ESTIMATIVA DE RESERVA ATRAVÉS DE PERFIS GEOFÍSICOS DE POÇOS DO CAMPO DE NAMORADO BACIA DE CAMPOS

ESTIMATIVA DE RESERVA ATRAVÉS DE PERFIS GEOFÍSICOS DE POÇOS DO CAMPO DE NAMORADO BACIA DE CAMPOS V. F. DORNELAS 1 e C. A. M. da SILVA 2 1 Universidade Federal do Espírito Santo, Engenharia de Petróleo 2 Universidade Federal do Espírito Santo, Departamento de Ciências Naturais E-mail para contato: vitoriafeliciodornelas@hotmail.com¹/ candreufrj@gmail.com² RESUMO Dentre as etapas de exploração e produção de um campo petrolífero, destacase a perfilagem geofísica. A interpretação de perfis geofísicos geram dados que nos permitem estimar a quantidade de óleo in place de uma jazida. Com os dados de raios gama, resistividade (indução), densidade e neutrão, do campo de Namorado Bacia de Campos, disponibilizados pela ANP foram gerados gráficos no software MatLab R2011a. A interpretação dos perfis citados permitem inferir sobre a litologia, porosidade e saturação da rocha reservatório, parâmetros importantes para o cálculo da quantidade inicial de óleo in place. Um dos métodos mais utilizados para estimar a quantidade de fluido acumulado na rocha é denominado método volumétrico, com ele estima-se o volume de óleo em função da porosidade do reservatório e da saturação de fluidos na mesma. Ele traz melhores resultados quando utilizado no início da produção, e envolve uma combinação de mapeamento geológico, análise petrofísica e da engenharia de reservatórios. 1. INTRODUÇÃO A determinação do volume de uma reserva petrolífera é de extrema importância para a realização da operação de exploração e produção de hidrocarbonetos, devido aos altos custos destas operações. Uma estimativa prévia do volume de hidrocarbonetos que pode ser recuperado se faz necessária para que o responsável pelo projeto determine se é conveniente continuar com o projeto de exploração ou se o mesmo se mostrará inviável. Contreas e Castro (2012), afirmam que a potencialidade de produção de um reservatório depende de alguns parâmetros de rocha, no caso os parâmetros petrofísicos, sendo que os mesmos devem ser analisados antes de uma locação. A fase inicial de estudos visa mensurar as propriedades estáticas do reservatório: tipo de rocha, porosidade e saturação de fluidos. Para obtenção desses dados é efetuada a perfilagem de poço (SOUSA et al., 2010). A perfilagem geofísica consiste no registro contínuo dos parâmetros geofísicos captados ao longo da parede do poço, por meio de ferramentas a cabo, ou ainda, de ferramenta acopladas à coluna de

perfuração (RIDER, 2000 apud ROSA, 2006). Rocha e Azevedo (2009) afirmam que o perfil é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou propriedades das rochas atravessadas por um poço. Podem-se obter dessa forma, perfis do tipo litológico, tempo de perfuração, granulométrico e etc. Quaisquer que sejam os perfis empregados durante a avaliação de um poço não são fornecidas diretamente as propriedades de interesse, tais como a porosidade, a permeabilidade, a saturação de fluidos, etc. Na realidade tais propriedades são aferidas a partir de parâmetros registrados em forma de medições elétricas, acústicas e radioativas (ROCHA & AZEVEDO, 2009) O sistema de avaliação petrofísica é constituído, principalmente, por quatro elementos: litologia da rocha, volume de argila, espaço vazio (porosidade), e fluido contido nos poros da rocha (óleo e/ou água) (CONTREAS & CASTRO, 2012). Essas propriedades determinam as quantidades dos fluidos existentes no meio poroso, a sua distribuição, a capacidade desses fluidos se moverem e a mais importante de todas: a quantidade de fluidos que pode ser extraída (THOMAS, 2001). 2. POROSIDADE, RESISTIVIDADE E SATURAÇÃO A porosidade, φ, é uma das mais importantes propriedades das rochas na engenharia de reservatórios, já que ela mede a capacidade de armazenamento de fluidos. Ela e definida como sendo a relação entre o volume poroso, V p, de uma rocha e o volume total, V t, da mesma (ROSA et al., 2006). φ = V p V t (1) Quase todos os reservatórios contém água antes da carga de hidrocarbonetos. Quando hidrocarbonetos migram para dentro de uma trapa, deslocam a água do reservatório, mas não completamente. A água permanece trapeada em pequenas gargantas e espaços porosos (JAHN et al.,2012). Rosa (2006) afirma que a permeabilidade é uma medida da condutividade de fluidos de um material. E ainda que, a saturação é definida como sendo uma fração ou porcentagem do volume de pros ocupada por um fluido. Outro parâmetro de interesse é a resistividade, Sfredo (2006) define como sendo a habilidade de um material para resistir ao fluxo de corrente elétrica. A medida de resistividade da formação é um dos métodos primários de identificação de fluido em um reservatório. A equação de Archie é uma formula empírica que é normalmente utilizada para estimar a saturação de água, e era válida para quase todos os tipos de formação (SFREDO, 2006). Ransom (1995) mostra que, para uma rocha composta por um único mineral ou uma combinação de minerais de proporção constante, Archie sugeriu a seguinte relação: R t = ar w φ m S w n (2)

Onde os parâmetros φ e S w (saturação de água) são expressos como frações. Rw e Rt são as resistividades da zona de água e zona não invadida, respectivamente, medida em ohm. m. m é o fator de cimentação, n é o expoente de saturação e a é o fator de tortuosidade ou correção local. Os valores de m, n e a são encontrados na tabela 1. Onde a formação siliciclástica tipo 1 pode ser considerada uma formação arenítica menos consolidada e 2 uma formação arenítica mais consolidada. Tabela 1 - Definição dos parâmetros de Archie (SILVA, 2011) Parâmetros da equação de Archie Litologia m, fator de cimentação n, expoente de saturação a, fator de tortuosidade Siliciclástica 1 2,15 2 0,62 Siliciclástica 2 2 2 0,82 Carbonática 2 2 1 3. PERFIS GEOFÍSICOS Os perfis geofísicos a serem utilizados serão: perfil de raios gama, perfil de resistividade, perfil de densidade e perfil neutrônico. 3.1. Perfil de Raios Gama O perfil de raios gama tem sido utilizado tradicionalmente para correlação de zonas de poços a poço, para identificação de litologia e para estimação grosseira do volume de argila presente na formação (ELLIS & SINGER, 2007). 3.2. Perfil de Resistividade O perfil de resistividade (ILD) é o registro em profundidade, das variações da condutividade das rochas, medidas na região não perturbada pelos efeitos da invasão. Sendo normalmente expresso em unidades de resistividade (SILVA, 2011). 3.3. Perfil de Densidade O perfil de densidade é o registro, em função da profundidade, das variações da densidade das rochas atravessadas pelo poço (SILVA, 2011). A porosidade é uma das informações primárias que podem ser retiradas do perfil de densidade. 3.4. Perfil Neutrônico O perfil neutrônico registra o índice de hidrogênio presente nas camadas sedimentares, já que

esse elemento está contido nas moléculas dos fluidos que preenchem os poros das rochas, a exemplo da água e dos hidrocarbonetos (GONZALEZ, 2014). 4. MÉTODO VOLUMÉTRICO Rosa et al. (2006) denomina estimativa de reservas a atividade dirigida à obtenção dos volumes de fluidos que podem ser retirados do reservatório até que ele chegue a condição de abandono. Não existe uma maneira única de se estimar os volumes originais de hidrocarbonetos e as reservas de uma jazida de petróleo (THOMAS, 2001). Dentre os métodos mais comumente utilizados destacamos o método volumétrico. O método volumétrico tem uma maior utilidade no início da produção e por isso é caracterizado como método estático, sendo considerado o de maior utilização. O método volumétrico envolve o cálculo da quantidade inicial in place, através da combinação de mapeamento geológico, análise petrofísica e da engenharia de reservatório, das frações de petróleo, gás e outros elementos associados (FERREIRA, 2005). O volume de óleo inicial in place no reservatório, OIIP, será dado pelo produto entre o volume total do reservatório, V t, a porosidade, φ, a saturação de óleo, (1 S w ). (DAKE, 1978). Portanto OIIP = V t φ (1 S w ) (3) Onde o volume total do reservatório é dado por: V t = A h (4) Onde A é a área e h a espessura do espessura do reservatório. 5. METODOLOGIA Com base em dados geofísicos, pertencentes ao campo de Namorado Bacia de Campos, disponibilizados na literatura pela ANP Agência Nacional do Petróleo, foram utilizados os dados, em formato.las, de perfis realizados no poço 7NA_0007_RJS. Os dados utilizados correspondem às leituras dos perfis de raios gama (GR), resistividade (ILD), densidade (RHOB) e neutrônico (NPHI). O primeiro passo para a realização da estimativa de reserva consiste em gerar gráficos em forma de perfil geofísico através do software MatLab (R2011a). Em seguida é realizada a análise de cada um dos perfis geofísicos. O perfil de raios gama permite identificar o índice de raios gama, com isso o volume de argila na área perfilada e por consequência sua litologia. Quando associado ao perfil de densidade permite identificar o tipo do reservatório. Isso resulta também na identificação da espessura do reservatório. Os perfis de densidade e neutrão (NPHI) são utilizados para estimar a porosidade do reservatório. O primeiro através de uma relação linear entre o valor de densidade lido e os valores de densidade do

filtrado e da matriz e o segundo através de leitura direta no perfil. Dado que foram identificados as possíveis formações de acumulação de óleo e elas apresentam potencial reservatório é necessário inferir sobre o seu conteúdo. O perfil de resistividade indica quais áreas possuem maior probabilidade de conter óleo, através da resistividade lida na região de interesse. O próximo passo é estimar a saturação, ou seja, quanto ao fluido contido no reservatório é realmente óleo. A saturação é estimada a partir da equação de Archie. Que utiliza os parâmetros definidos por Archie, vide tabela 1, dados de resistividade e porosidade lidos no perfil. Foram necessárias algumas considerações gerais, tais como, densidade do filtrado e da matriz, resistividade padrão a ser utilizada na zona de água, e quais equações a serem utilizadas para estimar o volume de argila e a área do reservatório, para enfim poder ser realizado o cálculo do volume do reservatório. Os resultados foram organizados em tabelas para melhor visualização. As tabelas serão utilizadas para mostrar como o método escolhido para estimar a porosidade e a saturação influenciam no cálculo da quantidade inicial de óleo in place do reservatório. 6. RESULTADOS Como primeiro passo da avaliação do volume de óleo inicial in place, a figura 1 representa os gráficos dos perfis geofísicos analisados para o poço 7NA_0007_RJS, pertencente ao campo de Namorado Bacia de Campos. O poço foi analisado para cada um dos perfis de raios gama, resistividade, densidade e neutrão. De acordo com Silva, Portugal & Vidal (2010), os principais litotipos, do Campo de Namorado, foram agrupados em três eletrofácies por meio da combinação dos perfis GR e RHOB: i. Arenito reservatório: identificado por baixos valores de GR e RHOB. ii. Sedimentos finos: identificado por altos valores de GR e RHOB. iii. Calcário: identificado por baixos valores de GR e altos valores de RHOB. Foram necessárias algumas considerações gerais para iniciar o procedimento de avaliação do poço. Será considerado um filtrado doce de densidade ρ fl = 1 g/cm 3, uma matriz arenítica de densidade ρ ma = 2,65 g/cm 3. Foi também utilizada a resistividade da água do mar (0,2 ohm. m) para a resistividade da zona de água (R w ). Definiu-se a área do reservatório como 10 km² para estimar o volume do reservatório. Analisando o poço 7NA_0007_RJS, no intervalo de profundidade de 3001 3370m. Neste intervalo foi identificado cinco possíveis reservatórios areníticos, coluna a - figura 1.

Figura 1 - Poço 7NA_0007_RJS - Campo de Namorado - Bacia de Campos. (a) Litologia; (b) Perfil de raios gama; (c) Perfil de resistividade; (d) Perfil de densidade; (e) Perfil neutrônico Com base no perfil de resistividade (ILD) desta área pôde-se inferir através dos valores lidos nos intervalos de interesse que há possibilidade de presença de óleo nos intervalos 3 e 5. Nas demais áreas 1, 2, e 4 a maior probabilidade de existência de água, pois os valores de resistividade nestes pontos são baixos. Podemos observar nas tabelas 2 e 3 o resultado da análise e a estimativa da quantidade inicial de óleo in place para os intervalos 3 e 5 do poço 7NA_0007_RJS, respectivamente. Destacando que foi analisado o efeito da variação dos parâmetros de Archie na saturação, vide tabela 1. E por consequência o efeito da saturação e dos diferentes meios de determinar a porosidade no cálculo do volume de óleo. Tabela 2 - Resultado da avaliação do intervalo 3 do poço 7NA_0007_RJS Litologia Siliciclástica Litologia Siliciclástica 1 2 1 2 φ D(%) 22,31 22,31 φ N(%) 20,35 20,35 R óleo(ohm.m) 54,57 54,57 R óleo(ohm.m) 54,57 54,57 h (m) 58 58 h (m) 58 58 S óleo(%) 86,05 86,59 S óleo(%) 85,52 85,22 OIIP φd (m³) 1,125 10 12 1,120 10 12 OIIP φn (m 3 ) 1,004 1012 1,001 10 12 OIIP φd (bbl) 7,077 10 12 7,047 10 12 OIIP φn (bbl) 6,317 10 12 6,296 10 12

Tabela 3 - Resultado da avaliação do intervalo 5 do poço 7NA_0007_RJS Litologia Siliciclástica Litologia Siliciclástica 1 2 1 2 φ D(%) 16,15 16,15 φ N(%) 19,78 19,78 R óleo(ohm.m) 63,96 63,96 R óleo(ohm.m) 63,96 63,96 h (m) 14 14 h (m) 14 14 S óleo(%) 80,01 79,94 S óleo(%) 83,92 83,63 OIIP φd (m³) 1,809 10 11 1,808 10 11 OIIP φn (m 3 ) 2,324 1011 2,316 10 11 OIIP φd (bbl) 1,138 10 12 1,137 10 12 OIIP φn (bbl) 1,462 10 12 1,457 10 12 7. DISCUSSÃO E CONCLUSÕES Tendo em vista os resultados apresentados para a quantidade inicial de óleo in place, OIIP, notase que ambos reservatórios apresentam grande potencial de reserva de óleo. O potencial em barris de óleo superam à casa dos bilhões, sendo proporcional a espessura de cada reservatório, à porosidade e a saturação de óleo. Como o intervalo 3 possui valores maiores em relação à espessura, porosidade e saturação maiores que os encontrados no intervalo 5 é esperado que seu potencial seja também maior. Apesar de ser relativamente pequeno o reservatório do intervalo 5, aparenta ser de rochas mais limpas que o intervalo 3, como pode ser comprovado visualmente observando como a curva do perfil de raios gama, figura 1-b, se apresenta mais à esquerda no intervalo 5. A porosidade é o parâmetro mais importante do reservatório. Já que ela define o espaço poroso disponível para acúmulo de fluido e influencia diretamente a saturação a quantidade inicial de óleo in place. Os métodos utilizados para avaliá-la, perfil de densidade e neutrão, geraram resultados distintos. Apesar dos resultados para o intervalo 5 divergirem um pouco, os valores de porosidade foram suficiente próximos à 20% que além de representarem bons reservatórios, condizem com os dados disponibilizados pela ANP para a Bacia de Campos. Para os reservatórios Turbiditos Cretáceo e Terciário a porosidade destas formações se encontram na faixa de 20%-31%. Os resultados também mostram que os reservatórios possuem boa saturação de óleo, independente do método de cálculo utilizado. Embora apenas a perfuração possa realmente comprovar a existência de óleo no reservatório a perfilagem apresenta uma visão inicial do que se esperar da perfuração de um poço.

8. REFERÊNCIAS CONTREAS, S. A, C.; CASTRO, J. C. Metodologia para determinar parâmetros petrofísicos de corte em um campo de petróleo: o caso Socororo, bacia do Oriente, Venezuela. REM: R. Esc. Minas, Universidade Estadual Paulista Campus Rio Claro. São Paulo. 2012. DAKE, L. P. Fundamentals of reservoir engineering. ELSEVIER. Nova York, 1978. ELLIS, D. V.; SINGER, J. M. Well Logging for Earth Scientists. Segunda edição. Springer. The Netherlands, 2007. FERREIRA, D. Curva de Hubbert: uma análise das reservas brasileiras de petróleo. 2005. 101 f. Dissertação (Mestrado) Universidade de São Paulo, São Paulo, 2005. GONZALEZ, S. P. Estimativa de saturação de água conata em reservatórios clásticos. Universidade Federal Fluminense, 2014. JAHN, Frank et al. Introdução à Exploração e Produção de Hidrocarbonetos. Segunda edição. Rio de Janeiro: Elsevier, 2012. RANSOM, R. C. Practical Formation Evaluation. Editora Wiley. Canada, 1995. ROCHA, L. A. S.; AZEVEDO, C. T. Projeto de Poços de Petróleo. Segunda edição. PETROBRAS. Rio de Janeiro: Editora Interciência Ltda, 2009. ROSA, A. J.; CARVALHO, R. de S.; XAVIER, J, A. D. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. PETROBRAS. Rio de Janeiro: Editora Interciência Ltda, 2006. ROSA, Henrique. Estudo de caracterização de eletrofácies por meio de perfis geofísicos de poços e de amostras de testemunhos utilizando estatística multivariada. 2006. 230 f. Dissertação (Doutorado) Universidade Estadual de Campinas, Campinas, 2006. SFREDO, P. B. Construção de área de calibração da ferramenta de indução e estudo de sua funcionalidade para análise de propriedades petrofísica de formações geológicas. Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2006. SILVA, C. B. Solução da Equação de Archie com Algoritmos Inteligentes. 2011. 82 f. Dissertação (Doutorado) Universidade Federal do Pará, Belém, 2011. SOUSA, N. N. S. et al. Metodologia de explotação de petróleo: da interpretação de perfis à previsão de produção. Cadernos de Graduação Ciências Exatas e Tecnológicas v. 11 n. 11. 2010. THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Segunda edição. PETROBRAS. Rio de Janeiro: Editora Interciência Ltda, 2001.