é calculado de um intervalo definido, pela relação. ( V2. ρ 2 ) ( V1. ρ1) RC = (5.8) ( V. ρ ) + ( V. ρ ) onde, V1 = Velocidade no meio 1 V2 = Velocidade no meio 2 ρ 1 = Densidade no meio 1 ρ 2 = Densidade no meio 2

120 102 5º passo: A escolha de um pulso (wavelet) conhecido natural ou sintético. Nesta tese, optou-se por gerar uma wavelet para cada poço-base, na linha sísmica correspondente, limitando-a entre 50 e 1500ms; utilizando método estatístico de autocorrelação de fase zero (figura 5.14). Figura 5.14 Painel de geração de wavelet do aplicativo Syntetics (Geoframe versão 4.4.2). 6º passo: É a criação do sismograma sintético através da convolução da função refletividade com a wavelet definida. O perfil sônico é utilizado em conjunto com o perfil densidade (figura 5.15).

121 103 Figura 5.15 Seqüência sintetizada para geração do sismograma sintético: o primeiro perfil é a curva tempo-profundidade, o segundo é o perfil sônico, já o terceiro mostra o coeficiente de reflexão, o perfil 4 representa a wavelet gerada, o quinto perfil é o sismograma sintético e o sexto é a sísmica para comparação; o sétimo mostra os marcadores deste poço. 7º passo: A calibração entre os registros do levantamento sísmico e os registros dos perfis de poços (figura 5.15). Nesta etapa, é realizado um ajuste dos marcadores geológicos (sétimo perfil, figura 5.15) entre o sismograma sintético (quinto perfil, figura 5.15) e a seção sísmica (sexto perfil, figura 5.15).

122 104 CAPÍTULO VI OBTENÇÃO DE PARÂMETROS PETROFÍSICOS A PARTIR DE PERFIS Nesta etapa, foram utilizados diferentes métodos para gerar curvas de parâmetros petrofísicos representativos do poço SA-01, utilizando principalmente o aplicativo Petroworks da Landmark VOLUME DE ARGILA A estimativa do volume de argila (Vsh) torna a determinação da porosidade efetiva e saturação de água mais acurada. Todos os cálculos de volume de argila produzem curvas que são limitadas entre zero e um, neste tópico sendo comparadas seis metodologias diferentes para obter este parâmetro petrofísico, a saber: Vsh GR Linear Esta equação (Crain, 1986) compara Vsh com o índice de radioatividade, sendo a mais utilizada e ainda serve como base para outras metodologias, sendo dada por: V sh GR Linear GR = GR log sh GR GR clean clean (6.1) onde, V sh GR Linear = Volume de argila determinado usando o método GR Linear GR log = Raios Gama medido GR clean = Raios gama limpo (ponto do perfil com menor intensidade gama) GR sh = Raios gama do folhelho (ponto do perfil com maior intensidade gama) Vsh GR Power Law Esta equação não linear sempre calcula um valor de Vsh menor ou igual ao valor linear (Landmark, 2000), obtido a partir do Vsh Linear (100Vsh GR Linear) V sh GR Power Law = 0,9 ( V sh GR Linear )1, (6.2) 100

123 105 quando Vsh GR Linear 0.55 ; (100Vsh GR Linear ) V sh GR Power Law = = 2,1212V sh GR Linear 0, (6.3) 100 quando 0.55 < Vsh GR Linear 0.73 ; V = V, (6.4) sh GRPowerLaw sh GRLinear quando Vsh GR Linear > Vsh GR Larionov (rochas terciárias) (Crain, 1986) VshGR LariTerc= 0.083( VshGR Linear 1.0) (6.5) Vsh GR Larionov (rochas antigas) (Crain, 1986) VshGR Lari rochasant = (2.0 Vsh GR Linear 1.0) (6.6) Vsh GR Streiber (BASSIOUNI, 1994) VshGR Linear VshGR Streiber = VshGR Linear (6.7) Vsh GR Clavier (Clavier et. al., 1977) V 2 sh GR Clavier = ( Vsh GR Linear + 0.7) (6.8) Mesmo não havendo dados suficientes para efetuar uma comparação estatística entre os diversos métodos, observou-se que os métodos Linear, Clavier, Larionov (old) para rochas antigas e Power Law apresentaram, pela ordem, valores mais próximos aos valores observados em laboratório por JESUS (2004). Além disso, o método Linear se manteve mais estável às variações de argilosidade (figura

124 ). Por esta razão, o método GR Linear foi adotado para caracterização de argilosidade e para a determinação da porosidade efetiva a ser discorrida no capítulo VII. 160 Vsh 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 Profundidade (m) Vsh_Clavier Vsh_Larionov(old) Vsh_LarionovT Vsh_Linear Vsh_Powerlaw Vsh_Steiber Dados petrofísicos de laboratório (Jesus, 2004) Figura 6.1 Comparação entre os métodos de obtenção do volume de argila POROSIDADE Para gerar as curvas de porosidade para o poço SA-01, que não possui curva de NPHI, foram utilizados os seguintes métodos: PhiE_OnePhi Este método gera porosidade efetiva utilizando apenas um perfil de porosidade OnePhi; neste caso, a porosidade foi obtida do perfil sônico através das equações abaixo e a curva resultante é mostrada na figura 6.2. Equação de Wyllie (Wyllie et. al., 1956):

125 107 Equação Empírica: [ t Vsh ( t t )] sh ma t ma 1 Φ e =. (6.9) t t Cp fl ma Φ e t ma t ma = k 1 Vsh 1 (6.10) t t sh onde, Φ e = porosidade efetiva t = tempo de trânsito da onda acústica registrado V sh = volume de argila t sh = tempo de trânsito do folhelho t ma = tempo de trânsito da matriz t fl = tempo de trânsito do fluido Cp = correção de compactação do tempo de trânsito k = Fator de Raymer-Hunt-Gardner PhiApp_QI Esta função se aplica ao cálculo da porosidade aparente e é gerada usando a metodologia Quick Interp do aplicativo Petrowoks através da seguinte equação (Wyllie et. al., 1956): t t ma 1 Φ S ap =. (6.11) t t Cp fl ma obtida da equação (6.9), fazendo Vsh = 0, onde: Φ S ap = porosidade sônica aparente t = tempo de trânsito da onda acústica registrado t ma = tempo de trânsito da matriz t fl = tempo de trânsito do fluido Cp = correção de compactação do tempo de trânsito

126 PhiSss_Recon Esta função porosidade sônica aparente é gerada pelo método Preliminary Reconnaissance (Wyllie et. al., 1956), e vem dada por t t ma Φ S ap = (6.12) t fl t ma Ela é obtida da equação (6.11), fazendo Cp=1, onde: Φ S ap = porosidade sônica aparente t = tempo de trânsito da onda acústica t ma = densidade da matriz da rocha t fl = densidade do fluido No presente trabalho, foi adotado o método de cálculo de porosidade PhiE_OnePhi, por tratar-se da expressão mais completa para a porosidade efetiva e ter podido ser calibrada em dois pontos medidos em laboratório por Dias et al. (2004). PHIe_OP 0 Porosidade Efetiva 0 0,1 0,2 0,3 50 Profundidade (m) PHIe_OP Figura 6.2 Porosidade efetiva obtida a partir do método OnePhi.

127 109 A figura 6.3 relaciona volume de argila com a porosidade total, de onde se pode concluir que em zonas em que ambos valores se apresentam baixos pode indicar grande compactação com matriz arenosa, reduzindo assim a porosidade e a argilosidade. Este é o caso no intervalo entre 180 e 183 m, que corresponde a um pacote conglomerático maciço, que mantém valores de volume de argila baixos em relação ao pacote superior (arenito) e decréscimo de porosidade. Observa-se, também, que a partir da profundidade de 183 m as curvas de volume de argila passam a apresentar valores maiores e a curva de porosidade valores baixos; isso se dá devido à litologia correspondente a este trecho (folhelho), contrastando com o pacote superior de arenito limpo. Figura 6.3 Gráfico relacionando porosidade total com o volume de argila.

128 PERMEABILIDADE A permeabilidade, neste trabalho, foi obtida pela equação de Wyllie-Rose que desenvolveram uma expressão empírica para a determinação da permeabilidade absoluta em arenitos, com base na porosidade efetiva e coeficiente de saturação da água (Crain, 1986), dada por 2 3 C ( Φ ) e K = (6.13) S w onde, K = permeabilidade (md) C = constante de permeabilidade para óleo e gás Φ e = porosidade efetiva Sw = coeficiente de saturação de água Pode-se observar na curva da figura 6.4 que a curva de permeabilidade mostra uma tendência a reduzir o seu valor, devido ao aumento do grau de compactação. Isso fica claro no trecho de maior compactação entre 175 e 185 m, onde a permeabilidade fica muito reduzida. Chama-se atenção, contudo, para o fato de que a permeabilidade é, dentre os parâmetros petrofísicos aqui determinados, aquele de menor confiabilidade. Para arenitos limpos, todavia, a expressão (6.13) possui maior grau de consistência (Lima, 1995).

129 111 0 K (md) P r o f u n d id a d e ( m ) Figura 6.4 Gráfico de permeabilidade (md) obtida a partir da equação de Wyllie-Rose para arenitos.

130 112 CAPÍTULO VII INTERPRETAÇÃO E INTEGRAÇÃO DOS DADOS 7.1 INTRODUÇÃO Neste Capítulo, buscar-se-á interpretar os dados gerados no Capítulo anterior de forma seqüenciada através de upscale, partindo da escala de amostra de calha (rocha), passando para interpretação de perfis, chegando posteriormente em escala sísmica, onde há a integração de resultados, tendo em vista que a sísmica utiliza como input os perfis de poços tanto para calibração como indicador litológico. 7.2 DESCRIÇÃO DAS AMOSTRAS DE CALHA As amostras de calha obtidas na etapa de campo foram descritas (Apêndice A) no laboratório de petrofísica do LENEP, através de microscópio óptico com aumento de 10 x. Esta seqüência litológica descrita está de acordo com a seção representativa do sistema deposicional proposto para estes turbiditos por Bruhn & Moraes (1989), mostrada na figura 7.1-A: iniciando por grande quantidade de material intraclástico (Ci conglomerado intraclástico), segue-se a deposição rápida que ocorreu no sistema turbidítico da Formação Urucutuca, a partir de carga em suspensão, responsável pelo predomínio do caráter maciço (fácies conglomerado seixosos maciços, Csm, e fácies arenito grosseiro maciço, Agm), pois o fluxo não permaneceu estável por tempo suficiente para desenvolver formas de leito. Já as correntes de turbidez mais diluídas que escoaram pelos condutos são responsáveis pelo aparecimento de fácies arenito grosseiro (Age), e os folhelhos (Flh) sobrepostos estão associados à erosão de sedimentos finos nas margens dos canais. Esta seção ocorre, frequentemente, na descrição da amostra de calha do poço SA-01, com predominância de pacotes espessos de folhelhos; pode-se, porém, ressaltar o trecho entre 168 e 184 m (figura 7.1-B), que se ajusta melhor ao modelo acima citado.

131 113 A B Prof. (m) Figura 7.1 A - Seqüência típica de fácies dos turbiditos da Bacia de Almada, modificada de Bruhn & Moraes, B Seqüência da descrição de calha do poço SA-01 no trecho entre 168 e 184 m. 7.3 INTERPRETAÇÃO DOS PERFIS DE POÇOS Através da integração dos dados das descrições de amostra de calha com perfis elétricos, foi verificado que quase todos os perfis elétricos possuem coerência com as litologias lidas, não apresentando grandes anomalias que pudessem falsear suas interpretações. Este fato pode ser visualizado pela relação entre os perfis corridos no poço SA-01 (figura 7.2) e suas amostras de calha e também através da figura 7.2, que compara a litologia obtida a partir de amostra de calha com o perfil de resistividade da zona invadida. A zona que apresenta maiores resistividades (177 a 185 m) corresponde às rochas mais compactadas (arenitos e conglomerados maciços) que reduzem a presença de fluidos, o principal responsável pelo aumento da condutividade e conseqüente redução da resistividade. E, consequentemente, os trechos com menores valores de resistividade, correspondem às rochas com maior presença de eletrólito, como o arenito do trecho entre 162 e 167 m.

132 114 Profundidade (m) Figura 7.2 Perfil comparativo entre a resistividade da zona invadida e a litologia obtida a partir da descrição de amostra de calha. As anomalias mais marcantes foram observadas nos perfis de raios gama, coerentemente com os resultados de estudos realizados em lâminas confeccionadas a partir dos testemunhos dos poços SST-01, SST-02 e SST-03 por Jesus (2004). Estas análises apontaram como característica dos arenitos e conglomerados da Formação Urucutuca, presentes nos testemunhos, o fato de que eles possuem composição com arcósio, sendo que a razão feldspato/quartzo varia de acordo com a granulação: é maior nas amostras de granulação fina e menor nas amostras de granulação grossa. O principal componente no conjunto das amostras é o K- feldspato, predominante em relação ao plagioclásio (média: F K-feld =22,5%, F plg =3,3%). No poço SA-01 isto pode ser observado no trecho entre 117 e 161 m (figura 7.3), no qual os arenitos e o conglomerado no trecho entre 124 e 137 m apresentam valores de raios gama semelhantes aos valores apresentados pelo folhelho imediatamente abaixo, desta forma, tornando-se necessária a utilização de perfil auxiliar para identificar a litologia correspondente. Neste caso, utilizou-se o perfil

133 115 sônico que apresenta contraste de valores de acordo com a litologia, ou seja, maior velocidade e consequentemente menor tempo de trânsito no conglomerado e menor velocidade nos arenitos não compactados como pode ser visto na figura 7.3. Figura 7.3 Trecho do poço SA-01 mostrando a resposta anômala para os arenitos e conglomerados para os perfis RG e o perfil auxiliar DT como ferramenta para identificar a litologia. O círculo vermelho mostra a uniformidade dos valores de RG Parâmetros Petrofísicos Dentre os poços utilizados nesta tese, foram selecionados para obtenção dos parâmetros petrofísicos os poços BAS-03, BAS-14, BAS-71, BAS-79, BAS-82, BAS- 83, FMB-01, NB-02, SSA-01 e, principalmente, SA-01. Estes poços foram selecionados por possuir perfis suficientes no intervalo da Formação Urucutuca (tabela 7.1). Desta forma, foram descartados o poço BAS-36, que não possui curvas neste trecho, o poço FZT-01, que não atravessou esta formação, e o poço NBST-01 que não possui perfil RG e os resultados do seu perfil sintético não foram totalmente satisfatórios,.

134 116 Poços Lâmina d água (m) Topo Urucutuca (m) em cota Base da F. Urucutuca (m) em cota Espessura Urucutuca (m) Indícios de HC BAS Não BAS Não BAS Gás BAS Não BAS Óleo BAS ,7-1829, Não BAS ,3-1625, Não FMB-01 Terrestre Não FZT-01 Terrestre Não Não _ Não atravessou atravessou NBST-01 Terrestre Gás NB-02 (a) Terrestre Não SSA-01 (a) Terrestre -24,5-688,5 664 Óleo Tabela 7.1 Principais características dos poços comerciais utilizados Argilosidade As análises de testemunhos e amostra de calha mostraram que os arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca apresentam grande variação de argilosidade, passando de limpos (em torno de 5%) a bastante argilosos (acima de 40%) nas seções. O estudo de perfis consubstanciado pelos dados obtidos em laboratório, forneceu importantes parâmetros para melhor caracterizar estes arenitos. O método Linear para a obtenção de argilosidade foi o que gerou a curva mais próxima aos valores obtidos em laboratório. A relação entre os dados de laboratório do poço SST-01 e de perfis do poço SA-01 é mostrada na tabela 7.2, que correlaciona inicialmente os valores de profundidade destes poços, afastados entre si por 5 m. Posteriormente, são comparadas a argilosidade obtida pelo estudo petrográfico (Dias et al., 2004) e finalmente com os valores gerados pelo estudo petrográfico de Jesus (2004), que separou as amostras em três classes granulométricas: conglomerados e arenitos grossos, arenitos médios e arenitos finos a muito finos.

135 117 A comparação com todos os valores obtidos através de estudo petrográfico de lâminas delgadas de testemunhos através de contagens modais dos constituintes detríticos mostrou boa correlação (figura 7.4), não havendo inclusive necessidade de calibração do perfil. Correlação de poços Comparação de argilosidade Profundidade (m) Poço SST-01 Profundidade (m) Poço SA-01 Estudo Petrográfico (Dias et al., 2004) Perfil de Poço 233, ,5% 7,5% Estudo Petrográfico (Jesus, 2004) Granulação grossa 170,95 ~172 22,0% 21% 177,15 ~179 16,7% 12% 233,2 ~235 16,0% 10% Granulação média 165,25 ~167 18,0% 9% Granulação fina 102,65 ~103 28,3% 29% 162,3 ~164 19,7% 10% 216,25 ~218 23,7% 40% Tabela 7.2 Comparação dos vares de argilosidade para o poço SA-01 e SST-01. Dados de estudo petrográfico e raios x obtidos por Dias et al. (2004) e dados de estudo petrográfico determinados por Jesus (2004).

136 118 VSH 0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 0,700 0,800 0,900 1, Estudo Petrográfico de Dias et al. (2004) Petrofísica Gran. Grossa de Jesus (2004) 90 Petrofísica Gran. Média de Jesus (2004) Petrofísica Gran. Fina de Jesus (2004) Vsh_Linear Profundidade (m) Figura 7.4 Trecho da curva de argilosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de correlação com os dados de laboratório (círculos) Porosidade Para geração das curvas de porosidade efetiva utilizou-se apenas perfil de DT e GR, pois alguns dos poços estudados que possuem perfis RHOB e NPHI não cobrem o trecho que compreende a Formação Urucutuca. Quando os mesmos foram perfurados, esta formação não representava zona de interesse. A porosidade obtida através de perfis foi inicialmente calibrada com valores de laboratório obtidos através estudo petrográfico em lâminas delgadas em testemunhos do poço SST-01 por Dias et al. (2004). Posteriormente a nova curva calibrada foi comparada com os valores obtidos através da mesma metodologia anterior por Jesus (2004). A relação entre os dados de laboratório do poço SST-01 e de perfis do poço SA-01 é mostrada na tabela 7.3, que correlaciona inicialmente os valores de profundidade destes poços. Posteriormente são comparadas as porosidades obtidas pelo método da condutividade elétrica que serviu para calibração do perfil e finalmente com os valores gerados pelo estudo petrográfico.

137 119 Correlação de poços Comparação de porosidade Profundidade (m) Poço SST-01 Profundidade (m) Poço SA-01 Estudo petrográfico Dias et al. (2004) Curva Calibrada 233, ,5% 10% Estudo Petrográfico Jesus (2004) Granulação grossa 170,95 ~172 29,7% 22% 177,15 ~179 17,7% 14% 233,2 ~235 8,0% 10% Granulação média 165,25 ~167 4% 2% Granulação fina 102,65 ~103 3,3% 12% 162,3 ~164 1,7% 18% 216,25 ~218 0,3% 5% Tabela 7.3 Comparação dos valores de porosidade para o poço SA-01 e SST-01. Dados de estudo petrográfico obtidos por Dias et al. (2004) e por Jesus (2004). Estes resultados mostram que a curva calibrada de porosidade gerada para o poço SA-01 se ajustou também aos valores obtidos a partir do estudo petrográfico para as classes granulométricas grossa e média (figura 7.5), ficando apenas dois pontos conflitantes com o perfil (103 e 164 m) correspondentes à granulometria fina. A granulação fina faz com que os dados de perfil sônico, utilizado para obter a porosidade, possuam menor precisão em relação a granulometrias média e grossa, gerando valores de porosidade, algumas vezes, díspares em relação às medidas de laboratório. A análise destes dados através de linha de tendência (figura 7.6) mostrou um valor de R 2 de 0,42, que foi considerado satisfatório, tendo em vista a diferença de escala entre estas metodologias e também o fato de os perfis realizarem leituras indiretas de porosidades.

138 120 Poço SA-01 Porosidade 0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0, Estudo Petrográfico Gran. Grossa de Jesus (2004) Estudo Petrográfico Gran. Média de Jesus (2004) Estudo Petrográfico Gran. Fina de Jesus (2004) 120 Estudo Petrográfico de Dias et al. (2004)Condutividade Elétrica 140 Profundidade (m) Figura 7.5 Trecho da curva de porosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de correlação com os dados de laboratório (círculos). 30% 25% R 2 = 0, % PHI_perfil 15% 10% 5% 0% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% PHI_laboratório Figura 7.6 Linha de tendência da correlação entre os dados de laboratório e de perfis para o poço SA-01. Após ser realizada esta análise para o poço SA-01, que é o único com perfil e testemunho, o estudo de porosidade se estendeu para outros poços da área, com objetivo de melhor caracterizar os arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca. Este estudo gerou valores de porosidade média para os arenitos dos poços terrestres SSA-01 (figura 7.7), FMB-01 (figura 7.8) e NB-02 (figura 7.9), e também para a camada de calcarenito do poço marítimo BAS-79 (figura 7.10). Os valores mais baixos de porosidade no poço NB-02 são devidos a suas leituras terem sido

139 121 registradas nas maiores profundidades e os valores mais altos do poço NB-02 são devidos a uma diferente litologia, um calcarenito que consiste de um calcário clástico de granulação predominantemente arenosa. Desta forma, os poços com arenitos turbidíticos com maior porosidade média foram o SSA-01 (25%) perfurado na praia e com 352 m de isólita de conglomerados e/ou arenitos da Formação Urucutuca e também o poço BAS-79 perfurado em lamina d água de 41 m, com porosidade média em torno de 24%. Poço SSA Frequência ,123 0,131 0,140 0,149 0,158 0,166 0,175 0,184 0,193 0,201 0,210 0,219 0,228 0,236 Porosidade 0,245 0,254 0,263 0,272 0,280 0,289 0,298 0,307 0,315 0,324 0,333 0,342 Figura 7.7 Histograma de valores de porosidade do poço SSA-01. Poço FMB Frequência ,01 0,03 0,05 0,07 0,08 0,10 0,12 0,14 0,15 0,17 0,19 0,21 0,22 0,24 Porosidade Figura 7.8 Histograma de valores de porosidade do poço FMB-01.

140 122 Poço NB Frequência ,120 0,128 0,135 0,143 0,151 0,159 0,167 0,175 Porosidade Figura 7.9 Histograma de valores de porosidade do poço NB-02. BAS Frequência ,03 0,08 0,12 0,17 0,21 0,26 0,30 Porosidade Figura 7.10 Histograma de valores de porosidade do poço BAS Permeabilidade Neste trabalho, também se estimou a permeabilidade através dos perfis de microresistividade, mas de maneira qualitativa, aqui chamado K qualitativo. Isto é possível pelo fato de este perfil possuir baixa penetração, ou seja, realizar leitura da zona lavada, uma zona permeável que facilita naturalmente o processo de invasão; como vimos no capítulo III, a investigação mais rasa (microinversa - MI), influenciada pelo reboco, apresentará um valor mais baixo que aquela curva de investigação mais profunda (micronormal - MN). Assim, as curvas mostrarão uma separação

141 123 visual entre si (convencionada de positiva). O perfil de K qualitativo absoluto (figura 7.11b) foi gerado através da subtração: K Qualitativo = [ MI MN] (7.1) Percebe-se existir coerência, principalmente no trecho entre 33 e 38 m que representa intercalação de arenito e conglomerado, na qual o conglomerado representa os picos de baixos valores de K. O perfil obtido pela equação de Wyllie- Rose tem como característica ser mais oscilatório, que o perfil de permeabilidade a partir de ferramenta de microresistividade (figura 7.11) para uma mesma litologia. Isto é percebido no trecho entre 10 e 33 m que corresponde a um pacote de folhelho (Apêndice A), que torna os valores de microresistividade estáveis. Traçando-se uma linha de tendência, neste trecho, a partir do perfil Wyllie-Rose, é possível observar semelhança com o perfil de permeabilidade de microresistividade. Outra forma de avaliar a permeabilidade qualitativamente é através do perfil de caliper, pois onde há regiões com alta permeabilidade forma-se reboco no poço, mais facilmente reduzindo seu diâmetro. a Kphi (md) b MKabs (MI-MN em Ohm-m) Linha de Tendência Profundidade 30 Profundidade Figura 7.11 Comparação qualitativa entre a permeabilidade obtida pela equação de Wyllie-Rose (a) e a obtida através do perfil de microresistividade (b).

142 Espessura Porosa Além dos parâmetros petrofísicos que fornecem as características intrínsecas do reservatório, outro fator importante no estudo do potencial petrolífero de uma formação é sua espessura porosa. Essa espessura está diretamente relacionada com a quantidade de fluido que um reservatório é capaz de armazenar. Desta forma, não basta haver apenas bons parâmetros petrofísicos, mas também boas dimensões estratigráficas para tornar uma camada porosa economicamente viável para explotação. Neste sentido, o estudo aqui proposto realizou análise dos intervalos da Formação Urucutuca dos poços estudados, descritos a partir de amostras de calha (tabela 7.4). Foi observada grande variação de espessura da formação e também de sua porção porosa, compreendida de arenito e calcarenito. Poços Espessura F. Urucutuca (m) Espessura total de arenito (m) Maior espessura de arenito (m) Espessura total de calcarenito (m) Maior espessura de calcarenito (m) SA ,0 9,0 X X BAS ,0 11,0 11,0 7,0 BAS ,7 15,9 35,9 3,0 BAS ,8 70,9 11,0 9,0 BAS X X 6,0 6,0 BAS ,0 196,0 217,0 93,0 BAS ,0 11,0 25,0 13,0 FMB ,0 34,0 8,0 8,0 NBST ,0 9,0 14,0 3,0 NB-02 (a) ,0 15,0 X X SSA-01 (a) , ,0 3,0 Tabela 7.4 Espessura porosa da Formação Urucutuca para os poços estudados. O poço SA-01 não atingiu a base da Formação Urucutuca. Os poços BAS-82 e 83 apresentam maiores espessuras da formação, porém apenas o poço BAS-82 refletiu isso em espessura porosa, totalizando 1051 m. Este fato pode ser relacionado à grande variação lateral que ocorre com estes turbiditos, verificada inclusive em afloramentos; desta forma, o poço BAS-36 representaria um

143 125 pinchamento lateral dos turbiditos. Através da tabela 7.1 verificamos que o topo da Formação Urucutuca para o poço BAS-82 está mais raso em 224,6 m que o poço BAS-83, em uma distância entre eles de cerca de 3800 m, isso evidenciando a intensa variação lateral que sofre esta área. Os poços com maiores espessuras de arenito foram o SSA-01 (243 m) e BAS-82 (196 m), que estão localizados próximo ao eixo do cânion. A maior espessura de calcarenito está representada também no poço BAS-82 (93 m). O poço SA-01 apresentou a mais baixa espessura máxima de arenito (9 m), porém este poço não representa toda a Formação Urucutuca, tendo em vista que ele não atingiu sua base INTERPRETAÇÃO SÍSMICA As linhas sísmicas 2D (em tempo), em conjunto com os dados de poços utilizados neste trabalho, possibilitaram obter importantes resultados para a caracterização do Cânion de Almada, se estendendo desde a parte emersa da bacia em direção offshore até à lâmina d água em torno de 700 m. Após os dados sísmicos terem sidos devidamente calibrados com os poços, foi realizada então a interpretação sísmica 2D (seção por seção). Foram interpretados os horizontes estratigráficos: fundo do mar, topo da Formação Urucutuca, base da Formação Urucutuca, que, na parte das seções, estava associada á geometria do Cânion de Almada Fundo do Mar O horizonte fundo do mar foi o primeiro a ser mapeado, por possuir a camada sobrejacente (Mar) com velocidade sísmica conhecida (em torno de 1500 m/s) e o forte contraste de impedância ser importante também na calibração dos dados sísmicos. Este horizonte caracteriza-se por apresentar um pico forte positivo, representando a passagem da água do mar para rocha, isso gerando um contraste de impedância bastante marcante que torna a interpretação mais segura (figura 7.12).

144 126 a b Falhas de acomodação seg Falhas tectônicas Figura 7.12 Seção sísmica (SW-NE) indicando os horizontes: fundo do mar (azul), topo da Formação Urucutuca (amarelo), base da Formação Urucutuca (laranja) e falhas tectônicas e de acomodação (linha pontilhada) Topo da Formação Urucutuca Sismicamente representado por anomalia de amplitude positiva (pico preto), indicando geralmente a passagem de arenito para os folhelhos da Formação Urucutuca, resultando no acréscimo no perfil de densidade e redução no perfil sônico (figura 7.13), esse contraste sísmico não é bem marcante, dificultando a amarração sísmica e consequentemente sua interpretação. Na área estudada, este horizonte interpretado mostrou um comportamento bem suave, como se indicasse uma superfície de deposição, muitas vezes apresentando geometria semelhante ao fundo do mar (figura 7.12) Cânion de Almada A interpretação sísmica do Cânion de Almada foi associada à base da Formação Urucutuca (figura 7.12). Essa relação foi observada através dos marcadores de poços, que na maior parte dos poços estavam posicionados na base do cânion. Deste modo, procurou-se estabelecer correlação deste horizonte com o subjacente, por meio da variação litológica, obtida na descrição do poço conjuntamente com a variação dos perfis DT e RHOB, obtendo assim a função refletividade que indica o sinal da amplitude.

145 127 Tomando como exemplo o poço BAS-79, observou-se o contato da base da Formação Urucutuca (folhelho) com o topo da Formação Algodões (calcarenito) a 483 m (figura 7.13). Este contato representa uma anomalia de amplitude positiva, pois há redução de valores da curva de DT e aumento no perfil de densidade (RHOB). Isto quer dizer que a litologia neste ponto passou de uma rocha menos compactada (folhelho) para outra mais compactada (calcarenito), aumentando assim a velocidade de propagação da onda do perfil sônico; já o perfil de densidade teve incremento nos seus valores, o que indica mudança de um meio menos denso para um mais denso. Com base nestas informações, interpretou-se então este horizonte na anomalia de amplitude positiva para a área dos poços BAS-79, BAS-14 e BAS-03, que possuem características semelhantes; porém, em outros poços, a base da Formação Urucutuca mostrou variação de comportamento, a depender do seu contato com a formação subjacente. No poço BAS-36, o contato se dá entre arenito (Urucutuca) com folhelho (Formação Rio de Contas); o BAS-71 tem contato Urucutuca (folhelho) com a Formação Taipus-Mirim (conglomerado). Nestes poços, também foi observado o comportamento das curvas indicadoras de refletividade para orientar na interpretação deste horizonte. O conjunto destas seções sísmicas interpretadas representando o cânion foi gridado através de interpolação, gerando um mapa de isócronas, representando este horizonte como superfície, em tempo (figura 7.14). Esta superfície gerou a primeira imagem representando o comportamento regional do Cânion de Almada: percebe-se que, na verdade, seria a junção de dois cânions, um de direção NW-SE e aproximadamente 1000 m de espessura, que seria tributário de um outro cânion com direção W-E e espessura bem maior (cerca de 2500 m), estes juntando-se e formando um cânion maior preservando a direção W-E. A estrutura que representa estes cânions foi observada em todas as seções sísmicas strike, mostrando seu prolongamento offshore, pelo menos, até a lâmina d água em torno de 700 m, que corresponde ao limite da área estudada. Este fato evidencia uma conexão com a porção proximal da bacia, fato importante para geração de reservatórios expressivos, pois os sedimentos erodidos das áreas continentais elevadas são transportados pelo sistema aluvial e descarregam nestes cânions, focalizando expressivos volumes de sedimentos arenosos para o contexto de águas profundas, depositando um grande volume de arenitos e conglomerados

146 128 nos cânions e calhas submarinas e na desembocadura destes sistemas, no que pode ser chamado de focalização de rochas reservatórios (D Ávila, 2004). Figura 7.13 Amarração do topo e base da Formação Urucutuca para o poço BAS-79. Através do horizonte gridado pode-se também constatar que a zona distal do continente apresenta as maiores inclinações do cânion, como se representasse uma quebra de talude da sua época de formação

147 129 Eixos dos cânions Figura 7.14 Horizonte gridado (em tempo) a partir da interpretação sísmica representando o Cânion de Almada. Após gridar o horizonte, foi realizada a conversão tempo-profundidade com base na teoria do raio vertical, disponível no software de interpretação InDepth (Geoframe). Foram usados os dados de poços e checkshots para criar inicialmente o modelo de velocidade e os horizontes gridados para limitar as camadas. O resultado desta conversão gerou um modelo 3D em profundidade representando o fundo do mar (figura 7.15). Já o modelo tridimensional do Cânion de Almada em profundidade (figura 7.16 e 7.17) confirmou a idéia de dois cânions se conectando na parte submersa da bacia; através do modelo em profundidade foi possível também estimar melhor seu comprimento e largura. Figura 7.15 Fundo do mar em profundidade e disposição dos poços da área estudada.

148 130 N Comprimento aproximado do cânion: m Figura 7.16 Visualização longitudinal em profundidade do Cânion de Almada, indicando o comprimento para a área estudada; os pontos azuis são os marcadores do horizonte base da Formação Urucutuca. Plano de falha Largura aproximada do cânion: m Figura 7.17 Visualização transversal em profundidade do Cânion de Almada, indicando sua largura correspondente ao afastamento entre os poços BAS-82 e BAS-03.

149 Falhas A maior parte das falhas interpretadas da área está relacionada com o Cânion de Almada A seção sísmica representada na figura 7.12 mostra os principais tipos de falhas mapeadas neste trabalho, tectônicas e de acomodação. As falhas de origem tectônicas controlam o cânion formando um graben; as falhas da borda SW da seção estão com baixa resolução, podendo ser devido a planos de falhas irregulares causando difração, o que não ocorre na borda NE que possui falhas melhores definidas. As seções sísmicas indicam que estas falhas foram os principais controladores da geometria do cânion (figura 7.17) e, sendo assim, as principais responsáveis pela sua origem. Através da figura 7.17, percebe-se que o plano de falha indicado, está delimitando a borda NE do cânion, consubstanciando a idéia da sua forte influencia tectônica. Outro conjunto de falhas, observado na interpretação, diz respeito às falhas de acomodação (figura 7.16), que ocorreram devido ao processo de compactação dos sedimentos depositados na calha dos cânions; estas falhas são menos expressivas e se propagam pouco, lateralmente. 7.5 CORRELAÇÃO DE POÇOS Um caráter marcante dos corpos conglomeráticos e arenitos na Formação Urucutuca, na Bacia de Almada, é sua descontinuidade lateral, que Bruhn & Moraes (1989) observaram com base em afloramentos. Este fato foi comprovado nas correlações dos poços e em seções sísmicas, que mostram uma baixa continuidade dos refletores (figura 7.18). Por esse motivo, a correlação de poços torna-se uma tarefa mais difícil, pois as características observadas num perfil, muitas vezes, não se estendem aos poços próximos. Para auxiliar a correlação de poços, lançouse mão então de marcadores regionais (topo e base da Formação Urucutuca), identificados em amostras de calha e amarrados em profundidade. Através da correlação de poços, associados a marcadores, pôde-se estimar o comportamento estrutural do Cânion de Almada, como pode ser observado nas seções de poços A e B dispostas no mapa da área (figura 7.19). A seção A (figura

150 ) correlaciona os poços terrestre SA-01, FMB-01 e SSA-01 e os de mar BAS-36 e BAS-71. A correlação dos poços terrestres mostra que a base da Formação Urucutuca, nesta área, possui a geometria correspondente ao Cânion de Almada, evidenciada pelo forte declive que ocorre do poço mais continental FMB-01 para o poço SSA-01, perfurado próximo à linha de costa; esse fato ocorre por conta de que o intervalo entre estes poços está acompanhando o Cânion de Almada, ou seja, para a região estudada, a calha do paleocânion representa a base da Formação Urucutuca. Já na continuação da seção (dos poços SSA-01 e BAS-36 para o poço BAS- 71), que representa a saída do eixo do cânion tributário, verifica-se o aumento estratigráfico, concordando com as informações obtidas a partir de seções sísmicas. Este intervalo também mostra relação quanto à geometria da Formação Urucutuca com o Paleocaniôn de Almada. Esta característica também é evidenciada pelas seções estratigráficas destes poços, obtidas das descrições de amostras de calhas, que indicam contato com o topo da Formação Rio de Contas para os poços SSA-01, BAS-36, e com a Formação Taipus-Mirim para o poço BAS-71 e com a Formação Itaípe para o poço FMB-01. No poço BAS-71, devido à ausência de perfis, o topo da formação Urucutuca foi identificado apenas com base em amostras de calha. A seção B (figura 7.21) também mostra esta relação, através dos poços NB- 02, NB-01 e BAS-36, que possuem contato estratigráfico da Formação Urucutuca com o topo da Formação Rio de Contas e com a base da Formação Rio Doce. Com base nestas interpretações, conclui-se também que o Cânion de Almada possui alto ângulo de inclinação, ainda na porção continental, como foi evidenciado na etapa de interpretação sísmica.

151 133 a b Baixa continuidade dos arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca seg Figura 7.18 Seção sísmica mostrando a baixa continuidade lateral dos refletores que representam os Arenitos da Formação Urucutuca. Seção B b NBST-01 BAS-71 NB-02 SA-01 FMB-01 BAS-36 SSA-01 Seção A Seção C a Eixos dos cânions Figura 7.19 Mapa de localização das seções: A) correlação entre os poços SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71 (linha preta), B) correlação entre os poços NB- 02, NBST-01 e BAS-36 (linha laranja) e C) Seção sísmica strike ao cânion.

152 134 Figura 7-20 Seção A correlacionando a Formação Urucutuca (área pontilhada) nos poços: SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71. Figura 7.21 Seção B correlacionando a Formação Rio Doce e Urucutuca nos poços: NB-02, NB-01 e BAS-36.