UNIVERSIDADE TIRADENTES Engenharia de Petróleo

AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES

NOTAS DE AULA

Prof. Cláudio Borba

Aracaju, 2014/1

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CONTEÚDO

1. INTRODUÇÃO À AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES ____________________________ 4

2. PETROFÍSICA __________________________________________________________ 5

3. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS _________________________________________ 18

4. ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO DE POÇOS ____________________________ 22

5. OPERAÇÃO DE PERFILAGEM ___________________________________________ 30

6. PERFIL CALIPER (Calibre) ______________________________________________ 37

7. PERFIS ELETRICOS ____________________________________________________ 39

8. PERFIS RADIOATIVOS _________________________________________________ 49

9. PERFIS ACUSTICOS ____________________________________________________ 57

10. PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA (NMR) _________________________ 62

11. PERFIS DIPMETER E DE IMAGEM _____________________________________ 66

12. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS __________________________ 69

13. PRESSÕES E TESTE A CABO ___________________________________________ 77

14. TESTE DE FORMAÇÃO ________________________________________________ 87

15 - INTERPRETAÇÃO QUALITATIVA DE CARTAS DE TESTE _________________ 99

16. TESTE DE FORMAÇÃO EM RESERVATÓRIOS DE GÁS ___________________ 107

17. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE TESTE DE FORMAÇÃO ___________ 110

18. CONSIDERAÇÕES FINAIS ____________________________________________ 125

19. BIBLIOGRAFIA ______________________________________________________ 127

Anexo I - Conversão de Unidades ____________________________________________ 128

Anexo II – Termos em inglês _______________________________________________ 128

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Olá,

Esta apostila reúne o conteúdo das aulas da disciplina Avaliação de

Formações, com carga horária total de 80 horas, e visa suprir a carência de livros

textos em português, além de adaptar o tema para a realidade brasileira. O curso de

avaliação de formações é baseado na experiência do autor, e tem uma abordagem

predominantemente prática. Os exercícios propostos permitirão ao aluno ter ao final

do curso uma visão básica da interpretação de perfis de poços e de testes de

formação.

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1. INTRODUÇÃO À AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES

Como o nome diz, é o conjunto de técnicas utilizadas para se avaliar uma rocha reservatório, em poços, em relação ao tipo de rocha, suas propriedades (qualidade), tipo de fluido contido e capacidade de produzir fluido (água, óleo ou gás).

1.1 Formação

A palavra “formação” tem duas conotações: a) Na geologia, trata-se de um conjunto de camadas mapeáveis e

correlacionáveis. Exemplo: Formação Serraria. b) Na geologia e engenharia do petróleo, formação é sinônimo de rocha.

Exemplo: “- que formação o poço está perfurando: arenitos”.

1.2 Técnicas de Avaliação de Formações

A avaliação das formações pode ser agrupada em 3 conjuntos de técnicas: a) Acompanhamento geológico: inclui a avaliação de amostras de calha e testemunhos durante a perfuração do poço, alem de indícios de detector de gás. Normalmente é executada por geólogos e técnicos de geologia.

b) Perfilagem: medida de propriedades por métodos indiretos, a poço aberto e poço revestido, durante ou após a perfuração, visando a determinação do tipo de rocha e fluido, e de suas propriedades estáticas. Atividade normalmente executada por companhias de serviço e acompanhada por geólogos.

c) Testes de Formação: obtenção de propriedades dinâmicas, a poço aberto ou

revestido. Atividade normalmente executada por companhias de serviço e acompanhada por engenheiros de petróleo.

1.3 Interfaces

• Geologia de Petróleo • Engenharia de Reservatórios • Perfuração • Completação • Geofísica

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2. PETROFÍSICA

É o estudo das propriedades físicas da rocha, realizado com medidas diretas e indiretas. Tem aplicação na estimativa da capacidade de armazenamento e da qualidade dos reservatórios. Tem importante interface com a ENGENHARIA DE RESERVATÓRIOS e com a GEOFÍSICA. Conceitos petrofísicos básicos para a avaliação de formações

• Uma rocha é formada por grãos + cimento + poros. • Grãos + cimento formam a matriz. • Os poros são preenchidos por fluidos. • O fluido pode ser água, gás ou óleo. • A água pode ser doce ou ter sais dissolvidos. • Os poros podem conter um só tipo de fluido, ou mais.

Nas rochas siliciclásticas, como os arenitos e conglomerados, os grãos são

formados por silicatos (quartzo, feldspatos e fragmentos de rocha), e o cimento mais comum são o quartzo, a calcita e os minerais de argila. Nas rochas carbonáticas (calcários), os grãos são formados por fragmentos de bioclastos (restos de conchas e de algas calcárias) ou carbonato de cálcio de natureza inorgânica, e o cimento geralmente é o próprio carbonato de cálcio (calcita).

Figura 2.1 – Componentes petrofísicos de uma rocha reservatório

2.1 Propriedades dos Materiais

• Minerais -> são compostos inorgânicos com estrutura cristalina e composição química definida. Formam as rochas.

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• Rochas -> são agrupamento de minerais. De acordo com sua origem

classificam-se em ígneas, sedimentares e metamórficas. Na indústria do petróleo, as sedimentares são as mais importantes. • Fluidos -> Os poros das rochas estão sempre preenchidos por fluidos, normalmente água (doce ou salina). Petróleo e gás podem estar presentes. Na indústria do petróleo, outros fluidos podem interagir com os naturais: fluido de perfuração e de completação.

Composição das principais rochas sedimentares

Rocha Minerais componentes Comp. química

Arenito Quartzo SiO2

Pode conter feldspatos, argilas

KAlSi3O8 (feldspato potássico)

Conglomerado Quartzo SiO2

Fragmentos de outras rochas

SiO2 + KAlSi3O8 + ........

Folhelho Minerais de argila SiO2, Al, K, OH,

Pode conter matéria orgânica

Sais Halita NaCl

Silvita KCl

Gipsita CaSO4.H20

Calcário Calcita CaCO3

Dolomita MgCa(CO3)2

Densidade ()

É a razão entre a massa e o volume de um material. Depende da composição química e da estrutura cristalina do mineral.

óleo 0,8 g/cm3 água 1,0 g/ cm3

gelo 0,9 g/cm3 quartzo 2,65 g/ cm3 calcita 2,71 g/ cm3 ouro 19 g/ cm3

Temperatura (T)

A temperatura aumenta com a profundidade, devido ao gradiente geotérmico, em

média 1oC a cada 30m, dependendo da bacia sedimentar. É medida em Celsius, mas na indústria do petróleo é muito frequente ser reportada em graus Fahrenheit. A variação de temperatura costuma produzir modificações em algumas propriedades: no volume (dilatação), na condutividade elétrica, na viscosidade.

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• Conversão:

9

)32(

5

FC

Radioatividade

É a propriedade que o material tem de emitir radiação, na forma de partículas

nucleares (radiação alfa e beta) ou de ondas eletromagnéticas (radiação gama). Os o principais elementos radioativos são Urânio (U), Tório (Th) e potássio (K). Muitas rochas e minerais contém esses elementos em sua composição, e emitem radioatividade natural, em dosagens inofensivas para o ser humano, mas captáveis por instrumentos. Exemplos de minerais radioativos são feldspato potássico, argilas e silvita.

Velocidade da onda acústica (Vp)

É a velocidade de propagação de uma onda acústica no material. Costuma ser medida em metros/segundo (m/s), ou pelo seu inverso, conhecido como tempo de

trânsito (s/ft – microssegundo por pé). A velocidade é uma propriedade usada tanto no método sísmico quanto na

avaliação de formações. Materiais mais densos e mais compactados normalmente apresentam alta velocidade (baixo tempo de trânsito). Materiais porosos apresentam baixa velocidade (alto tempo de trânsito).

Exemplos de velocidades acústicas de alguns materiais:

Material Velocidade (m/s)

água 1550

quartzo 5805

Arenito fechado 5000

Arenito poroso 3000

Folhelho compactado 4000

Folhelho pouco compactado

2500

Porosidade (, phi)

É a relação entre o volume de poros e o volume total de uma rocha, expressa em

decimal (para fins de cálculos) ou em percentual (para fins de comunicação): 0,2 = 20%. Pode ser entendida como a capacidade de armazenamento de fluidos na rocha.

A Porosidade Total corresponde ao volume total de poros.

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Vt

Vptt

A Porosidade Efetiva refere-se aos poros efetivamente conectados. É a

porosidade que realmente interessa para a produtividade dos reservatórios.

Vt

Vpee

Valores limite (cutoffs econômicos) de porosidade: ~8% para reservatórios de óleo e ~6% para reservatórios de gás. Abaixo desses valores, o reservatório não produz economicamente.

Tipos de Porosidade

Intergranular - é a porosidade entre os grãos que compõem a rocha, geralmente

herdada da época da deposição do sedimento. Microporosidade - poros de tamanho muito pequeno (< 2 micra).

Porosidade secundária (ou de dissolução) é gerada pela dissolução de parte da

rocha por ácidos naturais. É comum em rochas calcárias. Os exemplos mais chamativos são as cavernas, que na realidade são poros gigantes.

Porosidade de fratura é porosidade relacionada ao fraturamento da rocha.

Figura 2.2 – Tipos de porosidade

Porosidade primária e efetiva (poros conectados)

Porosidade primária e não efetiva (poros desconectados)

Porosidade secundária (dissolução) e efetiva (poros conectados)

Porosidade secundária (dissolução) e não efetiva (poros não conectados)

Porosidade de fratura e não efetiva (fraturas desconectadas)

Porosidade de fratura e efetiva (fraturas conectadas)

9

Figura 2.3 – Fotomicrografia de uma lâmina de arenito reservatório. Em azul, os poros preenchidos por resina (porosidade intergranular).

Figura 2.3 – Porosidade de fratura preenchida com petróleo em rocha metamórfica do embasamento de uma bacia sedimentar.

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Permeabilidade (K)

• É a propriedade do meio poroso que se caracteriza pela facilidade com que

um fluido pode atravessar esse meio quando lhe é aplicado um gradiente de pressão. É uma medida de condutividade ao fluido, do meio poroso (Henry Darcy, 1856)

• Unidade: 1 darcy (fluxo de 1cm3/s de um fluido com viscosidade de 1cp através de uma seção de 1cm2 quando submetido a um dP de 1 atm.

L

dPAKQ

.

..

(fluxo linear)

)ln(.

).(..2

rw

re

PwPehKQ

(fluxo radial)

Q – vazão , A – área da seção transversal, L – Comprimento, dP – diferença de

pressão (montante – jusante), – viscosidade, Pe – pressão estática, Pw – pressão de fluxo, re – raio do reservatório, rw – raio do poço. Note que a permeabilidade (K) encontra-se no nominador da equação, ou seja, a produção (vazão Q) é diretamente proporcional à permeabilidade.

Anisotropia de permeabilidade A permeabilidade horizontal é medida na direção horizontal, normalmente paralela às camadas. Normalmente é maior do que a permeabilidade vertical, geralmente transversal às camadas. Isto se deve à presença de pequenas camadas de argila, que provocam a restrição do fluxo na direção vertical.

Fatores que controlam a Permeabilidade • Geometria do meio poroso (granulometria, orientação, empacotamento,

cimentação, teor de argila, seleção) • Dissolução, dolomitização, fraturas (em carbonatos) • Acamamento (Kh > Kv)

Valores de Referência de permeabilidade

Permeabilidade Valor (mD)

Fechado (tight) < 0,1

Muito baixa 0,1 – 1

Regular 1 – 10

Boa 10 – 100

Muito Boa 100 – 1000

Excelente > 1000

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Relação entre porosidade e permeabilidade:

• Normalmente (log)K cresce com Phi • Porosidade alta x permeabilidade baixa -> rochas de granulometria muito fina

e argilosas, folhelhos, rochas com poros não conectados • Porosidade baixa x permeabilidade alta -> reservatórios fraturados

Medidas da permeabilidade

• Simulação do meio poroso (análise de imagem de lâminas) • Regressões utilizando perfis • Teste de formação • Plugs de testemunho • Minipermeametria • Indicação em perfis (qualitativa)

Figura 2.4 – Exemplo de relação entre porosidade e permeabilidade (Cosentino,)

Saturação de fluidos (Sw, So, Sg)

É a medida das quantidades relativas de fluidos que ocupam o espaço poroso.

A soma das saturações é igual a 1 (ou 100%).

Sw + So = 1 (reservatórios de óleo)

Sw + Sg = 1 (reservatórios de gás)

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Saturação de água irretutível é a fração de água não móvel no reservatório. Em geral Swi ~ 10-20%. Por isso, So nunca é 100%.

Saturação de óleo residual é a fração de óleo não móvel no reservatório. Em geral Sor ~ 20-40%

Na prática, adotamos Sw=50% como um valor limite para reservatório produtor de óleo. Contudo, é o comportamento da permeabilidade relativa que irá determinar o quanto de óleo e de água será escoado sob determinada saturação de água.

É a permeabilidade ao fluxo de um determinado fluido (Ko), na presença de um segundo fluido no meio poroso. Tem ENORME impacto na recuperação do petróleo. É comum as permeabilidades relativas serem expressas na forma de curva, já que dependem da saturação dos fluidos envolvidos.

A Permeabilidade relativa depende da:

- Saturação de fluidos - Molhabilidade - Geometria dos poros

Saturação de água irretutível (Swi) é a fração de água não móvel no

reservatório. Em geral Swi varia de 10 a 25%.

Saturação de óleo residual (Sor) é a quantidade de óleo não móvel (que

não será produzido). Em geral Sor varia de 20-40%.

Molhabilidade

É a tendência que um determinado fluido tem de se espalhar em uma superfície sólida em presença de outro fluido não miscível (figura 2.5). É função, principalmente, da rugosidade do poro (tortuosidade). Influencia na pressão capilar, na permeabilidade relativa e nas medidas de resistividade dos perfis. Apresenta grande impacto na recuperação do reservatório (primária, secundária e terciária).

Rocha Molhável à água:

- Swi elevada (>20%) - Krw em Sor baixa (< 40%) - Cruzamento Krw x Kro em Sw > 50%

Rocha Molhável ao óleo:

- Swi baixa (~15%) - Sor alta (40%) -> baixo FR - Cruzamento das curvas em Sw < 50% - Frequente em reservatórios carbonáticos.

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Molhabilidade e Eficiência de Recuperação

• Produção Inicial -> água em fase descontínua (Swi) e óleo fase contínua: produção de óleo (Figura 2.7).

• Transição -> produção de óleo + água • Final -> água em fase contínua e óleo em fase descontínua

(Sor): produção de água (Figura 2.8).

Figura 2.5 – Molhabilidade de uma superfície – interação rocha-fluido.

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Figura 2.6 – Relação entre saturação de fluidos e permeabilidade relativa. A presença de mais de um

fluido modifica o potencial de outro fluido escoar. Quatro exemplos de saturação são identificados

(pontos a, b, c, and d), correspondentes às saturações de 1.0, 0.9, 0.6, e 0.2 respectivamente (Fonte:

Leetaru 2008).

Pressão Capilar

É a diferença de pressão na interface de contato de dois fluidos imiscíveis, dos quais um deles molha preferencialmente a rocha.

A pressão capilar normalmente está ligada (inversamente proporcional) ao tamanho das gargantas de poros.

A pressão capilar é o principal mecanismo de retenção de petróleo em uma trapa de petróleo. O petróleo fica retido na trapa porque a pressão capilar da rocha capeadora é muito grande, não permitindo o deslocamento do óleo.

Po – Pw = (rw – ro) g h = Pc

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Figura 2.7 – Experimento simulando meio poroso preenchido com óleo e água. A água é o fluido molhante

(notar como está “presa” aos grãos).

Figura 2.8 – Experimento simulando meio poroso preenchido com óleo e água, com saturação muito

elevada de água. Notar como o óleo tem dificuldade em se mover (e portanto ser produzido). É o óleo

residual.

Argilas e Argilosidade (Vsh)

A presença de argila influencia na qualidade dos reservatórios e no seu comportamento de produção. Sua identificação pode ser feita através de difratometria de raios X e MEV (microscopia eletrônica de varredura).

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• Argilosidade (Vsh) pode ser medida através de perfis e lâminas delgadas Impacto dos diferentes tipos de argila nos reservatórios:

• Clorita -> sensível aos ácidos, produz (falso) aumento de saturação de água (Sw) nos cálculos a partir de perfis.

• Esmectitas -> sensível à água doce (dano), aumento de Sw em perfis. • Ilita -> migração de finos (dano), aumento de Sw em perfis. • Caulinita -> migração de finos (dano), aumento de Sw.

Pressão

• As rochas e fluidos, por se encontrarem em profundidades elevadas,

apresentam-se pressurizadas, devido ao peso exercido pela coluna.

• Pressão Estática -> é o peso da coluna de fluido por unidade de área, em um

reservatório.

• Pressão Hidrostática -> é o peso da coluna de fluido por unidade de área, em

um poço.

• Pressão Litostática -> é o peso da coluna de rocha por unidade de área.

Unidades de pressão

• 1 Kgf/cm2 = 14,2 psi • Psi -> libra por polegada quadrada (ponds-force per square inch) • Pascal -> 1 psi = 6895 Pa

Compressibilidade

É a razão entre a variação fracional de volume (da água, do óleo ou da formação) e a variação de pressão. A compressibilidade desempenha um papel importante durante a vida produtiva do reservatório.

Compressibilidade da Formação: razão entre a variação do volume de poros e a pressão.

Um exemplo de como a pressão age na rocha: com a produção de um reservatório, a pressão cai. Isto faz com que o volume dos fluidos (principalmente do gás e do óleo) aumente, ocupando o espaço do fluido que saiu do reservatório. É por isso (devido à compresibilidade) é que não ficam “vazios” na rocha com a produção de petróleo, respondendo à freqüente pergunta “não tem perigo do terreno afundar ?”.

P

V

VC

1

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Resistividade elétrica

É a propriedade que um material tem de “resistir” à passagem de uma corrente elétrica. É o inverso da Condutividade.

L

ArR

.

R – resistividade (ohm.m) r – resistência (ohm) A – Área do corpo de prova (m2) L – Comprimento do corpo (m) Exemplos de materiais resistivos: rochas, sal, cimento, água doce, óleo. Exemplos de materiais condutivos: metais, água salgada.

Tabela 3.1 – Propriedades físicas de alguns materiais. Tipo Material Composição Resistividade

(ohm.m)

GR

(API)

Dtma

(s/ft)

Densidad

e

(g/cm3)

Porosidade

neutrônica

Minerais Quartzo SiO2 Muito alta 0 51-56 2,65 -2

Feldspato

Potássico KAlSi3O8 Muito alta 220-280 45-69 2,53-2,63 -3

Argila

(Caulinita)

Si2Al2O5(OH)4 Muito alta 80-130 2,4-2,69 37

Dolomita CaMg(CO3)2 Muito alta 0 38-45 2,85-2,88 1

Calcita CaCO3 Muito alta 0 45-49 2,71 -1

Halita NaCl Muito alta 8-15 67 2,03-2,08 -3

Rochas Arenito Quartzo (+feldspatos+calcita) Depende da

porosidade e do

fluido

15-60 53-100 2,59-2,84 0-45

Calcário Calcita Depende da

porosidade e do

fluido

10-40 47-53 2,66-2,74 0-30

Folhelho Argilas (+ matéria orgânica) 0,5-1000 60-300 60-170 2,65-2,7 25-75

Gnaisse Quartzo, feldspatos, micas Muito alta 24-48 46-54 2,6-3,04

Fluidos Água doce H2O Muito alta 0 189-207 1 100

Água

salgada

H2O + NaCl 0,02-1 0 180 1,19 60

Óleo 40º API H-C Muito alta 0,1-0,4 238 0,85-0,97 60

Gás H-C Muito alta 0 0,000886 0

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3. PROPRIEDADES DOS FLUIDOS Petróleo -> mistura constituída predominantemente de hidrocarbonetos, no estado sólido, líquido ou gasoso Óleo -> petróleo no estado líquido nas condições de reservatório, e que permanece líquida nas condições de superfície. A densidade do óleo, em graus API, é dada por:

5,1315,141

SGAPI

Sendo SG a densidade específica (em geral varia de 0,76 a 1,0 em relação à água) Óleo leve API > 31 Óleo médio 22-30,9 API Óleo pesado 10,1-21,9 API Óleo extrapesado < 10 API

Tabela 3.2 – Classes de petróleo segundo a composição

Gás: Gás Natural -> petróleo que existe na fase gasosa ou em solução, nas condições de

reservatório e de superfície. Gás associado ao óleo -> gás existentes em reservatórios produtores de óleo.

Pode ser livre ou em solução. Gás não associado -> gás natural existente em reservatórios considerados como

produtores de gás.

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Condensado -> gás natural que permanece líquido nas condições de separação Condensado estabilizado -> gás natural que permanece líquido nas condições atmosféricas. A composição do gás é variável, mas comumente 80% é metano, 10% etano e 10% propano+butano. PVT

Ponto de bolha -> numa mistura líquida, sob temperatura constante, é a pressão em que surge a primeira bolha de gás. Ponto de orvalho -> em uma mistura gasosa, sob temperatura constante, é a pressão em que ocorre a primeira condensação de líquido. Pressão de saturação -> é a pressão em que ocorre a formação de bolha/orvalho Óleo saturado -> Encontra-se na pressão de saturação Óleo subsaturado -> Encontra-se acima da pressão de saturação

Figura 3.1 – Exemplo de diagrama de fases de uma mistura de hidrocarboneto. B – óleo subsaturado nas condições de reservatório (Pr, Tr); C – nas condições de superfície (Ps, Ts): mistura com 70% de óleo e 30% de gás. D e E representam condensado, em condições de reservatório e superfície, respectivamente

Fator Volume de Formação (Bo e Bg)

É a relação entre o volume de um fluido nas condições do reservatório e o volume nas condições de superfície. No caso do óleo (Bo), ocorre uma perda de gás e consequente encolhimento quanto o reservatório perde pressão. Por isso, o valor de Bo é sempre maior do que 1. No caso do gás, devido à elevada compressibilidade do mesmo, há uma expansão quando o gás vêm à superfície, em

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condições de pressão muito menor. Por isso os valores de Bg são muito menores do que 1, a depender da pressão e profundidade do reservatório. Água de Formação

A água sempre está presente nos reservatórios. Normalmente é salgada, existindo um aumento da salinidade com a profundidade (em torno de 100ppm/ m).

O gradiente normal de salinidade pode ser afetado por infiltração de águas meteóricas (doce) até grandes profundidades, presença de camadas de sais solúveis. Salinidade da água da formação

É a quantidade de sais solúveis dissolvidos na água, principalmente cloreto de sódio. É expressa em mg/l ou ppm. Para altos valores, as medidas se equivalem. A principal influência da salinidade é na condutividade elétrica da água: maior a salinidade -> menor a resistividade.

Tabela 2.3 – Classificação das águas com base na salinidade (Lewis, 1978)

Classificação Salinidade (ppm)

Água doce < 500

Água Salobra 500 – 30.000

Água Salina* 30.000 – 50.000

Salmoura > 50.000

Água do mar tem salinidade em torno de 35.000 ppm

Importância da água da formação

Na análise de perfis o parâmetro Rw (resistividade da água da formação) é

função da salinidade. Anomalias de salinidade podem “enganar” intérprete de perfis. Este assunto será tratado com detalhe no Capítulo 4.

A produção de óleo junto com água da formação pode provocar a precipitação de sais nos canhoneados e na coluna de produção.

A água produzida juntamente com o petróleo, principalmente em campos maduros, não pode ser descartada no meio ambiente.

Em projetos de injeção de água em reservatórios, pode haver a interação de íons da água de injeção e água do reservatório, com precipitação de sais e conseqüente dano ao reservatório.

Viscosidade ()

A viscosidade é a propriedade dos fluidos correspondente ao transporte microscópico de quantidade de movimento por difusão molecular. Ou seja, quanto maior a viscosidade, menor será a velocidade em que o fluido se movimenta.

A viscosidade é a medida da resistência de um fluido à deformação causada por um torque. É comumente percebida como a "grossura", ou resistência ao

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despejamento. Viscosidade descreve a resistência interna para fluir de um fluido e deve ser pensada como a medida do atrito do fluido. Assim, comumente a água é "fina", tendo uma baixa viscosidade, enquanto óleo é "grosso", tendo uma alta viscosidade.

Note, na equação de Darcy (pag.10), que a vazão se encontra no denominador, isto é, quanto maior a viscosidade, menor será a vazão. Um reservatório de óleo muito viscoso terá que ser compensado por uma permeabilidade muito elevada para que tenha uma boa vazão. Ou então a viscosidade pode ser diminuída, com a utilização de métodos térmicos, como a injeção de vapor.

A razão entre a permeabilidade e a viscosidade é denominada mobilidade. Assim, um reservatório de baixa permeabilidade pode apresentar alta mobilidade, desde que o fluido tenha uma viscosidade muito baixa, como é o caso de reservatórios de gás.

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4. ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO DE POÇOS

4.1 Conceitos Básicos

É a atividade realizada na sonda durante a perfuração do poço, e fornece importantes informações para a avaliação de formações. Inclui as seguintes observações e análises:

- Parâmetros de perfuração: inclinação do poço, dados da lama de perfuração, tempo de penetração, tipo de broca etc.

- Descrição de amostras de calha - Testemunhagem - Detector de gás

Nomenclatura de Poços

Um poço é denominado por um prefixo que indica a finalidade, um nome, um número sequencial e o prefixo da unidade da federação. Poços exploratórios (prefixo 1,2,3,4,5 ou 6) são seguidos do nome da empresa, do número sequencial e do estado. Poços explotatórios (prefixo 7,8 ou 9) são seguidos do nome do campo (fauna marinha se campo marítimo ou ave da fauna terrestre no caso de campos terrestres). Para campos descobertos antes de 1997, permanece o nome antigo do campo, que em geral é o noma da localidade. Prefixo de poços:

1- Pioneiro 2- Estratigráfico 3- Extensão 4- Pioneiro adjacente 5- Jazida mais rasa 6- Jazida mais profunsa 7- Desenvolvimento (poço de produção) 8- Injetores 9- Especial (captador de água, observador)

Exemplos: 1-BRSA-234-SE (poço pioneiro da Petrobras em Sergipe – padrão ANP); 7-CP-244-SE (poço de produção em Carmópolis, campo descoberto antes de 1997); 8-CM-33-SES (poço injetor em Camorim, o sufixo SES indica que o poço é submarino); 3-PIR-55D-AL (poço de extensão em Pilar, a letra D indica que o poço é direcional). Geometria dos poços

• Verticais • Direcionais • Horizontais • Multilaterais

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Posicionamento do Poço (Figura 4.1)

• Coordenadas da base (X, Y) • Coordenadas do Fundo (X, Y) • BAP (boca do antepoço) -> equivale à cota topográfica do terreno, usada em

poços terrestres. Em poços marítimos utiliza-se LDA (lâmina d’água), que é a profundidade do fundo do mar.

• MR (mesa rotativa) -> é a cota topográfica mais a altura da plataforma • Profundidade medida (MD) -> é a medida em relação à plataforma • Profundidade verticalizada (TVD) -> é a profundidade descontado efeito da

inclinação do poço • Cota (TVDSS) -> é a profundidade verticalizada em relação ao nível do mar.

Em geral, é expressa em valores negativos.

Figura 4.1 – Conceitos básicos de trajetória de poços, em poços terrestres (onshore) e marítimos (offshore)

4.2 - Amostras de Calha

São fragmentos de rocha triturados pela broca e trazidos à superfície pela lama de perfuração e capturados numa peneira. Existe um “atraso” na chegada das amostras na superfície em relação à profundidade da broca na hora da coleta, devido ao TEMPO DE RETORNO.

Tempo de retorno é o tempo para a lama em circulação chegar do fundo do poço até a superfície.

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As amostras são coletadas em intervalos regulares, em geral de 3x3m. Na descrição de Amostras de calha são estimadas as porcentagens de cada

fragmento de rocha. Os fragmentos de rochas são brevemente descritos, utilizando-se uma lupa binocular. Exemplo:

1042-1045m : 70% arenito fino, bem selecionado, poroso, micáceo; 30% folhelho verde escuro, calcítico.

4.2.1. Indícios em Amostras de Calha

Os fragmentos de rocha nas amostras de calha podem revelar a presença de petróleo (móvel ou residual), sob a forma de MANCHAS, FLUORESCÊNCIA e CORTE.

As manchas de óleo nos fragmentos de rocha geralmente estão associadas

ao óleo residual. A Fluorescência é a luminosidade produzida no fragmento de rocha sob luz

ultravioleta. A presença de petróleo ou gás nas amostras se expressa na forma de fluorescência. Pode ser TOTAL, ESPARSA ou PUNTUAL. Total é quando todos os grãos da amostra apresentam fluorescência, esparsa quando 10 a 90% dos grãos apresentam e puntual quando menos de 10% a apresentam. Nem sempre a fluorescência se deve à presença de óleo. Alguns minerais, como a calcita são fluorescentes, o que se denomina fluorescência mineral.

O Corte ocorre quando, sob a luz ultravioleta, é aplicado um solvente (tricloroetano) na amostra, e o líquido se torna fluorescente. Pode ser IMEDIATO, MODERADO ou PROVOCADO. O corte imediato sugere boa permeabilidade, enquanto o provocado indica baixa permeabilidade ou óleo residual.

Exemplo: 1042-1045m : 70% arenito fino, bem selecionado, poroso, micáceo, com

fluorescência total, corte imediato; 30% folhelho verde escuro, calcítico

Só é possível analisar a fluorescência e corte quando a lama for a base de água. Na lama a base de óleo este mascara a presença do petróleo natural presente na rocha.

25

Figura 4.2 – Esquema de poço em perfuração. As linhas vermelhas indicam o fluxo do fluido de perfuração, trazendo junto a rocha triturada pela broca.

Figura 4.3 – Esquema de poço após a perfuração e cimentação do revestimento. As linhas em verde indicam o fluxo do petróleo produzido, da formação para o interior do poço.

26

Figura 4.4 – Amostras de calha: lupa binocular utilizada para a descrição, avaliação do corte,

fragmentos de rocha observados na lupa e caixas e sacos de pano utilizados no armazenamento das amostras. Fonte: IBP (Manual de Subsuperfície).

4.3 - Testemunhagem

Em algumas situações é necessária a obtenção de uma amostra integral da rocha perfurada. Esta operação é chamada de testemunhagem. Deve-se prever o momento em que a zona de interesse será atingida pelo poço. Normalmente os testemunhos têm o comprimento de um tubo de perfuração (ou múltiplos): 9m, 18m, 27m.

Os testemunhos são obtidos por equipamento chamado barrilete. Depois de coletados, são sumariamente descritos na sonda, embalados e enviados ao laboratório de geologia da empresa. No laboratório são serrados e descritos com maior detalhe.

Além da descrição do tipo de rocha, informações mais sofisticadas podem ser obtidas, como a porosidade, permeabilidade e outras propriedades petrofísicas. Podem também ser coletados microfósseis, para utilização em datação e amostras para geoquímica (utilizadas para obtenção do potencial gerador, tipo e maturação da matéria orgânica).

27

Figura 4.5 – Testemunhos de reservatório de petróleo. A esquerda calcário impregnado de óleo, a direita sem óleo (www.ualberta.ca/~tayfun/eogrrc/Behnam-1.jpg).

4.4 - Detector de gás

Juntamente com as amostras de calha, a lama pode trazer gases dissolvidos,

proveniente da rocha perfurada. O gás é recolhido próximo à peneira de lama, no gas trap, e continuamente analisado no detector de gases.

Alguns detectores podem ser bem sofisticados, chegando a fazer a cromatografia do gás. A medida em geral é realizada em UGT (unidades de gás total) e UGP (unidades de gás pesado). A presença de gás pesado sugere a existência de óleo no reservatório. Já a ocorrência de somente gases totais (leves) sugere a presença de gás não associado.

Geralmente os indícios descritos em amostras de calha estão associados aos indícios de detector de gás.

28

Figura 4.4 – Detector de gás. Fonte: IBP (1984)

4.5 – Parâmetros de perfuração: tempo de penetração

A taxa com que a broca corta as formações varia, entre outros fatores, com o topo de rocha. Denomina-se tempo de penetração o tempo para a perfuração de um metro de formação. Normalmente arenitos porosos resultam em baixo tempo de penetração (alta taxa), e folhelhos compactados apresentam tempos maiores. Na forma de perfil ao longo do poço, a curva de tempo de penetração ajuda na identificação das formações e de reservatórios de interesse. 4.6 - Perfil de Acompanhamento Geológico (PAG ou Strip Log)

Todas as informações de perfuração e de geologia (amostras de calha, testemunhos, detector de gás, tipo de lama, tempo de penetração, inclinação do poço) são plotadas num gráfico em forma de perfil, em tempo real, ao longo da perfuração do poço. Este perfil será posteriormente, junto com as informações da perfilagem, utilizado na avaliação do poço.

29

Figura 4.5 – Trecho de um perfil de acompanhamento geológico de um poço.

4.8 – Mud logging

O monitoramento de parâmetros de perfuração e dados de geologia frequentemente é feito por empresas contratadas especializadas, denominadas Mud logging.

4.7 – Resumo dos indicadores importantes do Acompanhamento geológico para a avaliação de formações

O acompanhamento geológico de poços traz informações importantes tais

como:

a) Presença de rochas reservatório. b) Indícios de gás indicam potencial para presença comercial de óleo ou gás. c) Indícios em calha (fluorescência, corte) indicam que existe petróleo, ou que já

passou petróleo pelo reservatório durante a migração. d) Queda brusca no tempo de penetração indica existência de rocha porosa (a

broca perfura com mais facilidade). e) Testemunhos são fontes importantíssimas de dados diretos de propriedades

petrofísicas.

30

5. OPERAÇÃO DE PERFILAGEM

Perfilagem é o registro contínuo ou discreto, em escala, de parâmetros físicos (resistivos, acústicos e radioativos) ou químicos. Devido ao custo relativamente baixo (em relação a outras operações muito mais dispendiosas) e obtenção ao longo de todo o poço, pode ser considerada a principal ferramenta da geologia de reservatórios. Esta técnica foi desenvolvida a partir da década de 1920, pioneiramente pelos irmãos Schlumberger.

A perfilagem de poço, junto com o teste de formação, é um dos dois pilares básicos da avaliação de formações.

5.1 – Objetivos

Os objetivos principais da operação de perfilagem são: a) de curto prazo: obtenção de informações necessárias para a tomada de

decisão sobre completar ou abandonar o poço. As principais informações são profundidade e espessura dos reservatórios, porosidade e saturação de fluidos.

b) de longo prazo: obtenção de informações para mapeamento do reservatório, cálculo de reservas e modelagem geológica (espessuras porosidades, saturações de fluidos, inclinação das camadas).

5.2 – O ambiente do poço aberto

Um poço de petróleo em perfuração encontra-se aberto (sem revestimento), cheio de fluido de perfuração (lama). Parte dessa lama infiltra pela parede do poço no reservatório, deixando uma película junto à parede. Esta película, formada pelos componentes sólidos da lama, é denominada reboco. A porção que penetra na formação chama-se filtrado, e a depender da permeabilidade, pode avançar de centímetros a metros dentro da formação. Além de produzir dano nos reservatórios, o filtrado pode interferir nas leituras dos perfis, já que tem composição diferente do fluido da formação (Figura 5.1).

5.3 - Tipos de Perfilagem Quanto ao estado do poço, a perfilagem pode ser feita em: a) Poço aberto, antes de ser descido o revestimento. É a mais freqüente na avaliação de formações, e seu resultado pode inclusive ser utilizado na tomada de decisão se reveste ou não o poço. b) Poço revestido, no caso de poços já em produção, para verificar a mudança

das propriedades da formação, principalmente saturação de água, com a produção. Nem todos os perfis podem ser corridos a poço revestido.

Quanto ao momento da perfilagem, pode ser:

31

a) Durante a perfuração (LWD – logging while drilling), quando é necessrária a

obtenção de informações em tempo real, enquanto perfura. Apresenta custo elevado. É geralmente feita em poços horizontais e pioneiros offshore.

b) Após a perfuração, menos custosa e mais freqüente na avaliação de formações.

Figura 5.1 – Geometria próxima à parede do poço.

5.4 - Procedimentos da operação

É feito um contrato com Companhia de Perfilagem (Schlumberger, Halliburton, Baker, Weatherford e outras).

Ao término do poço, chamar a companhia de perfilagem. Compõem o custo da operação a taxa de deslocamento + taxa de espera +

taxa de profundidade + taxa de extensão corrida, cobrada pela companhia de perfilagem, mais os custos de tempo de sonda pela operadora da perfuração.

A operação é feita por um operador (engenheiro da companhia de perfilagem contratada), um guincheiro (da companhia contratada) e um observador-fiscal (em geral um geólogo da contratante).

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Ao final da operação é feito um relatório da perfilagem. É feita uma interpretação preliminar do perfil (zonas de interesse) que é

transmitida para a empresa. A companhia de perfilagem, dias depois, fornece um CD com todas as

informações da perfilagem (arquivos ascii das medidas obtidas pelos perfis) Na companhia de petróleo, as informações são armazenadas em banco de

dados e processadas em programas de interpretação.

Figura 5.2 – Unidade e ferramenta de perfilagem

Figura 5.3 – Esquema de uma operação de perfilagem

33

Figura 5.4 – Esquema de uma ferramenta de perfilagem. Fonte: IBP (1984)

5.5 - Tipos de Perfis

• Mecânicos: caliper, teste a cabo (RFT) • Elétricos: SP, resistividade, imagem elétrica • Radioativos: Raios Gama, densidade, neutrão • Acústicos: sônico, imagem acústica • Eletromagnéticos: ressonância magnética

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5.6 - Nomenclatura de perfis

Cada companhia de serviço tem seu nome próprio e patenteado para a

ferramenta (exemplo: teste de formação a cabo é RFT na Schlumberger e SFT na Halliburton).

Cada curva gerada (perfil) também tem seu nome de acordo com a companhia (exemplo: densidade é RHOB na Schlumberger e RHOZ na Halliburton).

Para evitar confusões, como as companhias de petróleo contratam companhias de serviço diversas, são utilizadas nomenclaturas padronizadas (mnemônicas) nos bancos de dados (ex: curva densidade é RHOB, curva neutrão é PHIN, curva resistividade é ILD).

5.7 - Resolução dos perfis

Os perfis têm resolução limitada, a depender do tipo de ferramenta e de perfil. A maioria dos perfis tem resolução em torno de 1m (ou seja, camadas com

espessura menor do que esta espessura não são detectadas). Alguns perfis especiais (microrresistividade, perfis de imagem), têm resolução

centimétrica, detectam camadas delgadas e estruturas como fraturas e estratificações.

Apesar da limitação, é uma resolução vertical muito maior do que a sísmica (que tem 10-50m), embora restrita ao poço (a sísmica pode enxergar entre os poços).

Figura 5.5 – Comparação entre a baixa resolução da sísmica (traço pontilhado), um perfil de baixa resolução (traço preto) e perfil de alta resolução (traço vermelho). Somente o último detecta a camada de arenito com 30cm de espessura.

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5.8 - Aplicações qualitativas dos perfis

• Identificação litológica (tipo de rocha) -> a partir dos valores das curvas • Ambiente deposicional -> a partir da forma das curvas • Correlação entre poços -> comparando similaridade entre curvas • Identificação dos fluidos que saturam a rocha -> a partir dos valores das

curvas • Controle da profundidade e do calibre do poço

5.9 - Aplicações quantitativas dos perfis

• Obtenção da porosidade e permeabilidade • Cálculo da saturação dos fluidos • Espessura dos reservatórios • Densidade das rochas • Velocidade sônica • Volume de argilas • Alguns dos parâmetros acima são fundamentais para a estimativa de reservas • NENHUM PERFIL, ISOLADAMENTE, RESOLVE O PROBLEMA. DEVE-SE

UTILIZAR COMBINAÇÃO DE PERFIS

Figura 5.6 – Combinação de perfis raios gama, resistividade, densidade e neutrão, a mais utilizada na avaliação de formações convencional.

36

Figura 5.7 – Resumo da aplicação dos principais perfis

Figura 5.8 – Exemplo de Perfil de imagem da parede do poço.

37

Figura 5.9 – Cabeçalho de perfil.

6. PERFIL CALIPER (Calibre)

Através de patins, mede o diâmetro do poço. O diâmetro teórico de um poço é dado pelo diâmetro da broca (bit size, 12,75” , 8,5” etc). Mas problemas como desabamentos, fraturas nas rochas e inchamento de argilas, podem ocasionar desvios no diâmetro teórico (para mais ou para menos).

Caliper estreitado pode ser consequência do inchamento das argilas dos folhelhos ou formação de reboco em arenitos. Caliper alargado pode ser resultado de desabamentos de folhelhos, fraturas ou dissolução de camadas de sal pelo fluido de perfuração.

O desvio no diâmetro teórico do poço tem consequências indesejáveis, como: ameaça de prisão de ferramentas, má cimentação e perda de confiabilidade de leituras de alguns tipos de perfis.

POR ISSO, SEMPRE É CORRIDO O PERFIL CALIPER AO FINAL DA PERFURAÇÃO DO POÇO, geralmente acoplado a outras ferramentas de perfilagem.

Na atividade de cimentação, o perfil caliper é utilizado para o cálculo da quantidade de pasta de cimento necessária para a cimentação do revestimento do poço.

38

EXERCÍCIO

- Avaliar o cáliper do trecho perfilado do poço.

- Identificar trechos de arrombamento e de inchamento.

- Identificar em que tipo de rocha ocorreu com mais frequência problemas

com o cáliper.

- Calcular a quantidade de pasta de cimento necessária para cimentar o

revestimento no intervalo perfilado (considerar diâmetro do revestimento igual a 7” ).

Figura 6.1 – Exercício (perfis cáliper e raios gama)

39

7. PERFIS ELETRICOS

São perfis que medem propriedades elétricas dos materiais. Antes de abordarmos diretamente os perfis e suas aplicações, faremos uma revisão sobre noções de eletricidade.

7.1 – Noções de eletricidade

Corrente elétrica -> é o movimento ordenado de elétrons em um material. A corrente elétrica é dada por

t

qi

sendo i – corrente (A – ampère), q – carga (C – coulomb), t – tempo (s –

segundo) Numa analogia com a mecânica, a corrente é uma medida de “vazão” de

deslocamento de elétrons Voltagem

É uma medida de diferença de potencial

V = T/q

Sendo T – trabalho para deslocar carga q entre dois pontos. A unidade é o Volt = 1 joule/coulomb Na analogia com a mecânica, é uma medida de energia

Resistência

É a capacidade que um material tem de resistir a passagem de uma corrente elétrica.Depende da composição do material e das suas dimensões.

r = V/i

Unidade: ohm = 1 V/A É o inverso da condutância Na analogia com a mecânica, equivale ao atrito.

Resistividade

É a capacidade que um material tem de resistir a passagem de uma corrente

elétrica.Independe das suas dimensões.

L

ArR

.

40

R – resistividade (ohm.m) r – resistência (ohm) A – Área do corpo de prova (m2) L – Comprimento do corpo (m)

R – resistividade (ohm.m), A – área (m2), L – comprimento (m), r – resistência

(ohm).

Unidade: ohm.m Na analogia com a mecânica, equivale ao coeficiente de atrito O inverso da resistividade é a condutividade. Metais em geral são pouco resistivos e muito condutivos. A maior

condutividade é a da prata, seguida pelo cobre. Rochas sem porosidade e água doce são muito resistivas e pouco condutivas. Águas saturadas com íons (isto é, salinas), apresentam alta condutividade e

baixa resistividade. Óleo e gás apresentam alta resistividade. Condutividade Capacidade do matareia para conduzir corrente elétrica. É o inverso da

resistividade. A unidade é o mho/m

C = 1/R

7.2 – Salinidade da água de formação e sua relação com a resistividade

Salinidade é a concentração de sais presentes em 1 litro de água. É medida

em mg/l ou em ppm (partículas por milhão). Para baixas salinidades, são medidas são aproximadamente equivalentes, para altas salinidades, passam a ser diferenciadas.

Nas bacias petrolíferas, a salinidade geralmente aumenta com a profundidade. Para uma mesma salinidade, a resistividade muda de acordo com a temperatura. Por isso é importante conhecer a temperatura da formação, que pode ser obtida do gradiente geotérmico da área. Tformação = Tsuperfície + GG*prof

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EXERCÍCIO

• A equivalência entre resistividade da água da formação e a salinidade pode

ser obtida de ábacos, sabendo-se a temperatura da formação.

• Uma amostra de água de formação obtida a 900m de profundidade foi

analisada, com salinidade igual a 75.000ppm. Baseado no gráfico, qual a

resistividade da água nas condições da formação e nas condições de superfície ?

(considere um gradiente geotérmico de 0,03ºC/m.

Figura 7.1 – Gráfico para obtenção da resistividade da água da formação a partir da temperatura e salinidade. Fonte: Schlumberger.

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7.3 PERFIL SP (POTENCIAL ESPONTANEO)

Mede a diferença de potencial eletroquímico (em miliVolts) gerada pela bateria natural devido à diferença de salinidade entre o fluido de perfuração e o fluido da formação. A medição é feita com um eletrodo colocado na ferramenta em frente à formação e outro eletrodo na superfície.

O valor do SP compreende a soma do potencial de junção de líquidos e o efeito membrana do folhelho, ambos relacionados à razão de atividade da água da formação com o filtrado da lama (Figura 7.2). O potencial de junção líquido é produzido na formação na interface entre o filtrado invasor e a água da formação, como resultado das diferenças nas taxas de difusão iônica de soluções mais concentradas para mais diluídas. As cargas negativas de íons de cloro possuem maior mobilidade do que as positivas do sódio, e o excesso de cargas negativas tendem a cruzar o contato, produzindo uma corrente elétrica. O potencial de membrana do folhelho ocorre devido ao folhelho agir como uma membrana catiônica, permitindo os cátions de sódio fluirem através da membrana, mas não os ânions de cloro. Isto resulta num excesso de cargas positivas na solução diluída e de cargas negativas na solução concentrada. Os dois efeitos são somados.

Como existe a necessidade do fluido de perfuração conduzir corrente, é necessário que seja a base de água.

O perfil é utilizado para determinação litológica, de argilosidade e estimativa qualitativa da permeabilidade da formação.

Padrões de curvas do SP (Figura 7.3)

• Sem deflexão: rochas impermeáveis (folhelhos e reservatórios sem permeabilidade) ou salinidade da lama = salinidade da formação

• Deflexão à esquerda (negativa): rochas permeáveis com água com salinidade maior do que a salinidade do fluido de perfuração.

• Deflexão à direita (positiva): rochas permeáveis com água com salinidade menor do que a salinidade do fluido de perfuração.

• A presença de óleo ou gás interfere pouco no perfil SP. Normalmente ocorre uma atenuação da deflexão para a esquerda.

43

Figura 7.2 – Como é gerada a diferença de potencial devido ao efeito membrana (superior) e

potencial de junção de líquido (inferior)

Figura 7.3 – Padrões de perfil SP

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• EXERCÍCIO

• Um poço foi perfurado com lama a base de água, com salinidade de

20.000 ppm. O perfil SP é apresentado na figura.

• Observe o padrão geral do perfil. O que acontece a medida que o poço

se aprofunda, por quê isso acontece ?

• Com um lápis de cor, separe as camadas permeáveis e impermeáveis.

• Que rochas provavelmente são estas?

Figura 7.4 – Perfil SP

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7.4 - Perfis de Resistividade

Medem a resistividade da formação (em ohm.m), induzida por transmissores (eletrodos ou bobinas) e captada por sensores. A principal utilização é na identificação do tipo de fluido presente na formação (Figura 7.5). Combinado com outros perfis, são utilizados para a determinação da saturação de água. Também auxiliam na correlação e zoneamento entre poços.

Normalmente os perfis são apresentados em escala logarítmica (0.1 a 1000 ohm.m). A unidade de resistividade é o ohm.m.

Os principais perfis de resistividade são os lateral-logs, baseados em eletrodos, e o elétrico-indução, baseados em bobinas, além dos precursores e-logs (Figura 7.6). Os mais utilizados atualmente são os de indução (Figura 7.7).

Existem vários tipos e gerações de ferramentas (Figura 7.7). Dependendo do tipo de ferramenta, investiga um raio pequeno (centímetros) ou grande (vários metros) ao redor do poço. A curva de resistividade próxima ao poço é denominada CURTA, e a mais afastada é denominada LONGA.

As ferramentas mais modernas são baseadas na obtenção da resistividade a partir da indução de uma corrente elétrica alternada na formação, medindo-se o sinal em um receptor da ferramenta. Nos casos mais simples, uma corrente elétrica de media frequência (dezenas de hertz) passa através de uma bobina transmissora, induzindo um campo eletromagnético na formação. Este campo magnético cria uma corrente elétrica na formação, que produz um campo magnético próprio que é captado por uma bobina receptora. O sinal recebido é proporcional à condutividade (o inverso da resistividade) da formação, com contribuições de diferentes regiões da mesma. Como resultado, o perfil de indução é mais preciso em condutividades mais elevadas (baixas resistividades).

Figura 7.5 – Leituras típicas de resistividade em diferentes materiais.

46

Figura 7.6 – Tipos de ferramenta de resistividade

Ferramenta Características

1ª geração

IES (Eletroindução -

Schlumberger)

Perfil indução (IES), normal curta (SN) e SP acoplados.

A curva de indução profunda era denominada RILD

2ª geração

Duplo Indução

3 ferramentas acopladas com diferentes investigações,

gerando as curvas de indução de investigação rasa

(RMSFL), média (RILM) e profunda (RILD)

3ª geração

(Indução de alta resolução –

HRI da Halliburton)

Apresentam melhoria da confiabilidade e resolução em

relação às gerações anteriores.

4ª geração

(Imagens resistivas – AIT

da Schlumberger)

Realiza 28 leituras distintas, resultanto em 5 curvas

distintas com profundidade de investigação de 10, 20,

30, 60 e 90 polegadas na parede do poço.

5ª geração

(3DEX – Baker)

Realiza medidas de anisotropia de resistividade

(direções vertical e horizontal em relação às camadas)

Figura 7.7 – Diversos tipos e ferramentas de indução (baseado em Nery, 2004).

47

Figura 7.8 – Esquemas de arranjos transmissor-receptor em ferramentas de resistividade

48

EXERCÍCIO

- Marcar a profundidade do provável contato óleo-água no reservatório. - Esses dados serão utilizados, em futuros exercícios, para a obtenção da

salinidade da água da formação e cálculo da saturação de água no reservatório.

Figura 7.7 – Interpretação do perfil de resistividade

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8. PERFIS RADIOATIVOS

8.1 - Noções de Física Nuclear

Ao contrário das reações químicas, que envolvem somente interações entre a periferia dos átomos (nuvens de elétrons), as reações nucleares ocorrem no núcleo atômico. Podem ocorrer de forma natural (decomposição de elementos instáveis) ou induzidas.

Em 1897 Marie e Pierre Curie isolaram do mineral pechblenda dois elementos desconhecidos, o polônio e o rádio, sendo este último muito mais ativo que os já conhecidos. O fenômeno de emissão de energia por estas substâncias foi denominado radioatividade . Entre 1898 e 1900, Ernst Rutherford e Paul Villard,

utilizando um dispositivo semelhante ao esquematizado na Figura 8.1, descobriram, pelo comportamento frente às placas carregadas, que a emissão das substâncias radioativas naturalmente radioativas podiam ser de três tipos :

a) radiação alfa ( ) , de carga positiva e massa elevada, posteriormente identificadas como núcleos de átomos de hélio. Apresentam baixo potencial de penetração. São originadas pela seguinte reação de desintegração nuclear:

HeBA w

n

w

n

4

2

4

2

b) radiação beta ( ), de carga negativa e massa menor que da partícula alfa, identifica posteriormente como elétrons. Apresentam baixo potencial de penetração.

eBA w

n

w

n 1

c) radiação gama ( ) , sem carga elétrica , identificada posteriormente como radiação eletromagnética, com freqüência mais elevada que a dos raios-X ( aproximadamente 1021 Hz ). São radiações eletromagnéticas liberadas de núcleos excitados durante desintegrações. Apresentam elevado potencial de penetração. A radiação gama também pode ser liberada no processo de captura K, quando um elétron penetra no núcleo atômico. Neste processo, o número atômico decresce e um novo elemento é formado:

BeA w

n

w

n 1

50

Figura 8.1 – Radiações emitidas por elemento natural radioativo.

8.2 - Perfil Raios Gama (GR)

É o mais importante perfil para determinação do tipo de rocha. A ferramenta mede a radiação natural (gama) emitida pela rocha.

Algumas rochas apresentam radioatividade natural, devido à presença de elementos como K, Th e U. Essa radioatividade é inofensiva aos seres humanos, mas é captada por equipamentos sensíveis.

O Potássio está presente nas argilas (folhelhos) e feldspatos potássicos. O isótopo K39 é estável, mas cerca de 1/8400 dos átomos de potássio são K39, que é instável e decai para Ar40 (12%) e Ca40 (88%). A meia vida é de 1,275 bilhões de

anos. No decaimento há emissão de partículas e de raios gama. Ferramentas de perfilagem detectam a radioatividade emitida pelo decaimento do K40.

Aplicações

a) Determinação do tipo de rocha - Argilitos, folhelhos e sais de potássio apresentam valores elevados. - Rochas do embasamento como granitos e gnaisses também apresentam GR

elevado (presença de potássio). - Arenitos, calcário e sal (halita) apresentam valores baixos. - Alguns arenitos e conglomerados podem apresentar GR mais elevado (quando

apresentam feldspato potássico em sua composição).

51

b) Correlação Estratigráfica

- Normalmente é o melhor perfil para marcar superfícies estratigráficas (topo e base de camadas) e correlacionar poços. Com isso é possível confeccionar seções geológicas e mapear o reservatório.

- Corrido a poço revestido, é utilizado para o posicionamento dos canhoneados pela equipe de completação.

Figura 8.2 – Utilização de perfis para correlação estratigráfica entre poços. Padrões

semelhantes das curvas de perfil permitem a identificação do reservatório em diversos poços.

c) Obtenção da argilosidade dos reservatórios

- Nos arenitos reservatórios de petróleo, quase sempre existe uma pequena

quantidade de argila, em geral nefasta à qualidade do reservatório. - A quantidade de argila é denominada argilosidade (Vsh), e pode ser obtida de

perfis GR, desde que a radioatividade da rocha tenha sido produzida por argilas*:

minmax

min

GRGR

GRGRVsh lido

GRlido – valor do GR medido no perfil GRmin – menor GR registrado (arenito limpo) GRmax – maior GR registrado (argila pura), medido na camada de folhelho. Escala do Raio Gama: Linear, normalmente de 0 a 200 API

* quando o arenito é rico em feldspato potássico, o perfil raios gama pode fornecer uma falsa argilosidade elevada. Neste caso, o perfil SP ou a combinação dos perfis densidade e neutrão é mais apropriada para a obtenção da argilosidade.

52

8.3 – Perfil Densidade

Mede a densidade da formação, a partir da emissão de raios gama de uma fonte de Césio-137 da ferramenta em direção à formação. Os raios gama emitidos interagem com a formação por um processo denominado Efeito Compton, no qual os raios gama perdem energia quando colidem com um elétron. A quantidade de raios gama que retornam ao detector da ferramenta é inversamente proporcional à quantidade de elétrons (também chamada de densidade eletrônica) da formação, que tem relação com a densidade da mesma (bulk density). Baixas contagen de GR pela ferramenta indicam alta densidade (eletrônica e bulk) e baixa porosidade.

Como a densidade tem relação com a porosidade, a principal utilização do perfil densidade é na determinação da porosidade.

O fluido de perfuração influencia na leitura da ferramenta. Por isso, o perfil perde confiabilidade em trechos onde o poço se encontra arrombado. A partir do cáliper de das informações da lama de perfuração, é possível efetuar uma correção, chamada DRHO, que é um valor de densidade somado à densidade lida na formação. O DRHO é apresentado sob a forma de uma curva, e valores elevados podem ser associados a trechos mais irregulares do poço.

Densidade de um material: = m/V

Unidade: g/cm3

A escala do perfil normalmente a escala é linear, variando de 2,0 a 3,0 g/cm3. Para cada decréscimo de 0,05 g/ g/cm3, a porosidade aumenta em 3%. Normalmente usamos um corte (cutoff) de 9% de porosidade, na forma de uma reta no perfil.

Densidade da matriz: é a densidade da rocha sem porosidade (densidade

dos grãos + cimentos, ou seja, só os sólidos). Densidade da rocha (bulk density): é a densidade medida pela ferramenta

(matriz + poros). Conhecendo-se a densidade da matriz, a densidade da rocha e do fluido que

preenche os poros, é possível determinar a porosidade. Exemplos de valores de densidade da matriz: Arenito (grãos de quartzo puro) = 2,65 g/cm3 Arenito (quartzo + feldspatos) = 2,57-2,67 g/cm3 Calcário = 2,71 g/cm3

Para um material de mesma composição, o decréscimo da densidade implica em aumento da porosidade, conforme a relação abaixo:

fluidomatriz

lidomatriz

53

Figura 8.3 – Esquema de funcionamento da ferramenta de densidade (Jahn et al., 2008)

Tabela 8.1 – Exemplo de relação entre densidade e porosidade, e a influência do tipo de rocha (densidade matriz) na estimativa da porosidade.

Densidade

medida pelo

perfil

Porosidade (%)

se a rocha for um

arenito ( matriz = 2,65 g/cm3)

Conclusão

(para um

arenito)

Porosidade (%)

se a rocha for

um calcário ( matriz = 2,71 g/cm3)

Conclusão (para

um calcário)

2,71 - - 0 Reservatório

fechado

2,65 0 Reservatório

fechado

4 Baixa porosidade

(tight reservoir)

2,60 3 Baixa

porosidade

(tight reservoir)

7 Baixa porosidade

(tight reservoir)

2,55 6 Baixa

porosidade

(tight reservoir)

10 Porosidade limite

(cutoff

econômico)

2,50 9 Porosidade

limite (cutoff

econômico)

13 Reservatório

poroso

2,35 12 Reservatório

poroso

16 Reservatório

poroso

2,30 15 Reservatório

poroso

19 Reservatório

poroso

54

8.4 - Perfil Neutrão

O perfil neutrão mede a porosidade da formação, a partir do bombardeio de

neutrons rápidos por uma fonte radioativa de amerício-berílio. Os neutros se chocam com núcleos de átomos da formação. Quando os átomos têm massa maior do que os nêutrons, esses são refletidos elasticamente e retornam ao sensor da ferramenta sem perda de energia. No caso da presença de átomos de hidrogênio, que têm massa igual à dos nêutrons, o didrogênio captura o nêutron, liberando radiação gama que é medida pela ferramenta. Assim, o perfil neutrão mede a quantidade de hidrogênio, que está presente preferencialmente na água, óleo ou gás, ou seja, nos poros. A água presente nos folhelhos produz valores elevados de porosidade neutrônica.

A escala do perfil é linear, geralmente de 45% (esquerda) e -15% (direita). Folhelhos têm valores elevados (tendência da curva à esquerda). Arenitos

porosos com óleo ou água têm valores baixos (tendência à direita). Arenitos com gás têm valores muito baixos (tendência à direita, valor tende a zero). Isto se deve ao caráter rarefeito do gás, com os átomos de hidrogênio muito dispersos.

8.5 – Combinação dos perfis densidade e neutrão

A combinação de leituras dos perfis densidade e neutrão são utilizadas na identificação de reservatórios porosos (Figura 8.4). A curva neutrão à direita da curva de densidade é indicativa da presença de reservatório. A curva neutrão à direita e muito afastada da curva de densidade é indicativa da presença de gás. Curva neutrão à esquerda da curva de densidade é indicativa de folhelhos.

A combinação também costuma ser utilizada para a determinação do tipo de rocha e na estimativa mais precisa da porosidade, corrigindo o efeito pessimista que a presença de gás pode causar nesta estimativa. Gráficos como o da Figura 8.5 podem ser utilizados para este fim.

Figura 8.4 – Combinação dos perfis densidade/neutrão indicando reservatórios. O afastamento das curvas densidade e neutrão (indicado pelas setas vermelhas) é indicativo da presença de

gás. Afastamento menor (seta verde) indica líquido (óleo, com caso da figura)

Raios

Gama

Resistividade

Densidade

Neutrão

55

Figura 8.5 – Gráfico para Utilização dos perfis densidade e neutrão para determinação

litológica e correção do efeito da presença de gás (Halliburton, 1994).

56

EXERCÍCIO

- Utilizar o perfil raios gama para separar arenitos

e folhelhos. Calcular a argilosidade em alguns pontos do reservatório

utilizando o perfil raios gama.

- Utilizar a separação densidade-neutrão para fazer a mesma separação.

Compare com o perfil raios gama.

- Identificar zona de gás usando o perfil densidade-neutrão.

- Traçar uma linha de cutoff de 8% de porosidade.

- Completar a tabela com os valores de porosidade nas profundidades

solicitadas.

Figura 8.6 – Interpretação dos perfis densidade e neutrão

57

9. PERFIS ACUSTICOS

9.1 - Generalidades

Medem a propagação da onda acústica na formação. O mais utilizado na avaliação de formações é o SÔNICO.

O perfil sônico mede a velocidade de propagação da onda compressional (p),

denominada DT (T). Ferramentas mais sofisticadas (sônico dipolar) também medem a onda cisalhante (s).

Perfis de qualidade de cimentação (CBL/VDL) também se baseiam em propriedades acústicas. Neste caso, registram a amplitude da onda acústica.

Figura 9.1 – ondas acústicas. A onda p viaja nos sólidos e fluidos, e a velocidade é diretamente

proporcional à densidade (inversamente proporcional à porosidade). Já a onda s não se propaga em

fluidos

Utilização dos perfis acústicos

- Obtenção da porosidade - Determinação da velocidade de propagação da onda: conversão tempo-

profundidade do dado sísmico. - Obtenção de sismograma sintético do poço: amarração poço-sísmica. - Obtenção de informações de parâmetros elásticos para estudos de

geomecânica (Módulo de Young e Razão de Poisson). Neste caso, o perfil deve medir as velocidades das ondas s e p.

58

Figura 9.2 – Princípio do perfil sônico (Nery, 2004). A onda acústica emitida pela ferramenta

atravessa a lama até chegar e percorrer a formação. O efeito da lama é descontado através da relação

matemática.

9.2 - Determinação da Porosidade a partir do sônico

Na prática, para cada 10 s/pé de aumento no tempo de trânsito, significa 7% no aumento da porosidade. Para arenitos o valor zero de porosidade (DT da matriz)

é 55 s/pé. A onda acústica atravessa com maior rapidez os sólidos da rocha do que os

poros preenchidos com fluidos. Por isso o sônico costuma registrar somente os poros interligados (porosidade intergranular). Poros desconectados como cavernas e vesículas não são acusados pela ferramenta. Assim, a porosidade do sônico pode ser pessimista como registro da porosidade total, mas pode ser um bom indicador da porosidade efetiva da formação.

59

Figura 9.3 – Perfil sônico

Comparando tempo de trânsito da matriz x tempo de trânsito lido

(equação de Wyllie at al., 1958):

matrizfluido

matrizlidos

tt

tt

Figura 9.4 – Velocidades sônicas e tempo de trânsito para diferentes materiais (Asquid

& Krigowski, 2004)

60

9.3 - Tempo de trânsito integrado

O DT é integrado, resultando no TTI (tempo de trânsito integrado), que equivale ao tempo sísmico de ida da superfície até o refletor (interface entre duas camadas). O valor duplicado do TTI chama-se TTID, equivalente ao tempo de ida e volta da onda até o refletor, e serve para amarrar o poço ao dado sísmico.

Normalmente o TTI é marcado na forma de traços (a cada ms) junto à trilha de profundidade do poço. Dividindo-se o intervalo de profundidade pelo valor da diferença de TTI do intervalo, obtém-se a velocidade média de propagação da onda p no intervalo:

1000.PrPr

12

12

TTITTI

ofofVp

Vp – Velocidade da onda p (m/s)

Prof – Profundidade em metros

TTI – Tempo de trânsito integrado (milissegundos)

Para converter o tempo de trânsito em velocidade, utilizamos:

)/(

304800)/(

pésdtsmv

61

EXERCÍCIO

Interpretar o perfil do poço anexo, perfilado com GR, Resistividade e sônico.

- Interpretar os tipos de rocha a partir do perfil GR.

- Identificar o fluido, com base no perfil resistividade.

- Traçar o cutoff de porosidade no sônico, e obter a porosidade média

dos reservatórios.

- Calcular a velocidade média do intervalo.

Figura 9.5 – Interpretação de perfil sônico.

62

10. PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA (NMR) Os perfis de Ressonância Magnética Nuclear (NMR) têm como principal objetivo medir os diferentes componentes da porosidade da formação (total e efetiva). Detecta diferentes fluidos quanto à sua mobilidade (água livre ou água irredutível, óleo livre ou residual), distribuição de tamanho de poros e fornece estimativa de permeabilidade. É uma ferramenta relativamente nova, mas que vem ganhando espaço no mercado, já que cada vez mais se buscam reservatórios não convencionais, de mais difícil avaliação.

Os perfis convencionais têm dificuldade em diferenciar água presa da água móvel. Muitas vezes uma saturação de água irredutível elevada (que não é produzida) faz com que os perfis convencionais (resistividade, densidade, neutrão) considerem um reservatório potencialmente produtor como sem interesse. 10.1 – Princípio da ferramenta

Uma bobina emite uma forte corrente eletromagnética que produz um campo magnético na formação e que polariza os núcleos de hidrogênio (presente na água e nos hidrocarbonetos). Quando o campo magnético é desativado, os núcleos de hidrogênio se realinham ao longo do campo magnético natural da Terra. O realinhamento dos núcleos produz um sinal que decai exponencialmente e é captado pela bobina da ferramenta. Esta resposta é utilizada para computar o FFI (índice de fluido livre), que na prática representa a porosidade que contém os fluidos móveis da formação.

Figura 10.1 – Distribuição dos fluidos no espaço poroso de um reservatório (Allen et al, 1997).

63

10.2 - Interpretação O realinhamento dos núcleos apresenta um decaimento exponencial, cuja taxa é denominada T2, conhecido também como tempo de relaxação (Figura 10.2). Esta é determinada principalmente pela razão superfície/volume dos poros. O atributo T2 permite diferenciar a água móvel da água irredutível, da seguinte forma:

• A água retida em poros muito pequenos e em argilas, por terem alta razão superfície/volume, apresentam rápido decaimento, portanto menores valores de T2 (Figura 10.3).

• T2 longos refletem o volume de fluido livre na formação. • A amplitude do sinal é diretamente relacionada com a porosidade.

Figura 10.2 – Resposta dos diferentes fluidos do reservatório no perfil de ressonância magnética (Allen et al, 1997).

64

Figura 10.3 – Resposta do tempo de relaxação (T2) em diferentes espaços porosos. A amplitude de T2 é diretamente proporcional à porosidade, tendo valores semelhantes nos dois

casos ilustrados. O tempo mais curto no primeiro caso indica uma relação área/volume elevada, característica de poros pequenos e baixa permeabilidade. No caso de poros maiores,

com boa permeabilidade, o T2 é maior (modificado de Allen et al, 1997).

Figura 10.4 – Comportamento do T2 em frente a camadas de folhelho e de arenitos porosos (modificado de Allen et al, 1997).

65

Figura 10.5 – Comportamento do T2 em frente a reservatórios com pouco fluido móvel (água irredutível). O tempo de relaxamento é curto (modificado de Allen et al, 1997).

Figura 10.6 – Utilização do perfil de ressonância magnética para estimativa da

permeabilidade. A camada A apresenta óleo livre, enquanto a camada C, embora com boa permeabilidade, apresenta elevada saturação de água livre. A curba vermelha é a

permeabilidade gerada a partir do NMR (modificado de Allen et al, 1997).

66

11. PERFIS DIPMETER E DE IMAGEM

São perfis de alta tecnologia que fornecem uma imagem da parede do poço, com resolução milimétrica, algo como um scanner do poço. Existem ferramentas baseadas em propriedades resistivas e em propriedades acústicas.

Esses perfis permitem a visualização de: - camadas, fraturas e irregularidades no poço. - direção e inclinação das camadas e de fraturas, sua direção e inclinação, e se

estão abertas ou preenchidas. - determinação da ovalização do poço e obtenção das direções das tensões

incidentes nas camadas atravessadas pelo poço. 11.1 – Perfil Dipmeter (perfil de mergulho)

São os precursores dos perfis de imagem, baseados em curvas de

microrresistividade que são correlacionadas, permitindo a determinação da direção e inclinação das camadas. São baseados na medida das variações locais de resistividade a partir de pequenos eletrodos localizados nos patins da ferramenta de microrresistividade.

11.2 – Perfis de Imagem

Existem perfis de imagem baseados em propriedades elétricas e os baseados em propriedades acústicas.

O Perfil de Imagem Elétrica consiste na identificação de características da formação medindo-se a resistência de determinado intervalo rochoso à passagem de corrente elétrica. Com isso, rochas diferentes terão valores diferentes de resistividade. As curvas de resistividade provenientes de múltiplos sensores são processadas e empilhadas, resultando numa imagem da parede do poço.

O Perfil de Imagem Acústica consiste na identificação de propriedades da formação medindo-se a amplitude e o tempo de trânsito da reflexão de pulsos sonoros emitidos na parede do poço. Arenitos e carbonatos possuem baixo tempo de trânsito, já folhelhos e irregularidades no poço possuem alto tempo de trânsito.

Figura 11.1 – Ferramenta FMI, perfil de imagem da Schlumberger

67

Figura 11.2 – Exemplo de perfil dipmeter de um trecho do poço, mostrando direção e

inclinação das camadas, as curvas de microrresistividade e inclinação do poço.

Tabela 11.1 – Principais ferramentas de imagem

Companhia

Nome Comercial

Número de

Patins

Número de Eletrodos

Halliburton EMI (Electrical Micro

Imaging)

6 150

Schlumberger FMI (Formation

MicroImager)

8 192

Schlumberger OBMI (Oil-Base

MicroImager)

4 40

Baker Hughes STAR Imager 6 144

Weatherford HMI (High-Resolution

MicroImager)

6 150

Weatherford CMI (Compac Micro Imager) 8 OD 2.4”

64

OD 4.1”

176

A seta aponta

para onde a

camada mergulha

A posição indica

o ângulo de

inclinação da

camada

Curvas de microrresistividade

Direção e inclinação

do poço

Raios gama e caliper

68

Figura 11.3 - Imagem da ferramenta FMI de arenito com fraturas descontínuas (à esquerda), e de arenito e folhelho com falha M e discordância B (à direita). Fonte: Hurley (2004, in Asquit & Rigowsky 2004). O formato em senóide das feições planares como camadas, falhas e fraturas

devem-se ao efeito da interseção do cilindro (poço) com o plano. A imagem do poço é como se forre um cilindo “desenrolado”.

Figura 11.4 - Esquema de transformação 3D para 2D de um poço cilíndrico e vertical interceptado por uma feição planar inclinada (adaptada de Hurley, 2004 in Asquit & Rigowsky

2004).

69

12. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS

12.1 – Generalidades Um dos principais objetivos da avaliação de formações, é a obtenção de

propriedades quantitativas da formação através das medidas dos perfis. Para a obtenção dessas propriedades normalmente são utilizadas combinações de perfis

As mais importantes propriedades obtidas são porosidade (PHI), saturação de fluidos (água - SW e hidrocarboneto – So, Sg) e argilosidade.(VSH). Além

disso, é fundamental a obtenção da espessura porosa com hidrocarboneto, descontadas as intercalações argilosas, valor conhecido como Net Pay.

12.2 - Aplicações

- Definir se o intervalo tem capacidade para produzir óleo ou gás. - Obter parâmetros para cálculo de reserva.

12.3 – Definições

- Densidade (RHO) – é o valor da densidade da formação lida pelo perfil - Densidade da Matriz (RHOMA) – é o valor da densidade dos grãos +

cimento da rocha, sem contar os poros. - Resistividade da Formação (Rt) – é a resistividade lida pelo perfil.

Apresenta influência da rocha e do fluido nela contido. - Resistividade da água da formação na temperatura da formação (Rw) – É

a resistividade da água que satura a formação. Costuma ser muito menor do que a Rt. É fortemente dependente da salinidade.

12.4 - Equação de Archie

É a equação fundamental da petrofísica (Archie, 1942), que relaciona a resistividade da formação (Rt) com a porosidade, a saturação de água e a salinidade dessa água contida nos poros da rocha. Archie foi um físico que fez diversos experimentos, medindo a resistividade elétrica em amostras de rocha porosa contendo água salgada, água doce e óleo em diversas saturações. Os resultados dos experimentos permitiram chegar a uma equação empírica que leva seu nome.

nm Sw

RwaRt

.

.

a – coeficiente de tortuosidade, dependente da compactação, estrutura de poros e tamanho dos grãos. Varia de 0,6 a 1. Para arenitos, o valor mais utilizado é 0,81. Para calcários é mais próximo de 1. m – expoente de cimentação. Arenitos inconsolidados tem m=1,3; arenitos cimentados, m=2, sendo este o valor mais utilizado. n – expoente de saturação, ligado à molhabilidade da rocha. Normalmente é utilizado o valor gual a 2.

70

12.5 - Equação de Archie para arenitos limpos

22.

.81,0

Sw

RwRt

Isolando a saturação:

Rt

RwSw

.

.81,02

Obtenção da Saturação de hidrocarboneto (óleo ou gás):

SwSo 1 (valor decimal)

Lembrar que So é sempre menor do que 1 (100%), nunca atingindo este

valor, devido à saturação de água irredutível. Valores máximos de So são da ordem de 0,85-0,90 (85-90%).

12.6 - Como obter os parâmetros RT, e Rw Rt -> resistividade lida no perfil

-> porosidade do perfil densidade ou sônico (valor em decimal) Rw -> da salinidade da água da formação (gráficos) ou de um trecho do perfil

onde se tenha certeza que o reservatório esteja 100% saturado em água (método do Rwa mínimo). Ver Figura 12.1 .

71

Figura 12.1 – Obtendo o Rw a partir de uma zona de água típica pelo método do Rwa mínimo.

12.7 - Como obter o Rw a partir da análise de uma amostra de água

A partir da salinidade da água produzida (em um teste de formação ou durante a produção de um poço), conhecendo-se a temperatura, pode ser obtida a resistividade (Figura 12.2). Em áreas com muitos poços perfurados, pode-se obter uma equação de Gradiente de Salinidade, a partir de análises de salinidade obtidas de diversas profundidades.

72

Figura 12.2 – Gráfico para obtenção da resistividade da água da formação (Rw) a partir da salinidade e temperatura, ou vice-versa.

12.8 - Obtenção da Argilosidade (Vsh)

A partir do perfil Raios Gama:

minmax

min

GRGR

GGRVsh lido

GRlido – valor do GR medido no perfil GRmin – menor GR registrado (arenito limpo) GRmax – maior GR registrado (argila pura)

OBS: a presença de feldspatos no arenito reservatório desfavorece a utilização do perfil raios gama para determinação da argilosidade. A partir de combinação de perfis, como o densidade/neutrão:

73

DshNsh

DrNrDNVsh

.

.)(

Nr – porosidade neutrônica do reservatório

Dr – porosidade do densidade do reservatório

Nsh - porosidade neutrônica do folhelho

Dsh - porosidade do densidade do folhelho

OBS: fluidos leves, principalmente o gás, desfavorecem a utilização do densidade/neutrão para a obtenção da argilosidade 12.9 - Obtenção da Porosidade (RHO)

Para um material de mesma composição, o decréscimo da densidade implica

em aumento da porosidade. Obtenção da porosidade a partir da densidade:

fluidomatriz

lidomatriz

Exemplo para um arenito com água preenchendo os poros:

• RHOmatriz = densidade do quartzo – 2,65 g/cm3

• RHOlido = densidade do arenito

• RHOfluido = densidade da água – 1,00 g/cm3

12.10 - Cutoffs

Cut-off (parâmetro de corte) -> é o valor limite da propriedade para que o

reservatório seja produtor de forma economicamente viável. Cut-off de porosidade -> utiliza-se 0,08 (8%) para reservatórios de óleo e 0,06

(6%) para reservatórios de gás. Cut-off de saturação -> normalmente é utilizado 0,5 (50%) para saturação de

água. Para Sw > 50%, dificilmente o reservatório produzirá óleo, pois a permeabilidade relativa será totalmente favorável à produção de água.

Cut-off de argilosidade -> valores elevados indicam que o reservatório é argiloso, e com argila diminuído severamente a qualidade do reservatório. Normalmente se utiliza um máximi de 30% como valor limite.

Cut-off de espessura -> depende do contexto. Pode ser 1-2m para poços rasos

onshore, e mais de 10m para poços offshore.

74

EXERCÍCIO

Determinar o Net Pay.

Calcular as saturações de água nos diversos intervalos do perfil.

Calcular porosidades e saturações médias dos fluidos.

Se a estrutura onde o poço foi perfurado tem 1 km2, qual é o valor de óleo in place

(VOIP) do reservatório (usar Bo=1,2) ?

O volume in place de um reservatório é obtido da expressão

Bo

SohoAVOIP

...

Qual a reserva, sabendo que o fator de recuperação é de 20%, e até o momento

não entrou em produção ?

Figura 12.3 – Interpretação quantitativa de perfis

75

INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS

Informações gerais:

GG = oF/m GR min= a=

T= oF GR max= m=

Salinidade = mg/l

Rw = ohm.m

Intervalo (m) h (m) GR (API) Rt (ohm.m) Phi Vsh Sw So Fluido

Figura 12.4 – Utilizando planilha Excel

76

12.11 - Programa de completação de um poço

Um dos objetivos da interpretação de perfis é decidir se um poço será ou não completado, quais os intervalos canhoneados e quais os isolamentos requeridos. Segue abaixo um exemplo resumido de programação de completação de um poço:

1 – Descer revestimento de 7” com sapata a 2000m. 2 - Cimentar o revestimento no intervalo 2000m (sapata do revestimento de

7”) até 1400m (sapata do revestimento de 9 5/8”). 3- Correr perfil de cimentação (CBL) para verificar a qualidade da cimentação. 3 – Canhonear intervalo 1955/1960m. 4 – Efetuar teste de formação (TFR), com o objetivo de medir vazão, pressão

estática e avaliar permeabilidade, dano e produtividade. 5 – Conforme o resultado do TFR: 5.1 – equipar para produção de óleo. 5.2 – equipar para produção de água. 5.3 – Equipar para injeção de água. 5.4 – Abandonar e arrasar o poço.

77

13. PRESSÕES E TESTE A CABO

A partir deste capítulo será tratada a avaliação das propriedades dinâmicas

dos reservatórios nos poços. Para isso, a principal ferramenta são os testes de formação.

13.1 Pressão

Pressão é a força exercida por um corpo sobre uma unidade de área.

A

FP

Unidades: Pascal (Pa), atm (atmosfera), kgf/cm2, libra/polegada quadrada (psi).

É uma das propriedades mais importantes na exploração e produção de petróleo, com implicações nas reservas, na produtividade dos reservatórios e na segurança operacional. A pressão atmosférica (1 atm no nível do mar) é igual a 101,325 Pa, aproximadamente 1 kgf/cm2 ou 0,1 Mpa.

Principais unidades de pressão:

• 1 psi = 6,895 kPa • 1 psi = 0,069 bar • 1 KPa = 0,145 psi • 1 KPa = 0,01 bar • 1 Mpa ~ 10 kgf/cm2 • 1 Kgf/cm2 = 14,22 psi

13.2 - Gradiente de Pressão

É a taxa de aumento de pressão com a profundidade, devido ao peso exercido pela coluna de rocha ou fluido.

dh

dP

O gradiente de pressão depende fundamentalmente da densidade média da coluna de rocha ou fluido, já que:

hgP ..

Onde é a densidade, g é a aceleração da gravidade (cerca de 10 m/s2) e h é a altura (profundidade). Conhecendo-se a densidade do fluido, é possível obter o gradiente de pressão, e com isso estimar a pressão numa determinada profundidade.

Exemplo: para o caso de água doce:

w = 1 g/cm3 (1000kg/m3) , g = 10 m/s2, h = 1 m

P = w*g*h = 10000 kgf/m2 ou 0,1 kgf/cm2

78

Portanto, o gradiente da água doce é 0,1kgf/cm2/m. Na atividade de perfuração, é comum a densidade dos fluidos ser expressa em

libra/galão. Assim, como 1 lb/Gal = 0,1199 g/cm3, a densidade da água em lb/Gal é igual a 8,3. Para sabermos a pressão em psi, a partir da densidade em lb/Gal, utilizamos:

hP ..1705,0

(pressão em psi, h em metros, em lb/gal) Exemplos de gradientes típicos: Tabela 13.1

Fluido Densidade (g/cm

3)

(kgf/cm2/m) (psi/m)

equivalente (lb/gal)

Obs.

Água doce 1,0 0,1 1,42 8,5

Água salgada 1,01-1,2 0,101 – 0,12 1,43-1,71 8,5-8,8 Depende da salinidade

Óleo 0,7-0,95 0,07 – 0,095 0,99-1,35 5,8-7,9 Depende da densidade (API)

Gás 0,3-0,5 0,03 – 0,05 0,42-0,71 2,5-4,1 Depende da somposição e da pressão (função da profundidade)

Lama de perfuração

1,1-1,5 0,11-0,15 1,56-2,13 9,2-12,5 Depende da composição

13.3 - Tipos de Pressão (ou geopressões)

• Pressão Litostática -> é a pressão exercida pelo peso das camadas de

rocha. Também conhecida por Pressão de Sobrecarga ou Overburden. • Pressão Estática -> é a pressão exercida pela coluna de fluidos da

formação, da superfície até o reservatório. É a mais importante para os estudos de reservatório. Também conhecida como pressão de poros, pressão do reservatório ou da formação. • Pressão Estática Original -> é a pressão do reservatório virgem, antes de

entrar em produção. • Pressão Estática Atual -> é a pressão do reservatório numa determinada

data, após a entrada em produção. A diferença entre a pressão estática original e a atual é chamada de depleção. • Pressão Hidrostática -> é a pressão exercida no anular do poço pela altura da lama de perfuração (ou fluido de completação). Para manter a estabilidade e segurança do poço, deve ser maior do que a pressão estática da formação. Ao mesmo tempo, não pode ser excessiva para não danificar o reservatório.

79

• Pressão de fratura -> Pressão acima da qual a rocha reservatório se fratura.

Seu conhecimento é importante para planejar operações de estimulação e para evitar a perda de circulação durante a perfuração de poços. Normalmente a pressão de fratura é maior do que a pressão estática e menor do que a litostática.

13.4 - Variações na Pressão estática

• Pressão Normal -> Pressão do reservatório que segue o gradiente normal de

crescimento de pressão da bacia sedimentar. • Pressão anormalmente alta -> Pressão do reservatório acima da obtida

através do gradiente normal. Ocorre em reservatórios limitados, em reservatórios com grande coluna de gás e em sedimentos depositados e soterrados muito rapidamente em sua história geológica. • Sobrecarga -> Em alguns casos, quando o poço foi perfurado com lama

excessivamente densa, pode ocorrer transferência da pressão hidrostática para o reservatório nas imediações do poço. Nesse caso, a pressão alta é restrita às proximidades do poço, e pode ser confundida com pressão anormalmente alta. • Pressão anormalmente baixa -> Pressão do reservatório abaixo da obtida

através do gradiente normal. Ocorre em reservatórios que sofreram perda de fluidos. • Depleção -> é a perda de pressão devido à produção de fluido. • Reservatório depletado -> é um reservatório que teve sua pressão diminuída devido à produção de fluidos. • Reservatório sobrepressurizado -> é um reservatório que teve sua pressão aumentada devido à injeção de fluido maior do que a produção.

80

Figura 13.1 – Gráfico de gradientes de pressão

Figura 13.2 – Tipos de pressão que atuam em um reservatório

81

Figura 13.3 – Tipos de pressão na forma de gráfico.

13.5 Teste a cabo

No teste a cabo, uma ferramenta de perfilagem, realiza um “mini-teste” (pré-

teste), em vários pontos do poço numa mesma operação de perfilagem. A ferramenta de teste a cabo permite a medida de pressão em vários pontos

do reservatório, em uma mesma descida da ferramenta. Também permite a amostragem do fluido, mas somente uma amostra por operação. Como a capacidade do amostrador é pequena (poucos litros), é muito comum a amostra vir contaminada por filtrado da lama de perfuração, o que pode gerar dúvidas na caracterização do fluido. Permite a estimativa de permeabilidade da formação, com base na curva de crescimento de pressão.

82

Figura 13.4 – Ferramentas de teste a cabo

Figura 13.5 – Registro do teste a cabo

83

Figura 13.6 – Estimativa de permeabilidade baseada em teste a cabo

Figura 13.7 – Utilização do teste a cabo na estimativa de fluidos e de contatos entre fluidos baseado em gradientes de pressão

Recuperação lenta da

pressão estática

Pouquíssima produção

De fluido para a camara

da ferramenta

Produção de fluido

praticamente instantânea em

Reservatório de

permeabilidade elevada

84

EXERCÍCIO

• A tabela anexa mostra as pressões registradas em várias profundidades ao

longo do poço, com a ferramenta de RFT.

• Considerando um gradiente de pressão de 0,11 kgf/cm2/m calcule a pressão

esperada para cada ponto e compare com a pressão medida.

• No gráfico, identifique os pontos onde há discrepância entre as pressões

esperadas e as constatadas.O que deve ter acontecido ?

• No gráfico, identifique a causa da mudança do gradiente de pressão. Por quê

ocorre um gradiente tão baixo ? Desenhe a provável geometria do

reservatório.

• Calcular os gradientes de pressão e a densidade dos fluidos envolvidos.

12

12

PrPr ofof

PP

85

Prof Pe Prevista Pe Medida

1948 214,28 215,35

1949 214,39 215,38

1950 214,5 215,41

1951 214,61 215,44

1952 214,72 215,47

1953 214,83 215,5

1954 214,94 215,53

1955 215,05 215,56

1956 215,16 215,59

1957 215,27 215,62

1958 215,38 215,7

1959 215,49 215,78

1960 215,6 215,86

1961 215,71 215,94

1962 215,82 216,02

1963 215,93 216,1

1964 216,04 216,18

1965 216,15 216,26

1966 216,26 216,34

1967 216,37 216,37

1968 216,48 216,48

1969 216,59 216,59

1970 216,7 216,7

1971 216,81 216,81

1972 216,92 216,92

1973 217,03 217,03

1974 217,14 217,14

1975 217,25 217,25

1976 217,36 217,36

1977 217,47 217,47

1978 217,58 217,58

1979 217,69 217,69

1980 217,8 217,8

1981 217,91 217,91

Figura 13.8 – Pressões medidas (kgf/cm2) em diversos pontos em um poço. Calcule as

pressões esperadas.

86

1945

1950

1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

214 214,5 215 215,5 216 216,5 217 217,5 218 218,5

Figura 13.9 – Gráfico de pressões x profundidades medidas, referentes às medidas da figura 13.8.

87

14. TESTE DE FORMAÇÃO

14.1 – Generalidades

É a produção temporária de um poço, com o objetivo de conhecer o fluido, vazão, a pressão, permeabilidade, o dano e o volume do reservatório. Basicamente, consta da colocação do intervalo (reservatório), em contato com a pressão atmosférica, através da tubulação do poço.

O Teste a Poço aberto (TF) é realizado durante ou após a perfuração, antes de revestir o poço. Devido às questões de segurança, esse tipo de teste é pouco realizado hoje em dia, restringindo-se a poços terrestres em áreas conhecidas.

O Teste a Poço revestido é realizado com o poço revestido. Neste caso, é necessário canhonear o intervalo.

O Teste a cabo utiliza uma ferramenta de perfilagem, que realiza um “mini-teste”, em vários pontos do poço numa mesma operação de perfilagem.

14.2 – Tipos de Teste (segundo o objetivo)

14.2.1 - Teste de queda de pressão (drawdown) – o poço é fechado, é medida a pressão do reservatório e depois aberto a uma vazão constante, onde é medida a queda de pressão, produzida pela descompressão dos fluidos do reservatório nas proximidades do poço. É um teste útil para fluxos de longa duração, permitindo investigar os limites do reservatório, fornecendo portanto uma estimativa do volume do mesmo. Tem a dificuldade operacional de manter vazão constante.

Teste de Drawdown

tempo

Q,

P Q

P

Figura 14.1 – Teste de drawdown.

14.2.2 – Teste de crescimento de pressão (buildup) – o poço é colocado em fluxo, idealmente com vazão constante, e fechado, medindo-se então a recuperação de pressão do reservatório, que tenderá para a pressão média do reservatório após certo tempo de fechamento. Tem a vantagem de a vazão ser constante (zero) durante o registro da pressão do reservatório. Como desvantagem, requer que o poço seja fechado por um período relativamente longo, perdendo produção.

88

Teste de Buildup

tempo

Q,

P P

Q

Figura 14.2 – Teste de buildup.

14.2.3 – Teste de injetividade – semelhante a um teste de drawdown, mas em vez de se medir a pressão enquanto o poço produz, a pressão é medida enquanto se injeta fluido (normalmente água) no reservatório, com vazão constante.

Teste de Injetividade

tempo

Q,

P Q

P

Figura 14.3 – teste de injetividade.

14.2.4 – Teste de falloff – semelhante a um teste de buildup, medindo-se a queda de pressão após cessar a injeção. A pressão tenderá para a pressão média do reservatório.

89

Teste de Falloff

tempo

Q,

P Q

P

Figura 14.4 – teste de falloff.

14.2.5 – Teste de interferência – mede-se a variação de pressão em um poço observador, devido à produção ou injeção em outros poços que injetam ou drenam o reservatório. 14.2.6 – Teste a poço aberto (ou DST – drill stem test) – realizados durante ou logo após a perfuração do poço, e a tubulação é a própria coluna de perfuração. São testes relativamente curtos, normalmente com dois fluxos e dois registros de pressão do reservatório. É medida a recuperação da pressão (buildup) após os fluxos.

14.3 - Tipos de Teste (classificação operacional)

• TF – Teste de formação a poço aberto (1 packer). Fechamento do fluxo no fundo. • TFS - Teste de formação seletivo a poço aberto (2 packers). Fechamento no fundo. TF e TFS também são conhecidos como DST (Drill Stem Test). • TP – Teste de Produção – Fechamento na cabeça do poço. A pressão é medida na cabeça do poço, o que gera incerteza na estimativa da pressão estática, devido ao efeito da compressão dos fluidos dentro do poço (estocagem). Tem a vantagem de eventualmente não necessitar de sonda. • TFR – teste de formação a poço revestido. Fechamento no fundo. • TIF – Teste de identificação de fluido. Não são medidas as pressões, somente vazões. • RP – Registro de pressão. Não são recuperados fluidos. • TLD – Teste de Longa duração. Permitem a obtenção mais precisa dos parâmetros de reservatório após um longo tempo de produção, e também uma antecipação da produção do reservatório. Geralmente é realizado em áreas exploratórias antes de se realizar investimentos volumosos. • Teste de Injetividade. Medem a variação de pressão enquanto se injeta fluido (geralmente água) na formação, e a queda de pressão após a interrupção da injeção. Também conhecidos como teste de draw-down.

90

• Teste de interferência. Mede a variação de pressão em um poço observador enquanto outro poço produz ou injeta no mesmo reservatório.

14.4 - Qualidade dos testes

• Teste conclusivo -> teste realizado sem problemas com obtenção de informações conforme o planejado. • Teste parcialmente conclusivo -> resultados parciais. Exemplo: conseguiu medir vazões mas não as pressões. • Teste falho -> teste mal sucedido por problemas operacionais: não assentamento dos packers, entupimento, não abertura de válvulas etc. Deve ser repetido.

14.5- Equipamentos

14.5.1. Equipamentos de Subsuperfície

• Packers (obturadores) -> anéis de borracha expansiva que isolam o

intervalo a ser testado. • Válvulas testadoras-> permitem a abertura/fechamento do fluxo do intervalo

para a coluna de teste. Existem vários tipos de mecanismo: a válvula DCIP abre e fecha por rotação. A válvula HS Index abre e fecha por ciclagem. Algumas operam por pressão no anular do poço (HPR, Select Valve, PCT, IRDV). Essas últimas são mais caras porém mais seguras. • Válvula de by pass -> permitem a passagem de fluido por dentro da coluna durante a descida e subida da ferramenta, evitando o pistoneio. É fechada durante a realização do teste. • Junta de segurança -> visa desconectar o conjunto da ferramenta numa

situação de emergência. • Registradores -> registram a pressão e os tempos durante a operação. Antes analógicos, atualmente a maioria são eletrônicos. • Tubulação -> tem a função de levar a ferramenta até o intervalo, e de conduzir os fluidos até a superfície. • Tubos perfurados -> ficam entre os packers, em frente ao intervalo a ser testado. Tem a função de permitir a entrada dos fluidos para o interior da coluna de teste. • Colchão -> Em reservatórios com pressão alta ou onde se espera a produção

de gás, a coluna é descida com certa altura de (água ou um gás inerte como o nitrogênio). O colchão tem a função de amortecer a “violência” inicial do fluxo, e evitar desassentamento de packer ou mesmo acidentes. • Gravel Pack -> utilizado em frente de reservatórios formados por arenito

friável (desagregado), para evitar a produção de areia que pode corroer ou entupir os equipamentos. É basicamente um filtro constituído por areia com tamanho de grão especificado.

91

14.5.2. Equipamentos de Superfície

• Queimador -> Localizado na superfície, afastado do poço. Sua função é de segurança, evitando explosões pelo acúmulo de gás. • Choke -> Orifícios com diâmetros (aberturas) diversos visando restringir a produção de fluidos durante a surgência. Quanto menor o orifício, maior a pressão e menor a vazão. Essas relações são muito utilizadas para o conhecimento do comportamento de produção do gás. • Separador • Tanque de Surgência

Figura 14.5 – Esquema básico de um teste de formação

92

Figura 14.6 – Esquema de uma ferramenta de teste a poço aberto.

Figura 14.7 – Alguns equipamentos de teste.

93

14.7 - Fases do teste de formação

Um teste de formação é basicamente composto da seguinte sequência de operações: • Descida da ferramenta e assentamento dos packers • Canhoneio (se o poço for revestido) • Abertura do teste • 1o fluxo • 1a estática • 2o fluxo • 2a estática • Circulação reversa • Retirada da ferramenta Algumas vezes é realizado somente um fluxo e uma estática. Em outros, pode ter

três ou mais fluxos, a depender dos objetivos do teste. Durante a descida da ferramenta, os registradores registram a PRESSÃO

HIDROSTÁTICA, produzida pelo peso da coluna de fluido de perfuração ou completação no poço.

Figura 14.8 – Ferramenta de teste antes do assentamento dos obturadores (registro da pressão

hidrostática)

14.7.1 - Primeiro Fluxo

Após o isolamento do intervalo a ser testado (feito pelos obturadores), a

válvula é aberta, permitindo a produção do poço para o interior da coluna. A coluna de fluido produzido (óleo, água ou gás) é medida pelos registradores, e é denominada pressão de fluxo. O fluido que ocupa a coluna de teste expulsa o ar que estava originalmente na coluna, o que provoca o sopro na superfície. Inicialmente o

94

sopro é de ar, mas em intervalos com óleo ou gás, passa a ser de gás. Se a produtividade for boa, pode haver surgência já no primeiro fluxo. Se houver produção de gás, é observada uma chama no queimador. Pela altura da chama é possível estimar de forma qualitativa a vazão de gás. Pela coloração da chama é possível estimar se o gás é associado (chama alaranjada) ou não associado (chama azulada). Quando não há nenhum gás, provavelmente se trata de producão de água ou o reservatório é fechado.

Figura 14.9 – Ferramenta de teste em fluxo.

Figura 14.10 – Plataforma testando poço (em fluxo). A chama alaranjada no queimador sugere que o intervalo testado é produtor de óleo.

95

14.7.2- Primeira Estática

Após o primeiro fluxo, a válvula é fechada e o fluxo interrompido. É então medida

a pressão do reservatório (Pressão Estática). A estática é registrada na forma de um crescimento (recuperação) de pressão, denominada de buildup. O registrador acima da válvula não deve registrar crescimento de pressão, já que a válvula se encontra fehada. Se algum crescimento for registrado no registrador acima da válvula, é sinal de não fechamento da válvula.

Figura 14.11 – Teste em estática

14.7.3- Segundo Fluxo

A válvula é novamente aberta, permitindo um segundo fluxo. O segundo fluxo

geralmente tem um tempo maior, permitindo medições mais precisas de vazão. O fluido produzido também está mais limpo, já que a lama de perfuração/completação que existia entre os packers foi produzida no primeiro fluxo.

14.7.4 - Segunda Estática

Após o fechamento da válvula, é novamente registrada a pressão estática, geralmente num tempo maior do que a primeira estática. Os tempos de estática normalmente são 2-3x os tempos de fluxo. Exemplo de tempos: F1=30min/E1=60min/F2=60min/E2=180 minutos.

96

14.7.5 - Circulação Reversa

Ao final da segunda estática, é aberta a válvula de circulação reversa. A circulação reversa tem a finalidade de retirar o fluido (óleo) no interior da coluna, a fim de evitar acidentes durante a desmontagem e retirada da tubulação. Na circulação reversa, o fluido do anular entra na coluna e substitui o fluido da formação que preencheu a coluna durante o teste. No caso de um teste não surgente, durante a circulação reversa pode ser medido volume dentro da coluna, e assim saber a vazão.

14.7.6 - Desassentamento dos obturadores e retirada da coluna

Após o desassentamento dos packers, novamente é registrada a pressão hidrostática. Com a desmontagem da tubulação de teste e retirada da ferramenta, os registradores registram continuamente a redução da pressão hidrostática.

14.8 – Pressões registradas no teste de formação

Pressão hidrostática -> é a pressão exercida pelo fluido de perfuração ou de completação no poço.

Pressão de fluxo -> é a pressão exercida pela coluna de fluido produzido

pelo reservatório durante o teste de formação, medida por registradores dentro da coluna de teste.

Pressão estática -> é a pressão da formação (intervalo testado), na região do

poço, medida algum tempo após o término do fluxo.

97

Figura 14.12 – As pressões do teste de formação são registradas de forma contínua nas cartas de teste. A interpretação das cartas permite a obtenção de uma série de dados do reservatório. A – descida da ferramenta no poço, B- Registro da pressão hidrostática, C- Abertura da válvula: primeiro Fluxo, D- Fechamento: primeira estática, E- Segundo Fluxo, F- Segunda estática, G- Desassentamento do packer: Pressão hidrostática, H – Subida da ferramenta.

Figura 14.13 – Carta de teste de produção (TP) em registrador eletrônico (um fluxo e uma

estática).

98

A

B

Figura 14.14 – Cartas analógicas de teste de formação a poço aberto obtidas de diferentes registradores no mesmo teste. A) registrador acima da válvula (só registra fluxos), B) Registrador interno no mesmo teste.

99

15 - INTERPRETAÇÃO QUALITATIVA DE CARTAS DE TESTE

Os padrões das curvas de crescimento de pressão registradas nas cartas de teste permitem a obtenção de informações qualitativas quanto a qualidade e produtividade do reservatório, assim como de problemas operacionais na realização do teste (vide figura 14.8).

15.1 – Formas de leitura de cartas de teste

As cartas apresentam um eixo horizontal onde é representado o tempo e um eixo vertical onde é registrada a pressão. Dependo da escola, a pressão cresce “para baixo” (forma preferida por geólogos), ou “para cima” (preferida por engenheiros). Nesta apostila, a maioria das cartas tem a pressão crescendo “para cima”. 15.2 - Interpretação qualitativa: inferências

A análise qualitativa de uma carta de teste permite inferências em relação a algumas propriedades importantes do reservatório, por exemplo:

a) Inclinação da Curva de Fluxo: quanto maior a inclinação, maior é a vazão, já que mais rapidamente o fluido está entrando na coluna de teste.

b) Curva de fluxo sem inclinação: é indicativa de ausência de produção de líquido.

c) Curva de estática estabiliza rápido: é um indicador de transmissibilidade alta.

d) Curva de estática não estabiliza: indica transmissibilidade muito baixa. e) Curva de estática estabiliza rápido, mas a curva de fluxo apresentou

baixa inclinação: esta aparente contradição, com o reservatório transmitindo pressão, mas não transmitindo fluido, é um indicador de reservatório danificado.

f) Curva de fluxo estabiliza e passa a registrar estática: indica

amortecimento, devido à produção de fluido denso, geralmente água. g) Segunda estática menor do que a primeira: sugestivo de depleção, já que

houve queda de pressão após a produção de uma quantidade pequena de fluido. Para confirmar se realmente há depleção, deve-se fazer uma análise mais detalhada (quantitativa).

15.3 - Detecção de problemas operacionais através das cartas de teste

a) Curva de fluxo ruidosa: indica entupimento da ferramenta ou da válvula, geralmente por areia do reservatório, produzida junto com o fluido.

b) Curva de estática ruidosa -> vazamento da válvula. Neste caso existe uma continuidade da produção de fluido, as vezes com interrupção, durante a estática.

c) Só registrou hidrostática -> O packer não assentou.

Quando esses problemas impedem a obtenção de dados de reservatório, o teste é considerado falho e deve ser repetido.

100

15.4 – Inferências a partir das cartas de teste

Testes de formação possibilitam a obtenção de importantes propriedades

dinâmicas do reservatório e do poço, como: Pressão Hidrostática, Pressão Estática Inicial, Pressão de Fluxo, Pressão Estática Final, Depleção, Vazão, IP (Índice de Produtividade), Dano, Transmissibilidade e Permeabilidade.

15.4.1 - Vazão

É o volume produzido num determinado tempo. Mede-se o volume de fluido produzido, e divide-se pelo tempo de fluxo. Exemplo: se produziu 10 m3 em 60min de fluxo, a vazão será de: 240 m3 em 24h -> 240 m3/d.

Em poços não surgentes, a vazão é medida dentro da coluna por diferencial de pressão. Em poços surgentes, é medida no tanque na superfície.

o

FIFF

ooo Bt

CPP

Bt

CP

Bt

Ch

Bt

VQ

..

).(

..

.

.

.

.

Sendo PFF e PFF as pressões do final e inicio do fluxo, respectivamente, C a

capacidade da columa (m3/m), o gradiente de pressão do fluido.

15.4.2 - Depleção

É a queda de pressão estática do reservatório após determinado tempo de fluxo, devido à produção dos fluidos do reservatório. Compara-se a primeira pressão estática, medida após um fluxo curto, com a segunda estática, medida após um fluxo mais longo. Se a segunda estática for menor do que a primeira -> o reservatório perdeu pressão, ou seja, apresenta depleção. A depleção geralmente está

associada a reservatórios de pequeno volume. Nem sempre a queda de pressão significa depleção. A existência de

sobrecarga pode dar um falso indicativo de depleção. 15.4.3 - Produtividade

Conhecida como IP (índice de produtividade), é a medida da capacidade de produção de um poço.

O conhecimento do IP é importante na escoilha do método de elevação a ser utilizado no momento da entrada do poço em produção. 15.4.4 - Dano (skin)

É a redução da permeabilidade do reservatório nas imediações do poço,

geralmente produzida por alguma agressão química ou física durante a perfuração ou completação do poço. Quando a produtividade do poço é baixa em relação à recuperação da pressão estática, é um indicativo de dano.

101

É importante saber se um reservatório se encontra danificado. Isso pode levar a uma decisão pela estimulação do mesmo (fraturamento hidráulico ou acidificação), no caso de um reservatório que apresenta potencial de produção caso seja removido o dano. 15.4.5 - Transmissibilidade

É a capacidade que o reservatório tem de “transmitir” fluido – depende da permeabilidade, da espessura canhoneada e da viscosidade do fluido:

hK.

K – permeabilidade h – espessura do canhoneado

– viscosidade do fluido 15.4.6 - Permeabilidade

Os testes de formação permitem uma boa estimativa da permeabilidade média

do intervalo testado. A velocidade de crescimento da pressão estática após o encerramento do fluxo fornece a estimativa da permeabilidade. A obtenção da permeabilidade será discutida com mais detalhe mais adiante.

Figura 15.1 – Carta de um teste surgente.

102

Figura 15.2 – Carta de um teste de formação em intervalo de baixa produtividade e com dano.

Figura 15.3 – Carta de teste de formação em intervalo surgente, com alta produtividade e depletivo. A elevada depleção sugere que o reservatório é pequeno.

103

Figura 15.4 – Carta de teste de formação mostrando amortecimento na segunda estática, indicativo de produção de água no interior da coluna.

Figura 15.5 – Carta de teste de formação falho devido ao não assentamento do obturador.

104

Figura 15.6 – Carta de teste de formação falho devido a desassentamento dos obturadores

(modificado de Mathews & Russel, 1967). .

Figura 15.7 – Carta de teste de formação falho devido a entupimento.

105

Figura 15.8 – Carta de teste de formação em intervalo sem transmissibilidade (modificado de

Mathews & Russel, 1967).

Figura 15.9 – Carta de teste de formação em intervalo com transmissibilidade muito baixa.

106

EXERCÍCIO – Interpretação de Carta de Teste de Formação • Identificar na carta os eventos do teste de formação: descida da coluna,

assentamento, fluxos, surgência, estáticas, circulação reversa, desassentamento e subida da coluna de teste.

• Quanto tempo durou cada etapa ? • Determinar as pressões: PH, PF1, PF2, PE1 e PE2. • Baseado nas pressões, estimar a altura do colchão de água utilizado e a

vazão. • Quais as inferências sobre permeabilidade, dano, tamanho do reservatório

que podem ser obtidas do teste ? Dados

• Densidade da água = 1 g/cm3 • Densidade do óleo = 0,8 g/cm3 • Bo= 1,3 • Capacidade média da tubulação = 0,0074 m3/m

Figura 15.10 – Carta de teste de formação para exercício

107

16. TESTE DE FORMAÇÃO EM RESERVATÓRIOS DE GÁS

Existem várias formas de se testar reservatórios de gás. As mais utilizadas

são o Teste de Fluxo, o Teste de build-up e o Teste de Entrega de Gás (ou de contrapressão).

Nos testes de contrapressão também chamados de teste de capacidade de entrega do gás, são medidas vazões sob diferentes pressões, função das aberturas (chokes). A pressão medida na superfície (pressão na cabeça na boca do poço) é aproximadamente a pressão do poço nos reservatórios de gás de boa produtividade. Isto permite estimar a produtividade do reservatório (AOF). AOF (Absolute Open Flow) -> É a vazão teórica máxima de um poço, supondo-se que a pressão caia a zero no meio dos canhoneados (ausência de contrapressão).

Em poços de gás, a vazão de um poço sempre deve ser informada junto com a pressão de fluxo, função da abertura do choke. A fim de se comparar poços de gás distintos, deve-se ter um valor de vazão independente da pressão/abertura. Esta medida de produtividade é a AOF.

Figura 16.1 – Variação na vazão de gás e pressão em diferentes aberturas, durante um teste de contrapressão.

108

Figura 16.2 – Determinação da AOF em um teste de contrapressão (Pr = pressão do reservatório, Pf = pressão na cabeça do poço – fluxo, Q = vazão de gás).

Figura 16.3 – Exemplo de carta de teste de gás (registrador eletrônico).

109

Figura 16.4 – Obtenção da AOF em um teste de gás. Medições de vazão e pressão em teste de contrapressão sob diversas aberturas do choke.

110

17. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE TESTE DE FORMAÇÃO

A interpretação quantitativa de teste tem por objetivo a obtenção da

transmissibilidade, da permeabilidade, do dano, do raio de drenagem e volume do reservatório, a partir da análise das cartas de teste. É geralmente feita através da análise de crescimento de pressão da pressão estática (build up). Alguns métodos analisam a curva de queda de pressão no reservatório durante o fluxo (drawdown). Outros testes medem a variação de pressão em vazões diferentes (testes de vazão variável).

Figura 17.1 – Comportamento da pressão durante a produção do poço e após o fechamento.

17.1 – Regimes e geometrias de fluxo

Regimes de Fluxo Um teste de formação pode ser entendido como uma perturbação no reservatório. Esta perturbação modifica a distribuição das pressões no mesmo. O fluxo em meio poroso segue a lei da difusividade, que pode ser representada por uma equação diferencial (em coordenadas cilíndricas):

t

p

k

c

z

p

r

p

rr

p

r

t

2

2

2

2 1

Fluxo transiente (transient flow) é a condição encontrada em um período

curto, após alguma perturbação de pressão ter sido aplicada no reservatório. Neste período a pressão encontra-se em variação no reservatório, pois a perturbação

111

ainda não atingiu a fronteira do mesmo. A pressão varia com o tempo e a posição, e a variação da pressão com o tempo, também é função do tempo e da posição.

No Regime permanente (steady state flow) a perturbação causada já atingiu

a fronteira, entretanto, a fronteira é considerada aberta. A variação da pressão no tempo é nula.

No regime pseudopermanente a perturbação (depleção) atingiu a fronteira, considerada fechada. Neste caso, a taxa de queda de pressão é a mesma em todos os pontos do reservatório.

Figura 17.2 – Comportamento da pressão no reservatório sob diferentes regimes de fluxo.

Geometrias de Fluxo O fluxo linear é caracterizado por linhas de fluxo paralelas em um

reservatório. Resulta do fluxo ao longo de uma fratura ou em um longo poço horizontal, ou ainda em um reservatório muito alongado, como os originados por canais fluviais. Reservatórios limitados por duas falhas paralelas também podem apresentar fluxo linear.

O fluxo radial apresenta uma geometria onde as linhas de fluxo convergem radialmente, do reservatório para o poço produtor.

O fluxo esférico é característico do canhoneio limitados, quando as linhas de fluxo convergem para um ponto.

112

Os regimes de fluxo podem ser identificados na interpretação de cartas de teste (vide item 17.2.2 – método das derivadas).

Estocagem

É a reposição da pressão no poço, no início do registro do fechamento do

intervalo para a estática, devido à descompressão do fluido durante o fluxo. Quando se inicia a produção num poço, há uma descompressão inicial. No início do fluxo, grande parte da vazão é devida à descompressão do estoque de volume de fluido.

A vazão no início do fluxo se deve inteiramente à descompressão de fluidos dentro do poço. A medida que o fluxo prossegue, a contribuição do reservatório torna-se crescente. Por isso, em testes de produção (com válvulas localizadas na cabeça do poço), é necessário que o tempo de fluxo e de estática seja suficiente para cobrir o tempo de estocagem.

17.2 – Métodos matemáticos de interpretação de testes

A interpretação quantitativa de testes de formação é um mundo dentro da atividade de petróleo, existindo diversos livros sobre o assunto. Existem vários métodos matemáticos, entre eles o plot semilog de drawdown, o método de Horner (1951), de MBH (Mathews, Brons & Hazebroek, 1967) e o das derivadas (Bourdet et al. 1989).

17.2.1 – Interpretação de teste de drawdown

Consiste em colocar o poço em vazão constante e medir a pressão (figura 17.3). A queda de pressão com o tempo, na vazão constante:

2274,386865,0

...loglog.

.

..6,162

2s

rc

Kt

h

BQPp

wt

iwf

(em unidades do sistema inglês).

113

Figura 17.3 – queda de pressão com o tempo, com vazão constante.

Como é frequente a existência de fenômenos de poço (como estocagem), é necessário identificar o tempo de estocagem e qual o trecho da curva de drawdown representativa do reservatório. Para isso, plota-se num gráfico log-log o tempo contra a diferença de pressão (Pi – Pwf(t)), conforme a Figura 17.4.

Ao plotar o logaritmo do tempo contra a pressão, a curva de drawdown

configura uma reta com inclinação m (Figura 17.5), de onde pode ser obtida a permeabilidade do reservatório. O valor de m pode ser facilmente obtido como a diferença de pressão em um ciclo logarítmico.

hk

BQm

.

..6,162

(em unidades do sistema inglês)

Na prática pode ser difícil a interpretação de um teste de drawdown, devido à

dificuldade em se manter a vazão rigorosamente constante.

114

Figura 17.4 – Gráfico log-log do tempo de fluxo contra diferença de pressão (Pi-Pwf),

mostrando o tempo sujeito à estocagem e o trecho representativo dos fenômenos de reservatório.

Figura 17.5 – Gráfico semilog do tempo de fluxo contra pressão, mostrando o tempo

sujeito à estocagem e o trecho representativo dos fenômenos de reservatório, de onde é obtida a inclinação m.

17.2.2 - Método de Horner

Consiste em estudar a curva de crescimento de pressão durante o registro da estática, depois que o poço é fechado. É um método que pressupõe que o reservatório seja infinito em relação ao poço. Por isso, nem sempre é o mais adequado, como é o caso de reservatórios limitados. O método prevê que a recuperação da pressão num determinado tempo decorrido após o fechamento, é dada por:

115

t

tt

hK

BQPetP

log

91,21)(

t - tempo de fluxo (min)

t – tempo decorrido após o fechamento (min)

Q – vazão (m3/d)

B – fator volume de formação (m3 /m3)

– viscosidade (cp)

K – permeabilidade (mD)

h – espessura do reservatório (m)

Figura 17.6 – Parâmetros utilizados no método de Horner: t – tempo de fluxo, t – tempo decorrido após o fechamento. O círculo vermelho mostra a estática em crescimento (buildup)

neste tempo t.

116

Figura 17.7 – Extrapolação da pressão estática do reservatório

Plotagem dos pontos de pressão no espaço semilog

É plotado no espaço semilog de (t+dt)/dt versus P (t é o tempo de fluxo e dt é o tempo da estática num determinado momento após o fechamento).

Como

Num tempo infinito temos a pressão estática final (extrapolada), que é a

extrapolação da reta até o ponto onde (t+t)/t=1. Em um ciclo logarítmico (t+t entre 1 e 10 na figura 17.8), m corresponde à inclinação da reta, e tem relação com a transmissibilidade (quanto maior a inclinação, menor é a transmissibilidade).

A pressão extrapolada não é necessariamente a pressão verdadeira do reservatório. Ela é aproximadamente a pressão média do reservatório nas imediações do poço.

1/lim tttt

117

(kgf/cm2)

95

96

97

98

99

100

101

102

103

104

105

1 10

(t+dt)/dt

Pe (

kg

f/cm

2)

Pe=104 kgf/cm2

Última leitura = 102,25 kgf/cm2

m = 6 kgf/cm2

Figura 17.8 – Gráfico de Horner

Índice de Produtividade (IP)

PffPe

QIP

( m3/d/kgf/cm

2)

O IP é importante para a definição do método de elevação e dos dutos de

escoamento a serem utilizados. O IP varia com o tempo, já que a pressão do reservatório vai variar com a produção. Por isso o IP costuma ser expresso na forma de curvas (curvas de IPR). Normalmente o IP cai no período transiente (o caso dos testes de formação) e tende a se estabilizar no regime pseudopermanente.

Transmissibilidade

m

BoQhK )..(91,21.

118

Permeabilidade

hK

. (mD)

Dano (skin)

O dano pode ser representado como uma queda de pressão do reservatório

próximo ao poço devido à redução da permeabilidade.

w

s

s r

r

K

KS ln1

Figura 17.9 – Queda de pressão do reservatório próxima ao poço devido ao dano.

No método de Horner pode ser calculado como:

23,3

..

.log

*151,1

2

wr

tk

m

PwPS

(sistema inglês)

Valores positivos indicam reservatório danificado, negativos indicam reservatório estimulado. Raramente é menor do que -5 e maior do que +20. Quando as

119

propriedades dos fluidos não forem disponíveis, o termo logarítmico pode ser aproximado para 7,5. Razão de Dano (EDR)

m

PffPeEDR

.183,0

(Unidades em Kgf/cm2, m=kgf/cm2/ciclo )

EDR > 1 -> reservatório danificado EDR < 1 -> reservatório estimulado

Raio de investigação

Com o tempo de fluxo e as propriedades obtidas para o reservatório é possível estimar

o raio de investigação do teste, que normalmente é muito menor do que o verdadeiro raio de

drenagem do reservatório. Pode ser entendida como a distancia do poço na qual a queda de

pressão é imperceptível (não detectável), ou seja, tem uma dependência da resolução. A

estimativa varia dependendo do autor.

t

ic

tkr

..

..0092,0

(sistema inglês) t – tempo de fluxo em horas ct – compresibilidade da formação (psi -1) ri – raio de investigação (metros) Volume do Reservatório Investigado

ooi BShrVoip /....2

O volume mínimo investigado pelo teste é uma forma de checar o volume

mapeado pela geologia ou geofísica. Se o volume calculado pelo teste for menor do que o baseado em mapa, é um sintoma de que o reservatório é compartimentado, por exemplo, por falhas. Ou que o tempo de teste foi insuficiente para investigar o reservatório até sua verdadeira fronteira.

120

Identificação de falha selante (barreira de permeabilidade) no reservatório através de teste de formação

A interpretação quantitativa de teste de formação pode auxiliar na confirmação da presença de falhas identificadas em sísmica, ou, mais ainda, na identificação de falhas que não foram antes observadas, e que podem ter influencia importante no comportamento do reservatório. A presença de duas retas (m1 e m2) em um gráfico de Horner é um indicador da presença de falha selante. A distância à falha pode ser calculada através de equações.

Figura 17.10 – Gráfico de Horner de um reservatório com presença de falha selante (presença de dois crescimentos de pressão, m1 e m2)

17.2.3 - Método das derivadas (Bourdet et al 1989)

Utilizando a derivada logarítmica da pressão estática em crescimento em relação ao tempo, é enfatizado o regime radial de fluxo, o mais importante numa análise de teste. A derivada é uma resposta muito mais sensível a fenômenos sutis que ocorrem no reservatório durante o teste. Neste método é plotado em gráfico bilogarítmico o tempo decorrido após o fechamento contra a pressão. O comportamento da derivada da pressão (que na realidade corresponde à velocidade

121

do crescimento da pressão) pode indicar a presença de falhas, de alimentação limitada ou de sistemas de dupla permeabilidade.

Figura 17.11 – Fundamentação do método das derivadas

A inclinação da reta (derivada) no espaço bilogarítmico pode ser indicativa de

(Mattar, 1997):

Fenômeno Derivada (inclinação da reta log dT x log dP)

Estocagem +1 (fenômeno de poço)

Fluxo radial 0

Fluxo linear (canal, fratura) +0,5

Fluxo bilinear +0,25

Fluxo esférico (canhoneio parcial) -0,5

Limite do reservatório (barreira) +1 (fenômeno distante ao poço)

122

Figura 17.12 – Interpretação de teste pelo método das derivadas (Horne, 1995). A inclinação inicial da derivada indica fenômenos ligados ao poço (estocagem). Quando a derivada atinge o patamar indica que o teste investigou o regime radial, e a inclinação final da derivada indica fenômenos mais afastados do poço (limite do reservatório, fraturas.

123

Exercício

• Dada a tabela de crescimento de pressão e informações do teste, calcular:

1. Pressões e depleção

2. Índice de Produtividade

3. Transmissibilidade

4. Permeabilidade

5. Dano

6. Raio de Drenagem

7. Volume do Reservatório

Dados:

• Tempos de fluxo e estática: 30/60/150/180min

• Q = 75 m3/d

• Bo = 1,16 m3/m

3

• H = 8m

• = 2,5 cp

2a ESTATICA

t(min)= 150

Dt(min) (t+Dt)/Dt (kgf/cm2) (t+dt)/dt

16,8 8,839286 155,06

18,9 7,968254 155,46

21,6 7,097222 155,94

24,9 6,289157 156,34

28,5 5,621053 156,74

32,7 5,027523 157,14

38,1 4,456693 157,54

44,1 3,986395 157,94

51,6 3,552326 158,34

60,9 3,162562 158,74

66,3 2,986425 158,98

72,3 2,821577 159,22

79,2 2,662879 159,38

87 2,513793 159,54

96 2,371875 159,78

106,2 2,240113 160,02

118,2 2,114213 160,34

132,3 1,995465 160,58

149,1 1,8833 160,74

169,2 1,778369 160,98

194,1 1,678516 161,14

1a ESTATICA

t(min)= 30

Dt(min) (t+Dt)/Dt (kgf/cm2) (t+dt)/dt

3 44,9 145,7

3,6 37,58333 153,06

4,2 32,35714 153,3

4,8 28,4375 153,46

5,4 25,38889 153,54

6,3 21,90476 153,62

7,2 19,29167 153,7

7,8 17,88462 153,78

9,9 14,30303 154,02

11,4 12,55263 154,9

12,6 11,45238 155,06

13,8 10,54348 155,78

15 9,78 156,02

16,5 8,981818 156,26

18 8,316667 156,5

20,1 7,552239 156,98

22,5 6,853333 157,38

24,9 6,289157 157,7

28,2 5,670213 158,1

31,8 5,141509 158,5

36,6 4,598361 158,9

42,6 4,091549 159,3

50,1 3,628743 159,86

60,3 3,18408 160,34

124

(kgf/cm2)

150

155

160

165

170

175

180

1 10

(t+dt)/dt

P (

Kg

f/cm

2)

125

18. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Ao final de um processo de avaliação de formações, são obtidas informações necessárias para a tomada de decisões sobre a viabilidade ou não da continuidade de um projeto, seja de completação do poço, colocação em produção ou até mesmo de perfuração de novos poços. Os parâmetros necessários para a estimativa de volumes e de reservas são obtidos da avaliação da formação. O volume in place de um reservatório é obtido da expressão

Bo

SohoAVOIP

...

Onde os parâmetros espessura (ho), porosidade () e Saturação de óleo (So) são obtidos da perfilagem. Já o fator volume de formação (Bo) é obtido de análises PVT a partir de amostras coletadas em testes de formação. A área (A) é originalmente proveniente dos estudos sísmicos, mas a interpretação de testes de formação pode calibrar a informação, já que fornece o raio de investigação. Somente parte do volume in place (VOIP) será produzido, o chamado volume recuperável (VR), que é o produto do VOIP pelo fator de recuperação (FR). O fator de recuperação é variável, dependendo das propriedades do reservatório, dos fluidos e da tecnologia aplicada.

VR = VOIP . FR

Se o volume recuperável for economicamente viável ser extraído, é denominado de reserva no início da vida produtiva do reservatório. Ao final da produção, o volume recuperável é a produção acumulada. As reservas de petróleo são geralmente calculadas como a integração da curva de produção futura. No caso

de um declínio exponencial (taxa de declínio ), conhece-se a vazão futura (no tempo t) aplicando-se um declínio exponencial sobre uma vazão inicial (obtida em teste de formação):

teQiQ ..

A produção ao final da vida do reservatório (Np) é a própria reserva, no caso de um reservatório em início de produção:

.

QQiNp

126

Figura 18.1 – Relação entre produção acumulada, reserva e histórico de produção de um reservatório de petróleo.

127

19. BIBLIOGRAFIA

Allen, D. et al. How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance. Oilfield Review, Summer 1997, Schlumberger. Archie, G.A. 1942. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. JPT, Jan TP 1422. Asquid, G.B. & Krygowski, D.;. 2004. Basic Well Log Analysis. AAPG Methods in Exploration 16, 244p. Bend, S. Petroleum Geology eTextBook. Ed. AAPG, Tulsa, 2008.

Bourdet, D.; Ayoub, J.A. & Pirard, Y.M. Use of Pressure Derivative in Well-Test Interpretation. SPE Formation Evaluation, p. 293-302, 1989. Dake, L.P. 2001. The Practice of Reservoir Engineering (Revised Edition). Elsevier. Fekete. 2009. Well Testing Fundamentals (pôster). Disponível em www.fekete.com/resources/posters/wt-poster.pdf Horne, R.N. 1995. Modern Well Test Analysis. Petroway Inc., 257p. IBP. Manual de Subsuperfície: roteiro básico para acompanhamento geológico de poços, IBP, Rio de Janeiro, 1984. Jahn, F.; Cook, M.; Graham, M. 2008. Hydrocarbon Exploration and Production. Elsevier. Kearey, P.; Brooks, M.; Hill, I. Geofísica de Exploração. Oficina de Texto, 2009. Mathews, C.S. & Russel, D.G. 1967. Pressure Buildup and Flow Test in Wells. SPE of AIME.

Mattar, L. 1997. Derivative analysis without type curves. Petroleum Society Paper 97-51, Calgary, 1997. Morthon-Thompsom, D. & Woods, A. Development Geology Reference Manual. AAGP Methods in Exploration Series, n.10. Ed. AAPG, Tulsa, 1992.

Nery, G.G. 2004. Perfilagem Geofísica. Hidrolog Ltda. Disponível em http://www.geraldogirao.com/apostilas.html Schlumberger. 1987. Log interpretation Principles/Applications. Schlumberger. 1989. Log Interpretation Charts. Thomas, J.E. (org). Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Ed. Interciência, Rio de Janeiro, 2001. http://www.glossary.oilfield.slb.com Tiab, D. & Donaldson, E.C. Petrophysics. Elsevier, 2004.

128

Anexo I - Conversão de Unidades

De Para Multiplicar por

Polegadas Centímetros (cm) 2,54

Pés (ft) Metros (m) 0,305

Milhas (mi) Quilômetros (km) 1,609

Pés cúbicos (ft3) Metros cúbicos (m

3) 0,028

Bilhão metros cúbicos (109 m

3) TCF (tera cubic feet) 0,028

Metros cúbicos (m3) Barris (bbl) 6,29

Galão (Gal) Litros (l) 3,785

Libras (lb) Quilogramas (kg) 0,454

Kgf/cm2 Libra/polegada

quadrada (psi)

14,22

Kgf/cm2 Megapascal (Mpa) 0,098

Kgf/cm2 Bar 0,98

Celsius (oC) Fahrenheit (

oF) (C. 9/5)+32

Fahrenheit (oF) Celsius (

oC) (F-32) . 5/9

Densidade do fluido (lb/Gal) Pressão (psi) 0,1705 x densidade x

prof

Anexo II – Termos em inglês

Appraisal – Avaliação de uma descoberta Basin – bacia Bit – broca Bit size – diâmetro da broca Bed – camada Casing - revestimento Curve - curva Brine – água salgada Bottomhole – fundo do poço Borehole – poço (na superfície) BSW – Bottom sediment and water – percentual de água no fluido produzido Build up – aumento da pressão após o fechamento do poço. Evaluation - Avaliação Clay – argila Chart – carta, gráfico Choke – restrição da abertura em tubulação de testes Cut-off - valor limite (corte) Deep – profundo Density – densidade Depth – profundidade Dip – inclinação Drawdown – queda de pressão na área do poço devido à produção do poço em teste Fault – falha Flushed zone – porção “lavada” do reservatório pelo filtrado da lama Fold – dobra Forecast – previsão de produção Fresh water – água doce Gas – gás Grain – grão Limestone – calcário

129

Log – perfil Logging - perfilagem LWD – logging while drilling – perfilagem durante a perfuração Major – companhia de grande porte Matrix – matriz MD – measured depth – profundidade medida Mud – lama Mudcake – reboco Mud filtrate - filtrado Net Pay – espessura porosa de reservatório com hidrocarboneto, descontando as intercalações. NTG – Net to Gross, relação entre a espessura porosa e a espessura total de um reservatório. Oil – óleo Oil – petróleo (fase líquida) Oilfield – campo de petróleo Operator – companhia operadora Permeability – permeabilidade Petroleum – petróleo (inclui gás) Pitfall – “pegadinha”, feição sísmica do que parece mas não é Porosity – porosidade Pressure – pressão Production history – histórico de produção Reservoir – reservatório Resistivity – resistividade Rig - sonda Salt – sal Sand – areia Sandstone – Arenito Saturation – saturação Seismic – sísmica Seismic reflector – refletor sísmico Seismic section – seção sísmica Shale – folhelho Shot – tiro Skin – dano (película) Steam injection – injeção de vapor Storade - Estocagem Thick – espesso Thickness – espessura Thin – delgado Tight – fechado (sem porosidade) Track - trilha (coluna do perfil) TVD – true vertical depth – profundidade verticalizada TVDSS – true vertical depth sub sea – cota (profundidade verticalizada abaixo do nível do mar) Upstream – atividade petrolífera de exploração e produção Water – água Waterflood – injeção de água Wave – onda Wavelet – assinatura de uma onda sísmica Well – poço Well testing – teste de formação Wireline – cabo, operações usando cabo, como a perfilagem. Zone – zona (parte de um reservatório)