UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ADRIANO MATIELO STULZER Niterói – RJ Agosto de 2013
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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE
PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ADRIANO MATIELO STULZER
Niterói – RJ
Agosto de 2013
ADRIANO MATIELO STULZER
AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE
PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO
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. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Niterói – RJ
Agosto de 2013
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus pela vida me dada, através de meus pais, além da saúde e
capacidade intelectual para galgar os caminhos do conhecimento da engenharia e da
evolução pessoal.
A meus pais pela confiança, recursos, tempo e incentivo depositados em mim,
pois sem eles não teria conseguido chegar a este ponto e ter transposto as dificuldades do
caminho.
A Larissa Martins, pelo incentivo em retomar o curso de Engenharia de Petróleo
mesmo nos momentos de desânimo.
A Universidade Federal Fluminense na pessoa do Coordenador Geraldo Ferreira,
pela chance de cursar Engenharia de Petróleo através do reingresso nesta instituição,
podendo assim chegar a minha segunda graduação em engenharia.
À empresa Baker Hughes do Brasil, pela cortesia em ceder dados de um poço real,
podendo assim haver discussão final dos resultados da pesquisa.
Ao professor Alfredo Carrasco pela grande ajuda e dedicação que demostrou junto
a elaboração deste trabalho de conclusão de curso, agregando qualidade inestimável a este
trabalho.
“Não se deve ir atrás de objetivos fáceis, é
necessário buscar os que só podem ser
alcançados por meio dos maiores esforços”.
Albert Einstein
RESUMO
O sucesso da recuperação de hidrocarbonetos deve-se entre outros fatores, na
aquisição de dados petrofísicos do poço e sua avaliação, seja para estimar onde se
encontram, o quanto existe e tipo de hidrocarbonetos nas rochas. Para tal objetivo, o melhor
método de aquisição desses dados é pela perfilagem, em especial a cabo. Muitos são os
tipos de perfis, mas neste trabalho serão discutidos os diferentes perfis de porosidade a fim
de explicar o funcionamento das ferramentas e interpretar dados reais, discutindo a
importância e eficácia de cada perfil na identificação de jazidas e leituras de porosidade.
Também será estudado, inicialmente, a história da perfilagem e os tipos de aquisição.
Figura 4.7 - Representação vetorial da indução do sinal de RMN 1) amplitude máxima,Mxy(0)=M0 e Mz(0)=0; 2) amplitude intermediária, Mxy(t)=M; 3) amplitude zero,
Mxy(t)=0 e Mz(t)=M0
Fonte: Machado (2010)
61
4.3 Relaxação Transversal
Quando o isótopo retorna à magnetização transversal inicial, onde Mxy=0, isso
independe da transferência de energia para o sistema. Para que as componentes no plano
x-y sejam anuladas basta que comecem a precessionar ao redor de B0 de forma aleatória.
Durante esta precessão resulta no processo de relaxação denominando de relaxação
transversal.
A relaxação transversal faz com que ocorra um decaimento exponencial do sinal de
RMN, descrito no decorrer do tempo (t) pela seguinte equação:
(4.5)
Onde:
Mo = Amplitude da magnetização transversal no instante t0;
T2 = Tempo de relaxação característico.
Porém na aplicação da ferramenta no campo, a presença de heterogeneidades do
campo magnético (ΔB0), gerados pela própria ferramenta de RMN faz com que as
componentes transversais da magnetização do fluido dispersem-se pelo plano x-y com
grande rapidez, acelerando de maneira falsa o decaimento do sinal de RMN.
Tal decaimento do sinal de Ressonância Magnética, acelerado pela contribuição de
ΔB0, é representada pelo tempo de relaxação aparente T2*, tal que:
(4.6)
A equação nos faz concluír que quanto menor for a heterogeneidade ΔB0, ou seja,
quanto mais homogêneo, mais o tempo de relaxação transversal aparente T2* se aproximará
do valor de T2 natural do fluido de reservatório.
Com intuito de reduzir a heterogeneidade de B0, um recurso denominado
refocalização da magnetização transversal foi desenvolvido. Um pulso com angulo, por
exemplo, de 180º, aplicado após o tempo ‘TAU’, faz com que os vetores girem 180º ao redor
do eixo y. Quando o sentido de rotação e a velocidade angular ωn permanecem as mesmas,
as componentes transversais da magnetização voltam a seu estado inicial num tempo
2TAU, logo, a diferença entre os ângulos de defasagem constituída ao longo de TAU se
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reduz a zero (ΔФ=0). A amplitude deste sinal, chamado de eco de spin (ou eco de Hahn),
não depende mais de T2*, apenas de T2.
Ao ser submetida a um campo magnético heterogêneo (ΔB0≠0), uma amostra de
fluido tem a magnetização transversal (Mxy) produzida pela ação de um pulso de 90º (figura
4.8) que se defasa no plano x-y durante o tempo TAU. Assim um ângulo de defasagem (Na)
acontece e depende da intensidade do gradiente de campo ΔB0 segundo a equação: Na=
ωnxTAU, onde ωn=γΔB0.
A técnica mais utilizada para a medição de T2 é a CPMG (Carr. Purcell-Meios-Gill).
Tal técnica usa o mesmo princípio da refocalização da magnetização, porém aplicam-se em
uma sequência de n pulsos de 180º consecutivos, igualmente espaçados por um tempo
2TAU. Desta forma o eco de spin é produzido a cada instante 2nTAU como ilustra a figura
2.30.
Figura 4.8 - Representação esquemática do processo de defasagem e refocalizaçãoda magnetização transversal, e formação do sinal de eco de spin
Fonte: Machado (2010)
Figura 4.9 - Diagrama da sequência de pulsos CPMG
Fonte: Machado (2010)
63
Após a eliminação da heterogeneidade do campo magnético, pela refocalização da
magnetização, a intensidade de cada eco formado é modulada apenas pelo processo de
relaxação transversal. Para que a modelagem da ferramenta funcione corretamente o T2 é
obtido matematicamente através do ajuste da função M(t)= M0e-t/T2 aos pontos experimentais
da curva de relaxação, onde M(t) é a intensidade do eco de spin no tempo t=2nTAU e M0 no
tempo t=0. A figura 4.10 ilustra a obtenção da curva de relaxação T2 através da técnica
CPMG.
Figura 4.10 - Curva de relaxação transversal (T2) obtida través da técnica CPMG
Fonte: Machado (2010)
Para melhorara a razão entre sinal e ruído do sinal medido, e assim obter um cálculo
de T2 mais acurado, a média da intensidade de cada eco é obtida através de inúmeras
repetições da sequência CPMG (MACHADO, 2010).
4.4 Mecanismos de Relaxação em Meios Porosos
Para sistemas porosos saturados com fluidos, como os encontrados nas rochas
sedimentares, há um complexo mecanismo de relaxação, com vários efeitos distintos.
Sendo os três mecanismos principais:
- Relaxação Bulk, que equivalente à relaxação intrínseca das moléculas de cada tipo
de fluido;
- Relaxação Superficial, que é comparada à relaxação das moléculas do fluido que
se encontram próximas da rocha;
64
- Relaxação Difusiva, que pode ocorrer pelo movimento difusivo das moléculas dos
fluidos na presença de um gradiente de campo magnético.
Todos os mecanismos de relaxação tem sua parcela no laor final de T2 portanto:
(4.7)
Influência relativa
de cada um dos três mecanismos é influênciada pelas características dos fluidos e
distribuição de tamanho dos poros.
Relaxação Bulk
A Relaxação Bulk é uma característica do fluido nos poros da rocha, depende da
composição e arranjo das moléculas e é muito afetado pelas proriedades físicas como a
viscosidade. Para se medir esta relaxação apenas, é preciso um ambiente grande o
suficiente para evitar influencia das paredes do poro. Temperatura e pressão afetam a
medida uma vez que afetam as propriedades dos fluidos. Abaixo segue a equação
característica para determinação do T2 da água como exemplo.
(4.8)
Onde:
Tk = Temperatura absoluta (K);
µ = Viscosidade (cP).
Relaxação Superficial
A Relaxação Superficial apenas existe na interface sólido-fluido, ou seja, na superficie
do poro e sua equação característica é dada por:
(4.9)
65
Onde:
ρ = Relaxatividade superficial do sólido;
(S/V)poro = Relação entre a superfície e o volume do poro.
Ao contrário da Bulk, a Relaxatividade Superficial depende do formato e mineralogia
da parede do poro apenas não sendo tão afetado por temperatura e pressão.
Relaxação Difusiva
Este efeito é mais acentuado em gases e óleos pouco viscosos possuem razoável
leitura de relaxação em função devido ao movimento de difusão das moléculas aos quais
estes fluidos têm mais suseptibilidade. Nestes casos o T2difusão passa a influenciar a
exponencial de decaimento quantificado pela equação abaixo.
(4.10)
Onde:
D = Constante de difusão molecular;
γ = Razão magnetogírica do próton;
G = Intensidade do gradiente de campo magnético (G/cm);
TE = Tempo de eco utilizado na sequência CPMG.
Por se tratar de um efeito observado em fluidos os fatores da formação como
pressão e temperatura influenciam o coeficiente de Difusão. A intensidade do Gradiente é
afetada pelo equipamento e também por fatores ambientais. Em tempos de eco menores
observa-se que o efeito devido à difusão é menor, com exceção de gases, em geral o
projeto da medida no campo é feito de forma a tornar o efeito em questão insignificante
(MACHADO, 2010).
Decaimento Multiexponencial
Nos reservatórios de hidrocarbonetos há diversos fluidos com características
diferentes e diferentes formatos e tipos de poro foram desenvolvidos um modelo matemático
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que agraupasse todas as influências dos três principais tipos de relaxação. Tal modelo tem
o nome de modelagem multiexponencial, descrito pela equação abaixo:
(4.11)
Onde:
M(t) = Magnetização medida;
Mi(0) = Magnetização inicial do i-ésimo termo;
T2i = constante de decaimento do i-ésimo termo.
A figura 2.32 ilustra os efeitos dos mecanismos de relaxação em sistemas uni
componente e seu resultado em sistemas multicomponentes, onde os efeitos se superpõem.
Os resultados do modelo de decaimento multiexponencial, são diferentes medidas
de T2 com valores equivalentes ao total de número de moléculas que sofreram efeitos de
relaxação.
As possibilidades de interações entre os fluidos e rocha e entre as moléculas dos
fluidos são infinitas. Consequentemente infinitos são valores de constantes T2 para que
assim haja um ajuste à equação de decaimento, o que resulta num espectro contínuo de T2.
Porém um espectro contínuo não traria resultados plausíveis para o perfil de RMN, pois a
formulação matemática fatalmente resultará num sistema cujo número de equações é igual
ao número de valores lidos pelo equipamento durante o tempo de aquisição e o número de
incógnitas seria infinito. Para resolver isso, solução do sistema é realizada com a
desratização do domínio de T2 em n famílias como o conjunto de equações 2.16
(MACHADO, 2010).
A partir desta técnica um número finito de equações (leituras da ferramenta, de
acordo com a capacidade de aquisição e armazenamento da mesma) do que incógnitas
(número de bens escolhidos para discretização do espectro de T2). A solução passa a ser
simples, para a computação dos dias atuais, para obter a mínima diferença entre o valor lido
e o modelado.
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Figura 4.11 – Esquema de decaimento uni e multiexponencial
Fonte: Machado (2010)
(4.12)
4.5 Aplicação de Perfis de RMN em caracterização de Reservatórios
A tecnologia de RMN foi usada pela primeira vez na engenharia de reservatórios
nos anos de 1950. Quando em 1960 a primeira ferramenta chamada de Nuclear-Magnetic-
Logging (NML) foi aplicada no campo, porém, sem sucesso. Após pesquisas e
daperfeisoamento da tecnologia em 1991 foi lançada no mercado a Magnetic Resonance
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Image Logging (MRIL), a pioneira dentre as ferramentas largamente utilizadas. O MRIL foi
desenvolvido pela empresa Halliburton.
Desde então se têm melhorado a tecnologia em termos de construção mecânica e
eletrônica bem como o desenvolvimento de melhores algoritmos de processamento. Hoje é
muito comum entre as ferramentas de perfilagens de poços, sendo esta considerada
imprescindível por algumas produtoras.
Porosidade
A integral do espectro de T2 de RMN, ou seja, a área abaixo da curva,é
proporcional ao número de núcleos de hidrogênio na zona que foi investigada pela
ferramenta. Através dos valores característicos da calibração pode-se estimar o volume de
fluido, ou melhor ainda a porosidade na rocha.
Distribuição de Tamanho de Poros
Para casos em que há somente um tipo de fluido nos poros, apenas uma das
relações, no caso entre a superfície e o volume dos poros, é levada em consideração pelo
efeito de relaxação superficial. Logo, o espectro de T2 é associado a distribuição de tamanho
de poros da zona investigada pela ferramenta. Como apresentado no esquema da figura
4.11, poros menores tem relaxação mais rápida e como consequência valores de T2 são
menores, enquanto poros com maior tamanaho possuem relaxação lenta e valores de T2,
como consequência, são maiores.
Saturação Irredutível de Água
A saturação irredutível de água corresponde ao volume de água presa por forças
capilares nos meios porosos. A formação de petróleo supõe que o fluido que inicialmente
satura o reservatório, é água de formação, e quando o petróleo migra a água é expulsa
deixando apenas o volume presente em pequenos poros, que demandam altíssima difernça
de pressão para ser deslocado e por isso não sai da formação
A saturação irredutível de água calculada pelo perfil de RMN é dado pela divisão do
domínio do espectro de T2. A este valor de separação é dado o nome de cutoff , que divide
o espectro em duas ou mais partes. O volume abaixo do T2 de corte para fluidos presos por
forças capilares (bound fluid) são de fluidos presos por capilaridade. Analogamente o
69
volume acima do T2 de corte corresponde ao fluido livre (free fluid). A idéia do método
descrito anteriormente é de que nos poros menores, de relaxação curta e T2 menores, está
a saturação de água irreductivel. Os valores de T2 de corte são definidos empiricamente e
geralmente se usam os valores de 33 ms para rochas siliciclásticas e 92 ms para rochas
carbonáticas.
Figura 4.12 - Relação do espectro T2 com a distribuição do
tamanho de poros
Fonte: Machado (2010)
Figura 4.13 – Aplicação do T2 de corte, separação de fluido livre e
Fluido aprisionado por forças capilares
Fonte: Machado (2010)
70
Permeabilidade
Em 1997 Kenyon propos a correlação da permeabilidade com a porosidade e o T2
relativo à média geométrica de seu espectro. A equação é conhecida pela sigla SDR, de
Schlumberger Doll Research, instituto onde foram feitos os estudos:
(4.13)
Onde:
Ф= Porosidade;
T2logmean = Posição no espectro de T2 correspondente a media geométrica;
a = Coeficiente de ajuste litológico.
Em 1991, Coates baseado nos estudos anteriores de Timur, propôs a equação
2.18 para a permeabilidade com o uso da porosidade e da razão entre volume de fluido livre
e volume de fluido preso por forcas capilares, obtida pela aplicação do T2 de corte no perfil
RMN.
(4.14)
Onde:
Ф = Porosidade;
FF/BF = Razão entre volume de fluido livre (free fluid) e volume de fluido
preso por forcas capilares (bound fluid);
a = Coeficiente de ajuste litológico.
As relações matemáticas de SDR e de Timur Coates são consideradas as
equações clássicas de estimativa de permeabilidade a partir de perfis de RMN. Ambas
trabalham no fato de que o espectro de T2 tem relação com a distribuição de tamanho de
poros da zona perfilada. Os expoentes das equações foram definidos empiricamente por
ajustes feitos em vários ensaios de laboratório com sistemas homogêneos. Para sistemas
heterogêneos, como é comum ocorrer no campo, os expoentes precisaram ser reajustados
com respectivos dados de permeabilidade de testes petrofísicos ou de formação.
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Figura 4.14 – Perfil de RMN. Da esquerda para a direita: primeiro quadro raios gama.
Segundo quadro porosidade total (VPHS), porosidade efetiva (VPHE) e fluido livre ou
movível (VBM). No terceiro quadro permeabilidade (MRIL permeability).
No quarto quadro espectro T2
Fonte: Site Halliburton (2013)
Em 1997, Chang reescreveu a equação de SDR, limitando o espectro de T2 ao
valor máximo de 750 ms, a partir dos quais haveria poros vugulares não conectados que
não contribuiriam para o fluxo (MACHADO, 2010).
(4.15)
Em 2002, Kantzas verificou que a saturação irredutível da água obtida no perfil
RMN tem relação com a amplitude do primeiro pico (FP) e do último pico (LP) do espectro.
Ele propos então um modelo modificado Timur Coates que relacionava a permeabilidade a
estes dois parâmetros.
(4.16)
72
Em 2006, DiRosa propõe que a aplicação da distribuição de poros apenas não é
suficiente para predição da permeabilidade. Assim foi introduzido o fator de conectividade
dos poros (p) no modelo clássico de Timur Coates (MACHADO, 2010).
(4.17)
Figura 4.15 – MRIL, ferramenta de RMN da Haliburton
Fonte: Site Halliburton (2013)
73
Capítulo V
Estudo de Caso da Aplicação de Perfis de Porosidade
A fim de exemplificar tudo o que foi discutido neste trabalho sobre perfis e
porosidade das rochas, será exposto logo abaixo, os dados reais de um poço. Os dados são
referidos as ferramentas exemplificadas aqui e foram adquiridos através de perfilagem a
cabo. A análise tem como base estudar a porosidade, que é o tema principal deste trabalho,
porém para ampliar os horizontes de estudo, usaremos também dados de resistividade e
raios gama para nos ajudar na interpretação da formação e fluidos existentes.
A fim de se preservar a identidade dos dados e do poço em questão, as
profundidades foram alteradas e não será revelado o país de origem, companhia detentora
do poço e qualquer informação relevante sobre o mesmo. As únicas informações relevantes
e permitidas são: diâmetro da broca de 12.25 polegadas e lama de perfuração base óleo.
5.1. Parâmetros de Perfilagem
É sabido que nem todas as ferramentas de perfilagem a cabo tem como medida de
porosidade diretamente. A porosidade da densidade e a porosidade acústica são calculadas
pelo computador tendo como input o inverso da velocidade de propagação do som (Δt ou
ainda slowness) no fluido contido nos poros e o inverso da velocidade de propagação na
matriz no caso da porosidade acústica e da densidade do mesmo fluido e a densidade da
matriz no caso da porosidade da densidade. Assim os seguintes dados foram usados na
aquisição e processamento segundo a tabela 5.1.
Tabela 5.1 – Input de dados
Parâmetro Valor Adotado
Δt do fluido no poro 200 µseg/pe
Δt da matriz 52.5 µseg/pe
Densidade do fluido no poro Regular 1 g/cm3
Densidade da matriz 2.65 g/cm3
Os valores referentes à matriz são todos de arenito. Por se tratar de um poço
exploratório e consequentemente não há certeza sobre qual a formação sedimentar na zona
74
de interesse, foi usado durante a perfilagem dados de carbonatos, o que não se confirmou
durante pela perfilagem através da curva de Índice Fotoelétrico (Pe), assim dados de
porosidade acústica e de densidade foram reprocessados para arenito.
5.2 Perfis e suas interpretações
Os dados apresentados aqui foram adquiridos em duas corridas com ferramentas
de perfilagem. Uma com ferramentas de raio gama, neutrão, densidade (associado a um
caliper de um braço), acústica e resistividade indutiva. A outra corrida era apenas de
ferramenta de raios gama e ressonância magnética nuclear.
Através das figuras 5.1 e 5.2 podemos identificar os intervalos com fluidos. Os
intervalos com fluidos, especialmente hidrocarbonetos, são aqueles onde há uma separação
negativa, ou seja, na escala de densidade e porosidade pelo neutrão para determinada
litologia, a curva de densidade se encontra a esquerda da porosidade neutrônica.
Como linha base de raio gama mínimo e máximo, respectivamente, para
identificação de volume de argila foi escolhido 45 gAPI e 150 gAPI. Estes são os menores e
maiores valores de raios gama medido no poço respectivamente adquiridos nos intervalos
de 554.0 a 603.0 metros e 720.0 a 724.0 metros.
Nos perfis da Figura 5.1 estão as curvas GR (raio gama), CAL (compasso medidor
de diâmetro do poço ou simplesmente caliper), ILD (resistividade indutiva em várias
profundidades de investigação), RHOB (densidade matriz-fluidos), NPHI (porosidade
neutrônica), PORD (porosidade pela densidade) e PORA (porosidade acústica).
Vale lembrar antes, o conceito de separação negativa, que indicaria
hidrocarbonetos. Separação negativa ocorre pela diminuição da densidade, uma vez que
fluidos tem menor densidade que qualquer matriz e a porosidade também diminui pela
diminuição do HI (Hidrogênio Index) já que o HI de hidrocarbonetos é menor que o da água,
sendo este o fluido padrão para calibração da ferramenta de neutrão.
O perfil de Ressonância Magnética Nuclear é o que há de mais moderno e
confiável para adquirir dados de porosidade atualmente através de perfis a cabo. Isso se
deve pela alta acuracidade da medida baseada na RMN por não ser tão afetada pelos
fluidos constituintes da formação como outras técnicas convencionais de medida da
porosidade nas rochas. Para o estudo deste trabalho, consideram-se os dados de
porosidade pela RMN como os valores diferenciados da porosidade na formação.
75
Figura 5.1 – Perfil da corrida 1 (385.0 a 450.0 metros)
Fonte: Baker Hughes (2013)
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Figura 5.2 – Perfil da corrida 1 (550.0 a 640.0 metros)
Fonte: Baker Hughes (2013)
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A fim de iniciar a discussão sobre os perfis, vale separá-los nos intervalos abaixo
com seus respectivos comentários:
De 386.0 a 388.3 metros (faixa vermelha no perfil na Figura 5.1) – a curva de raio
gama mostra uma zona limpa, devido à baixa variância na curva, que aparenta ser arenito
pelo valor de aproximadamente 2 para Pe tipicamente desta litologia. A grande separação
negativa indica gás o que pode ser reforçado pela alta resistividade, mesmo esta sendo
bastante variável no intervalo.
De 391.5 a 396.0 metros (intervalo entre faixa vermelha e amarela na Figura 5.1) –
é perceptível uma separação menor bem como uma resistividade também menor. Pe ainda
é característico de arenito na maior parte do intervalo apesar do raio gama não ser tão
constante, isso mostra uma contaminação provavelmente por folhelho podendo ser
calculado o volume de folhelho. O fato de as três curvas mais rasas da resistividade indutiva
estarem separadas das outras mostra uma invasão pela lama de perfuração e o fato destas
três curvas estarem lendo valores maiores que o conjunto formação/fluidos no poro, mostra
que a resistividade da lama é maior, o que faz sentido pois é base óleo.
Entre os dois intervalos acima há claramente um folhelho (intervalo em amarelo)
devido à baixa resistividade, característica desta formação, e o aumento do valor de Pe e
raio gama. Neste caso pode estar atuando como uma rocha selante entre o óleo e gás.
De 447.0 a 449.0 metros (faixa verde no perfil na Figura 5.1) – Mesma interpretação
do intervalo 391.5 a 396.0.
De 554.0 a 603.0 metros (faixa laranja na Figura 5.2) – É o maior intervalo com
probabilidade de hidrocarbonetos. Observa-se alguma variação no perfil de raio gama, com
pequeno intervalo de arenito mais limpo no topo e o restante com algum folhelho, o que é
confirmado pelo Pe, que mostra algum aumento em certos pontos. Há intercalações entre
separações negativas e positivas. Onde Pe é igual ou muito próximo a 2, observamos
separações negativas indicando maior presença de óleo ao contrário dos pontos onde há
maior quantidade de folhelho e maior Pe. Estes pontos em que Pe é maior, há uma redução
na resistividade, característica dos folhelhos. Não há indícios de água, já que as separações
negativas não são tão abruptas e a resistividade ser alta. Zonas com maior invasão apontam
serem arenitos mais limpos o que é confirmado pelos baixos valores de raio gama.
De 615.6 a 636.2 metros (faixa marrom na Figura 5.2) – A interpretação é a mesma
do intervalo anterior, excetuando pelas maiores separações negativas e uma maior variância
na resistividade, apesar do raio gama variando o mesmo que o intervalo anterior. Isto pode
indicar alguma quantidade de água nesta zona.
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Na figura 5.3 e 5.4 é mostrado o perfil de RMN nos mesmos intervalos das ultimas
duas figuras.
O T2 Distribution é o espectro T2. Cutoff são tempos específicos usados como
separação de cada tipo de leitura. O cutoff de 3.3 microsegundos representa o limite de
separação de leitura para CBW (água presa nas argilas), ou seja, valores do espectro que
lerem menor que este cutoff são associados ao CBW. O mesmo pode ser associado ao
cutoff de 33 ms que é referido a litologia clástica, neste caso arenito. Ou seja, entre 3.3 e 33
ms os picos de T2 são contabilizados para fluido aprisionado por capilaridade e acima de 33
ms são para os fluidos livres.
A curva per proporciona a permeabilidade derivada de T2, totp é a porosidade total,
efep a porosidade efetiva e mov o volume nos poros de fluido livre. Apesar da ultima curva
representar volume, pode ser comparada com porosidade já que é o volume de poros, em
porcentagem, ocupado pelo fluido livre (ver figura 5.4).
Observando as curvas e áreas coloridas na ultima parte a esquerda do perfil de
RMN, fica fácil entender os conceitos de porosidades representativas de cada tipo de fluido.
A porosidade efetiva somada a água presa nas argilas (área verde) resulta na porosidade
total e a porosidade efetiva é gerada pela soma do fluido livre (área amarela) com o fluido
preso por capilaridade (área azul claro).
Para todos os intervalos com probabilidade de hidrocarbonetos discutidos
anteriormente, observamos as mesmas respostas da ferramenta de Ressonância Magnética
Nuclear como a alta permeabilidade, alta densidade de picos do espectro T2 acima de 33 ms
aumento de fluido livre e diminuição ou até mesmo extinção de água presa por argilas e
fluido preso por capilaridade. Porém há algumas diferenças.
De 554.0 a 562.0 metros a resposta é tipicamente de óleo, picos altos e pontiagudos
no espectro T2. De 562.0 a 603.0 metros há grande densidade de picos característicos de
óleo apesar de alguns picos bem menores em um tempo menor que os do óleo, como na
profundidade 597.0.
De 615.6 a 636.2 metros os picos de óleo ainda existem, porém há alguns picos
característicos de água como em 629.0 metros, o que poderia confirmar as suspeitas
anteriores. Tais picos se caracterizam por menores valores no tempo e por serem também
menores em amplitude.
No topo da formação, perto de 387.0, havia a suspeita de gás. É sabido que água e
gás tem a mesma resposta no espectro T2, o que aumenta as suspeitas de gás, porém
apenas estudos mais profundos com outros perfis ou então amostragem de fluido podem
confirmar que fluido há exatamente.
79
Figura 5.3 – Perfil da corrida 2 (385.0 a 450.0 metros)
Fonte: Baker Hughes (2013)
80
Figura 5.4 – Perfil da corrida 2 (550.0 a 640.0 metros)
Fonte: Baker Hughes (2013)
81
Quanto maior a densidade de picos do espectro T2 na zona maior que 33 ms, a
porcentagem de fluido livre tende a aumentar. A mesma ideia se aplica para água presa nas
argilas e fluido preso por capilaridade. As porosidades são calculadas de acordo com o
tamanho dos picos baseado nos valores adquiridos durante a calibração.
Nestes intervalos, há grande aumento nos fluidos livre o que confirma o potencial de
exploração comercial de hidrocarbonetos, uma vez que se pode haver óleo ou gás em uma
determinada zona, porém se este fluido não for livre o suficiente para produção, a zona pode
ser menos interessante à produção pelos gastos para fraturá-la, por exemplo, ou até mesmo
impossível de se produzir.
Nos intervalos com folhelhos, por exemplo, entre 400.0 a 445.0 metros, há um
aumento na quantidade de água presa nas argilas, que já era esperado uma vez que
folhelhos são formados por minerais existentes nas argilas além dos poros nos folhelhos
serem pequenos, não comunicantes e com certa quantidade de água.
A porosidade é um dos parâmetros mais importantes na avaliação petrofísica de
rochas sedimentares uma vez que através dela é possível estimar a quantidade de reserva
de hidrocarbonetos, que é um fator crucial na tomada de decisão se determinada área será
explorada ou não. Muitos são os métodos de medida da porosidade como visto
anteriormente, porém de ressonância é o mais confiável e curado.
Nas figuras 5.5 e 5.6 mostram as porosidades medidas na primeira e segunda corrida,
a fim de se comparar cada uma.
Nos intervalos onde havia separação negativa, discutidos anteriormente, observa-se
que NPHI e totp, seguem o mesmo formato lendo os mesmos valores. Isso se deve pelo fato
de ambas as ferramentas, de neutrão e RMN, terem suas calibrações parecidas, baseadas
no mesmo fluido, água que mais ou menos o mesmo HI que hidrocarbonetos.
Nos mesmos intervalos, a curva PORD aumenta consideravelmente, uma vez que
densidade cai e estas são grandezas inversamente proporcionais.
Já nos intervalos onde há folhelhos, como entre 415.0 a 430.0 metros, NPHI tende a
ler valores maiores ou bem maiores do que a porosidade total do RMN. Isso por que
folhelhos geralmente detém poros muito pequenos e não comunicantes, com água, levando
a ferramenta a ler alto HI e consequentemente alta porosidade.
A porosidade acústica, PORA, não apresenta padrão de comportamento aceitável, no
sentido de valores lidos, quando comparado à porosidade total de RMN mesmo na zona de
arenito a qual tem como referencia para seu cálculo durante este perfil. Sabe-se por
experiência de campo, que esta porosidade não é nem mesmo tomada em consideração
para nenhuma avaliação petrofísica. Tal porosidade só foi exemplificada afim de demostrar
82
Figura 5.5 – Diferentes porosidades combinadas (385.0 a 450.0 metros).
Fonte: Baker Hughes (2013)
83
Figura 5.6 – Diferentes porosidades combinadas (550.0 a 640.0 metros
Fonte: Baker Hughes (2013)
84
seu mau comportamento para os fins petrolíferos apesar de outros dados acústicos serem
de grande importância.
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Capítulo VI
Conclusões
Levando em consideração os perfis de densidade e neutron conclui-se que nesta
formação, aonde havia arenito também havia a probabilidade de hidrocarbonetos devido as
zonas com separação negativa, mesmo que em alguns intervalos com pequenas
separações.
Possivelmente há água na parte mais profunda do arenito já que a resistividade
apresentava uma maior variação e o espectro T2 demonstrava resposta típica deste fluido.
Algum gás pode existir no topo da zona estudada pela grande separação negativa e
pelo espectro T2.
Vários intervalos foram estudados e entre eles folhelhos intercalando zonas com
hidrocarbonetos, portanto, estes folhelhos poderiam estar agindo como rochas capeadoras
para as rochas reservatórios que são os arenitos.
Conclui-se também que o perfil de RMN pode ser considerado o melhor método para
aquisição das porosidades nas rochas uma vez que funcionam com acuracidade nas mais
diversas formações e fluidos.
Perfil de porosidade neutrônica tende a ter mesma resposta em zonas com boa
porosidade e preenchidas com fluido, características essas de zonas de interesse. Porém
em zonas de folhelhos este perfil aumenta consideravelmente, se afastando da porosidade
RMN, não sendo, portanto confiável.
Já a porosidade pela densidade segue totp (porosidade total de RMN) em intervalos
de folhelho e se perde no sentido de aumento em zonas de interesse.
Apesar dos perfis de porosidade gerados por neutrão e densidade apresentarem
anomalias nos valores, com relação aos reais, devido a suas particularidades de
funcionamento, estas ferramentas são muito eficazes na identificação de possíveis zonas de
interesse na exploração de hidrocarbonetos e de zonas indesejáveis de água. Estas
anomalias nos perfis de porosidade de neutrão e de densidade não são grande problema,
pelo contrário, já que conhecendo seu comportamento em diferentes zonas isto irá ajudar a
identificá-las.
No que diz respeito a porosidade acústica, esta se torna inútil na medição de valores
desta propriedade das rochas pela sua má respostas. Porém é um bom indicador de
porosidade desdeque se entre com o valor de Δt correto para a dada formação.
86
Por fim e não menos importante, concluí que o a ferramenta de RMN é de grande
importância na avaliação petrofísicas das rochas sedimentares, por não só apresentar
valores confiáveis de porosidade, mas também por diferenciá-las entre total e efetiva. Outra
vantagem é a identificação da quantidade de água presas nas argilas e de quantidade, em
porcentagem, de fluido livre a não livre o que é de suma importância na tomada de
decisões.
Por último o espectro T2 auxilia na confirmação de zonas de óleo bem como as
zonas de contato água/óleo pelas respostas características de cada fluido. O único
problema seria a identificação de gás e água, já que o espectro T2 tem mesmo perfil para
estes dois.
Abaixo segue a tabela 6.1 com os valores médios de porosidade para neutron
(NPHI) e porosidade pela RMN (totp) nos intervalos com suspeitas de hidrocarbonetos. As
cores marcadas de cada intervalo se referem as figuras 3.5 e 3.6. Os desvios padrões (DP)
são mostrados a fim de quantificar a variação de cada porosidade nos intervalos discutidos.
Tabela 6.1 – Média de cada tipo de porosidade e seus desvios padrões
Intervalo Cor NPHI totp DPNPHI DPtotp
386.0 – 388.3 Laranja 21.5 19.3 1.00 1.60
391.5 – 396.0 Roxo 21.2 21.8 1.27 0.97
447.0 – 449.0 Verde 16.8 18.2 0.84 1.25
554.0 – 603.0 Vermelho 18.5 19.2 3.82 3.24
616.6 – 636.2 Marrom 17.1 16.5 6.32 3.13
Para os dois intervalos mais profundos o desvio padrão é consideravelmente maior
para ambas as médias de porosidade. Tal fato se deve pela maior variação dos valores de
ambas as porosidades nestes intervalos.
Porém, sobre o descrito no parágrafo anterior, se subdividirmos os dois últimos
intervalos em intervalos contidos neles, porém menores, os valores de desvio padrão nestes
intervalos serão menores pela menor variação dos valores de porosidade. Por exemplo, no
intervalo em vermelho da figura 5.6 entre 553.0 e 584.0 NPHI e totp são mais paralelas e
com pouca variação, o que fatalmente traria valores menores de desvio padrão. Desta forma
pode-se dizer que dentro de intervalos de reservatórios (como o caso do intervalo em
87
vermelho da figura 5.6), podem haver descontinuidades ou melhor dizendo, sub-intervalos
homogênios dentro do mesmo reservatório.
Pelo visto na tabela 6.1, NPHI e totp, têm pouca diferença em relação aos valores
médios o que reforça o descrito anteriormente, que para tais perfis em zonas com suspeitas
de hidrocarbonetos são confiáveis quanto a medição porosidade em rochas sedimentares.
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89
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