UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO EDILBERTO OLIVEIRA VIANA JUNIOR UTILIZAÇÃO DA PERFILAGEM DE POÇOS PARA A CARACTERIZAÇÃO GEOFÍSICA DO CAMPO DE NAMORADO. JUNHO 2017 NATAL, RN

EDILBERTO OLIVEIRA VIANA JUNIOR UTILIZAÇÃO DA PERFILAGEM DE POÇOS PARA A CARACTERIZAÇÃO GEOFÍSICA DO CAMPO DE NAMORADO. Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Coordenação do curso de graduação em Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, com requisito parcial para a obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Dr. German Garabito Callapino JUNHO 2017 NATAL, RN ii

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VIANA JUNIOR, Edilberto Oliveira. Utilização da Perfilagem de poços para a caracterização geofísica do Campo de Namorado. 2017. 74f. TCC (Graduação) Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017. Palavras-chave: Campo de Namorado; perfilagem; petrofísica. Orientador: German Garabito Callapino RESUMO Uma das principais funções de um engenheiro de petróleo é buscar hidrocarbonetos em variados tipos de ambientes geológicos. Para isso, é utilizada uma gama de ferramentas de investigação, que são fundamentais na prospecção de óleo e gás, capazes de identificar os fluidos presentes no reservatório, bem como as respectivas saturações e propriedades petrofísicas do meio. A geofísica, por meio da perfilagem de poços, é utilizada desde a fase da exploração de uma jazida até a fase de abandono, se fazendo de extrema importância o seu estudo. O Campo de Namorado está localizado na Bacia de campos, e se encontra afastado cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro. Ele foi definido pela ANP (Agência Nacional de Petróleo) como campo escola de Namorado por ter um elevado grau de conhecimento da sua geologia e petrofísica. Neste trabalho, propõe-se um estudo de caso em torno da caracterização geofísica, quanto à perfilagem de poço, do reservatório do Campo de Namorado. Os resultados desse estudo de caso foram satisfatórios, pois conseguiram reunir uma grande quantidade de informações de diferentes trabalhos acadêmicos, quanto à caracterização do reservatório de Namorado, através da perfilagem de poços. Nos trabalhos apresentados, foram obtidas informações como porosidade, permeabilidade, saturação, volume de argila, litologia e identificação de fluidos. Essas informações são fundamentais para o processo de caracterização de um reservatório petrolífero. iv

VIANA JUNIOR, Edilberto Oliveira. Use of well logs for the geophysical characterization of the Campo de Namorado. 2017. 74p. TCC (Graduation) Petroleum Engineer Course, Federal University OF Rio Grande do Norte, Natal, Brazil, 2017. Keywords: Campo de Namorado; Profiling; Petrophysics. Advisor: German Garabito Callapino ABSTRACT One of the main functions of an oil engineers to look for hydrocarbons in various types of geological environments. For this, a range of research tools are used, which are fundamental in oil and gas prospecting, capable of identifying the fluids present in the reservoir, as well as the respective saturations and petrophysical properties of the medium. Geophysics, through well profiling, is used from the exploration phase of a deposit until the abandonment phase, and its study is of the ut most importance. Campo de Namorado is located in the Campos Basin, and is located about 80 km from the coast of the state of Rio de Janeiro. It was defined by the National Petroleum Agency (ANP) as the "school field of Namorado" for having a high degree of knowledge of its geology and petrophysics. In this work, it is proposed a case study about the geophysical characterization of the well of the Campo de Namorado reservoir. The results of this case study were satisfactory, since they were able to gather a great amount of information from different academic works, regarding the characterization of the Namorado reservoir, through the well profiling. In the presented works, information was obtained such as porosity, permeability, saturation, clay volume, lithology and ideitification of fluids. This information is fundamental to the process of characterizing an oil reservoir. v

Dedico este trabalho a todas as pessoas envolvidas na conclusão do mesmo, em especial aos meus pais, Edilberto Oliveira Viana e Ivone dos Santos Viana, que sempre acreditaram no meu potencial e investiram de todas as formas para que esse momento acontecesse. vi

AGRADECIMENTOS Em primeiro lugar a Deus, por me dar força em todos os momentos da minha caminhada acadêmica. Aos meus pais, Edilberto Oliveira Viana e Ivone dos Santos Viana, por todo carinho e dedicação durante toda a minha vida. À minha irmã, Camyla dos Santos Viana por toda motivação. Ao meu orientador, Professor German Garabito Callapino, que foi um exemplo de orientação e de ensinamentos tanto dentro quanto fora da sala de aula. À Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pelo ensino de qualidade prestado. A todos os docentes que compõem o Departamento de Engenharia de Petróleo, por toda a dedicação e ensinamentos fornecidos a mim e aos meus colegas discentes. vii

Sumário 1. Introdução... 1 2 Aspectos teóricos... 3 2.1. Propriedades Petrofísicas de um Reservatório... 3 2.1.1 Porosidade... 4 2.1.2 Permeabilidade... 5 2.1.2 Saturação de Fluidos... 7 2.2 Sistema petrolífero... 7 2.5.1 Rocha geradora... 8 2.5.2 Rocha reservatório... 8 2.5.3 Rocha selante... 9 2.5.4 Migração de petróleo... 9 2.3 Análise de Perfis Geofísicos para caracterização de Reservatórios... 10 2.4 Perfilagem Geofisica de Poços... 12 2.4.1 Perfil de Resistividade (ILD)... 15 2.4.2 Perfil Sônico (DT)... 16 2.4.3 Perfil Raio Gama (GR)... 18 2.4.4 Perfil de Densidade (RHOB)... 19 2.4.5 Perfil Neutrão Poroso (NPHI)... 21 3. Materiais e Métodos... 22 4. Aspectos gerais do Campo de Namorado... 24 4.1. Localização da área de estudo... 24 4.2 Aspectos históricos, Produção e Reservas atuais... 27 4.3 Geologia Regional... 29 4.4 Geologia Local... 32 4.4.1 Aspectos Estruturais... 32 viii

4.4.2 Aspectos Estratigráficos... 34 4.5 Sistema petrolífero... 36 4.5.1 Rocha geradora... 36 4.5.2 Rocha reservatório... 37 4.5.3 Rocha selante... 37 4.5.4 Migração de petróleo... 37 4.5.5 Geometria e litologiado reservatório... 38 4.5.6 Porosidade... 39 4.5.7 Permeabilidade... 39 4.5.8 Saturação de água... 39 5. Trabalhos acadêmicos envolvendo a perfilagem de poços no Campo de Namorado... 40 5.1 Autor: Cristiano Oliveira de Souza... 40 5.2 Autor: Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato....42 5.3 Autor: Renata Alberton... 45 5.4 Autor: Fábio Monteiro de Lima... 49 6. Discussões sobre os trabalhos analisados... 51 7. Conclusões... 57 Referências... 59 ix

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 01: Imagem de satélite com a localização da Bacia de Campos e do Campo de Namorado.... 1 Figura 02: Gráfico de porcentagem ilustrando a importância dos turbiditos na formação de reservatórios para hidrocarbonetos.... 2 Figura 03: Representação da porosidade efetiva das rochas.... 4 Figura 04: Relação entre existência de poros, interconectividade e permeabilidade da rocha.... 6 Figura 05: Fluxograma analisando registros de poços que devem ser feitos para caracterizar um reservatório de petróleo ou gás.... 12 Figura 06: Conjunto de perfis do poço 3-NA-02 do Campo de Namorado.... 14 Figura 07: Mapa de localização da Bacia de Campos, destacando-se com linha de vermelha o campo de namorado.... 26 Figura 08: Mapa estrutural do Campo de Namorado com a localização e os nomes dos poços.... 27 Figura 09: Gráfico em linha do declínio na produção anual de óleo e gás do Campo de Namorado, entre 1998 e 2013.... 28 Figura 10: Seção geológica da Bacia de Campos apresentado as megasequencias estratigráficas.... 31 Figura 11: Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne.... 31 Figura 12: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado... 32 Figura 13: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado, levando em conta poços e profundidades perfuradas.... 33 x

Figura 14: Coluna Estratigráfica da Bacia de Campos. Em destaque: o reservatório de Namorado, alvo do estudo.... 35 Figura 15: Perfis geofísicos do poço 3NA-04-RJS interpretados litologicamente... 41 Figura 16: Topo e Base do Arenito Namorado para o poço 3-NA-02.... 43 Figura 17: Volume de argila (cinza), volume de areia (amarelo) e porosidade sônica (azul), para o poço3-na-02.... 44 Figura 18: Perfis do poço 3-NA-04, elaborado no MATLAB.... 46 Figura 19: Perfil de Raios Gama atrelado ao gráfico de Volume de Argila (Vsh). Poço 4-RJ-042.... 47 Figura 20: Perfil de Raios Gama e Perfil de Resistividade (ILD), atrelados ao Gráfico de Saturação de água e Volume de argila do poço 4-RJS-04. Produzido no IP... 48 Figura 21 Interpretação da perfilagem para o Poço 3-NA-1A.... 50 xi

ÍNDICE DE TABELAS Tabela 01: Tabela de classificação de rochas reservatório quanto à porosidade....05 Tabela 02: Tabela de classificação das permeabilidades da rocha.... 06 Tabela 03: Síntese das funções dos perfis de poço utilizados na caracterização do Campo de Namorado.... 11 Tabela 04: Resumo das propriedades analisadas e softwares utilizados durante os trabalhos acadêmicos... 52 Tabela 05: Resumo das principais características apresentadas durante todo o trabalho.... 53 xii

SIMBOLOGIA Rw - Resistividade da água Rwe - Resistividade da água específica AI - Acustic Impedance (Impedância acústica) SI - Shear Impedance (Impedância cisalhante) σ Módulo de poison PHINS Porosidade sônica xiii

1 INTRODUÇÃO Descoberto no ano de 1975, o Campo de Namorado está localizado na região centro-norte da zona de acumulação de hidrocarbonetos da Bacia de campos. A cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro, como visto na Figura 01, é tido como uma das mais importantes jazidas na área de plataforma continental do Brasil (Cruz, 2003). O Campo de Namorado é tido pela ANP com um Campo Escola por ter um elevado grau de conhecimento da sua geologia e petrofísica. O seu reservatório petrolífero, caracterizado por excelente porosidade e permeabilidade, corresponde ao início das explorações costeiras no país (Rosa, 2011). Figura 01: Imagem de satélite com a localização da Bacia de Campos e do Campo de Namorado. Fonte: Adaptado de Alberton, 2014. O reservatório é composto de arenitos turbidíticos, que são depósitos sedimentares originados por correntes de turbidez submarina em ambiente tectônico 1

de margem convergente. Essas rochas representam cerca de 88,6% das reservas totais de petróleo no Brasil, o que evidencia a sua importância no que diz respeito a formação de reservatórios para produção de hidrocarbonetos (Figura 02). Figura 02: Gráfico de porcentagem ilustrando a importância dos turbiditos na formação de reservatórios para hidrocarbonetos. Turbiditos 88.60% BRASIL: RESERVAS TOTAIS DE PETRÓLEO 14,1 BILHÕES BBL (1997) Embasamento, Basaltos e Folhelhos Fraturados 0.20% Leque Aluvial Fan Deltas 1.00% Deltas 1.80% Fluvial/Eólico 5.00% Carbonatos 3,4% Fonte: Adaptado de Bruhn, 1998. Existe um número significativo de estudos sobre caracterização de reservatório do referido campo por meio de dados de perfis de poços, que foram realizados e publicados em trabalhos acadêmicos. Devido a este fato, considera-se importante realizar uma revisão de todos esses trabalhos e fazer uma análise dos resultados obtidos, assim como das técnicas e metodologias utilizadas na caracterização do reservatório do campo namorado com dados de perfis de poços. O resultado do presente trabalho servira para direcionar futuros trabalhos nessa área, visando aplicar as metodologias e técnicas mais consistentes. 2

Este trabalho tem como objetivo geral fazer um estudo das diferentes metodologias e técnicas utilizadas em diferentes trabalhos acadêmicos para a caracterização geofísica, através da perfilagem de poços, do reservatório do Campo de Namorado, Bacia de Campos. Todos esses estudos foram realizados utilizando os mesmos dados de perfis de poços fornecidos pela ANP para uso em pesquisas acadêmicas 2 ASPECTOS TEÓRICOS Este capítulo tem como função apresentar os principais conceitos que foram utilizados durante todo o trabalho. Primeiramente, foi feita uma abordagem teórica em torno das características petrofísicas do reservatório como porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos. Em segundo lugar, foi feita uma abordagem conceitual quanto ao sistema petrolífero (rocha geradora, rocha selante, rocha reservatório e migração do petróleo) do campo. E, por fim, foi feita uma abordagem teórica quanto aos perfis geofísicos que foram utilizados no processo de caracterização. 2.1 Propriedades Petrofísicas de um Reservatório A Petrofísica combina conhecimentos interdisciplinares da engenharia de petróleo, geofísica e geologia, para determinar quantitavamente as propriedades da rocha e dos fluidos nela presentes. A análise das propriedades petrofísicas tem caráter essencial quando caracterizamos reservatórios de hidrocarbonetos, fornecendo parâmetros que avaliam o potencial econômico de um campo. Neste trabalho, foram observadas as seguintes propriedades: porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos. 3

2.1.1 Porosidade A porosidade, representada geralmente pela letra do alfabeto grego ϕ, é a porcentagem de espaços de uma rocha que não são preenchidos por materiais sólidos, mas sim por óleo, gás, água, ou uma mistura destes fluidos. Esses espaços podem ter sido formados durante o processo de deposição (porosidade primária) ou através de processos de dissolução e fraturas (porosidade secundária). Há fatores que influenciam diretamente nesta propriedade. Fatores como: grãos (tamanho, seleção, arredondamento), processos diagenéticos (transformações em adaptação às novas condições físicas e químicas), profundidade e pressão (arranjo geométrico, compactação e cimentação). É importante saber que não só a existência de poros em uma rocha é suficiente, é necessário que haja conectividade entre eles, para que permita o fluxo de fluidos das reservas. Estes poros conectados são denominados de porosidade efetiva (Figura 03). Vale salientar que nos poros não conectados o óleo fica ilhado sem poder ocorrer o seu deslocamento. Figura 03: Representação da porosidade efetiva das rochas. Fonte: Modificado de Rosa, 2006. 4

A porosidade das rochas pode ser classificada como: insignificante, pobre, regular e boa, cujos intervalos de valores estão representados pela Tabela 01. Tabela 01: Tabela de classificação de rochas reservatório quanto à porosidade. Qualidade ϕ (%) Insignificante 0 5 Pobre 5-10 Regular 10-15 Boa 15-20 Excelente >20 Fonte: Modificado de Caputo, 2004. 2.1.2 Permeabilidade (K) A permeabilidade é a capacidade que uma rocha tem para transmitir fluidos. É de extrema importância na determinação das principais características de fluxo dos hidrocarbonetos nos reservatórios de petróleo. Seus valores são expressos em Darcys (D) ou milidarcys (md) (1 Darcy = 1 x 10 12 m 2 ). Uma rocha com níveis elevados de porosidade pode apresentar baixa permeabilidade e vice-versa. Mas, em geral, os níveis de permeabilidade são proporcionais à porosidade. A permeabilidade sofre influência de diversos fatores como: tamanho do poro e distribuição, formato dos poros, arranjo dos poros, tamanho dos grãos, compactação e cimentação. A Figura 04 apresenta a relação entre a existência de poros, a interconectividade entre eles e a permeabilidade da rocha. 5

Figura 04: Relação entre existência de poros, interconectividade e permeabilidade da rocha. Fonte: Slide Player: <http://images.slideplayer.com.br/14/4307119/slides/slide_6.jpg> Acesso em: 04Fev. 2017. Como visto na Figura 04, a permeabilidade é controlada principalmente pela quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros. A Tabela 02 mostra como a permeabilidade pode ser classificada. Tabela 02: Tabela de classificação das permeabilidades das rochas. Qualidade Permeabilidade (md) Baixa <1 Regular 1-10 Boa 10 100 Muito Boa 100 1000 Excelente >1000 Fonte: Modificado de Caputo, 2004. 6

2.1.3 Saturação de Fluidos Entende-se como saturação de fluido a fração/percentagem do volume de poro ocupado por um fluido em particular (óleo/gás/água). Segundo Carvalho (2014), a saturação de água Sw de um volume poroso é a fração dos seus poros que é ocupada pela água de formação. É importante saber a saturação de água de uma formação, pois, a partir dela, podemos saber também a saturação de hidrocarbonetos (óleo e gás) presentes. O cálculo é realizado através da expressão: Sw = 1 - Sh, onde Shcorresponde a saturação de hidrocarbonetos e pode ser desmembrado em: Sh = So + Sg, ou seja, em função da soma da saturação de óleo (So) com a saturação de gás (Sg) presentes na formação. 2.2 Sistema Petrolífero Segundo Leal et al (2010), entende-se como um sistema petrolífero, o conjunto de rochas progenitoras e todas as acumulações de petróleo e gás a elas geneticamente associadas. Vale salientar que o sistema deve incluir todos os elementos e processos que são responsáveis por essas acumulações. Nesta seção, foram apresentados os elementos essenciais do sistema petrolífero do reservatório de Namorado (rocha geradora, rocha reservatório, rocha selante, migração de petróleo e geometria do reservatório), bem como suas propriedades petrofísicas características (porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos). 7

2.2.1 Rocha Geradora Segundo a PGT PetroleumGeoscienceTechnology 1,uma rocha geradora é uma rocha que possui matéria orgânica em quantidade e qualidade adequadas e condições de evolução térmica necessárias para a degradação do querogênio 2. É aceito, de modo geral, que uma rocha geradora deva conter acima de 0,5% de carbono total (COT). 2.2.2 Rocha Reservatório A rocha reservatório é um tipo de rocha que possui porosidade e permeabilidade adequadas para que haja acumulação de petróleo. Para isso, é necessário que elas sejam enquadradas por rochas impermeáveis que impedem a migração do petróleo (rochas de capeamento). Á este conjunto (rocha reservatório + rocha capeadora) dá-se o nome de armadilha ou trapa..os reservatórios são formados por rochas que apresentam vazios, poros e fissuras interligados onde pode haver circulação dos hidrocarbonetos e água. Seus grãos são interligados por um material chamado de cimento, existindo também outro material fino entre eles denominado de matriz. Vale salientar que, devido à cimentação, pode haver alguns poros que ficam totalmente isolados. 1 PGT PetroleumGeoscience Technology: Empresa que oferece modelos computacionais para testes geológicos para a indústria do petróleo. 2 Querogênio: É a parte insolúvel da matéria orgânica modificada por ações geológicas. O querogênio é formado a partir de lipídios, proteínas e carboidratos dos seres vivos, e se transforma em petróleo, gás natural ou grafite. 8

Geralmente, as principais rochas reservatórios são os arenitos e as rochas carbonáticas. Mas, elas também podem ser encontradas na forma de folhelhos, conglomerados, rochas ígneas e metamórficas. 2.2.3 Rocha Selante A Rocha selante é uma espécie de barreira para impedir a migração de hidrocarbonetos das rochas reservatório, favorecendo a sua acumulação. É caracterizada por uma baixa permeabilidade e ocorre de forma superposta ao reservatório. Outra característica desse tipo de rocha é a plasticidade, ou seja, a capacidade de um corpo mudar de forma de modo irreversível, ao ser submetido a uma tensão. Isto, capacita a rocha a manter sua condição selante mesmo depois de submetida a esforço determinante de deformações. 2.2.4 Migração do Petróleo O processo de migração refere-se ao conjunto de movimentações que o petróleo sofre desde sua origem até a formação de reservatórios. Existem dois tipos de migração: primária e secundária. Devido ao aumento da pressão e fratura da rocha geradora, o petróleo flui da rocha geradora para as formações geológicas superiores. A esse processo de fluidez, dá-se o nome de migração primária do petróleo. A migração secundária, como o próprio nome já diz, ocorre após a migração primária do petróleo. Neste caso, o petróleo move-se através das formações permeáveis até encontrar uma formação impermeável ou uma armadilha. 9

Acredita-se que ocorra devido a um gradiente de pressão em resposta à contínua compactação e à expansão volumétrica ocasionada pela formação do petróleo (PGT, 2010). Este aumento de pressão produz microfraturas na rocha geradora que permite a passagem do fluido e o consequente alívio de pressão, formando um ciclo. 2.3 Análise de Perfis geofísicos para Caracterização de Reservatórios A caracterização petrofísica de um reservatório de petróleo consiste num processo de definição e distribuição dos fluidos nele contidos (óleo, gás ou água) e suas interações com o sistema poroso das rochas (Melani, 2015). Essa análise é essencial, pois fornece parâmetros para avaliação do potencial econômico de um campo petrolífero. Os perfis geofísicos de poços são ferramentas fundamentais na caracterização de um reservatório de hidrocarbonetos. Trata-se de um método essencial para que os profissionais interessados (geólogos, geofísicos e engenheiros de petróleo) adquiram mais conhecimento sobre a condição abaixo da superfície, através das propriedades físicas das rochas, permitindo a detecção de zonas com saturação de hidrocarbonetos, calcular o volume de hidrocarbonetos, entre outros. Utilizando os dados obtidos através dos perfis geofísicos de poços podemos calcular parâmetros como: Porosidade, Permeabilidade, Saturação de água, Volume de argila, elasticidade, coeficiente de refletividades, etc. Parâmetros estes, que são de extrema importância durante o processo de caracterização petrofísica de um reservatório. A Tabela 03 resume os perfis geofísicos comumente utilizados para calcular as propriedades físicas e petrofísicas das rochas reservatório. Para a caracterização 10

do Campo de Namorado estudada foram utilizados somente alguns desses perfis como foi mais bem explicado adiante. Na Figura 05 apresenta-se um fluxograma para analisar perfis de poços para caracterizar um reservatório de petróleo ou gás. O especialista deve seguir rigorosamente a ordem das etapas mostradas no fluxograma para obter resultados satisfatórios. Tabela 03: Síntese das funções dos perfis geofísicos de poço utilizados na caracterização de reservatórios Perfil Geofísico Raios Gama (GR) Potencial Espontâneo (SP) Caliper (CALI) Resistividade Aplicações Interpretação da litologia, cálculo do volume de folhelhos, cálculo do volume de argila, cálculo da permeabilidade, cálculo da porosidade, cálculo da velocidade da onda, etc. Interpretação da litologia, cálculo de Rw e Rwe, detecção de zonas permeáveis, etc. Detecção de zonas permeáveis, localização de zonas com variações anômalas do diâmetro do poço. Interpretação da litologia, localização de zonas com hidrocarbonetos, cálculo da saturação de água, etc. Sônico (DT) Neutrônico (NPHI) Densidade (RHOB) Índice fotoelétrico (PEF) O cálculo da porosidade, o cálculo da velocidade da onda, as propriedades físicas da rocha (AI-acustic impedance, SI, σ, etc.), etc. Detecção de zonas com hidrocarbonetos, cálculo da porosidade, etc. Interpretação da litologia, determinação da zona de apoio dos hidrocarbonetos, cálculo da porosidade, cálculo das propriedades físicas da rocha (AI, SI, σ, etc.), etc. Determinação do mineral para interpretação litológica. Fonte:Adaptado de AAPG WIKI 2016. Disponíveis em: <http://wiki.aapg.org/well_log_analysis_for_reservoir_characterization> Acesso em: 25 mai. 2017. 11

Figura 05: Fluxograma analisando registros de poços que devem ser feitos para caracterizar um reservatório de petróleo ou gás. Fonte: Adaptado de AAPG WIKI 2016. Disponível em: <http://wiki.aapg.org/well_log_analysis_for_reservoir_characterization> Acesso em: 25 mai. 2017. 2.4 Perfilagem Geofísica de Poços Segundo Rider (2000), a perfilagem geofísica de poços é definida como um registro contínuo das propriedades físicas das formações geológicas, registrados ao longo da parede de um poço, e, para isso, utiliza-se ferramentas a cabo ou, ainda, ferramentas acopladas nas colunas de perfuração. A medição dos valores se associa à profundidade das informações obtidas dos poços. 12

Trate-se, portanto, de um método aplicado durante ou depois do processo de perfuração de um poço de exploração de água ou de hidrocarbonetos. O processo se baseia em uma sonda, dotada de diversas ferramentas para a medição de propriedades físicas da rocha, que tem a função de percorrer um intervalo da coluna perfurada identificando as propriedades que constituem a parede do poço. A perfilagem é usada para quantificar importantes propriedades físicas das rochas como, por exemplo, as propriedades elétricas, radioativas e acústicas. Após o processo de quantificação, é necessário que um especialista interprete, caracterize e identifique as rochas de maior interesse para exploração. Dentre as principais propriedades analisadas estão a porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos, sendo estas fundamentais no processo de caracterização dos reservatórios. Através de perfis geofísicos de poços e testemunhos, também podem ser construídos modelos estruturais e estratigráficos dos reservatórios petrolíferos. A Figura 06 apresenta perfis geofísicos do poço 3-NA-02 do Campo de Namorado. Nele, observa-se o perfil sônico (DT), perfil gama Ray (GR), perfil de porosidade neutrão (PhiN) e o perfil de densidade (RhoB). 13

Figura 06: Conjunto de perfis do poço 3-NA-02 do Campo de Namorado. (1 - arenito; 2 arenito argiloso; 3 arenito cimentado; 4 folhelhos e margas; 5 litologia não-definida). Fonte: Adalberto da Silva et al, 2003. As curvas mostradas na Figura 06, denominadas de perfis geofísicos, são resultado da perfilagem e representam registros de propriedades radioativas, elétricas e acústicas em função da profundidade, cujas mudanças indicam diferentes litologias e características das rochas. Dentre as principais utilizações em diferentes áreas distintas, vale destacar a sua importante presença na prospecção de reservas 14

petrolíferas. Os principais perfis geofísicos utilizados na caracterização Campo de Namorado e que serão descritos nesse trabalho são: Perfil de resistividade elétrica; Perfil de densidade; Perfil sônico; Perfil de porosidade neutrônica; Perfil Gama Ray. 2.4.1 Perfil de Resistividade (ILD) A resistividade de uma formação é medida através de uma ferramenta que conta com um arranjo de transmissores e receptores. A fermenta de medição de resistividade utilizada no Campo de Namorado foi o ILD Induction Logging Deep. O seu princípio de funcionamento parte de um transmissor-oscilador responsável por um campo magnético, o qual induz corrente nas formações que gera um campo magnético. Esse campo é medido através da bobina receptora que fica acoplada a um amplificador, sendo o sinal detectado pela bobina proporcional a condutividade da formação (Souza, 1985). O valor de resistividade e a leitura dos demais perfis fornecem uma percepção de qual fluido está contido no reservatório: óleo, gás ou água. A resistividade da formação é altamente dependente da quantidade de água contida no reservatório, assim como de sua condutividade, além da geometria dos poros. (Alberton, 2014). A unidade de medida da resistividade é expressa por ohm vezes metro (Ωm). Para efetuar a medição da saturação de água (Sw), através de perfis de resistividade, utiliza-se a equação de Archie determinada experimentalmente 15

considerando um arenito livre de argilo-minerais, que é expressa em função das resistividades e porosidade: S w = ( F R 1/n w ) R t (1) F = a, (2) m Onde: F= fator de formação, a = fator de tortuosidade, m = o fator de cimentação, Rw=resistividade da água nos poros da formação, Rt = resistividade da matriz e fluidos nos poros, n =expoente de saturação. De acordo com Asquith (1999), os limites normais de a, m e n foram obtidos experimentalmente: 0,62 < a < 1,0; 2,0 < m < 3,0; 1,5 < n < 3,0. 2.4.2 Perfil Sônico (DT) O perfil sônico tem como meio de operação as medidas de velocidade de onda acústica que percorre a formação rochosa. Sendo assim, é possível identificar a porosidade e a litologia do ambiente geológico a qual ela percorre. Para isso, registra o tempo de trânsito do sinal acústico, nas rochas atravessadas pelo poço. Como princípio básico da utilização desse perfil é necessário um transmissor emissor de pulsos sonoros, que se difundem pela formação, ativando 16

sucessivamente os receptores acústicos, que, afastados 1 pé entre si, registram os sinais recebidos da formação (Lima, 2004). A unidade de medição é representada em microssegundos por pé (µs/pé) de formação e representada na escala de 140-40 µs/pé. O chamado tempo de trânsito é menor em meios mais densos, e consequentemente, maior nos meios menos densos. Assim, ao comparar rochas semelhantes, aquela que possuir maior quantidade de líquido dentro de seus poros, ou seja, maior porosidade terá um tempo de trânsito maior do que aquele de menor volume de fluidos (menor porosidade) (Lima, 2004). Segundo Wyllie (1958) apud Asquith (1999), a porosidade derivada do perfil sônico (ϕsonic) em arenitos consolidados e carbonatos com porosidade intergranular ou porosidade intercristalina, é calculada através da seguinte equação: (3) Onde: Δtma = intervalo do tempo de trânsito da matriz; Δtlog = intervalo do tempo de trânsito da formação; Δtf= intervalo do tempo de trânsito do fluido. Em caso de rocha inconsolidada, um fator de compactação (Cp) é adicionado à equação de Wyllie, como demonstrado nas equações 4 e 5: (4) (5) 17

Onde: Cp= fator de compactação; Δtsh= intervalo de trânsito para folhelho adjacente; C = uma constante que normalmente é 1,0. Como demonstrado anteriormente, para calcular a porosidade sônica, é necessário conhecer o intervalo de trânsito da matriz e do fluido, e, se necessário, aplicar o fator de correção. 2.4.3 Perfil de Raio Gama (GR) O perfil de Raio Gama é uma ferramenta geofísica responsável pela quantificação da radioatividade natural das rochas. O seu uso é destaque no que diz respeito à correlação rocha-perfil de poços. Através dele, podemos distinguir, em rochas sedimentares, os folhelhos e/ou argilas dos demais tipos de litologias. Dentre os fatores que afetam sua leitura, pode-se destacar algumas rochas argilosas que são enriquecidas em minerais ou fluidos radioativos, o que confundiria o profissional especializado na leitura dos gráficos. O padrão de variação da forma e do traçado do perfil reflete, normalmente, as variações litológicas dos pacotes rochosos expressando os principais padrões de eletrofácies 3 (SERRA, 1985). Em suma, o perfil de Raios Gama é utilizado para indicação de litologia, avaliação quantitativa do conteúdo argiloso presente nas rochas reservatório e correlação de perfis de diferentes poços (Schlumberger, 1987). A quantificação do volume de argila, por exemplo, é um método que consiste, em sua primeira etapa, na avaliação de toda a seção perfilada pela 5 Eletrofácies: O prefixo eletro foi adicionado à palavra fácies para indicar associação de fácies litológicas à leitura de perfis geofísicos de poços. 18

ferramenta que detecta os Raios Gama. Possui objetivo de identificar patamares de valores mínimos e máximos de radioatividade. Os patamares mínimos caracterizam reservatórios mais limpos e de quantidades baixas de matriz argilosa. Já os patamares máximos, representam as litologias puramente argilosas como os folhelhos e argilitos. A partir da determinação dos dois patamares, mínimos e máximos, utiliza-se a equação 6 para quantificar o volume de argila para um ponto de leitura do perfil de Raios Gama (RG(lido)), relacionado com certa profundidade. (6) Onde: Vsh = Proporção de argila na profundidade considerada; RG (lido) = Valor de RG na profundidade considerada; RG (mín) = Valor mínimo de RG (patamar mínimo); RG (máx) = Valor máximo de RG (patamar máximo). 2.4.4 Perfil de Densidade (RhoB) O perfil de densidade é responsável pelo registro que mostra as variações da densidade da rocha, incluindo matriz sólida e o fluido contido, através da emissão de raios gama, ou seja, para que a medição seja realizada, é preciso que se emita um feixe de raio gama sobre a parede do poço que se choca com os elétrons da rocha. A ferramenta mede a atenuação que a rocha provoca no feixe. Essa densidade é convertida para porosidade. 19

O princípio físico do perfil de densidade consiste na emissão para a formação de radiação gama por meio de uma fonte artificial de monóxido de carbono ou césio, que interage com os elétrons da formação criando o fenômeno de espalhamento Compton. Um detector localizado próximo da fonte mede a radiação gama que retorna da formação, onde a intensidade da radiação medida dependera da densidade de elétrons presentes, que por sua vez, é função da densidade da formação. A perda de energia por dispersão depende do número de elétrons presente na formação: quanto mais densa for a formação, menor será a resposta no detector. De acordo com Rider (1986), o perfil de densidade pode ser usado de modo quantitativo, esse perfil permite calcular a porosidade da rocha e a impedância acústica, e qualitativamente também é usado como indicador litológico. A porosidade (ϕden) pode ser estimada somente com o conhecimento da litologia da formação e o fluido envolvido (Rider, 2002). A equação 7 descreve as fórmulas necessárias: (7) Onde: ρma= densidade da matriz; ρb= densidade da formação (Bulk); ρf= densidade de fluidos nos poros O perfil de densidade, além de ser aplicado para estimar a porosidade e determinação do tipo de litologia, também é utilizado para identificação do mineral pirita, da impedância acústica em combinação com o perfil sônico e da identificação de zonas de gás em combinação com o perfil de porosidade neutrão. 20

O perfil também é usado para o cálculo do volume de argila (Vsh) caso a formação seja radioativa, onde a equação tradicional de Vsh não pode ser aplicada. Nesse caso pode ser utilizada a equação 8 (Ellis et al., 2008): (8) sendo RHOB a densidade bulk. O GR é o valor de raios gama lido em cada profundidade, e GRmin e GRmax são o menor e o maior valor obtido no perfil raio gama, respectivamente. 2.4.5 Perfil Neutrão (NPHI) O princípio físico deste perfil consiste de uma fonte de nêutrons que possui pequena quantidade de substancia radioativa, como o Plutônio, em íntimo contato como um elemento que tenha nêutrons fracamente unidos, como o Berílio, e um detector (cintilômetro) localizado a uma distância fixa. O perfil neutrão é responsável por medir o teor de hidrogênio contido nas formações, refletindo assim na porosidade. As interações sucessivas dos nêutrons com os átomos da formação causam perda de energia, tendo maior perda energia ao se colidirem com átomos que apresentam seu mesmo tamanho, no caso o hidrogênio. A diminuição progressiva da energia faz com que o nêutron seja capturado pelo núcleo do átomo, fazendo com que o mesmo fique excitado e emita raio gama de alta energia; essa radioatividade induzida é então medida. Segundo Rider (1986), esse perfil é normalmente aplicado na quantificação da porosidade e na identificação qualitativa entre reservatórios preenchidos por óleo e gás. Pode ser também utilizado na identificação de litologias que possuam 21

minerais argilosos. Ao ser combinado com o perfil de densidade, pode se tornar uma boa ferramenta de indicação litológica. As curvas do perfil são medidas em termos percentuais de porosidade, variando entre -0,15 e 0,45, e crescendo da direita para a esquerda. A grande vantagem do uso de um perfil neutrão está no registro direto das porosidades das rochas, sendo utilizada em poço aberto e poço revestido. Sua utilidade compreende, além da determinação da porosidade, a interpretação litológica e a detecção de zonas contendo hidrocarbonetos leves ou gás. 3 MATERIAIS E MÉTODOS Realizou-se uma apresentação do Campo Namorado quanto à localização, características geológicas e sistema petrolífero, salientando sua relevância na exploração hidrocarbonetos. Como este trabalho trata do estudo de técnicas utilizadas para caracterização geofísica do reservatório do campo namorado, apresentou-se uma revisão teórica sobre a análise de perfis de poços voltada a caracterização de reservatórios. Posteriormente, apresentou-se um resumo das metodologias, técnicas e resultados de vários trabalhos acadêmicos sobre a caracterização do campo namorado usando dados perfis de poços. Por fim, foi apresentada uma comparação dos principais resultados obtidos. O trabalho foi dividido em sete capítulos com as seguintes abordagens: 1 Introdução: Apresentação geral do trabalho e informações sobre o que foi realizado; Justificativa da escolha do campo de estudo; Explicitação dos objetivos a serem alcançados. 22

2 Aspectos Teóricos Abordagem quanto aos principais conceitos que foram utilizados durante todo o trabalho. Sendo eles: sobre características petrofísicas (porosidade, permeabilidade, saturação de fluidos), quanto ao sistema petrolífero (tipos de rochas, migração), e quanto aos perfis geofísicos que foram utilizados. 3 Materiais e métodos Foi explicitada qual a metodologia empregada para o alcance do estudo sobre a caracterização do reservatório, através da perfilagem de poços. 4 Aspectos Gerais do Campo de Namorado Aspectos gerais, econômicos e localização da área de estudo; Descrição de características geológicas gerais: arcabouço estrutural, estratigráfico e atividades exploratórias desenvolvidas; Descrição do sistema petrolífero do campo estudado: identificação da rocha geradora, rocha reservatório e rocha selante, bem como das propriedades petrofísicas do reservatório (porosidade, permeabilidade e saturação). 5 Caracterização petrofísica do Campo de Namorado: Princípios teóricos das técnicas de perfilagem de poços que foram utilizadas para a caracterização do campo e apresentação dos perfis geofísicos referentes ao reservatório de Namorado. 6 Trabalhos acadêmicos envolvendo a perfilagem de poços no Campo de Namorado. Apresentação de trabalhos de graduação e pós graduação que envolveram a utilização da perfilagem de poços no Campo de Namorado para obtenção de parâmetros relevantes ao processo de produção de hidrocarbonetos. 23

Discussões quanto aos trabalhos apresentados. 7 Conclusão. Principais conclusões ao fim do trabalho e sugestões. Para realização desse trabalho de conclusão de curso, foram realizados diversos estudos em uma ampliada gama de referências bibliográficas como teses de graduação e de pós-graduação, além de livros, artigos publicados, e relatórios técnicos que possam enriquecer conceitualmente o trabalho e ajudar na realização do estudo de caso. Além disso, também foram utilizados dados fornecidos pela Agência Nacional de Petróleo, através do CD-ROOM Campo Escola de Namorado e informações fornecidas pela plataforma digital AAPG Wiki. 4 ASPECTOS GERAIS DO CAMPO DE NAMORADO Este capítulo demonstrou algumas características gerais do Campo de Namorado. Foram identificados aspectos geológicos, litológicos e petrofísicos, baseado em informações de diversos trabalhos acadêmicos e em dados fornecidos pela ANP. 4.1 Localização da área de estudo A Bacia de Campos possui cerca de 100.000 km² de extensão e se localiza na região sudeste do Brasil, ao longo da costa norte do estado do Rio de Janeiro e da costa sul do Espírito Santo. Sua delimitação é feita ao norte pela Bacia do Espírito Santo no Alto de Vitória e a sul, pela Bacia de Santos no Alto de Cabo Frio. 24

A bacia tem uma boa parte submersa até uma lâmina d água de 3.400 metros e uma pequena porção estendendo-se para o continente. A Bacia de Campos é classificada como de margem continental passiva 4, ou divergente, e sua origem está relacionada ao rompimento do paleocontinente Gondwana, com consequente separação da placa Sul Americana da Africana, e surgimento do Oceano Atlântico (Carvalho, 2014). O Campo de Namorado, alvo do estudo deste trabalho, está localizado na região centro-norte da Bacia de Campos, a 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro, entre as latitudes 22º-23ºS e as longitudes 40º-41ºW. Com cotas batimétricas variáveis de 110 a 250 m, o campo possui uma área total de aproximadamente 200 km², sendo aproximadamente 20 km² de área explorada. Segundo Meneses & Adams (1990), o reservatório de Namorado é composto de arenitos turbidíticos que têm idade Albiana-Cenomaniana (93,9 a 113 milhões de anos) e estratigraficamente pertencem ao Membro Outeiro da Formação Macaé, alcançando profundidades variando entre 2900 e 3400 metros (Meneses & Adams, op cit.). A Figura 07 mostra um mapa da Bacia de Campos, evidenciando os seus limites e destacando o Campo de Namorado, ambos na cor vermelha. 4 Margem passiva Atlântica, divergente, ou assísmica, são margens continentais que não coincidem com um limite de placas tectônicas e não apresentam grande atividade sísmica ou vulcânica. 25

Figura 07: Mapa de localização da Bacia de Campos, destacando-se com linha de vermelha o campo de namorado. Fonte: Adaptado de Dias et al, 1990. 26

4.2 Aspectos Históricos, Produção e Reservas atuais O Campo de Namorado, como já mencionado anteriormente, foi descoberto no ano de 1975, e deu início a seu processo produtivo quatro anos mais tarde com a perfuração do seu primeiro poço 1-RJS-19. O Campo conta com duas plataformas denominadas de PNA-1e PNA-2, e aproximadamente, 56 poços verticais perfurados e perfilados. A Figura 08 mostra a distribuição desses poços, bem como as falhas que delimitam o bloco principal, o qual foi detalhado mais à frente. Segundo Rosa (2011), dez anos após o início da produção, o campo já se apresentava como o maior campo produtor em termos de petróleo recuperável no Brasil, com uma reserva estimada de 669 milhões de barris de óleo. Figura 08: Mapa estrutural do Campo de Namorado com a localização e os nomes dos poços. Fonte: Modificado de Augusto, 2009. 27

É importante destacar que o reservatório de Namorado foi o primeiro a possuir reservas estimadas superiores a 250 milhões de barris de petróleo, o que encorajou o investimento em pesquisas e exploração em turbiditos na faixa limítrofe do talude continental e além desta (Carvalho, 2014). Com esse avanço, em 1985, foram descobertos os novos campos gigantes Albacora e Marlin, também com reservatórios turbidíticos. Atualmente, o reservatório de Namorado é definido como um campo em estado maduro, pelo estágio avançado de exploração, com diminuição na produção de óleo e altas vazões de água e gás. Na Figura 09, por exemplo, mostra o declínio de produção do campo de Namorado entre os anos de 1998 e 2013, com dados médios da produção anual. Nota-se, que em 2012 e 2009, ocorreram, respectivamente, as menores produções de óleo e gás anuais. Figura 09: Gráfico em linha do declínio na produção anual de óleo e gás do Campo de Namorado, entre 1998 e 2013. Fonte: ANP 28

Segundo a ANP, o mecanismo primário de recuperação de óleo no reservatório consiste no gás em solução. Ou seja, quando se coloca uma zona de óleo em produção têm-se uma queda de pressão no reservatório. Na medida em que se atinge o ponto de saturação do óleo, os líquidos são deslocados e as frações mais leves do óleo se vaporizam. Assim, o gás, por ser mais expansível que o líquido, facilita o deslocamento do óleo do meio poroso para o poço produtor. Já os mecanismos secundários realizados no campo de Namorado, consistem na injeção de água e gás, que agem como simples agentes de deslocamento do óleo do reservatório para o poço produtor. Segundo Barboza (2005) reservatório de Namorado possui um volume de óleo estimado no reservatório de 106 10 6 m³. Levando em conta o fator de recuperação estimado de 40%, teremos que o volume de óleo recuperável é de aproximadamente 42 10 6 m³. É importante destacar que, segundo a ANP, a concessão do campo pertence à empresa Petróleo Brasileiro S.A com 100% de participação. 4.3 Geologia Regional De acordo com Dias et al. (1990), com base nas características tectonosedimentares, a Bacia de Campos é dividida em três grandes unidades: Sequência Continental, Sequência Transicional e Mega Sequência Marinha. A Sequência Continental é composta por derrames basálticos e sedimentos continentais. Esta sequência é representada pela Formação Cabiúnas, que é caracterizada por um grande volume de rochas basálticas, constituindo toda a base das sequências sedimentares da Bacia de Campos (Rangel et al, 1994). A Sequência Transicional é constituída basicamente de evaporitos (rochas sedimentares formada pela cristalização e precipitação química dos sais dissolvidos 29

em um meio aquoso, devido a um processo de evaporação). Esta sequência é representada pela Formação Lagoa Feia, que é composta de conglomerados, arenitos finos, siltitos e folhelhos (Rangel et al, 1994). É importante destacar que a Sequência Transicional caracteriza a passagem da deposição de sedimentos de origem continental para os de origem marinha. Por último, tem-se a Mega Sequência Marinha. Esta, é formada por sedimentos francamente marinhos (inicialmente por carbonatos e posteriormente predominantemente siliciclástico). As formações englobadas pela sequência são: Formação Ubatuba, Formação Campos, Formação Carapebus, Formação Emboré e, por fim, a Formação Macaé, composta de calcilutitos, margas, folhelhos, e arenitos turbidíticos, que são as rochas reservatórios dos campos Bagre, Cherne e, principalmente, do Campo de Namorado. Na Figura 10 mostra-se a seção geológica da Bacia de Campos, com as rochas agrupadas em três sequencias estratigráficas relacionadas com cada fase tectônica da bacia. A Formação Macaé, segundo Rangel et al (1994), possui três membros litologicamente distintos: Membro Quissamã, composto de espessos leitos de calcarenito e calcirrudito de cor creme claro, Membro Goitacás, composto de conglomerado, arenito mal selecionado, marga cinza e calcilutito branco, e, finalmente, o Membro Outeiro, constituído de calcilutito creme, marga cinza clara, folhelhos cinza e camadas isoladas de arenitos turbidíticos, também chamados de Arenito Namorado. A Figura 11 exibe Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne, através da direção sudoeste-nordeste. Nele, observa-se os poços 1-RJS- 19, 3-NA-60 e 4-RJS-234. Observa-se, também, a existência de falhas, bem como o limite superior e inferior do reservatório que são compostos por folhelhos e carbonatos, respectivamente. 30

Figura 10: Seção geológica da Bacia de Campos apresentado as megasequencias estratigráficas. Fonte: Modificado de Guardado et al. (1989), em Martins (2007) Figura 11: Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne. Fonte: Guardado et al. 1990. 31

4.4 Geologia Local Neste capítulo aborda-se uma caracterização geológica do Campo de Namorado. Nele, houve uma explicação dos aspectos estruturais e estratigráficos do campo. 4.4.1 Aspectos Estruturais O Campo de Namorado é subdividido em quatro blocos estruturais denominados de: principal, adjacente, marginal e secundário. Esses blocos são delimitados por falhas normais e o óleo provém da parte central do bloco principal (Guardado et al., 1990). A acumulação de hidrocarbonetos ocorre em trapas que podem ser estruturais ou estratigráficas e apresentam estrutura ao longo da direção NW-SE, sendo os hidrocarbonetos acumulados na direção NE-SW. Segundo Menezes et al., (1990), os hidrocarbonetos puderam ser trapeados devido aos blocos estruturais formados, como pode ser visto na Figura 12. Figura 12: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado. Fonte: Barboza, 2005 apud Menezes, 1990. 32

A Figura 13 também apresenta um mapa estrutural do reservatório do Campo de Namorado. Nesse caso, é demonstrado todos os poços (produtores, injetores, secos, abandonados, etc.) e suas respectivas profundidades, falhas e onde há contato óleo-água. O mapa foi produzido em trabalho realizado por Guardado et al 1989. Figura 13: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado, levando em conta poços e profundidades perfuradas. Fonte: Guardado et al, 1989. O bloco principal, como já mencionado anteriormente, é de onde provém o óleo. Ele está localizado na parte central do campo e apresenta predominância de arenito maciço, com textura fina e grossa, baixa a moderada seleção de grãos, baixo 33

grau de arredondamento e esfericidade. Suas características estruturais se devem a intensa halocinese (ascensão de corpos salinos, originados em depósitos evaporíticos) no Cretáceo superior que provocou uma inversão de relevo, fazendo com que o reservatório ocupasse um alto estrutural alongado, em forma de domo (estrutura circular de deformação) parcialmente falhado. 4.4.2 Aspectos estratigráficos O reservatório de Namorado é formado por arenitos turbidíticos, também conhecidos como Arenito Namorado, que possuem idade Albiano Superior a Cenomaniano Médio/Superior, ou seja, tem idade aproximada entre 93,9 e 113 milhões de anos, como podemos observar na coluna estratigráfica da Figura 14. Compreendendo uma área de aproximadamente 23 km² e com grau de heterogeneidade relativamente baixo, possui como limites inferior e superior os carbonatos e folhelhos/margas, respectivamente (Menezes et al., 1990 apud Barboza, 2005). Além da geocronologia, a Figura 14 também traz informações sobre a natureza da sedimentação e sobre o ambiente deposicional do Campo de Namorado. Sendo assim, após observar a coluna, observa-se que o campo em estudo possui uma natureza de sedimentação marinho-transgressivo e um ambiente deposicional profundo. No que diz respeito a sua estratigrafia, o Arenito Namorado compreende a porção superior do Grupo Macaé conhecida como Formação Outeiro, e possui profundidades variando entre 2900 e 3400 metros. Os corpos de turbiditos que se intercalam aos sedimentos mais argilosos, como as margas e folhelhos, dão origem aos níveis reservatório. Esses níveis são corpos arenosos geralmente maciços, de 34

granulação média, arcosianos e localmente conglomeráticos que podem chegar até a 115 m de espessura (GUARDADO et al. 1989). Como já mencionado anteriormente, a Bacia de Campos se subdivide em três grandes unidades com base nas características tecnono-sedimetares: uma sequência inferior, composta por derrames basálticos e sedimentos continentais, uma sequência transicional, composta por evaporitos, e uma mega sequência marinha, com sedimentos francamente marinhos. Figura 14: Coluna Estratigráfica da Bacia de Campos. Em destaque: o reservatório de Namorado, alvo do estudo. Fonte: Modificada de Rangel,1993. 35

4.5 Sistema Petrolífero e características petrofísicas do Campo de Namorado Nessa seção foram abordadas informações quanto ao sistema petrolífero do Campo de Namorado, bem como as características petrofísicas mais importantes no processo de caracterização do reservatório Namorado. 4.5.1 Rocha Geradora De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, a rocha geradora do reservatório de Namorado é composta por folhelhos e margas com carbono orgânico total (COT) por volta de 2 a 6% e com valores que podem atingir até 9% localmente. Sua espessura varia entre 100 e 300 metros e é formada por matéria orgânica dos tipos I e II (Tipo I Matéria orgânica formada principalmente de algas. Tipo II Matéria orgânica formada principalmente de organismos marinhos). Os folhelhos possuem grãos de tamanho de argila, contendo lâminas finas e paralelas esfoliáveis. São originados de rochas expostas ao intemperismo e erosão e derivam de dois tipos de ambientes: marinho ou de água doce. Os chamados folhelhos negros são muito ricos em matéria orgânica (de 3 a 15%), e sua importância econômica se dá pelo fato de ser uma fonte potencial de hidrocarbonetos. O aumento da concentração de carbonatos nos folhelhos causa diminuição da fissilidade 5 gradativa do mesmo, fazendo com que os folhelhos se transformem nas chamadas margas, que possuem concentração de carbonatos variando entre 35 e 65%. 5 Fissilidade: Propriedade que certas rochas apresentam de se partirem em folhas ou lamelas, ao longo de direções preferenciais. 36

4.5.2 Rocha Reservatório As rochas acumuladoras de hidrocarbonetos do reservatório de Namorado são os arenitos turbidíticos. Presentes em aproximadamente 80% dos campos petrolíferos brasileiros são espécies de depósitos sedimentares originados por correntes de turbidez submarina em ambiente tectônico de margem convergente. Trata-se, portanto, de um conjunto de estratos de rochas sedimentares clásticas que foram depositados por uma corrente de turbidez, contendo fósseis de águas profundas. Os arenitos turbidíticos estão presentes em contextos lacustres ou marinhos, de lâminas d água rasa ou profunda. 4.5.3 Rochas Selantes O reservatório de Namorado possui os folhelhos, as margas e os calcilutitos como rochas selantes. Os folhelhos e as margas já foram descritos anteriormente. Os calcilutitos são tipos de calcário argiloso consolidado, que contém predominantemente partículas de calcita com granulometria similar ao silte ou argila. 4.5.4 Migração do Petróleo No reservatório de Namorado, é importante saber que o petróleo migrou da rocha geradora para a rocha reservatório por meio de falhas lístricas (falhamento de superfície curva, em geral com a concavidade voltada para cima, que se 37

horizontaliza com a profundidade). Os hidrocarbonetos foram trapeados devido aos já mencionados blocos estruturais mostrados na Figura 05. 4.5.5 Geometria e litologia do reservatório De acordo com Meneses e Adams (1990), a geometria externa predominante dos arenitos é lenticular e/ou tabular. Seu limite na base se dá por uma plataforma carbonática e no topo por folhelhos e margas. A norte e sul, o reservatório é limitado por pinchouts (redução de espessura do leito/acunhamento/adelgaçamento) e a sudeste, noroeste e sudoeste por falhas. Segundo Lima (2004), a migração e acumulação de hidrocarbonetos foram fortemente influenciadas por tectônica halocinética, conforme citado anteriormente. Já a geometria interna é heterogênea, com estruturas primárias predominantes de arenito maciço e composição de arenitos arcoseanos; a granulação é em média regular e o grau de arredondamento e esfericidade em geral, é de grau baixo. Menezes et al. (1990) criou um resumo das principais características do principal reservatório do Campo de Namorado: Área: 23 km²; Limite inferior: carbonatos do Grupo Macaé; Limite superior: folhelhos e margas do Grupo Macaé; Limites laterais: norte e sul por pinchout, sudeste, nordeste e sudoeste por falhas; direção principal de ocorrência: NW-SE; Espessuras: média de 60 metros, variando de 5 a 130 metros; Largura: média de quatro quilômetros, variando de dois a seis; Comprimento: mínimo de 9 quilômetros e máximos de 14; Geometria interna: heterogênea de baixo grau; 38

Estruturas primárias: dominantemente arenito maciço; Constituição: arenitos arcósios; Textura: granulometria fina a grossa, dominando o tamanho médio. A seleção no geral é regular, variando de boa a má. O grau de arredondamento e esfericidade é, no geral, baixo. 4.5.6 Porosidade De acordo com a Agência Nacional de Petróleo, a porosidade efetiva média do Reservatório de Namorado, obtida através de testemunhos e perfis de poço, possui o valor de 26%. Esse percentual caracteriza o reservatório como excelente. 4.5.7 Permeabilidade (K) Medida diretamente em amostras de testemunho, a permeabilidade média do Reservatório de Namorado, de acordo com a Agência Nacional de Petróleo, é cerca de 400 md, o que caracteriza o reservatório como explorável e de muito boa permeabilidade. 4.5.8 Saturação de água Segundo Blakez et al (2006), a saturação média de água do Reservatório de Namorado é de aproximadamente 23,9 %, enquanto que a saturação de óleo 39

equivale a aproximadamente 75%. Essas saturações, somadas a um óleo de grau API de 28 e viscosidade próxima a 1 centipoise (cp), contribui para um índice de produtividade, normalmente, maior que 50 m³/d/kgf/cm² (Hashimoto, 2014). 5 TRABALHOS ACADÊMICOS ENVOLVENDO A PERFILAGEM DE POÇOS NO CAMPO DE NAMORADO Este capítulo trouxe uma apresentação de quatro trabalhos acadêmicos de graduação e pós-graduação que utilizaram os perfil geofísicos para identificação de diferentes propriedades do reservatório. O objetivo é demonstrar como os seus autores utilizaram os perfis geofísicos de poços para auxiliar no processo de exploração de hidrocarbonetos. A escolha dos trabalhos teve como base a utilização de perfis de poço para obtenção de características como: litologia, saturação de água, porosidade, delimitação topo-base, volume de argila, etc. 5.1 Autor: Fábio Monteiro de Lima Título: Análise Estratigráfica dos Reservatórios Turbidíticos do Campo de Namorado Instituição: Universidade Estadual Paulista. Ano de publicação: 2004. A tese de mestrado de Fábio Monteiro de Lima teve como objetivo interpretar dados de perfilagem geofísica de poços, para obter uma análise estratigráfica dos reservatórios turbidíticos do Campo de Namorado. O autor não informou o software que foi utilizado. 40

A Figura 15 mostra alguns perfis geofísicos do poço 3-NA-04-RJS. Nota-se que há uma representação litológica baseada na interpretação dos perfis geofísicos do poço. Figura 15: Perfis geofísicos do poço 3-NA-04-RJS interpretados litologicamente. Fonte: Lima, 2004. 41

Especificamente, este trabalho teve os seguintes objetivos alcançados com a ajuda dos perfis geofísicos de poço: a) Determinação as fácies reservatório e não-reservatório. b) Entenderam-se as associações verticais e laterais das fácies por meio da correlação de poços. c) Elaborou-se um arcabouço estratigráfico. d) Definiram-se os limites principais da distribuição do Arenito Namorado na área. e) Avaliou-se a direção principal do aporte sedimentar. f) Identificou-se o tipo de reservatório estudado conforme classificação de Bruhn (1998) para os reservatórios turbidíticos da margem continental leste do Brasil. Como podemos perceber, os perfis geofísicos de poço aberto são de extrema importância na identificação das rochas que formam um reservatório em geral. Assim, ajudam a identificar os tipos de rochas (geradora, reservatório e selante) que compõe o sistema petrolífero, auxiliando no processo de produção de hidrocarbonetos. 5.2 Autor: Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato. Título: Análise Petrofísica de Reservatórios. Instituição: Universidade Estadual de Campinas. Ano de publicação: 2011. A monografia de Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato utilizou os perfis geofísicos de poço aberto para determinação do topo-base do reservatório e para os cálculos dos volumes de argila e de areia do mesmo. A autora utilizou o software PowerLog. Desenvolvido pela CGG, ele é um programa usado por petrofísicos, geólogos, engenheiros de reservatórios e outros profissionais envolvidos na avaliação e desenvolvimento de um campo de petróleo. 42

O intervalo do reservatório do Arenito Namorado é tranquilamente identificado, através do perfil de raios-gama, por folhelhos no topo e carbonatos na base que apresentam um contraste considerável em relação ao arenito Namorado (Stevanato, 2011). Como verificado na Figura 16, o intervalo do reservatório é facilmente identificado no topo por um marco radioativo, composto por folhelhos radioativos (maior resposta de raios gama) com cerca de 20 metros de espessura e na base ocorre à transição de arenito para carbonato, ou seja, a resposta do perfil de raios gama diminui e a de densidade, aumenta. Figura 16: Topo e Base do Arenito Namorado para o poço 3-NA-02. Fonte: Modificado de Stevanato, 2011. 43

Assim, concluiu-se que a importância do Perfil de Raio Gama, quando analisado juntamente com a variação de densidade e com o perfil de porosidade neutrão (identifica a porosidade das rochas), é de extrema importância para identificação da base e do topo referentes ao reservatório. Dando sequência ao trabalho, a autora realizou cálculos de porosidade, baseado no perfil sônico. A Figura 17 apresenta alguns gráficos referentes ao poço 3-NA-02, mostrando os valores médios de porosidade, volume de argila e volume de areia para um determinado trecho do reservatório. Em amarelo, o volume de areia (1-Vsh), e em azul, porosidade.*phin é a porosidade através do perfil sônico. Figura 17: Volume de argila (cinza), volume de areia (amarelo) e porosidade sônica (azul), para o poço 3-NA-02. Fonte: Modificado de Stevanato, 2011. 44

Em azul, nota-se que o gráfico de porosidades neutrônica (PHIN), obtido pela autora, diz respeito a cada profundidade do reservatório, e está na escala decimal de 0 a 1. Já a pequena tabela do lado direito, traz o valor médio de PHIN, que foi obtido considerando a média de todas as profundidades do reservatório. 5.3 Autor: Cristiano Oliveira de Souza Título: Análise de correlação litológica a partir de dados de perfis de poços convencionais do Campo de Namorado usando software convencional. Instituição: Universidade Federal Fluminense. Ano de publicação: 2014. A monografia de Cristiano Oliveira de Souza, cujo título está descrito acima, teve como objetivo realizar uma análise dos perfis geofísicos do Campo de Namorado, bem como efetuar cálculos de parâmetros petrofísicos através de softwares comerciais. Os softwares utilizados pelo autor foram o MATLAB e o Interactive Petrophysics (IP). O primeiro, é uma plataforma otimizada para a resolução de problemas científicos e de engenharia, desenvolvido pela MathWorks. Já o segundo, foi desenvolvido pela Lloyd'sRegister, e é um software que ajuda a determinar a quantidade de hidrocarbonetos em um reservatório. Para isso, é calculada a saturação de água e a porosidade usando dados de perfis de poços. O autor da monografia fez uso dos perfis geofísicos de poço aberto para obter o cálculo da saturação de água (Sw) e do volume de argilosidade (Vsh). Após isso, foram gerados gráficos para obter informações necessárias quanto à localização de possíveis intervalos que possuam hidrocarbonetos. A Figura 18 apresenta os perfis de poços elaborados pelo autor do trabalho através do programa MATLAB. 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 45

faixa, temos o perfil Sônico (DT). Vale salientar que todos os cálculos estiveram baseados na metodologia e nas fórmulas citadas e explicadas durante a seção 2.4. Figura 18: Perfis do poço 3-NA-04, elaborado no MATLAB. Fonte: Souza, 2014. Após elaborar os perfis no MATLAB, o autor realizou os cálculos quanto ao volume de argilosidade e quanto à saturação de água de alguns poços. A Figura 19, por exemplo, apresenta um gráfico com os cálculos do volume de argila. Nota-se, à esquerda, o perfil Gama Ray, e, à direita, o gráfico com o volume de argilosidade. 46

Figura 19: Perfil de Raios Gama atrelado ao gráfico de Volume de Argila (Vsh). Poço 4-RJS-042. Fonte: Souza, 2014. Para um melhor aproveitamento dos perfis elétricos obtidos, é necessário que eles sejam utilizados em conjunto. Por exemplo, se for constatado que em determinada profundidade o perfil GR indique alta argilosidade e o ILD alta resistividade, mas se o perfil RHOB indicar alta densidade e o perfil DT alta velocidade, então, pode-se concluir que essa formação seria um reservatório de baixa produtividade caso fosse portadora de hidrocarbonetos. Por outro lado, se ocorrer que o perfil GR indique baixa argilosidade, o ILD alta resistividade, o perfil 47

RHOB baixa densidade e o DT baixa velocidade, tem-se uma maior probabilidade de uma reserva comercial de hidrocarbonetos nessa formação. Logo após o cálculo do volume de argila, o autor realiza o cálculo da saturação de água em um poço, através do software IP. A Figura 20 demonstra os resultados obtidos. Figura 20: Perfil de Raios Gama e Perfil de Resistividade (ILD), atrelados ao Gráfico de Saturação de água e Volume de argila do poço 4-RJS-04. Produzido no IP. Fonte: Souza, 2014 Como conclusão do trabalho, percebeu-se que a utilização dos dados dos perfis geofísicos foi de grande importância para obtenção do cálculo das propriedades petrofísicas analisadas. Enquanto o perfil raio gama foi utilizado para ajudar no cálculo do volume de argila, o perfil de resistividade foi utilizado para auxiliar no cálculo da saturação de água, cujo resultado é observado no perfil. 48

Outro ponto importante diz respeito à similaridade de resultados entre os dois softwares utilizados. O autor indicou tanto o MATLAB quanto o IP como bons softwares tanto para análises de perfis de poços, quanto para os cálculos de parâmetros petrofísicos que interessam à geocientistas e engenheiros. 5.4 Autor: Renata Alberton Título: Avaliação Petrofísica do Campo de Namorado: utilização da perfilagem de poços e modelagem geostatística. Instituição: Universidade Estadual Federal de Pelotas. Ano de publicação: 2014. A monografia de Ana Renata Alberton teve como objetivo interpretar dados de perfilagem para caracterizar os plays do Campo de Namorado. A autora buscou qualificar alguns poços exploratórios e poços em desenvolvimento em termos de litologia e análise de fluidos. A autora utilizou o software multidisciplinar EasyTrace para leitura e manipulação dos perfis.o programa faz parte da suíte OpenFlow da empresa Beicip- Franlab. Durante o trabalho, realizou-se a identificação dos fluidos existentes no reservatório, atribuindo uma cor para cada fluido. A Figura 21 foi usada para exemplificar um dos resultados obtidos neste trabalho. Nela, serão apresentados alguns perfis geofísicos do poço 3-NA-1A, e,em seguida, uma breve explicação da autora de como ela obteve esta interpretação. 49

Figura 21: Interpretação da perfilagem para o Poço 3-NA-1A. Fonte: Alberton, 2014. O poço 3-NA-1A possui um espesso pacote com arenitos de elevada porosidade e possui como camada sobrejacente um pacote de folhelho intercalado com marga e como camada subjacente o conjunto carbonatos/margas/folhelhos. Como pode ser visto na Figura 20, sugere-se a presença de água na base do 50

reservatório, o que foi constatado pela baixa resistividade (menor que 1) e pela ausência de separação das curvas RHOB e NPHI. O reservatório possui uma heterogeneidade relativamente baixa, a qual só pode ser evidenciada pelo perfil raio gama e pela oscilação da porosidade sônica (DT) (Alberton, 2014). Através da associação dos perfis é possível caracterizar os três distintos fluidos que se encontram nesse intervalo do reservatório. O óleo caracterizado pela alta resistividade também é caracterizado pela suave separação negativa das curvas RHOB e NPHI, enquanto o gás apresenta um pico de resistividade muito grande e apresenta uma separação negativa ampla (Alberton 2014). 6.0 DISCUSSÕES SOBRE OS TRABALHOS ANALISADOS A evolução dos processos e eventos geológicos que formam os reservatórios de hidrocarbonetos possui um nível de complexidade altíssimo, que até mesmo nos dias atuais, com o avanço de tecnologias e recursos avançados, existem casos que um grupo experiente de profissionais terão dúvidas sobre o que estão lidando. A exploração e produção de hidrocarbonetos sempre foram áreas dotadas de incertezas (Augusto, 2009). A maioria dos métodos geofísicos empregados atualmente na exploração de petróleo e gás são métodos sísmicos. Apesar de possuir alto poder de penetração e resolução (capacidade de definir o topo e a base de camadas delgadas), precisam de uma integração com outros métodos geofísicos para que se possam reduzir as incertezas nas predições. De uma forma geral, a perfilagem geofísica de poços incorpora diversas informações adicionais aos procedimentos de caracterização de reservatórios de hidrocarbonetos. Durante todo trabalho, notou-se como a perfilagem, através dos perfis geofísicos de poços, auxiliam na caracterização de um reservatório de petróleo, reduzindo, em grande parte, o número de incertezas citadas anteriormente. Baseado 51

em informações de diferentes perfis, os capítulos 3 e 4 trouxeram dados do reservatório estudado, como: porosidade, litologia, permeabilidade, volume de argila e saturação de fluidos. Tais dados são de extrema importância para o processo de produção de hidrocarbonetos. No capítulo 5, foi demonstrado como diferentes autores usaram perfis geofísicos para obtenção de diversas propriedades que caracterizam o Campo de Namorado. Foram calculados parâmetros como porosidade, saturação de água, volume de argila e volume de areia. Além disso, foi feita uma identificação dos fluidos contidos no reservatório, uma determinação topo-base do mesmo, e uma análise de sua estratigrafia. A Tabela 04 apresenta um resumo das propriedades analisadas durante os trabalhos acadêmicos, juntamente com os softwares utilizados. Tabela 04: Resumo das propriedades analisadas durante os trabalhos acadêmicos. Diante disso, observou-se que perfilagem de poços está altamente vinculada com a Engenharia de Petróleo. A importância dessas áreas está ligada à sua utilização durante os processos de prospecção, perfuração e produção, além de ser ferramenta fundamental na engenharia de reservatórios. Foi visto também, que a avaliação das formações através dos perfis de poços é importantíssima para caracterizar a região de interesse em uma bacia sedimentar que possui potencial de gerar os hidrocarbonetos. 52