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

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO ANÁLISE DE CORRELAÇÃO LITOLÓGICA A PARTIR DE DADOS DE PERFIS DE POÇOS CONVENCIONAIS DO CAMPO DE NAMORADO USANDO SOFTWARE COMERCIAL MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA NITERÓI RJ NOVEMBRO DE 2014

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA ANÁLISE DE CORRELAÇÃO LITOLÓGICA A PARTIR DE DADOS DE PERFIS DE POÇOS CONVENCIONAIS DO CAMPO DE NAMORADO USANDO SOFTWARE COMERCIAL Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco NITERÓI RJ NOVEMBRO DE 2014

AGRADECIMENTOS A DEUS, por ter me dado força, saúde, serenidade e perseverança nesta nova jornada. Ao corpo docente da Universidade Federal Fluminense. Ao professor Alfredo Carrasco, pelos seus ensinamentos e pelo grande apoio e paciência na realização deste trabalho. Ao coordenador Fernando Peixoto e ao professor Geraldo Souza, pelo apoio e incentivo. A todos os funcionários, desde o pessoal da limpeza aos bibliotecários por toda colaboração e presteza. A meus pais Antonio Paulo e Maria da Penha, por estarem sempre perto e sempre me apoiando. A Suellem Ouverney, pelo seu carinho, paciência e sempre estar ao meu lado. Aos colegas Mauricio Coutinho, Eduardo Mello, Elenilton Cabral, Thales Maia e a todos os outros por estarmos juntos nesta grande etapa da vida.

Dias inteiros de calmaria, noites de ardentia, dedos no leme e olhos no horizonte, descobri a alegria de transformar distâncias em tempo. Um tempo em que aprendi a entender as coisas do mar, a conversar com as grandes ondas e não discutir com o mau tempo. A transformar o medo em respeito, o respeito em confiança. Descobri como é bom chegar quando se tem paciência. E para se chegar, onde quer que seja, aprendi que não é preciso dominar a força, mas a razão. É preciso, antes de mais nada, querer. Amyr Klink Cem dias entre céu e mar

RESUMO A análise de perfis geofísicos de poços de petróleo é um recurso que auxilia cada vez mais na tomada de decisões dos especialistas na Engenharia de Petróleo, em áreas como exemplo a Engenharia de Reservatórios e a Petrofísica, fornecendo dados de porosidade, litologia, densidade, tipo de fluido presente, localização de intervalos de interesse com hidrocarbonetos entre outros. Com as informações sobre o Campo Escola de Namorado, serão realizadas leituras das informações dos perfis geofísicos e cálculos sobre a saturação de água, usando a Equação de Archie e a Equação de Simandoux e o volume de argilosidade, usando a equação proposta por Clavier que faz o uso do perfil Raio Gama e outra equação para o cálculo de argilosidade que faz que faz o uso do perfil Neutrão e Densidade. Com essas informações será possível obter informações sobre a litologia da região dos poços estudados e a localização de possíveis reservatórios de óleo. Além disso, será gerada uma correlação dos poços, bidimensional, do tipo well-to-well, mostrando alguns tipos de rochas presentes em cada um dos poços escolhidos neste trabalho. Essas atividades foram realizadas no software MATLAB, onde tem grande aplicação em várias áreas da engenharia e ciências exatas, tornou-se bastante eficaz na leitura, elaboração de cálculos e na elaboração dos gráficos associados a perfilagem geofísica, mostrando com precisão os possíveis reservatórios de óleo. As informações obtidas no MATLAB foram comparadas com o software Interactive Petrophysics, um software especializado na área de petrofísica, onde geólogos, geofísicos e engenheiros de petróleo usam para fazer a interpretação de perfis geofísico de poços de petróleo. Esta comparação mostrou-se satisfatória e como consequência, o uso MATLAB pode ser estendido para a análise da perfilagem geofísica em outros poços de petróleo. Palavras-chave: Perfilagem, Campo de Namorado, Seção Transversal

ABSTRACT Analysis of geophysical logs of oil wells is a resource that assists increasingly in decision making of experts in Petroleum Engineering in areas such as the Reservoir Engineering and Petrophysics to providing data of porosity, lithology, density, type this fluid, location of interest intervals hydrocarbon among others. With the information about the Field School Namorado, reads the information from geophysical logs and calculations of water saturation will be conducted using the Archie equation and the equation Simandoux and volume shaliness, using the equation proposed by Clavier making the use of Gamma Ray profile and another equation for calculating shaliness which is making use of Neutron and Density profile. With this information you can obtain information on the lithology of the area of the studied wells and the location of potential oil reservoirs. In addition, it generates a correlation of the wells, two-dimensional type well-to-well, showing some types of rocks present in each of the wells selected in this work. These activities were carried out in MATLAB software, which has wide application in various fields of engineering and sciences, has become quite effective in reading, performing calculations and preparation of graphs associated with geophysical logging, showing accurately the possible oil reservoirs. The information obtained in MATLAB were compared with Interactive Petrophysics software, specialized software in the area of petrophysics, where geologists, geophysicists and petroleum engineers use to make the interpretation of geophysical profiles of oil wells. This comparison was satisfactory and consequently, the use MATLAB can be extended to the analysis of other geophysical logging of oil wells. Keywords: Logs, Namorado Field, Cross Sections

LISTA DE ABREVIAÇÕES ANP: Agência Nacional do Petróleo API: American Petroleum Institute BDEP: Banco de Dados de Exploração e Produção, órgão pertencente a ANP E&P: Exploração e Produção GR: Gamma Ray (perfil Raio Gama) HC: Hidrocarboneto ILD: Inducion Log Deep (Perfil de Indução) IP: Interactive Petrophysics LAS: Log ASCII Standard md: milidarcy milivolt: mv PU: Unidade de Porosidade (perfil porosidade Neutrônica)

LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos... 17 Figura 2.2 Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade... 20 Figura 2.3 Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade... 23 Figura 2.4 Categorias de seções transversais... 25 Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos... 27 Figura 3.2 Perfil Estrutural do Campo de Namorado e Cherne... 28 Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado... 29 Figura 3.4 Carta estratigráfica da Bacia de Campos... 30 Figura 3.5 Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos... 31 Figura 4.1 Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado... 32 Figura 4.2 Poços usados neste trabalho, em destaque... 33 Figura 4.3 Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo... 34 Figura 4.4 Perfis do poço 3NA02RJS... 35 Figura 4.5 Perfis do poço 3NA04RJS... 36 Figura 4.6 Perfis do poço 1RJS019RJ... 37 Figura 4.7 Perfis do poço 4RJS042RJ... 38 Figura 5.1 - Interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama... 40 Figura 5.2 - Volume de Argilosidade do poço 4RJS042RJ... 43 Figura 5.3 - Volume de Argilosidade do poço 3NA02RJS... 44 Figura 5.4 - Volume de Argilosidade do poço 1RJS019RJ... 45 Figura 5.5 - Volume de Argilosidade do poço 3NA04RJS... 46 Figura 5.6 Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 4RJS042RJ... 47 Figura 5.7 Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA02RJS... 48 Figura 5.8 Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 1RJS019RJ... 49 Figura 5.9 Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA04RJS... 50 Figura 5.10 Perfis do poço 4RJS042RJ, com Saturação de Água... 54 Figura 5.11 Perfis do poço 3NA02RJS, com Saturação de Água... 55 Figura 5.12 Perfis do poço 1RJS019RJ, com Saturação de Água... 56 Figura 5.13 Perfis do poço 3NA04RJS, com Saturação de Água... 57 Figura 5.14 Perfis do poço 4RJS042RJ, gerado no software Interactive Petrophysics... 58 Figura 5.15 Perfis do poço 3NA02RJS, gerado no software Interactive Petrophysics... 59

Figura 5.16 Perfis do poço 1RJS019RJ, gerado no software Interactive Petrophysics... 60 Figura 5.17 Perfis do poço 3NA04RJS, gerado no software Interactive Petrophysics... 61 Figura 5.18 Correlação dos poços 4RJS42RJ, 3NA02RJ, 1RJS019RJ, 3NA04RJ... 62

LISTA DE TABELAS Tabela 2.1 Perfis mais comuns e sua finalidade... 16 Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus valores em API... 18 Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido... 22 Tabela 2.4 Valores de velocidade para rochas consolidadas... 24 Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos... 24 comportamentos... Tabela 4.1 Tipos dos poços quanto a finalidade... 23 33 Tabela 4.2 Poços de petróleo escolhidos para análise de seus perfis geofísicos... 34 Tabela 5.1 Volume de argilosidade em diferentes litologias... 41 Tabela 5.2 Valores para os coeficientes a e m... 52

SUMÁRIO CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO... 13 1.1 APRESENTAÇÃO... 13 1.2 OBJETIVO... 13 1.3 MOTIVAÇÃO...14 1.4 METODOLOGIA... 14 1.5 ESTRUTURA... 14 CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS...16 2.1 PERFIL RAIO GAMA...18 2.2 PERFIL RESISTIVIDADE...20 2.3 PERFIL DENSIDADE... 21 2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA... 22 2.5 PERFIL SÔNICO... 23 2.6 RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS... 24 2.7 SEÇÃO TRANSVERSAL... 24 CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO...25 CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO DE NAMORADO... 32 CAPÍTULO 5 - RESULTADOS 39 5.1 ANÁLISE DA ARGILOSIDADE...39 5.2 CÁLCULO DA SATURAÇÃO DE ÁGUA (Sw)... 51 5.3 ELABORAÇÃO DOS GRÁFICOS DE SATURAÇÃO DE ÁGUA NO MATLAB E NO INTERACTIVE PETROPHYSICS... 53 CAPÍTULO 6- CONCLUSÕES... 63 APÊNDICE A... 64 APÊNDICE B... 65 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS... 67

13 CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO 1.1 APRESENTAÇÃO As atividades que envolvem a análise de dados na indústria do petróleo possuem grande importância no que se refere ao apoio a decisão nas operações de Exploração e Produção de hidrocarbonetos a curto, médio e longo prazo. Os dados de perfis geofísicos recebem grande atenção pois a precisão de suas informações podem gerar grandes contribuições as decisões tomadas nas atividades de Exploração e Produção de hidrocarbonetos. Podem economizar tempo e dinheiro nas atividades ligadas a engenharia de petróleo. O uso de perfis geofísicos fornecem informações de grande relevância para que os geofísicos, geólogos e engenheiros de petróleo tenham conhecimento de informações tais como a litologia, os fluidos presentes nas formações ou a zonas de interesse. Essas informações irão contribuir para um bom andamento das operações, para a segurança do poço e obter resultados satisfatórios. O Campo de Namorado será analisado dentro desta perspectiva, onde um conjunto de poços de petróleo e seus respectivos perfis geofísicos serão estudados através de técnicas de análise de perfis geofísicos e ferramentas computacionais. Desta forma, serão realizadas análises, cálculos e geração de gráficos para determinar a localização das regiões de interesse que contenham hidrocarbonetos e por fim, a geração de correlações da litologia nos poços selecionados. 1.2 OBJETIVO Apresentar as principais características dos perfis utilizados neste trabalho, destacando o uso, vantagens e desvantagens de cada tipo de perfil e um resumo da interpretação. Destacar os tipos de seções transversais existentes e mostrar qual o tipo de seção será elaborada neste trabalho. Gerar programação no software MATLAB para obter a leitura dos perfis, realizar os cálculos de saturação da água, volume de argilosidade e porosidade e a elaboração dos gráficos relacionados a estas informações.

14 Comparar os resultados obtidos com o software Interactive Petrophysics, um software especializado na área de petrofísica, a fim de verificar as informações obtidas no MATLAB. Obter a correlação da litologia nos poços selecionados neste trabalho a partir das informações obtidas. 1.3 MOTIVAÇÃO A realização da análise dos perfis geofísicos através de informações dos poços que são à priori, representados por matrizes numéricas onde a profundidade está relacionada com um valor correspondente a propriedade do perfil, onde essas matrizes são introduzidas num software que tem múltiplas funções no meio acadêmico, embora não seja um software especialista na análise de perfis geofísicos. Transformar essas matrizes numéricas em gráficos e conseguir visualizar as propriedades físicas das rochas e através destes dados, obter informações adicionais através de equações empíricas, torna-se uma tarefa desafiadora e com uso bastante amplo na análise de outros dados de poços de petróleo. 1.4 METODOLOGIA O material e os dados de perfilagem foram obtidos na Agência Nacional do Petróleo (ANP). Foram gerados dos poços de petróleo do Campo de Namorado, situado na Bacia de Campos (RJ), onde foram realizados o perfil Raio Gama, o perfil Sônico, perfil Resistividade, perfil porosidade Neutrônica e perfil Densidade ou RhoB. Neste trabalho, foi usado o software MATLAB, versão R2013b - 64 bit, no qual foi gerado um código para leitura dos dados dos perfis e com isso, a análise dos perfis dos poços de petróleo, a fim de obter informações sobre sua litologia, tipos de fluidos e geração da seção transversal do tipo well-to-well. Foi realizada uma revisão bibliográfica de trabalhos relacionados ao Campo de Namorado com o objetivo de auxiliar a análise litológica e também foi usado o software Interactive Petrophysics, um software especialista na área de petrofísica, com o objetivo de validar os valores obtidos no MATLAB. 1.5 ESTRUTURA Esta monografia é apresentada de acordo com a seguinte organização. Capítulo 1: Introdução: apresentação do trabalho.

15 Capítulo 2: Perfilagem e Seções Transversais: é realizado um estudo sobre os perfis utilizados neste trabalho, fazendo uma descrição de suas respectivas características e seus padrões. É apresentado um resumo com as principais características dos perfis e seus respectivos comportamentos. Também é realizada uma abordagem sobre seções transversais geradas através dos poços de petróleo. Capítulo 3: Geologia do Campo de Namorado: é feita uma revisão bibliográfica da geologia do Campo de Namorado, área de estudo deste trabalho, realizando uma abordagem dos modelos estratigráficos e sedimentológicos. Capítulo 4: Análise da Perfilagem dos Poços do Campo de Namorado: neste capítulo é realizada a análise da perfilagem dos poços do Campo de Namorado com o uso do software MATLAB, foi realizada a leitura dos dados, gerando gráficos relacionados aos perfis geofísicos. Capítulo 5: Resultados: foi realizado o cálculo do Volume de Argilosidade (VSH) e Saturação de Água (Sw) na região dos poços estudados. Foi elaborado gráficos dos perfis e dos valores de saturação de água e volume de argilosidade respectivo a cada poço de petróleo escolhido neste trabalho. Esses gráficos foram elaborados no software MATLAB e no software Interactive Petrophysics. Foi obtida as informações relacionadas a litologia da região dos poços e a geração da seção transversal. A validação dos dados foi realizada com a comparação dos resultados obtidos no software MATLAB e o software Interactive Petrophysics. Capítulo 6: Conclusões: considerações finais.

16 CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS Atualmente, existe uma grande variedade de perfis de poços. A informação obtida dos perfis podem fornecer algum tipo de informação de modo direto ou indireto, por exemplo, usando parâmetros específicos para calcular a saturação de água ou utilizadas em conjunto para poder fazer uma interpretação, como exemplo, a correlação estratigráfica usando padrões de reconhecimento ou identificando uma seção com repetidas falhas. Há três principais categorias de perfis, tomando como base o parâmetro físico a ser mensurado: elétrico, radioativo e sônico, conforme apresentada na Tabela 2.1. Tabela 2.1 Perfis mais comuns e sua finalidade Perfil Elétrico Radioativo Litologia Porosidade Hidrocarbonetos Estrutura Correlações Principal uso na identificação Melhores condições para ser usado Resistividade X X Condutividade Camadas resistivas X não resistivas Poço sem revestimento Camadas Poço sem SP X Permeabilidade permeáveis X não revestimento permeáveis Argilosidade e Poço revestido Raio Gama X Radioatividade conteúdo orgânico ou sem revestimento Contém Poço revestido Neutrão X X hidrogênio Gás, porosidade ou sem revestimento Densidade X X X Densidade Gás, porosidade Poço sem revestimento Sônico X X Velocidade Porosidade, gás Poço sem revestimento Comportamento Falhas, Poço sem Dipmeter X das inconformidade, revestimento camadas camadas Caliper X X Diâmetro do Fraturas Poço sem poço revestimento Temperatura X X Temperatura do Falhas, fraturas, Poço sem poço gás revestimento Fonte: Evenick (2008) Unidades Ohm.m mv API % porosidade g/cm 3 µs/ft Direção e mergulho: Strike and dip polegada ºF

17 Os perfis elétricos e estruturais são tipicamente realizados em poços sem revestimento devido a necessidade dos sensores entrarem em contato com as paredes do poço, enquanto que os perfis radioativos podem ser realizados em poços com ou sem revestimento. O entendimento de cada tipo de perfil é de grande importância na análise da geologia de subsuperfície. Os perfis geofísicos disponíveis no Campo de Namorado são representados pelo Perfil Raio Gama (GR), Perfil Sônico (DT), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e Perfil Densidade (RHOB). A Figura 2.1 apresenta os padrões básicos dos perfis com suas respectivas litologias e fluídos. Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos, Fonte: Rocha et al. (2009)

18 2.1 PERFIL RAIO GAMA (GR) Este perfil registra a radioatividade natural de uma formação. Este perfil é registrado em unidades padrão API (American Petroleum Institute) que é a medida radioativa de uma rocha padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio. Esta unidade é correlacionada com as intensidades do Raio Gama medidas por um contador cintilômetro 1. Os valores em API para folhelhos serão altos, enquanto para arenitos e calcários tem baixos valores API. A radioatividade encontrada em arenitos e calcários vai depender do conteúdo de argila que possa existir neste tipo de rocha reservatório, sempre e quando não seja identificado arcósios. Este é o perfil mais comum, usado em correlações estratigráficas, possui uma boa resolução vertical e fácil de interpretar. A Tabela 2.2 mostra alguns valores típicos da formação e seu respectivo valor API. Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus respectivos valores em API Formação Unidade padrão API Carvão 20 Arenito 20 Folhelho 75-200 Calcário 20 Dolomita 20 Sal 0 Fonte: Evenick (2008) No perfil Raio Gama, a escala é crescente da esquerda para a direita, em geral, de 0 a 150 API. Segundo Ellis et al. (2008), os principais usos do perfil de Raio Gama são: identificação litológica, correlação entre poços vizinhos, identificação de minerais radiativos, ambiente deposicional, história diagenética, quantificar o volume de argilosidade e pode ser utilizado em poços já revestidos. Neste trabalho, foram analisados, a litologia e o volume de argilosidade (VSH) decorrentes do Perfil Raio Gama. 1 Contador cintilômetro: realiza a contagem de cintilações produzidas por bombardeio de radiação em uma tela de sulfeto de zinco

Existem numerosos modelos relatando o cálculo de argilosidade, usando o cálculo do Índice de Argilosidade (IGR), mostrado na Equação 2.1 (ELLIS et al., 2008). 19 I GR = GR log GR min GR max GR min (Eq. 2.1) onde, GRlog: valor do perfil Raio Gama lido no ponto de interesse; GRmin: menor valor obtido no perfil Raio Gama; GRmax: maior valor obtido no perfil Raio Gama. Larionov (1969) propôs as equações empíricas não lineares para o cálculo de argilosidade, onde a Equação 2.2 está relacionada para rochas consolidadas e antigas, ilustrado em (2) e a Equação 2.3 está relacionada com as rochas consolidadas e do terciário (3), mostrado na Figura 2.2. V SH = 0,33. [2 (2.I GR) 1,0] (Eq. 2.2) V SH = 0,083. [2 (3,7.I GR) 1,0] (Eq. 2.3) Quando há densidades semelhantes entre arenitos e folhelhos, temos o caso linear, mostrado na igualdade VSH = IGR, ilustrado em (1) na Figura 2.2, onde o volume de argilosidade é igual ao índice de argilosidade. Neste trabalho, foi usada a equação proposta por Clavier et. al. (1977), Equação 2.4. V SH = 1,7 3,38 (I GR + 0,7) 2 (Eq. 2.4) Esta equação empírica, não linear, faz uso do índice de argilosidade, tomando como base a Equação 2.1. Se houver falta de informações sobre a idade da rocha, esta equação mostra bons resultados.

20 3 2 1 Figura 2.2 Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade, Fonte: Ellis et al. (2008) 2.2 PERFIL RESISTIVIDADE ILD Este perfil indica a característica de um material em resistir à condução elétrica, ou seja, o inverso da condutividade. A unidade deste perfil é ohm-metro (Ω.m). O perfil ILD significa Induction Log Deep, ou seja, possui investigação radial profunda (Deep). Segundo Rocha et al. (2009), a resistência das rochas dependerá de sua porosidade, da natureza do fluido contido em seus poros e do conteúdo de sal nele dissolvido. Em relação aos fluidos à resistividade dos fluidos, hidrocarbonetos não são condutores elétricos (óleo e gás), ou seja, possuem alta resistividade. Águas de formação (água salgada) são bons condutores elétricos, tendo uma baixa resistividade. Em relação a água doce, o perfil resistividade apresentará altos valores de resistividade. Esta característica pode apresentar interpretações incorretas do fluido presente em determinadas zonas de interesse. Em relação à porosidade da rocha, a redução com a profundidade é normalmente indicada por um aumento dos valores do perfil resistividade. Há outros fatores que podem afetar o perfil resistividade, dificultando sua interpretação. Temos: temperatura que aumenta com a profundidade, resultando em um decréscimo na resistividade para água a uma determinada salinidade; presença de hidrocarbonetos, que no espaço poroso da formação provoca aumentos consideráveis na resistividade;

21 matéria orgânica, que em grande volume também aumenta a resistividade; arrombamentos do poço, devido a desmoronamentos, podendo aumentar o erro na medida da resistividade do folhelho. A análise do perfil caliper pode ajudar na correção desse fator. O perfil resistivo apresentado neste trabalho possui investigação radial profunda e por isso é denominada ILD (Induction Log Deep). Segundo Ellis et al. (2008), existe uma série de vantagens e desvantagens relativas ao uso desse perfil. Principais vantagens: utilizadas em meios de baixa razão Rt/Rm; pode ser utilizado em poços revestidos com fibra de vidro; o sinal é quase independente das características da lama; combinação de bobinas, enrolamentos, polaridades, detecção de fases, podem permitir maior capacidade de penetração; não usa eletrodos nem contato elétrico com o fluido do poço. Desvantagens: não pode ser utilizada em poços com lamas altamente condutoras. 2.3 PERFIL DENSIDADE (RHOB) O perfil densidade mede a porosidade da formação, baseada na densidade na densidade da rocha matriz e o fluido contido nela. A unidade é gramas por centímetro cúbico (g/cm 3 ). A equação 2.5 mostra o cálculo da porosidade. onde: ϕ: porosidade; ρ m : densidade da matriz da rocha; ρ B : densidade medida pelo perfil; ρ f : densidade do fluido da rocha. ϕ = ρ m ρ B ρ m ρ f (Eq. 2. 5)

22 Segundo Evenick (2008), estes valores irão superestimar a porosidade de uma formação preenchida por gás. Consequentemente, quando superestimamos os valores de porosidade (do perfil densidade), serão cruzados com os valores subestimados da porosidade do perfil neutrão. O cruzamento é um indicador de gás na formação conhecido como gas effect. Camadas de folhelho, carvão e bentonita normalmente tem baixos valores de densidade, arenitos e carbonatos geralmente tem altos valores de densidade. Alguns valores típicos são mostrados na Tabela 2.3. Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido Tipo de formação ou Fluido Densidade (g/cm 3 ) Folhelho 2,4-2,6 Arenito 2,65 Calcário 2,71 Dolomita 2,87 Sal 2,03 Lama de perfuração 1 1,1 Água 1,0 Óleo cru 0,8-1,0 Gás Natural 0,7 Fonte: Evenick (2008) 2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA (NPHI) Este perfil está presente nos dados fornecidos pela ANP. Segundo Rocha et al. (2009), os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com massa quase idêntica à do átomo de hidrogênio. Sendo partículas neutras elas podem penetrar profundamente na matéria, atingindo os núcleos dos elementos que compõem a rocha, interagindo elástica ou inelasticamente com eles. Este perfil registra diretamente as porosidades das rochas, tanto em poço aberto como em poço revestido, desde que as camadas estudadas sejam portadoras de água. Quando as rochas são portadoras de gás ou de hidrocarbonetos leves, ocorre uma diminuição nas porosidades calculadas com estes perfis, em relação ao perfil sônico e/ou perfil densidade. Portanto, quanto menor a densidade de hidrogênio, menor a quantidade de água na rocha, e desta forma, menor o valor registrado pelo perfil neutrônico em comparação ao sônico e/ou densidade (ROCHA et al., 2009).

23 A unidade deste perfil é dada por Unidades de Porosidade (P.U.). Uma característica importante é que, defronte a rochas limpas, ou seja, aquelas com percentual de argila igual a zero, são lidos valores de porosidades, aproximadamente iguais, pelos perfis sônico, densidade e neutrônico. As aplicações deste perfil são relacionadas a aquisição de valores para porosidade, litologia, definição de zonas gás (combinando o perfil neutrão com o perfil densidade), mostrado na Figura 2.3 (ROCHA et al., 2009). Figura 2.3 Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade, Fonte: Rocha et al. (2009) 2.5 PERFIL SÔNICO (DT) O perfil sônico (acústico) registra a velocidade do som transmitida através de uma formação, medida em microssegundos por pé (µs/ft). A velocidade que a rocha permite a passagem da onda sônica e está relacionada com a porosidade da formação. A litologia de uma formação pode ser conhecida pela acurácia calculada da porosidade. Um perfil sônico é um

indicador aproximado da porosidade. Na Tabela 2.4, temos os valores típicos de velocidades para rochas consolidadas. 24 Tabela 2.4 Valores de velocidade para rochas consolidadas Formação Velocidade (µs/ft) Folhelho 62-167 Arenito 55,5 Calcário 47,5 Dolomita 43,5 Fonte: Evenick (2008) 2.6 RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS Devido a uma grande variedade de informações e dados obtidos na análise dos perfis geofísicos, é importante resumi-los de forma que haja uma boa compreensão dos dados analisados. Segundo Ellis et al. (2008), resumiram os dados obtidos dos perfis geofísicos em relação a característica e o comportamento, apresentado na Tabela 2.5. Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos comportamentos Característica Perfil Geofísico Comportamento Limpo / Argila Porosidade (ϕ) Hidrocarbonetos Recuperável / mobilidade SP GR Densidade Neutrão Acústico Rt Rxo Rt (raso Profundo) VSH VSH ϕ ϕ ϕ Sw So ϕ Rxo = Rt Rxo = Rt R xo R t R mf R x Fonte: Ellis et al. (2008), modificado SP GR ρ b ϕ n Δt Rt Rt Rt Sem invasão Se Rmf = Rw, sem mobilidade de HC Mobilidade de fluido

25 2.6 SEÇÃO TRANSVERSAL Uma das mais importantes formas de visualizar as características da subsuperfície, é criar uma seção transversal válida. É impossível alcançar completamente uma arquitetura de subsuperfície estratigráfica ou estrutural, mesmo com o uso de dados sísmicos tridimensionais. Entretanto, é possível criar uma seção transversal bidimensional usando dados conhecidos. Segundo Evenick (2008), pode-se pensar que a seção transversal é o retrato de um afloramento, com seções bem expostas (well-constrained) e exposição pobre (poorly constrained). Em áreas com exposição pobre ou incompleta, é necessário projetar contatos e tendências estruturais em áreas de melhor exposição usando dados ou informações próximas. Comumente, poços próximos ou dados sísmicos e contatos projetados (de mapas de contorno) são usados para correlacionar seções pobres. O risco em usar dados projetados é a dependência de vários fatores (migração sísmica, gridding algorithms e mapas de escala). As seções transversais podem ser divididas em projetadas e ancoradas, conforme mostrado na Figura 2.4, as seções transversais são subdivididas pela quantidade de poços e nos dados de controle. Nas seções transversais projetadas, os contornos não possuem a orientação de um poço de controle. Esta categoria pode ser dividida em seções transversais sintéticas ou delimitadas. Seções transversais sintéticas são contornos, onde não há o controle de dados para restringir a posição dos contatos e recursos, enquanto que seções transversais delimitadas utilizam dados próximos semi-restritos (EVENICK, 2008). Figura 2.4 Categorias de seções transversais, Fonte: Evenick (2008), modificado

26 Seções transversais ancoradas são contornos que interceptam um ou mais poços e, portanto, tem algum grau de controle direto do poço. Os dados são ancorados, ou amarrados, na seção transversal devido a posição espacial ser conhecida. É uma prática padrão, colocar pelo menos um perfil de poço (comumente Raio Gama, Sônico, Resistividade ou Potencial Espontâneo) em uma seção transversal ancorada. Seções transversais ancoradas podem ser divididas em seções transversais fixas (pinned) ou poço-a-poço (well-to-well). Seções transversais fixas são contornos que intersectam um ou mais poços. Tipicamente, este tipo de seção transversal é linear e parcialmente construída de dados projetados. Seções transversais poço-a-poço são contornos que correlacionam múltiplos poços. Estes contornos são completamente controlados por dados de poços e são comumente não lineares. A principal desvantagem no uso da seção transversal poço-a-poço é que podem aumentar as características fora do plano e criar falsas relações de subsuperfície (EVENICK, 2008).

27 CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO Segundo Bizzi et al. (2003), a Bacia de Campos localiza-se em águas territoriais do Estado do Rio de Janeiro, cobrindo cerca de 100.000 km², sendo a parte submersa até uma lâmina d água de 3.400 metros e uma pequena porção estendendo-se para o continente. A Figura 3.1 mostra a Bacia de Campos, em destaque, o Campo de Namorado. Para norte, a bacia é parcialmente isolada da Bacia do Espírito Santo, na região de águas rasas, pelo Alto de Vitória, um bloco elevado de embassamento que coincide com a terminação oeste da Cadeia de Vitória- Trindade, importante lineamento oceânico daquela área (CAINELLI et al. 1998). Em águas profundas, não existe elemento estrutural de separação efetiva entre as bacias de Campos e do Espírito Santo. Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos. Fonte: Modificado de Bruhn (2003) Segundo Guardado et al. (1990), o Campo de Namorado foi descoberto em 1975, localiza-se na parte central da Bacia de Campos, a cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro, sob lâmina de água de 110 a 250 m. Foi estimado em um volume in place de 669 milhões de barris de petróleo (106 x 10 6 m 3 ).

28 A produção de óleo no Campo de Namorado começou em junho de 1979. Na explotação desse campo foram usadas as plataformas de produção PNA-1 e PNA-2. A coluna máxima de óleo é de cerca de 160 m e o net-play 2 médio, por poço, é de 60 m. Em média, a porosidade é de 26%, a saturação de óleo é de 75%, a permeabilidade com cerca de 400 md e o índice de produtividade, normalmente, é maior que 50 m 3 /d/kgf/cm 2, Barboza (2005). Embora seja um campo maduro, ainda possui produção de petróleo, segundo dados do BDEP-ANO, agosto de 2012, cada poço tem uma produção média de 770 barris/dia e 27 m 3 de gás natural/dia, somando uma produção de cerca de 14.000 barris/dia dividido em 19 poços. Segundo Guardado et al. (1990), o reservatório produtor, o arenito Namorado, consiste da composição de areias turbidíticas que foram depositadas durante o período Cenomaniano/Turoniano e são intercalados por margas e folhelhos. A Figura 3.2 mostra um perfil estrutural percorrendo através da direção sudoeste-nordeste os Campos de Namorado e Cherne. Note que o poço 1RJS19, usado neste trabalho, está presente nesta figura. Figura 3.2 Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne, Fonte: Guardado et al. (1990) 2 Net-play: espessura média da camada de interesse

29 Neste nível do reservatório, o Campo de Namorado possui uma falha estrutural, dividida em quatro blocos por falhas normais denominados Principal, Adjacente, Marginal, Secundário e ainda a chamada área nordeste de Namorado, mostrado na Figura 3.3. O principal bloco em que o óleo é produzido está localizado na parte central do campo. A acumulação de óleo é controlada pelos arenitos turbidíticos pinch out 3 e por atributos estruturais. O campo é limitado por falhas no sudeste, noroeste e sudoeste. Na região noroeste do campo, por dip closure 4 e no norte e sul por arenitos pinch out. O reservatório é selado por margas e folhelhos da sequência hemipelágica. O arenito Namorado consiste de várias camadas de areias de turbidito intercaladas com os folhelhos. Estes arenitos atingem uma espessura no principal bloco do campo de 115 m onde a estrutura é fechada em cerca de 160 m. Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado, Fonte: Menezes (1990) apud Barboza (2005) 3 Pinch out: um tipo de armadilha estratigráfica. Representa a diminuição da espessura de um reservatório contra uma rocha selante criando uma geometria favorável ao aprisionamento de hidrocarbonetos. 4 Dip Closure: Inclinação fechada

Figura 3.4 Carta estratigráfica da Bacia de Campos, Fonte: Winter et al. (2007) 30

31 Segundo Barboza (2005), esses arenitos normalmente são enormes, granulação média, arcósicos e localmente conglomerados. A qualidade deste arenito tem uma porosidade de 20 a 30% e permeabilidade superior a 1 darcy. Localmente, o arenito contém finas zonas onde a porosidade tem sido completamente suprimida por cimentação carbonática. Corpos individuais de areia são lenticulares e alongados de noroeste para sudeste. Estas areias são interconectadas, como indicado pelos dados de pressão na parte central do campo. Alguns reservatórios na parte sudeste do campo mostram pressões iniciais indicando a natureza lenticular e isolada destas areias. A Figura 3.4 mostra a carta estratigráfica da Bacia de Campos, onde o Campo de Namorado está localizado e a Figura 3.5 destaca o detalhe onde é analisado neste trabalho. A Figura 3.5 mostra um detalhe da Bacia de Campos correspondente ao Grupo Macaé, onde em destaque temos a Formação Namorado em forma de corpos areníticos entre sedimentos da formação Outeiro e Imbetiba. As notações usadas são QM Quissamã, QM/BZ Búzios, GT Goitacás, OUT Outeiro, IMB Imbetiba, NAM Namorado. Figura 3.5 Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos, Fonte: Modificado de Winter et al. (2007)

CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO DE NAMORADO 32 Neste trabalho, segundo o material cedido pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) para as universidades, os dados usados consistem dos perfis geofísicos do Campo de Namorado que possui 65 poços no formato.las (Log ASCII Standard). Os arquivos no formato.las contém matrizes numéricas com os valores da profundidade e os valores relativos a cada tipo de perfil presente no poço, com intervalos de 20 centímetros. A leitura e análise dos perfis escolhidos foi realizada usando o software MATLAB. A Figura 4.1 mostra alguns desses poços identificados pelo seu nome e sua respectiva simbologia. 4RJS245DRJ 4RJS245DARJ 4RJS42RJ 3NA3DRJ 3NA3RJ 3NA02RJ 3NA1ARJ 3NA1RJ 1RJS19RJ 3NA4RJ 8NA22RJ 3RJS214RJ 7NA13ARJ 3NA21RJ 3NA21BRJ 3NA5RJ 7NA13RJ 3NA5ARJ Figura 4.1 Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado, Fonte: ANP/SDT/BDEP (2000)

33 Esses poços são do tipo conforme mostrado na tabela 4.1, quanto a sua finalidade e categoria. Tabela 4.1 Tipos dos poços quanto a finalidade Finalidade Categoria Número Pioneiro 1 Estratigráfico 2 Extensão 3 Exploração Pioneiro adjacente 4 Jazida mais rasa 5 Jazida mais profunda 6 Explotação (lavra) Desenvolvimento 7 Injeção 8 Especial 9 Fonte: Costa (2008) simbologia. A Figura 4.2 mostra, em detalhe, os poços usados neste trabalho, com sua respectiva 4RJS42RJ 3NA2RJ 3NA1ARJ 3NA1RJ 1RJS19RJ 3NA4RJ Figura 4.2 Poços usados neste trabalho, em destaque, Fonte: ANP (modificado)

A listagem com os nomes e a simbologia de poços de petróleo é apresentado na Figura 4.3. Nesta listagem, note que os poços analisados neste trabalho são produtores de óleo. 34 Figura 4.3 Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo, Fonte: ANP/Superintendência de Gestão de Informações e Dados Técnicos Na análise dos perfis geofísicos, foram tomados três critérios, tendo em vista a colinearidade dos poços, o tipo de poço e a presença dos Perfis Sônico (DT), Perfil Raio Gama (GR), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e o Perfil Densidade (RHOB), onde foi escolhido os poços produtores de óleo. A partir desses critérios foram escolhidos quatro poços, conforme mostrado na Tabela 4.2. Tabela 4.2 Poços de petróleo escolhidos para análise de seus perfis geofísicos Poço de Petróleo Tipo 4RJS42RJ Produtor de óleo 3NA02RJ Produtor de óleo 1RJS19RJ Produtor de óleo 3NA04RJ Produtor de óleo Fonte: Elaboração própria

35 Esses perfis representam a leitura dos dados fornecidos no formato.las (Log ASCII Standard) cedidos pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) e foram elaborados no software MATLAB a partir de linguagem de programação. Os quatro poços analisados nesse trabalho, com seus respectivos perfis geofísicos, são apresentados nas Figuras 4.4 (poço 3NA02RJS), Figura 4.5 (poço 3NA04RJS), Figura 4.6 (poço 1RJS019RJ) e Figura 4.7 (poço 4RJS042RJ). Na primeira faixa temos o Perfil Raio Gama (GR), na segunda faixa, temos o perfil elétrico ILD, na terceira faixa temos o perfil Porosidade Neutrônica (Nphi), na quarta faixa temos o perfil Densidade (RHOB) e na quinta faixa, temos o perfil Sônico (DT). DT GR (API) ILD (ohm-m) NPHI (%) RHOB (g/cm3)(microsegundo/ft) 3050 3050 3050 3050 3050 3150 3150 3150 3150 3150 3200 3200 3200 3200 3200 0 50100150 10 0 0 20 2 2.5 50 100 Figura 4.4 Perfis do poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria

36 GR (API) 2940 ILD (ohm-m) NPHI (%) 2940 2940 DT RHOB (g/cm3)(microsegundo/ft) 2940 2940 2960 2960 2960 2960 2960 2980 2980 2980 2980 2980 3020 3020 3020 3020 3020 3040 3040 3040 3040 3040 3060 3060 3060 3060 3060 3080 3080 3080 3080 3080 3120 3120 3120 3120 3120 3140 3140 3140 3140 3140 3160 3160 3160 3160 3160 0 50100150 10 0 0 10 20 30 2 2.5 50 100 Figura 4.5 Perfis do poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria

37 GR (API) 2940 ILD (ohm-m) NPHI (%) 2940 2940 DT RHOB (g/cm3)(microsegundo/ft) 2940 2940 2960 2960 2960 2960 2960 2980 2980 2980 2980 2980 3020 3020 3020 3020 3020 3040 3040 3040 3040 3040 3060 3060 3060 3060 3060 3080 3080 3080 3080 3080 3120 3120 3120 3120 3120 0 50100150 10 0 0 20 2 2.5 50 100 Figura 4.6 Perfis do poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria

38 GR (API) ILD (ohm-m) NPHI (%) DT RHOB (g/cm3) (microsegundo/ft) 3020 3020 3020 3020 3020 3040 3040 3040 3040 3040 3060 3060 3060 3060 3060 3080 3080 3080 3080 3080 3120 3120 3120 3120 3120 3140 3140 3140 3140 3140 3160 3160 3160 3160 3160 3180 3180 3180 3180 3180 3200 3200 3200 3200 3200 3220 3220 3220 3220 3220 0 50 100150 10 0 10 20 30 40 2 2.5 50 100 Figura 4.7 Perfis do poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria

39 CAPÍTULO 5 - RESULTADOS Neste capítulo, a partir das informações apresentadas sobre os perfis geofísicos analisados em cada um dos poços de petróleo que foram escolhidos, serão realizados os cálculos e a elaboração dos gráficos do volume de argilosidade (VSH) e da saturação de água (Sw). O cálculo do volume de argilosidade foi realizado através do uso da equação proposta por Clavier (Equação 2.4), que leva em consideração o perfil Raio Gama e o uso da Equação que leva em consideração o uso do perfil Densidade e Neutrão (Equação 5.5). O cálculo da saturação de água levou em consideração o uso da Equação de Archie e a Equação de Simandoux. Os cálculos e gráficos foram realizados no software MATLAB que irá auxiliar na localização de possíveis reservatórios de óleo. Essas informações geradas no MATLAB serão comparadas no software Interactive Petrophysics, que é um software que auxilia geólogos, geofísicos e engenheiros de petróleo na análise e interpretação petrofísica dos poços de petróleo. Com estas informações, foi possível criar uma seção transversal, em cada um dos poços escolhidos, ilustrando o tipo de litologia presente sua respectiva localização em cada um dos poços de petróleo. 5.1 ANÁLISE DA ARGILOSIDADE A interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama pode ser dividida em três categorias conhecidas como Sino, Funil e Cilindro. A Figura 4.8 mostra cada uma dessas interpretações. a interpretação Sino mostra que a camada inferior tem sua base granulométrica mais grosseira, o que poderia ser resultante de uma deposição tipo leque (turbidito); a interpretação Funil mostra que a camada superior é mais grosseira, onde poderia representar uma barreira ou alta atividade marítima; a interpretação Cilindro mostra uma camada uniforme de sedimentos.

40 Figura 5.1 - Interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama, Fonte: www.spec2000.net No perfil Raio Gama do poço 4RJS042RJ, foi verificado que na profundidade entre 3.040 m e 3.080 m, o perfil apresenta o formato Sino e na profundidade entre 3.140 m e 3.170 m temos o formato Cilindro. No perfil do poço 3NA02RJS, o formato Funil é apresentado entre 2.985 m e 3.025 m. O formato Sino é apresentado entre 3.070 m e 3.090 m. No perfil do poço 1RJS019RJ, o formato Funil é apresentado entre 2.980 m e 2.975 m, já o formato Sino está presente na profundidade entre 2.990 m e 2.995 m e o formato Cilindro está presente na profundidade entre 3.060 m e 3.080 m. No perfil do poço 3NA04RJS, o formato Sino está presente entre 2.970 m e 2.985 m, entre 2.988 m e 3.010 m e também entre 3.100 m e 3.120 m. O formato Cilindro apresenta-se entre 3.030 m e 3.050 m e por último em 3.110 m e 3.150 m. No trabalho de Flexa et al. (2004), onde aplicou estatística multivariada para identificar litotipos no Campo de Namorado. No poço 3NA02RJS, identificou arenitos nos intervalos entre 3.025 m e 3.070 m, 3.090 m e 3.120 m, 3.130 m e 3.150 m. Estes intervalos são intercalados por folhelhos, calcilutitos, margas e siltito. Os carbonatos estão localizados no intervalo entre 3.150 m e 3.200 m. No trabalho de Aurélio (2012), realizou um modelo tectono-estrutural dos Campos de Petróleo dos Campos de Namorado, Cherne e Albacora, com isso, obteve as litologias do poço 1RJS019RJ, identificando arenitos em 2.980 m e 3.000 m, 3.010 m e 3020 m e em 3.060 m e 3.080 m, intercalados por folhelhos, calcilutitos, margas e siltito. Os carbonatos estão no intervalo entre 3080 m e 3120 m.

41 No trabalho de Borges (2012), usou o método de inversão mineralógica com base nos perfis geofísicos de poços do Campo de Namorado. No poço 3NA04RJS, os arenitos estão localizados nos intervalos entre 2.990 m e 3.020 m, 3.030 m e 3.050 m e no intervalo 3.075 m e 3.110 m, intercalados por folhelho siltoso, folhelho argiloso, calcário argiloso e marga. Borges (2012) também identificou a litologia no poço 4RJS042RJ, onde foram identificados os arenitos nas profundidades entre 3.045 m e 3.055 m, na profundidade entre 3.065 m e 3.110 m temos arenitos intercalados por folhelhos, entre 3.130 m e 3.180 m com arenitos, onde nessa faixa é intercalado por um carbonato no intervalo entre 3.170 m e 3.175 m. Os gráficos do Volume de Argilosidade vão auxiliar na verificação das zonas de interesse do poço de petróleo. Os intervalos com baixo volume de argilosidade são potenciais zonas de interesse. A presença de minerais argilosos nos reservatórios afeta a identificação de hidrocarbonetos e provoca um cálculo menor no volume de hidrocarbonetos. A argilosidade altera o espaço poroso das rochas, diminuindo a sua permeabilidade absoluta. Na Tabela 5.1 é mostrada uma classificação em função do teor de argila em determinadas formações. Tabela 5.1 Volume de argilosidade em diferentes litologias Litologia Volume de Argilosidade (%) Arenito limpo 0-5 Arenito pouco argiloso 5-10 Arenito argiloso 10 35 Arenito muito argiloso 35 65 Folhelho > 65 Fonte: Ellis et. al. (2008) Os valores e os gráficos do Volume de Argilosidade (VSH) foram obtidos no software MATLAB, onde foi implementada uma programação aplicando a Equação 2.4, usando o perfil Raio Gama. Outro método para o cálculo do volume de argilosidade (VSH), segundo Girão (1990), baseia-se na comparação dos perfis Densidade e Neutrão, os quais são afetados de modo bastante distinto pela presença da argila, devido ao excesso de água adsorvida considerada pelo

42 neutrônico. A Equação 5.1 fornece a porosidade do perfil neutrão corrigida e a Equação 5.2 fornece a porosidade do perfil densidade corrigida. As Equações 5.1 e 5.2 fornecem os valores para ϕ DC e ϕ NC que são respectivamente as porosidades corrigidas do perfil Densidade e o perfil Neutrão, devido ao efeito da argilosidade, ou seja, a porosidade efetiva da rocha. O cálculo do volume de argilosidade a partir dos perfis neutrão e densidade é dada pela Equação 5.3. ϕ DC = ϕ D ϕ DSH. V SH (Eq. 5.1) ϕ NC = ϕ N ϕ NSH. V SH (Eq. 5.2) V SHND = ϕ N ϕ D ϕ NSH ϕ DSH (Eq. 5.3) onde, ϕ DC : porosidade da densidade corrigida pela argilosidade; ϕ NC : porosidade neutrônica corrigida pela argilosidade; ϕ D : porosidade lida diretamente do perfil de densidade; ϕ N : porosidade lida diretamente do perfil neutrão; ϕ NSH : porosidade aparente do folhelho lida em um folhelho adjacente; ϕ DSH : porosidade aparente calculada para os folhelhos adjacentes da matriz e fluidos; V SH : volume total de folhelho ou argila na rocha, calculada através de outros indicadores; V SHND : volume de argilosidade calculado a partir dos perfis neutrão e densidade. O volume de argilosidade foi gerado utilizando tanto os dados do perfil Raio Gama e os perfis Densidade Nêutron, sendo que para gerar uma única curva foi considerado o valor mínimo dessas duas respostas. Nas Figuras 5.2 até 5.5 temos a esquerda o gráfico do perfil Raio Gama e a direita o gráfico do Volume de Argilosidade (VSH), gerados pelo perfil Raio Gama. Estes gráficos foram elaborados no software MATLAB através da programação apresentada no Apêndice A.

43 No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 4RJS042RJ, mostrado na Figura 5.2, na profundidade entre 3.080 m e 3.210 m apresentam valores entre 10% e 20%, sendo possíveis zonas de interesse e na profundidade entre 3.030 m e 3.050 m possui valores entre 10% e 40% de argilosidade. GR (API) Vsh (%) 3020 3020 3040 3040 3060 3060 3080 3080 3120 3120 3140 3140 3160 3160 3180 3180 3200 3200 3220 3220 0 50 100 150 0 0.5 1 Figura 5.2 - Volume de Argilosidade do poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria

44 No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 3NA02RJS, mostrado na figura 5.3, verificamos que no intervalo entre 3.035 m e 3.055 m, 3.100 m e 3.125 m e 3.160 m e 3.200 m são potenciais zonas de interesse com valores variando entre 10% e 30%. Foi verificado também que na profundidade entre 3.000 m e 3.025 m possui valores variando entre 30% e 60%. GR (API) Vsh (%) 3050 3050 3150 3150 3200 0 50 100 150 3200 0 0.5 1 Figura 5.3 - Volume de Argilosidade do poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria

45 No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 1RJS019RJ, a figura 5.4 mostra na profundidade entre 2.964 m e 2.976 m uma argilosidade variando entre 30% e 60% e entre 2.996 m até 3.120 m uma potencial zona de interesse com o volume de argilosidade variando entre 10% e 20%, sendo um arenito argiloso. 2940 GR (API) 2940 Vsh (%) 2960 2960 2980 2980 3020 3020 3040 3040 3060 3060 3080 3080 3120 0 50 100 150 3120 0 0.5 1 Figura 5.4 - Volume de Argilosidade do poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria

46 No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 3NA04RJS, mostrado na figura 5.5, o intervalo na profundidade entre 3.020 m e 3.150 m uma potencial zona de interesse com o volume de argilosidade variando entre 10% e 30%. No intervalo entre 2.990 m e 3.000 m há uma variação do volume de argilosidade entre 20% e 70%. 2940 GR (API) 2940 Vsh (%) 2960 2960 2980 2980 3020 3020 3040 3040 3060 3060 3080 3080 3120 3120 3140 3140 3160 0 50 100 150 3160 0 0.5 1 Figura 5.5 - Volume de Argilosidade do poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria As figuras 5.6, 5.7, 5.8 e 5.9 foram geradas no software Interactive Petrophysics (IP). O perfil Raio Gama corresponde a primeira faixa, os perfis densidade e Perfil Nêutron, estão na segunda faixa e na terceira faixa temos os gráficos que correspondem ao volume de

47 argilosidade (VSH), onde em verde corresponde ao VSH do perfil Raio Gama e em vermelho o VSH dos perfil densidade e neutrão. O uso desses perfis é justificada devido a uma discrepância entre os volume de argilosidade devido a presença de pinch outs e arenitos arcósios, onde são aqueles que contém feldspato (conteúdo radioativo), que são fatores que muitas vezes alteram as respostas de argilosidade. Devido a esses motivos existe certo nível de divergência entre as respostas de argilosidade. No poço 4RJS042RJ, Figura 5.6, foi verificada a presença de pinch outs nas Zonas 1, com profundidades de 3.015 m e 3.025 m e na Zona 2 com profundidade de 3.037 m. Perfil Raio Gama (GR) ϕ N ϕ D VSH(GR) VSH(ND) Figura 5.6 Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria