aplicação dos perfis de imagem na indústria do petróleo

Universidade Federal da Bahia

Instituto de Geociências

Curso de Graduação em Geologia

Jaime Roedel Junior

Aplicação dos Perfis de Imagem na

Indústria do Petróleo

Salvador, BA

2014

i

Jaime Roedel Junior

Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria

do Petróleo

Trabalho final de graduação apresentado como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Geologia pela Universidade Federal da Bahia.

Orientador: Prof. Msc. Roberto Rosa

Salvador BA

2014

ii

TERMO DE APROVAÇÃO

Jaime Roedel Junior

Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria

do Petróleo

Monografia apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de

Bacharel em Geologia na Universidade Federal da Bahia

__________________________________________________________________________

1° Examinador: Prof. MSc. Roberto Rosa da Silva – Orientador

Petrobras/Instituto de Geociências – UFBA

__________________________________________________________________________

2° Examinador: Prof. Dr. Geraldo Girão Nery

IGEO-UFBA

__________________________________________________________________________

3° Examinador: MSc. Flávio Miranda de Oliveira

Petrobras

Salvador BA

2014

iii

RESUMO

A crescente demanda por hidrocarbonetos torna necessária a utilização de

técnicas que ajudem na delineação de características estruturais, sedimentares e

estratigráficas dos reservatórios. Os perfis de Imagens Resistivas e Acústicas

proporcionam dados de alta resolução aumentando a capacidade de compreensão

dessas características e atributos da rocha reservatório. Utilizando para isso

propriedades físicas, como resistividade elétrica e impedância acústica, para gerar

imagens da parede do poço.

As aplicações dos perfis de imagem resistiva são principalmente a definição

de acamamento, distinção dos tipos de fraturas, falhas, dobras e discordâncias

angulares, geometria do poço, reconhecimento de camadas finas e de

truncamentos erosivos, determinação de paleocorrentes através de estruturas de

escorregamento e estratificações cruzadas, reconhecimento de feições

sedimentares diagenéticas e secundarias, ligadas principalmente a dissolução e

cimentação, tais como vugs, estilolitos, moldes, concreções e superfícies de ‘hard-

ground’. Outras feições ligadas à bioturbação e escape de fluidos também podem

ser reconhecidas.

Os perfis de imagens acústicas. Além de fornecer todas as informações dos

perfis de imagem resistivas, são ainda bastante utilizados na determinação da

geometria do poço, além de permitir a análise dos regimes de tensões (stress)

atuantes na perfuração. Importante na previsão de estabilidade da perfuração em

formações não consolidadas. A medição do tempo de trânsito e da amplitude de

uma onda na formação fornecem precisas informações sobre o Caliper e formação

de reboco.

Palavras-chave: Perfil de Imagem, rocha reservatório, dados de alta resolução,

resistividade elétrica, impedância acústica.

iv

ABSTRACT

With the increasing demand for hydrocarbons , the use of techniques that help

in the delineation of structural, stratigraphic and sedimentary characteristics of the

reservoirs becomes necessary. The profiles and images Acoustic Resistive provide

high-resolution data increases the capacity for understanding of these characteristics

and attributes of the reservoir rock. Using it for physical properties such as electrical

resistivity and acoustic impedance to generate images of the well wall.

The applications of resistive image profiles are mainly the definition of lodging,

distinguishing the types of fractures, faults, folds and angular disagreements, pit

geometry, recognition of thin layers and erosional truncation, determining

paleocurrent slip through structures and stratifications cross- recognition of

diagenetic and secondary , mainly related to dissolution and cementation, such as

vugs, stylolites, molds, concretions and surfaces hard -ground sedimentary features .

Other features and bioturbation connected escaping fluid can also be recognized.

The profiles of acoustic images are used in the identification of types of

fractures. Are still widely used in determining the geometry of the well, in addition to

enable the analysis of stresses acting regimes (stress) in drilling. Important in

predicting the stability of drilling in unconsolidated formations. The measurement of

transit time and amplitude of a wave in training provide accurate information about

Caliper and training plaster.

Key-words: Borehole image logs, reservoir rock, high-resolution data, electrical

resistivity, acoustic impedance.

v

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: (a): Ilustração de " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”. (b): Exemplo

de novos dados dipmeter. Stick-plot mostra estilo de mergulhos aparentes em um corte

geológico transversal. ............................................................................................................ 3

Figura 2: (Esquerda) Ilustração do dipmeter microlaterolog de 3-braços. (Direita) Um dos

primeiros microlaterolog dipmeter com três-braços. ............................................................... 3

Figura 3: Imagem de poço (direita) e BHTV (esquerda) mostrando fratura vertical induzida,

Zemanek et ai. de 1969 ......................................................................................................... 5

Figura 4: Exemplo de 2-patins FMS. Duas passagens separadas de dados são recobertos

no perfil, e é evidente que a ferramenta foi rotacionada em 90 graus entre passes,

aumentando ligeiramente a cobertura .................................................................................... 6

Figura 5: Exemplos de modernas ferramentas de alta resolução de imagem fixa. (a) Imagem

Resistiva do FMI (Schlumberger). (b) Imagem Resistiva do STAR (Baker Atlas). (c). Imagem

Acústica CBIL (Baker Atlas). ................................................................................................. 7

Figura 6: Linha do tempo esquemática para o desenvolvimento e interpretação de imagem

de poço. ................................................................................................................................ 8

Figura 7: Esquema da ferramenta de perfis de imagem resistiva mostrando detalhe do patim

com a distribuição dos eletrodos. ......................................................................................... 10

Figura 8: Articulador de seis braços. Ferramenta EARTH Imager. ...................................... 11

Figura 9: Elementos básicos de uma ferramenta de perfilagem de obtenção de perfis de

Imagem Elétrica de Poço. .................................................................................................... 12

Figura 10: Perfil de imagem resistiva, da EARTH Imager. ................................................... 12

Figura 11: Comparação entre, da direita para esquerda: imagem adquirida, imagem estática

e imagem dinâmica. ............................................................................................................. 13

Figura 12: Esquema mostrando o transdutor e o eixo de rotação na parede do poço, e o

centralizador na ferramenta UBI. ......................................................................................... 14

Figura 13: Esquema mostrando o transdutor rotacionando 360° e emitindo pulsos na parede

do poço. ............................................................................................................................... 15

Figura 14: Esquema comparando as formas que os métodos acústico e resistivo operam

dentro do poço. .................................................................................................................... 15

Figura 15: Esquema da ferramenta OMI da Weatherford. .................................................... 18

Figura 16: Exemplo de determinação do azimute. ............................................................... 20

Figura 17: Feições planares elípticas dentro de um cilindro gerando num plano ondas

senoidal, determinando assim direção e mergulho .............................................................. 21

vi

Figura 18: Exemplo de determinação do azimute . .............................................................. 18

Figura 19: Legenda dos ted poles. ....................................................................................... 18

Figura 20: Esquema mostrando a as condições como se formam e se apresentam as

fraturas naturais e as induzidas na parede do poço. .......................................................... 23

Figura 21: Representação de como as fraturas naturais se comportam na parede do poço. 23

Figura 22: fraturas vistas nos perfis de imagens acústica e no perfil de imagem resistiva. . 24

Figura 23: A: padrão de fratura natural (imagem resistiva). B: padrão de fratura natural

(imagem acústica). C: padrão de fratura induzida durante a perfuração (imagem resistiva) 25

Figura 24: Fratura induzida na vertical. ................................................................................ 26

Figura 25: Perfil de imagem resistiva mostrando conjunto de fraturas induzidas em echelon.

............................................................................................................................................ 26

Figura 26: Perfil acústico mostrando breakouts na parede de um poço. .............................. 27

Figura 27: Em (a) e (b) Fratura induzida (DIF); em (c) fratura induzida e breakout. ............. 27

Figura 28: Perfil de imagem acústico mostrando em (a) fratura natural e breakout, e em (b)

fraturas naturais. .................................................................................................................. 28

Figura 29: Breakouts em perfis de imagem resistivos. observar ampliação oval na

representação da forma do poço. ........................................................................................ 28

Figura 30: O perfil UBI mostra uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um

reservatório do Cretáceo no Oriente Médio. ........................................................................ 29

Figura 31: Comparação entre os perfis FMI, ARI e UBI. ..................................................... 30

Figura 32: Perfil de imagem resistiva estático (esquerda) e dinâmico (direita), mostrando

uma fratura aberta ............................................................................................................... 31

Figura 33: Falha normal, direção NW mergulhando para W................................................. 32

Figura 34 (a): Exemplo de uma falha cimentada com calcita visto tanto no testemunho

quanto em um perfil de imagem resistivo. Figura 34 (b): Plano de falha vista em perfil de

imagem resistivo, observar mergulho elevado. ................................................................... 32

Figura 35: Bbloco diagrama mostrando como se forma uma falha normal (a esquerda), no

meio falha normal em afloramento, e a direita falha normal vista em perfil de imagem

resistiva. .............................................................................................................................. 33

Figura 36: Familias de falhas: Os quatro principais tipos de falhas (linha superior) podem ser

diferenciados: Lístrica e rollower, normal, reversa e falhas de empurrão. Abaixo

correspondentes em imagens de poço (linha inferior). ........................................................ 35

Figura 37: Perfil FMI normalizado, perfil dipmeter e perfil FMI mostrando variação de cores e

sua relação condutividade resistividade ............................................................................... 35

Figura 38: Mapa mostrando a localização dos poços, as estruturas e falhas na campo West

Mara, Venezuela. ................................................................................................................. 36

Figura 39: Morfologia dos planos de fraturas. ...................................................................... 37

vii

Figura 40 (a): Fraturas reforçada por efeito de dissolução (A). Figura 40 (b): Estilolitos e

‘tenshion gashes’ em A. ....................................................................................................... 38

Figura 41 (a): Sequência laminada mergulhando para SE. Figura 41 (b): Dolomitização. (c):

Fratura Induzida em A e uma pequena falha em B. ............................................................ 39

Figura 42 (a): As fraturas abertas (A) e fraturas reforçada por dissolução (B). Figura 43 (b):

Formação de estilolitos. ...................................................................................................... 39

Figura 43: Imagem dinâmica e estática mostrando efeitos de bioturbação. ......................... 40

Figura 44: Perfil de Imagem mostrando padrão difuso de cores no sedimento, com uma

tendência verticalizada (Bioturbação). ................................................................................. 41

Figura 45: Afloramento mostrando como se formam marcas de raizes. ............................... 41

Figura 46: Estruturas causadas por raizes. .......................................................................... 42

Figura 47: Indicação de locais com brecha. ......................................................................... 42

Figura 48: Correlação de concreção calcária no arenito em afloramento e em perfil de

imagem resistiva. ................................................................................................................. 43

Figura 49: Perfil de Imagem mostrando possível concreção. Observar forma concêntrica na

imagem. ............................................................................................................................... 43

Figura 50: Perfil de imagem mostrando forma arredondada de fragmentos, em

conglomerados. ................................................................................................................... 44

Figura 51: Ripples em arenito, visto em perfil de imagem resistiva.. .................................... 45

Figura 52: Estratificação cruzada tabular em grande escala, antigas dunas.. ..................... 45

Figura 53: Estratificação cruzada observada em perfil de imagem resistiva. ....................... 46

Figura 54: Estratificaçã o cruzada com a direção e mergulho. Imagem resistiva OBMI. ...... 46

Figura 55: Perfil de imagem resistiva de arenito fluvial, representação em 3D do poço. A

direita diagrama de rosa mostrando o fluxo da paleocorrente para W. ................................ 40

Figura 56: Acamamento contorcido ( deformado) em afloramento. ...................................... 47

Figura 57: Acamamento deformado visto em perfil de imagem. ........................................... 40

Figura 58: Turbidito visto em perfil de imagem resistiva. ...................................................... 49

Figura 59: Texturas carbonáticas em perfis de imagem resistivo. ........................................ 50

Figura 60: Restos fósseis na proximidade de um recife. ...................................................... 51

Figura 61: Textura recifal em perfis de imagens. ................................................................. 51

Figura 62: Perfil de imagem mostrando feição de fluxo de detritos, em rocha carbonática. . 52

Figura 63: Perfil de imagem mostrando estruturas típicas de ambientes cársticos. ............. 53

Figura 64: Dissolução cárstica. ............................................................................................ 53

Figura 65: Estilolito em perfil de imagem resistiva. .............................................................. 54

Figura 66: Bloco diagrama mostrando a correlação estratigráfica a partir da integração de

dados de afloramentos (Log 1 e Log 2), Gr e dos perfis de imagens FMS (Piracés-1) e FMI

(Piracés-2). .......................................................................................................................... 56

viii

Figura 67: Painel de correlção de sub superfície. Observar o GR e os perfis de imagens

FMS e FMI.. ......................................................................................................................... 57

Figura 68: Na sequência Gama Ray, perfil FMS normalizado, perfil dipmeter e perfil FMS

mostrando a variação de cores do branco ao marrom escuro. ............................................. 58

Figura 69: Intervalo B da figura 67, mostrado as variações dos mergulhos, interpretado como

de estratificação cruzada. .................................................................................................... 59

Figura 70: Perfil GR, perfil FMI normalizado, profundidade (em metros), perfil com mergulhos

e perfil FMI destacando os intervalos B e C. ....................................................................... 60

Figura 71: Intervalos B e C da figura 17. Em B, detalhe da parte superior: padrão de cor

difusa indica bioturbação. (C) Detalhe com pequenos megaripples: 10-20 cm de arenito

grosseiro (laranja mais claro) e finas camadas de siltito (mais escuro. ................................ 60

Figura 72: Imagem dinâmica e imagem estática FMI. .......................................................... 61

Figura 73: Afloramento de crevasse delta correlacionado com a parte de granulação fina no

intervalo D, da figura 66 do poço Pirace’s1. ......................................................................... 62

Figura 74: Perfil de imagem FMS, mostrando crevase delta e laminação, em camadas finas

de siltito alternadas com arenitos. ........................................................................................ 62

Figura 75: Afloramento de crevasse splay. .......................................................................... 63

Figura 76: Perfil de imagem resistiva FMS do poço Parecis -1 mostrando crevasse splay. . 63

Figura 77: Representação esquemática do modelo de deposição de águas profundas para

um sistema submarino de lama rica (modificado após Reading & Richards, 1994). ............ 65

Figura 78: Perfil de imagem estática, indice de heterogeneidade e fácies texturais na última

pista . ................................................................................................................................... 66

Figura 79: Caracterização litológica de camadas delgadas usando perfil de fácies iCore*. O

perfil iCore* e testemunho são fortemente concordantes uns com os outros. ................... 66

Figura 80: Testemunho e imagens resistivas. ..................................................................... 67

Figura 81: Integração de testemunho com perfil de imagem estática, dinâmica, índice de

heterogeneidade e integração de fácies. ............................................................................. 68

Figura 82: Esquema mostrando trajeto da corrente elétrica dentro da formação. ................ 69

Figura 83: Figura relacionando índice de cor nos perfis de imagens resistivos com o

tamanho dos grãos na parede do poço. ............................................................................... 69

Figura 84: Variações de tamanho de grãos e índice classificação crescente da esquerda

para a direita, que representam valores relativos, mas podem ser convertidos em escalas

quantitativas quando correlacionados com outros dados básicos.. ...................................... 70

Figura 85: Gama gay, perfil de Imagem, Mapa Textural, A última faixa mostra registro

convencional da permeabilidade do. Observar os triângulos laranja na ultima pista. ........... 70

Figura 86: GR, Perfil de imagem resistiva, mapa de heterogeneidade textural, mineralógico

e na ultima faixa a permeabilidade obtida pelo perfil de imagem e testemunho. .................. 71

ix

Lista de Tabelas

Tabela 1: Exemplo de tabulações com novos dados. Tabulação detalhada dos dados

Dipmeter Microlaterolog Contínua reproduzida a partir de De Chambrier. ............................. 4

Tabela 2: Ferramentas de obtenção de imagens de poço, seus princípios e fabricantes. ...... 8

Tabela 3: comparação entre diferentes ferramentas de imagens elétricas e sua cobertura de

poço. .................................................................................................................................... 17

Tabela 4: Segmentos estruturais definidos para o poço 8H obtidos através de perfis de

imagem (Fonte Antunes et al, 2oo3). ................................................................................... 35

Sumário 1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1

1.1 Apresentação ........................................................................................................................ 1

1.2 Objetivo .................................................................................................................................. 1

1.3 Metodologia ........................................................................................................................... 2

2. HISTÓRICO ................................................................................................................................. 2

x

3. PERFIS DE IMAGEM ................................................................................................................ 8

3.1 Perfis de Imagens Resistivas ............................................................................................ 9

3.2 Perfis de Imagens Acústicas ............................................................................................. 13

3.3 Ferramentas ........................................................................................................................ 16

3.3.1 SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool) ................................... 16

3.3.2 FMS (Formation Micro Scanner) ....................................................................... 17

3.3.3 FMI (Formation Micro Imager) ........................................................................... 17

3.3.4 OMI (Oil Mud Imager) ......................................................................................... 17

3.3.5 UBI (Ultrasonic Borehole Imager) ..................................................................... 18

4. APLICAÇÕES DOS PERFIS IMAGEM ................................................................................. 19

4.1 Análises de estruturas ....................................................................................................... 20

4.1.1 Determinação do azimute .................................................................................. 20

4.1.2 Distinção entre fraturas naturais e fraturas induzidas ................................... 22

4.1.3 Breakouts e fraturas induzidas .......................................................................... 27

4.1.3 Fraturas abertas e fechadas .............................................................................. 29

4.1.4 Caracterização de trends de falhas e fraturas ................................................ 31

4.1.5 Carbonatos fraturados ........................................................................................ 35

4.2 Características Deposicionais .......................................................................................... 40

4.2.1 Feições Deposicionais Siliciclásticas ............................................................... 40

4.2.2 Feições Deposicionais Carbonáticas ............................................................... 49

4.3 Perfis de Imagem na interpretação de fácies de ambientes deposicionais .............. 54

4.3.1 Perfis de Imagens na interpretação de fácies na Bacia de Ebro, na

Espanha ............................................................................................................................... 55

4.3.2 Perfis de Imagem na análise de sistemas de turbiditos de águas profundas,

na bacia de Krishna-Godavari, costa leste da Índia ..................................................... 64

4.4 Estimativas de porosidade ................................................................................................ 68

5. CONCLUSÕES ......................................................................................................................... 72

6. REFERÊNCIAS ......................................................................................................................... 73

1

1. INTRODUÇÃO

1.1 Apresentação

As Ferramentas de obtenção dos Perfis de Imagens Acústicas e Resistivas

foram desenvolvidas inicialmente para proporcionar estimativas mais precisas do

mergulho estrutural em poços. Elas são uma progressão natural das ferramentas

conhecidas como “dipmeter” (perfis de mergulho). O seu desenvolvimento permitiu a

interpretação de estruturas sedimentares e posteriormente características

estratigráficas e estruturais.

Os perfis de imagem veem cada vez mais sendo utilizadas na delimitação de

características de reservatórios, através da interpretação de heterogeneidades

produzidas por processos sedimentares, estruturais e/ou diagenéticos, pois

proporcionam dados de alta resolução que aumentam em muito a capacidade de

compreensão das características e atributos das rochas reservatório. É uma

alternativa muito mais barata do que por meio da amostragem de testemunhos,

embora estes ainda sejam a melhor forma de caracterizar os reservatórios. Ainda

assim, é possível extrapolar espacialmente para além da parede do poço

informações obtidas pelos perfis de imagens, através da correlação de poços.

1.2 Objetivo

Apresentar inicialmente as ferramentas utilizadas na obtenção de imagens

elétricas de poço, assim como sua evolução dentro da indústria do petróleo.

Definindo seus princípios básicos, aplicações e limitações. Posteriormente, as

principais aplicações práticas destes perfis, e dessa forma contribuir para uma

melhor caracterização de reservatório.

Na comunidade acadêmica, ampliar e difundir o conhecimento acerca dos

perfis de imagens seja resistivo ou acústico. Pois no contexto atual, com a crescente

demanda por hidrocarbonetos esses perfis representam cada vez mais, uma

importante ferramenta na prospecção de petróleo.

2

1.3 Metodologia

A presente monografia foi elaborada através de levantamento bibliográfico,

principalmente a artigos e a sites referentes ao tema proposto, de forma sistemática.

Inicialmente, foi abordado todo o histórico do desenvolvimento dos perfis de

imagens resistivas e acústicas. Posteriormente, as principais aplicações práticas

voltadas para a indústria do petróleo, como descrição e interpretação de perfis de

imagem acústica e resistiva voltados para rochas carbonáticas e siliciclásticas, que

constituem os principais reservatórios de hidrocarbonetos.

2. HISTÓRICO

As ferramentas dipmeter tradicionais podem ser consideradas como as

percussoras das ferramentas de imagem elétrica de poço, que nasceram destas em

meados da década de 80. Foi uma evolução lenta, que remonta a década de 30,

quando os irmãos Schlumberger inventaram o termo ‘Electric Coring ' para descrever

as medidas petrofísicas adquiridas por sondas elétricas em poços. A figura 1-a

mostra " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”, a primeira descrição de

uma ferramenta dipmeter, medindo a inclinação e o azimute de um poço (figura 1-b).

O marco histórico seguinte no desenvolvimento de ferramentas dipmeter ocorre no

início dos anos 1940, com o desenvolvimento de registos dipmeter compostos por

três medições SP equi - espaçados em torno do poço (Doll 1943 apud Prosser e

Bourke, 2014).

O dipmeter é descrito por Schlumberger et al. (1933) como "um pólo

para o envio de corrente para a terra, e eletrodos de medição . Estes

últimos permitem a medição de superfícies equipotenciais, induzida

pela passagem de corrente, a partir do qual pode-se deduzir a

direção do mergulho das camadas" ... As interseções da direção e

azimute das superfícies equipotenciais com o poço foram usados

para determinar o azimute do mergulho das formações, mas os

autores apontam que ... "Quanto ao valor absoluto do mergulho, é

dado pelos testemunhos recuperados no poço". [...] ( Prosser e

Bourke 2014).

3

Figura 1 (a): Ilustração de " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”. Figura

1 (b): Exemplo de novos dados dipmeter. Stick-plot mostra estilo de mergulhos

aparentes em um corte geológico transversal.

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

No inicio dos anos 1950, as ferramentas dipmeter estavam utilizando dados

adquiridos com três curvas de resistividade de muito maior resolução: Dipimeter

Microlog Contínuo, segundo De Chambrier (1953 apud Prosser e Bourke, 2014), e

posteriormente patins Microlaterolog (Bricaud e Poupon, 1959, Figura 2).

Figura 2: (Esquerda) Ilustração do dipmeter microlaterolog de 3-braços. (Direita) Um

dos primeiros microlaterolog dipmeter com três-braços.


4

Grande parte dos dados deste período foram ainda apresentados como

simples tabulações de profundidade, exemplos dos quais são mostrados na tabela 1.

Tabela 1: Exemplos de tabulações com novos dados. Tabulação detalhada dos

dados Dipmeter Microlaterolog Contínua.


No inicio do anos 60, o desenvolvimento do dipmeter de alta resolução HDT,

descrito por Allaud et al. (1960 apud Prosser e Bourke, 2014), através da fita

magnética de armazenamento de mídia (Moran et al. 1962), mudou a aquisição e

correlação de dados, baseado nas compensações das curvas de resistividade. Esta

ferramenta foi de muitas maneiras a precursora da base de dispositivos de imagem

de resistividade de poço, comuns hoje em dia, compreendendo quatro braços

carregando eletrodos com uma resolução de pequena escala. Como apenas três

pontos são necessários para calcular um mergulho em um poço, no braço extra um

velocímetro foi adicionado para ajudar a corrigir as variações de velocidade da

ferramenta.

O final dos anos 60, também testemunhou a primeira incursão a aquisição de

imagens do poço completa usando princípios de medição acústica, com um

“televiewer” acústico desenvolvido pela Mobil (Zemanek et al. 1968 apud Prosser e

Bourke, 2014). As unidades iniciais foram construídas e utilizadas pela Mobil (Fig. 3)

com ‘displays’ sendo vistos em monitores de TV. Imagens baseadas em ' Câmeras

5

de TV' foram utilizadas pela primeira vez durante o final dos anos 1950 pela Shell

(Briggs 1964 apud Prosser, et al 2014), e estas ferramentas desenvolvidas para as

câmeras down-hole de vídeo, comuns hoje em dia. Sistemas de câmera fotográfica

para perfuração já estavam sendo implantados antes deste tempo, como parte das

pesquisas photoclinometer. Dempsey e Hickey de Birdwell desenvolveram uma

câmera de alta resolução, de 16 mm no fundo de um poço em 1958.

Figura 3: Imagem de poço (direita) e BHTV (esquerda) mostrando fratura vertical

induzida, Zemanek et al. de 1969.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Os idealizadores das ferramentas tinham dificuldades em processar grande

volume de dados durante os anos de 60. Nos quarenta anos seguintes, o tratamento

desses dados evoluiu a partir de minicomputadores, o DEC PDP 11s no final dos

anos sessenta, e o Vax 11s no final dos anos setenta, eram comumente usados

para processamento dos dados das ferramentas dipmeter e nas primeiras imagens

de poço até meados de 1980, quando softwares de processamento e interpretação

começaram a serem implementados nas estações de trabalho Sun and Silicon

Graphics. Estes sistemas de estação de trabalho desenvolveram-se rapidamente

através dos anos 90 para soluções baseadas em software interativo que são

amplamente usados nos PCs de hoje.

6

Perfis de Imagem modernos podem adquirir centenas de dados de pontos por

nível, em incrementos verticais amostrados de 3 mm a um decímetro dependendo

do tipo de imagem e transporte. Não surpreendentemente, após o advento dos

computadores na década de 1960, 1970 e 1980 viu-se o desenvolvimento de muitos

dos algoritmos de cálculo automático de mergulho que ainda estão em uso hoje.

O desenvolvimento do dipmeter após a duplicação da capacidade do eletrodo

do dispositivo gerou o primeiro dipmeter de alta resolução (SHDT) em 1983.

Acompanhando o desenvolvimento dipmeter de alta resolução, o desenvolvimento

do acelerômetro triaxial de estado sólido e cartucho magnetômetro formaram o

projeto para dispositivos de imagem moderna. Em 1986, a primeira ferramenta

moderna de imagem resistiva, Formation Micro-Scanner (FMS), foi desenvolvida

pela Schlumberger.

Figura 4: Exemplo de um perfil FMS de 2-patins. Duas passagens separadas de

dados são recobertos no perfil, a ferramenta foi rotacionada em 90 graus,

aumentando ligeiramente a cobertura.


Posteriormente, Schlumberger desenvolveu a ferramenta FMS com 16

eletrodos em todos os quatro patins, e depois acrescentou a capacidade do eletrodo

para 24 botões por bloco. A adição de quatro flaps adicionais, que também

carregavam eletrodos, resultou no desenvolvimento da ferramenta FMI.

7

O desenvolvimento de imagens de alta resolução na década de 80 resultou

no primeiro dispositivo de imagem acústica (CBIL), pela Western Atlas (Faraguna et

al. 1989). Essas ferramentas utilizam um transdutor de rotação para acionar um

pulso acústico na parede do poço, com o tempo de amplitude e de trânsito do sinal

retornando, sendo utilizado para a construção de imagens de alta resolução

circunferêncial. Exemplos de alta resolução de resistividade e imagens acústicas são

ilustrados na Figura 5.

Figura 5: Exemplos de modernas ferramentas de alta resolução de imagem. (a)

Imagem Resistiva do FMI (Schlumberger). (b) Imagem Resistiva STAR (Baker Atlas).

(c). Imagem Acústica CBIL (Baker Atlas).


Inicialmente, os perfis dipmeter e posteriormente os perfis de imagem eram

corridos somente com fluidos de perfuração a base de água. Na década de 1980

dipmeters passaram a ser corridos também em lama a base de óleo. No entanto,

somente a partir da última década que as primeiras ferramentas de imagem para

poços perfurados com fluido a base de óleo começaram a aparecer no mercado,

com o desenvolvimento do dispositivo OBMI da Schlumbergers (Cheung et al. 2001).

Desde então, rapidamente outros dispositivos de outras empresas foram sendo

desenvolvidos.

8

Figura 6: Linha do tempo esquemática para o desenvolvimento e interpretação de

imagem de poço.


3. PERFIS DE IMAGEM

A crescente demanda por hidrocarbonetos faz necessário o desenvolvimento

e domínio de técnicas que ajudem na delineação de características de reservatórios

(Taha, M., 2011) através de ferramentas cada vez mais refinadas. Os perfis de

imagem, representam esses tipos de ferramentas, sendo possível obter dados

estruturais, sedimentares e estratigráficos.

As análises detalhadas das estruturas existentes nos reservatórios

petrolíferos (falhas, fraturas, estratificações, etc.) visando aumentar a produção

através de diferentes técnicas, entre elas a interpretação dos perfis de imagem, é de

suma importância nesse contexto, uma vez que a porosidade e a permeabilidade

são usualmente influenciadas por estruturas em diferentes escalas (Harvey, N.,

2010), seja em rochas carbonáticas ou em rochas siliciclásticas. Sendo de vital

interesse da indústria, uma vez que no Brasil, muitos campos petrolíferos já estão

maduros, como é o caso da Bacia do Recôncavo, ou são bastante complexos e

heterogêneos como os reservatórios do pré-sal.

Os perfis de imagens são representações da imagem do poço obtidas por

ferramentas de perfilagem que promovem uma varredura na sua parede. A

resolução e a cobertura ira depender da ferramenta e do método utilizado, ja que

existe uma variedade de ferramentas de distintas empresas de perfilagem.

Imagens de alta resolução de poço podem ser usadas para identificar uma

variedade de atributos geológicos, tais como mergulhos estruturais, falhas e fraturas.

9

Estas imagens também podem fornecer informações sobre a condição do stress, e

mecânica das rochas ao redor do poço e auxiliar na determinação da porosidade.

3.1 Perfis de Imagens Resistivas

As ferramentas de imagens resistivas resultaram da evolução das

ferramentas de mergulho, por isso, fornece todas as informações do dipmeter.

Realizando o mapeamento da resistividade da parede do poço através de um

expressivo numero de eletrodos (podem chegar a 192), distribuídos em 4 ou 6 patins

(Fig.7), com uma resolução de 0,2 polegadas.

As medições de intensidade de corrente, que refletem as variações de micro-

resistividade, são convertidas em imagens, com cores de intensidade variável. O

preto indica a menor micro-resistividade e o branco indica a maior micro-

resistividade. Outros valores de micro-resistividade são apresentados, usando várias

codificações de cores, permitindo a visualização de feições geológicas na parede do

poço.

As variações de microresistividade podem ser causadas por

heterogeneidades litológicas, composicionais, texturais e estruturais. A natureza do

fluido na zona lavada e as condições mecânicas também influenciam na leitura.

A aquisição é efetuada através de uma amostragem temporal fixa, na qual os

sinais obtidos são então deslocados verticalmente para obter-se uma sincronização

vertical das profundidades. A razão de amostragem é de 120 amostras por pé, no

poço.

Para garantir que o valor do deslocamento seja o correto (visto que a

elasticidade do cabo e as forças de fricção atuando nos patins aliado ao peso da

ferramenta tornam a velocidade de perfilagem inconstante e intermitente), é preciso

calcular a velocidade instantânea da ferramenta utilizando-se um acelerômetro de 3

eixos incorporado à ferramenta. Um magnetômetro e um inclinômetro são também

partes integrantes, sendo responsáveis pela correta medida das direções e das

inclinações de camadas, fraturas, etc.

10

Figura 7: Esquema da ferramenta de perfis de imagem resistiva mostrando detalhe

do patim com a distribuição dos eletrodos.

Fonte: Universidade Petrobras, 2013.

Inicialmente os perfis de imagem resistiva eram corridos apenas com fluidos

de perfuração a base de água, porém esta limitação foi superada por uma nova

geração de ferramentas (Fig. 8), que correm com fluidos a base de óleo. Graças as

adaptações das ferramentas de segunda geração, substituindo botões que mediam

a micro-resistividade por lâminas em miniatura “scratcher springloaded”, que fazem

contato elétrico com a formação cortando as camadas não condutivas (reboco) na

parede do poço.

Essa tecnologia gera informações precisas e minimiza problemas comumente

associados com irregularidades na geometria do poço como desmoronamentos e

formação de reboco, por exemplo.

Figura 8: Articulador de seis braços. Ferramenta EARTH Imager.

Fonte: Pavlivic, M. et al, 2002.

11

Um conjunto de patins submetido a um potencial relativo constante (V) em

relação a um eletrodo de retorno (eletrodo superior) colocado mais acima no poço,

com número variável de botões que medem as variações locais de resistividade (R)

em frente aos botões através da medição da distribuição da intensidade de corrente

(I) medida nos botões (Fig.9).

As Imagens são apresentadas em faixas paralelas cobrindo o perímetro do

poço, representado em 2D na figura seguinte (Fig. 10), sendo que a cobertura lateral

varia com o diâmetro do poço.

Figura 9: Elementos básicos de uma ferramenta de perfilagem de Imagem Elétrica

de Poço.

Fonte: Doherty, L. 2008

.

Eletrodo superior

Corrente

Eletrodos inferiores

Isolador

12

Figura 10: Exemplo de perfil de imagem resistiva, da EARTH Imager.

Fonte: Pavlivic, M. et al, 2002.

O processamento das imagens é feito em estações de trabalho

(Workstations). A sequência para gerar as imagens dos perfis de Imagem é: Data

(dado bruto de campo), Load, Boreid (correção de profundidade entre os patins),

Borscale (ajuste a uma curva de resistividade), Bornor (geração da imagem estática

e dinâmica), Bordip (qualidade dos dados de mergulho), Borview (demais

tratamentos) e Data Save.

As Imagens Estáticas são utilizadas para observar toda a imagem do intervalo

perfilado através de 128 cores que serão distribuídas em histogramas por valores de

resistividade. Serve para verificar grandes contrastes, presença de fluidos e uma

ideia da transmissibilidade da rocha. Já as Imagens Dinâmicas, que também utilizam

as 128 cores em uma janela de tratamento de 20 cm do intervalo perfilado,

ressaltando dessa forma a distribuição das cores (Fig. 11).

13

Figura 11: Da direita para esquerda: comparação entre imagem adquirida, imagem

estática e imagem dinâmica.


3.2 Perfis de Imagens Acústicas

Os perfis de Imagens Acústicas são uma alternativa aos perfis de imagens

resistivas por independer do fluido de perfuração, sendo corrida em fluidos de

perfuração a base de óleo. Fornece imagem de toda a circunferência do poço, com

um espectro de cores padrão de 256 tonalidades.

Estas ferramentas utilizam um pulso acústico para obter a imagem da forma

da parede do poço. Na geração das imagens, as ferramentas operam com a rotação

de transdutores ultra-sônico, para produzir o tempo de trânsito (TT) e a amplitude

(AMP) do sinal. Esse transdutor giratório emite e recebe os pulsos ultra-sônicos

refletidos na parede do poço, gerando dois distintos perfis de imagem.

A sonda inclui um subconjunto transdutor de rotação, que está disponível em

diferentes tamanhos para para atender a todos os diametros de pocos perfurados. O

sentido de rotação do subconjunto controla a orientação do transdutor, para a

esquerda para o modo de medição padrão (transdutor de frente para a parede da

perfuração) e no sentido horário para ligar o transdutor 180 ° no seu subconjunto

14

(transdutor de frente uma placa de reflexão no interior da ferramenta) para medir

propriedades do fluido (fig. 12).

Figura 12: Esquema mostrando o transdutor e o eixo de rotação em relação a

parede do poço, e o centralizador na ferramenta UBI.

Fonte: Doherty, L., 2008.

O transdutor funciona no modo pulso-eco. Como transmissor ele emite o

pulso ultrassônico que viaja pelo fluido de perfuração até atingir a parede do poço,

onde parte da energia é refletida de volta, retorna pelo fluido e é registrada pelo

transdutor. Pulsos múltiplos são disparados em posições azimutais igualmente

espaçadas ao longo da parede do poço (Fig.13). A razão de amostragem é de 60

amostras por pé.

15

Figura 13: Esquema mostrando o transdutor rotacionando 360° e emitindo pulsos na

parede do poço.

Fonte: Adaptado de Pavlovic & Castillo, 2004; Baker Hughes.

Figura 14: Esquema comparando as formas que os métodos acústico e resistivo operam

dentro do poço.

Fonte: TETZLAFF, 2000.

Os dados da ferramenta UBI, por exemplo, são processados tanto nos

softwares de unidades de superfície Maxis, como nos Data Services Centers,

corrigindo as variações no registro do tempo de transito e amplitude, aplicando

assim a filtragem dos ruídos. Os tempos de trânsito são convertidos em informação

do raio do poço utilizando a velocidade do sinal ultrasonico no fluido, medido pelo

instrumento.

Impedância

acústica do fluido

de perfuração =ρ1.V1

Impedância

acúsitca da

formação=

ρ2.V2

16

As imagens são orientadas pela combinação da inclinometria com dados

GPIT (“General Purpose Inclinometry Tool”), em seguida, reforçada pela

normalização dinâmica e exibida como uma imagem para a interpretação visual.

Dados de imagem de amplitude e raio podem ser carregados em uma estação de

trabalho para análise e interpretação geológica (Doherty, 2008).

Atualmente, imagens obtidas por princípios ópticos, elétricos, acústicos e

nucleares podem ser fornecidas por praticamente todos os fabricantes. Apesar da

longa historia dos registros dipmeter e das imagens de poço, os maiores avanços

ocorreram nos ultimos vinte anos (fig. 6), porém, tendo acrescentado pouco nas

técnicas de interpretação, que foram desenvolvidas antes da década de 90.

Tabela 2: Ferramentas de obtenção de imagens de poço, seus princípios e fabricantes.

AST Acoustic Scanning Tool Acoustic Reeves

CAST Circumferential Acoustic Scanning Tool Acoustic Haliburton

CBIL Ferramenta de imagem circunferencial de Poços

Acoustic Baker Hughes

Earth Imager terra Imager Resistivity Baker Hughes

EMI Microimager elétrica Resistivity Haliburton

FMI Microimager formação Resistivity Schlumberger

FMS Formação MicroScanner Resistivity Schlumberger

HDT Ferramenta Dipmeter Alta Resolução Dipmeter Schlumberger

HexDip Dipmeter hexagonal Dipmeter Baker Hughes

MBD Multi-Button Dipmeter Dipmeter Reeves

OBDT Oil Based Mud Dimeter Tool Dipmeter Schlumberger

OBMI Oil Based Mud Imager Resistivity Schlumberger

RAB Resistivity At Bit Tool Resistivity Schlumberger

SED Six-Arm Dipmeter Dipmeter Haliburton

SHDT Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool Dipmeter Schlumberger

STAR Simultaneous Acoustic and Resistivity Combined Baker Hughes

UBI Ultrasonic Borehole Imager Acoustic Schlumberger

Fonte: http://www.taskgeoscience.co.uk/imageTools.asp

3.3 Ferramentas

3.3.1 SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool)

Primeiro dipmeter de alta resolução, de 1983 (Schlumberger), com 4 braços,

dois dos quais compostos por patins transportando 27 eletrodos cada, e dois

17

eletrodos dipmeter SHDT. A principal característica desta ferramenta é o desenho da

pastilha, composto por dois botões adjacentes. Isso permite automaticamente os

mais complexos cálculos de mergulho em algumas simples imagens.

3.3.2 FMS (Formation Micro Scanner)

O FMS mede a resistividade dos minerais na parede do poço. Esses perfis

podem ser usados para interpretar o estado de tensão em profundidade e investigar

quais as fraturas estão transmitindo fluidos no reservatório.

3.3.3 FMI (Formation Micro Imager)

Perfis de Imagens Elétricas de alta resolução como o FMI (5 mm de resolução

vertical) podem identificar fraturas e outras características, dependendo do contraste

de resistividade da rocha.

Imagens elétricas de alta resolução são obtidas através da ferramenta FMI,

pela varredura da parede do poço, através do arranjo de pequenos eletrodos (192)

pressionados contra a superfície do poço. Estes botões examinam pequenos

incrementos verticais sucessivos da formação (cada 0,1 pol). As imagens possuem

uma cobertura de poço de 80% num diâmetro de 8,5 pol.

Tabela 3: Comparação entre diferentes ferramentas de imagens elétricas e sua

cobertura da parte interna do poço.

Ferramenta Cobertura de poço Diâmetro FMI (Formation MicroImager) 80% 8,5 pol.

FMS (Formation MicroScanner) 40% 8,5 pol.

SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool)

3% 8,5 pol.

Fonte: dados de TAHA, M. 2011.

3.3.4 OMI (Oil Mud Imager)

A ferramenta OMI é um avanço nos perfis de imagens resistivos, pois com ele

é possível obter perfis resistivos em poços perfurados com fluidos de perfuração a

base de óleo. Essa ferramenta possui seis braços que articulam de forma

independente o caliper em dois planos para manter os patins contra a parede do

18

poço. Cada um dos patins contém 10 faces de eletrodos em lâminas projetadas

para cortar o reboco e manter contato com a formação (Fig. 15). As medições em

alta velocidade permitem que cada patins obtenha medições precisas da

resistividade da formação, oferecendo qualidade próxima na resolução dos Perfis de

Imagem obtidos em lama à base de água.

O pacote de navegação integrado, posicionado próximo aos “patins”, permite

que precisas medidas sejam obtidas, através das imagens, para uma análise

estrutural e sedimentar.

Essa ferramenta permite a visualização de estruturas, identificando a

orientação de falhas e fraturas, determinando mergulhos estruturais, estratificações

cruzadas e relações de finas camadas de areia. Também permite análises precisas

de fácies e inferir estimativas de porosidade e permeabilidade secundaria.

Figura 15: Esquema da ferramenta OMI da Weatherford.

Fonte: Weatherford, 2010.

3.3.5 UBI (Ultrasonic Borehole Imager)

A ferramenta UBI (Fig 16) foi desenvolvida a partir do gerador de imagens

ultra sónico (USI). Sendo adequado para utilização em poço aberto. A ferramenta

UBI tem um transdutor rotativo que emite pulsos ultra-sônicos e recebe retornando

ecos da parede da perfuração. Tempo de trânsito nos dois sentidos e amplitude do

eco pode ser obtido e, com uma alta taxa de amostragem, as imagens do poço

podem ser processadas usando o tempo de transito ou amplitude.

Seção eletrônica

superior

Pacote

eletrônico

inferior

Pacote

integrado de

navegação

Braços do caliper

articulados

independente

Pastilhas

OMI

19

4. APLICAÇÕES DOS PERFIS IMAGEM

Os Perfis de Imagem têm desempenhado um papel fundamental na

modelagem e desenvolvimento de reservatórios em vários lugares do mundo. A

análise detalhada das estruturas tectônicas, estratigráficas e diagenéticas, visando

aumentar a produção através de diferentes técnicas, possui uma grande importância

econômica, uma vez que a porosidade e a permeabilidade dos reservatórios são

usualmente influenciadas por estruturas em diferentes escalas. São utilizados para

isso propriedades físicas como resistividade elétrica e impedância acústica para

gerar imagens da parede do poço.

Os perfis de imagem resistivas possuem maior resolução vertical do que os

perfis de imagem acústicas, devido ao maior numero de amostragens por pé, o que

facilita na identificação de finas camadas. Em compensação os perfis de imagem

acústicos possuem um recobrimento total do poço, porem, são muito afetados pelas

condições de poço, como o peso da lama (concentração de sólidos).

As aplicações dos perfis de imagem resistivas são principalmente a definição

de acamamento, distinção entre fraturas abertas e fechadas, naturais e induzidas,

falhas, dobras e discordâncias angulares, geometria do poço, reconhecimento de

camadas finas e de truncamentos erosivos, determinação de paleocorrentes através

de estruturas de escorregamento e estratificações cruzadas, reconhecimento de

feições sedimentares diagenéticas e secundárias, ligadas principalmente a

dissolução e cimentação, tais como vugs, estilolitos, moldes, concreções e

superfícies de hard-ground. Outras feições ligadas á bioturbação e escape de fluidos

tambem podem ser reconhecidas.

Os perfis de imagens acústicos são usados na identificão de fraturas abertas

e distinção entre fraturas naturais e induzidas. São ainda bastante utilizados na

determinação da geometria do poço, alem de permiti a análise dos regimes de

tensões (stress) atuantes na perfuração. Identifica breakouts, “chavetas”,

desmoronamentos (washouts) e deslizamentos (shear slides). Importante na

previsão de estabilidade da perfuração em formações não consolidadas. A medição

do tempo de trnsito e da amplitude de uma onda na formação fornecem precisas

informações sobre o Caliper e de formação de reboco.

Fig. .....

20

A principal área de sobreposição entre estas ferramentas ocorre em fraturas e

análise de camadas finas. As técnicas para detectar fraturas ou limites de camadas

são diferentes e as imagens produzidas por cada uma das ferramentas podem ou

não serem similares. O intérprete deve saber quando e por que as imagens serão

semelhantes e as razões para quaisquer discrepâncias quando eles ocorrerem

(Akbar, M., et al, 1993).

4.1 Análises de estruturas

4.1.1 Determinação do azimute

As características sedimentares e estruturais intersectadas pelo poço, que

não sejam verticais ou horizontais, são expressas por uma elipse na parede desse

poço. Cada uma destas elipses reflete a magnitude do mergulho e azimute de certa

característica sedimentar ou evento estrutural (Figuras 16 e 17).

Figura 16: Exemplo de determinação do azimute.

Fonte: Schlumberger, 1999.

Ao apresentar as imagens do poço, na estação de trabalho, numa vista plana

(duas dimensões), as elipses transformam-se em ondas senoidais (Fig.17). Os

mergulhos interativos selecionados possuem a maior precisão possível, já que são

manualmente selecionadas das imagens, e podem ser verificadas e categorizadas

por tipo de acamamento e/ ou por feição com cores diferentes. A figura 18 mostra

21

como se apresentam as ondas senoidais em relação a magnitude do mergulho das

estruturas.

Figura 17: Feições planares elípticas dentro de um cilindro gerando num plano

ondas senoidal, determinando assim direção e mergulho.

Fonte: Taha, M. 2011.

Figura 18: Exemplo de determinação do azimute.


22

Os mergulhos estruturais, embora mais precisos nos perfis dipmeter e de

imagem resistivo, também podem ser estudados através dos perfis de imagem

acústicos. No entanto, os resultados são menos confiável em virtude de sua menor

resolução vertical.

As diferentes estruturas são representadas seguindo padrões de cores

específicos para cada uma. Exemplos: em verde (fig. 19) acamamentos, em azul

fratura. O símbolo representado por um traço e uma bola (preenchida pela cor da

estrutura que representa) são as formas de representar o azimute. O traço quando

esta acima da bola indica o norte, abaixo o sul, a esquerda o leste e a direita o

oeste. E a bola indica a magnitude do mergulho.

Figura 19: Legenda dos ted poles.


4.1.2 Distinção entre fraturas naturais e fraturas induzidas

Durante a perfuração, fraturas são produzidas devido ao stress gerado pela

combinação de diferentes campos de tensão, principalmente ao redor do poço com

a pressão da lama e efeitos térmicos. Podem estar associados a sistemas de

fraturas pré-existentes (fraturas naturais). Dependendo de sua aparência, as fraturas

23

naturais podem ser distinguidas das induzidas durante a perfuração (Figuras. 20 e

21), e qualificadas como características produtivas. O stress induzido por fraturas é

geralmente classificado pelo modo de origem, de cisalhamento e modos de tração

das falhas, breakout, etc. Fraturas naturais são admitidas como geradas por

tensões tectônicas. São mais comuns em rochas carbonáticas do que em arenitos e

tipicamente ocorrem em direções específicas que são ditadas pelas tensões

tectônicas regionais.

Figura 20: Esquema mostrando a as condições como se formam e se apresentam as

fraturas naturais e as induzidas na parede do poço.

Fonte: Doherty, L. 2008.

Figura 21: Representações de como as fraturas se apresentam na parede do poço.


24

Sistemas de fraturas ocorrem na maioria, senão em todos os reservatórios,

por isso, a sua grande importância na identificação através dos perfis de imagens. A

figura.22 mostra uma comparação entre um perfil de imagem acústico (esquerda),

com um perfil de imagem resistiva (direita). Notar maior resolução vertical da

imagem resistiva, onde observa-se mais feições na imagem, mesmo não possuindo

recobrimento total da parede do poço como a imagem acústica.

Figura 22: Fraturas vistas no perfil de imagem acústica e no perfil de imagem

resistiva.


Feições planares como fraturas naturais aparecem com um padrão senoidal

nas Imagens de Poço (Fig. 23). Na vertical, fraturas induzidas na perfuração não têm

um padrão senoidal (Figuras 24 e 25), mas podem ser distinguidas por sua

tendência vertical (axial) ao longo do furo (intervalo de 180 º), e no caso de poços

verticais, elas geralmente apresentam in-situ uma tendência regional na direção de

tensão máxima horizontal.

25

Figura 23: A: padrão de fratura natural (imagem resistiva). B: padrão de fratura

natural (imagem acústica). C: padrão de fratura induzida (na vertical) durante a

perfuração (imagem resistiva).

Fonte: Al-KATHIB, H., et al, 2009.

Na maioria dos casos, durante a perfuração, são desenvolvidas fraturas

induzidas na parede do poço e não se estendem para dentro da formação, enquanto

fraturas naturais vão além da parede do poço como parte do sistema de fraturas do

reservatório. Microfraturas podem existir na formação, mas são geralmente menores

do que a resolução das ferramentas de imagem poço. Diferentes tipos de fraturas

podem ser identificados por suas aparências nas imagens adquiridas: abertas,

parcialmente abertas, fechadas, fraturas naturais limitadas pela litologia e fraturas

induzidas por stress (Al-Khatib,H. et al, 2009).

Exemplos de perfis de imagens resistivas mostrando padrão de fraturas

induzidas na vertical (Fig. 24) e fraturas induzidas em echelon (Fig. 25).

26

Figura 24: Fratura induzida na vertical.


Figura 25: Perfil de Imagem resistiva mostrando conjunto de fraturas induzidas em echelon.


Fraturas induzidas em

echelon

27

4.1.3 Breakouts e fraturas induzidas

O aumento do stress pode ser suficiente para provocar fraturas induzidas,

(notar a verticalidade das fraturas) e fragmentos de rocha podem causa

desmoronamentos desiguais em lados opostos do poço (Fig. 26). Estas ampliações

ovais são conhecidos como Breakouts. Exemplos de Breakouts e fraturas induzidas

são mostrados nas figura 27 (Imagem Resistiva) e 28 (Imagem Acústica).

Figura 26: Perfil acústico mostrando breakouts na parede de um poço.

Fonte: Schlumberger, 2002.

Figura 27: Em (a) e (b) Fratura induzida (DIF); em (c) fratura induzida e breakout.


Breakout

Breakout

Fratura induzida

28

Figura 28: Perfil de imagem acústico mostrando em (a) fratura natural e breakout, e

em (b) fraturas naturais.


Os breakouts geram ampliações ovais que podem ser identificadas pelos

perfis de caliper e pelos perfis de imagem (Fig. 29), evidenciando condições

atuantes no ambiente de perfilagem. Na figura 30, perfil de imagem acústico com

uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um reservatório do Cretáceo,

no Oriente Médio.

Figura 29: Breakouts em perfis de imagem resistivos. Observar ampliação oval na

representação da forma do poço.


29

Figura 30: O perfil UBI mostra uma combinação de breakouts e fraturas naturais em

um reservatório do Cretáceo no Oriente Médio.

Fonte: Akbar, M., et al, 1993.

4.1.3 Fraturas abertas e fechadas

Muitas vezes a comparação da imagem entre diferentes perfis podem

demostrar diferentes atributos de fraturas, permitindo a discriminação entre fraturas

abertas e fechadas, profundas e rasas e fraturas naturais e induzidas. Exemplo

prático com os perfis FMI, ARI e UBI (Fig. 31), corridos em fluidos de perfuração à

base de água apresentando diferentes atributos de fraturas.

30

Figura 31: Comparação entre os perfis FMI, ARI e UBI.

Fonte: Akbar, M., et al, 1993.

Na figura 32, perfil de imagem resistiva OBMI, mostrando nas imagens

resistivas estática e dinâmica, fratura aberta exposta cheia de lama resistiva (linha

azul na imagem dinâmica).

31

Figura 32: Perfil de imagem resistiva estático (esquerda) e dinâmico (direita),

mostrando uma fratura aberta.


4.1.4 Caracterização de trends de falhas e fraturas

Imagens Elétricas de poço podem fornecer dados essenciais para a

compreensão de reservatórios. Estes dados incluem a detecção de fraturas (Fig.

33), a sua frequência, a orientação, morfologia, origem e atributos. Os resultados

podem ser utilizados para compreender os processos de fraturamentos e dessa

forma prever as localizações e orientações que novos poços deverão seguir para

uma melhor produção.

Acamamentos podem truncar planos de falha, podendo ocorrer justaposição

de fácies, muitas vezes acompanhado de falhas de arrasto, com fraturamento ou

brechação próximos. Os planos de falha tendem a possuir alto ângulo (Fig. 34).

32

Figura 33: Falha normal, direção NW mergulhando para W.


Figura 34 (a): Exemplo de uma falha cimentada com calcita vista tanto no testemunho

quanto em um perfil de imagem resistivo. Figura 34 (b): Plano de falha vista em perfil de

imagem resistivo, observar mergulho elevado.


A B

33

A compreensão dos mecanismos de produção de fraturas é um fator crucial

na modelagem e desenvolvimento de reservatórios clásticos e carbonáticos, onde a

abordagem tradicional de registro utilizando perfis de imagens de poço nem sempre

é conclusiva. Mesmo assim, a maioria das características, como fraturas e falhas,

podem ser identificadas em perfis de imagens com razoável confiança (Al-Khatib,H.

et al, 2009). Conhecendo a geometria do plano de falha (Fig. 35), onde se cruza o

poço permitindo projetar a falha fora do poço e prever o seu efeito em outros locais.

Para tal, se faz necessário, muitas vezes, a integração de dados obtidos por

outros métodos, como os de perfilagem convencionais e não-convencionais, e

principalmente testemunhos para modelagem e desenvolvimento de reservatórios.

Na figura 36, famílias de falhas em perfil e seus correspondentes nos perfis de

imagem.

Figura 35: Bloco diagrama mostrando como se forma uma falha normal (a

esquerda), no meio falha normal em afloramento, e a direita falha normal vista em

perfil de imagem resistiva.


34

Figura 36: Familias de falhas: Os quatro principais tipos de falhas (linha superior)

podem ser diferenciados: Lístrica e rollover, normal, reversa e falhas de empurrão.

Abaixo correspondentes em imagens de poço (linha inferior).

Fonte: Akbar, M. et al,1993.

Na figura seguinte (Fig. 37), arranjo padrão de Perfis de Imagem. Da

esquerda para a direita: Perfil de Imagem dinamicamente normalizado com ondas

senoidais traçadas manualmente (linhas vermelhas) com áreas da parede do poço

não abrangidos pela ferramenta. A profundidade em metros, ao centro.

Posteriormente, representação dos ângulos de mergulho (pontos) e direção dip

(traços). As cores nas imagens representam a variação da resistividade da

formação. As cores variam entre o branco e o amarelo (arenito resistivo) ao marrom

e preto (folhelho condutor).

Figura 37: Perfil FMI normalizado, perfil dipmeter e perfil FMI mostrando variação de

cores e sua relação condutividade resistividade.

Fonte: Adaptado de M. E. Donselaar and J. M. Schmidt, 2005

35

Em artigo publicado por Antunes, et al (2003), foi empregada uma técnica de

análise detalhada de perfis de imagem, visando a caracterização da distribuição da

densidade, espaçamento e orientação do padrão de fraturamento ao longo de um

poço horizontal em reservatório petrolífero fraturado, localizado no Campo de Xaréu,

na Bacia do Ceará. Na tabela 4 são mostrados para cada intervalo de segmento do

poço 8H, no Campo de Xéreu: profundidade medida (PM) e verticalizada (PVR) em

metros; os intervalos de azimute; números de dados de So (acamamentos), fraturas

e de densidade média de fraturas por metro quadrado ρr.

Tabela 4: Segmentos estruturais definidos para o poço 8H obtidos através de perfis de

imagem. (Fonte: Antunes, et al (2003)).

Densidade de fraturas é definida como o número de fraturas por unidade de

comprimento, dentro de um intervalo de uma altura definida. Este valor deve ser

corrigido para a orientação de polarização criada pelas mudanças no ângulo de um

dos planos de fratura e do eixo de perfuração. Aumento anômalo de fraturas de

origem tectônica (fraturas naturais) em reservatórios podem estar associados a uma

falha. Outras variações na densidade de fratura têm sido atribuídas a mudanças na

litologia, porosidade ou argilosidade.

4.1.5 Carbonatos fraturados

Em carbonatos densamente fraturados, imagens de poço são ideais para

detectar e caracterizar fraturas. Estes dados incluem a detecção de fraturas,

determinando sua frequência, orientação, morfologia, origem e atributos. Estes

36

resultados podem ser utilizados para compreensão dos processos de fraturamento

no campo ajudando a prever os locais ideais e orientações para novos poços

(Acuna, et al 1997).

A interpretação de carbonatos fraturados em dois poços do Campo West

Mara, Acuna et al, através de Imagens elétricas do poço foram obtidas por uma

ferramenta FMI, contendo uma ampla amostragem dos tipos de fraturas e suas

características (Fig. 38). As imagens FMI foram analisadas em uma estação de

trabalho usando software Image Examiner GeoFrame. Diferentes características dos

processos de fratura no campo são deduzidas a partir desses resultados.

Figura 38: Mapa mostrando a localização dos poços, as estruturas e falhas no

campo West Mara, Venezuela.

Fonte: Acuna, et al. 1997.

As fraturas expostas invadidas pela lama foram identificadas pela cor preta.

Fraturas cimentadas puderam ter seus mergulhos medidos pela sua cor branca,

devido aos minerais de preenchimento serem geralmente mais resistente do que a

matriz circundante.

A morfologia dos planos de fratura pode ser definida pelas imagens de poço..

Quatro tipos de morfologia foram reconhecidos (Fig. 39): 1) fraturas abertas, 2)

fraturas deformadas, 3) fraturas cimentadas, e 4) fraturas vuggy. Fraturas

37

deformados podem se formar durante o processo de fraturamento ou um pouco

depois. O movimento ao longo de planos de fratura pode aumentar ou diminuir as

propriedades de fratura, dependendo da maleabilidade das rochas. Fraturas vuggy

se desenvolvem pela circulação de fluidos subterrâneos causando dissolução nas

fratura. Eles são normalmente associados com inconformidades e topografias

cársticas em carbonatos.

Figura 39: Morfologia dos planos de fraturas.


A figura 40 (a) mostra os efeitos de dissolução ao longo da parte superior de

carbonatos do Cretáceo. Fraturas expostas apresentando elevados ângulos de

mergulho, em A. Na figura 40 (b), estilólitos com tenshion gashes foram

desenvolvidos.

Fratura aberta

Fratura Parcialmente preenchida por minerais Fratura Preenchida por minerais Fratura vuggy

38

Figura 40 (a): Fraturas reforçadas por efeito de dissolução A (linha azul). Figura 40

(b): Estilolitos e tenshion gashes em A.


Na Figura 41 (a) a seção superior é bastante estratificada e apresenta uma

magnitude de mergulho de 10 ° para a SSE. Rochas carbonáticas são altamente

fossilíferas, e desenvolvem ‘vuggy’ e porosidade móldica por processos de

dissolução, que têm reforçada a qualidade de reservatório por abrir a comunicação

entre várias zonas porosas. Porosidade secundária criada por dolomitização

também aumentou a qualidade reservatório neste poço (Fig. 41 b). Um pequena

falha é vista em 6075 pés (Fig. 41 c).

Fraturas

Estilolitos

e tenshion

gashes

a

b

39

Figura 41 (a): Sequência laminada mergulhando para SE. Figura 41 (b):

Dolomitização. Figura 41 (c): Fratura Induzida em A e uma pequena falha em B.


As imagens abaixo ilustram diferentes tipos de fraturas. Fraturas cimentadas

e fraturas abertas foram reconhecidas em toda a seção do reservatório. As fraturas

foram reforçadas por dissolução e efeitos de perfuração ao longo várias zonas (Fig.

42 a). Estilolitos foram observados em vários zonas (Fig. 42 b).

Figura 42 (a): As fraturas abertas (A) e fraturas reforçadas por dissolução (B). Figura

42 (b): Formação de estilolitos.


a b c

a b

40

4.2 Características Deposicionais

4.2.1 Feições Deposicionais Siliciclásticas

Vários exemplos de imagens em perfis têm sido atribuídos a feições

deposicionais, mesmo que para isso seja necessário uma calibragem dos perfis com

testemunhos ou afloramentos. Alguns exemplos de perfis de imagem são

apresentados a seguir.

Estruturas sedimentares de origem biológica, características de ambientes

específicos perturbam a estrutura sedimentar primária, como a estratificação. Essas

estruturas podem ser identificadas através dos perfis de imagens (Figuras 43 e 44),

observar a textura da imagem muito caótica contendo cores claras e escuras sem

nenhum padrão. Na sequência, afloramento onde se pode observar a ação de raízes

sobre arenito estratificado (Fig. 45). Logo em seguida, perfil de imagem resistiva

mostrando efeito de marcas de raízes (Fig. 46).

Figura 43: Imagem dinâmica e imagem estática mostrando efeitos da bioturbação.


Imagem Dinâmica Imagem estática

41

Figura 44: Perfil de Imagem mostrando padrão difuso de cores no sedimento, com

uma tendência verticalizada (Bioturbação).


Figura 45: Afloramento mostrando como se formam as marcas de raízes.

Fonte: Mendes et al, 2012.

Bioturbação

42

Figura 46: Estruturas causadas por raízes.


Brecha é uma rocha formada por fragmentos centi a decimétricos, angulosos,

unidos através de um cimento natural. As brechas podem ter varias origens,

sedimentares ou estruturais. Conforme pode ser observado no exemplo a seguir

(Fig. 47). Ao lado, foto de uma foto de uma amostra de mão de brecha sedimentar.

Figura 47: Indicação dos locais com brecha.


Concreções são concentrações nodularers, através de acreção concêntrica,

de certos componentes minerais autigênicos em rochas sedimentares e tufos

vulcânicos, desenvolvida em torno de um núcleo. É mais dura que a rocha

43

hospedeira apresentando composições variáveis: calcária, sederítica, silicosa,

ferruginosa, etc. a figura 48 mostra um perfil de Imagem mostrando concreção

calcária em arenito, correlacionado a afloramento. É possível observar a forma

concêntrica na figura 49, onde foi interpretada como possível concreção.

Figura 48: Correlação de concreção calcária no arenito em afloramento e em perfil

de imagem resistiva.


Figura 49: Perfil de Imagem mostrando possível concreção. Observar forma

concêntrica na imagem.


44

Conglomerados são rochas clásticas formadas por fragmentos

correspondentes a seixos, contendo comumente matrizes arenosas e/ou pelíticas e

cimento químico variável. No perfil de imagem resistiva da Fig. 50, pode-se observar

forma arredondada dos seixos (tonalidade mais clara) e ao redor cores mais escuras

na matriz, provavelmente síltica- argilosa.

Figura 50: Perfil de imagem mostrando forma arredondada de fragmentos, em

conglomerados.


Estruturas sedimentares se formam durante a deposição (primárias) ou logo

após (secundárias). Exemplos destas estruturas puderam ser observados através

dos perfis de imagens, o que torna essas ferramentas úteis na interpretação dos

tipos de ambientes deposicionais.

Na figura 51, observam-se ripples em arenito. Vale ressaltar que podem ser

indicativos do topo de uma camada. Notar contraste de cor no perfil de imagem

resistiva abaixo e acima dos ripples.

SEIXOS

MATRIZ (Silte-argila)

45

Figura 51: Ripples em arenito visto em perfil de imagem resistiva.


Arenitos eólicos podem constituir ótimos reservatórios, por serem bastante

porosos e permeáveis. Estruturas sedimentares como estratificações e

acamamentos podem ser identificadas pelos perfis de imagem. Estratificações

cruzadas tabulares de grande porte (Fig. 52), típicas de dunas antigas podem ser

reconhecidas.

Figura 52: Estratificação cruzada tabular em grande escala, antigas dunas.


46

A estratificação cruzada é o tipo mais comum de estratificação, sendo definida

como uma camada consistindo de lâminas internas inclinadas em relação ao plano

principal de sedimentação (Figuras 53 e 54). Estratificação cruzada indicando fluxo

de paleocorrentes para W, dentro do sistema de canais (Fig. 55).

Figura 53: Estratificação cruzada observada em perfil de imagem resistiva.


Figura 54: Estratificação cruzada com a direção e mergulho. Imagem resistiva OBMI.


47

Figura 55: Perfil de imagem resistiva de arenito fluvial, e representação em 3D

poço. À direita diagrama de rosas mostrando o fluxo da paleocorrente para W


Deformações em camadas estratificadas podem ser interpretadas através de

perfis de imagens. Como podemos ver nas figuras 56 e 57.

Figura 56: Acamamento contorcido ( deformado) em afloramento.


48

Figura 57: Acamamento deformado visto em perfil de imagem.


Os turbiditos são formados a partir de fluxos de correntes de turbidez ou

correntes de densidade. Ao se depositarem, é formado um estrato característico

(sequência Bouma), por decantação seguida de tração. Na figura 58, pode-se

perceber finas camadas estratificadas numa sequencia incompleta de Bouma.

49

Figura 58: Turbidito visto em perfil de imagem resistiva.


4.2.2 Feições Deposicionais Carbonáticas

Feições típicas de rochas carbonáticas podem ser identificadas através de

perfis de imagens. Alguns exemplos dessas feições ou estruturas são apresentados

a seguir.

Carbonatos podem se originar de carapaças e esqueletos calcários de

organismos vivos, que compõem os calcários fossilíferos, e ainda por precipitação

química. Na figura 59, texturas carbonáticas em perfil de imagem resistiva.

50

Figura 59: Texturas carbonáticas em perfis de imagem resistiva. Observar efeito de

dissolução nas fraturas.


Recifes de corais, conchas de moluscos, algas calcárias, equinodermas,

briozoários, foraminíferos e protozoários são os principais responsáveis pelos

depósitos provenientes de organismos sintetizantes do carbonato dissolvido em

meio aquoso. Esses depósitos são gerados em ambiente marinho raso, de águas

quentes, calmas e transparentes. Os organismos morrem e suas conchas e

estruturas calcárias vão se depositando no local. Na figura 60, perfil de imagem

resistivo mostrando restos de fósseis, assim como na figura 61, onde perfil de

imagem mostra aspectos texturais de um recife.

Efeitos de

dissolução

carbonátic

a

51

Figura 60: Restos fósseis na proximidade de um recife.


Figura 61: Textura recifal em perfis de imagens.

Fonte: AAPG, 2009.

52

O fluxo de detritos é um movimento de massa rápido, violento, contínuo e

fluido constituído por sedimentos e água, impulsionados pela gravidade. Fluxos de

detritos carbonáticos foram interpretados na figura 62.

Figura 62: Perfil de imagem mostrando feição de fluxo de detritos, em rocha

carbonática.


Marcas de dissolução são muito comuns em rochas carbonáticas, no

ambiente cárstico, por feições morfológicas particulares. As formas cársticas são

muito variadas, sendo as mais importantes: as lapiás, as dolinas, os sumidouros, as

úvalas, os poljés, as ressurgência, etc. Nas figuras 63 e 64, perfil de imagem

mostrando algumas dessas estruturas.

53

Figura 63: Perfil de imagem mostrando estruturas típicas de ambientes cársticos.


Figura 64: Dissolução cárstica.

Fonte: AAPG, 2009.

Dissolução

cásrtica

54

Os estilolitos são superfícies marcadas e evidenciadas por um plano que

separa duas massas rochosas com a aparência de uma fina sutura ou costura de

picos interpenetrados, de tonalidade escura que poderá ser o resultado da

acumulação residual de elementos insolúveis, tais como argilas e matéria orgânica

devido ao soterramento. No caso dos calcários, estes dissolvem-se antes de se

deformarem, por imposição de pressões (Fig. 65).

Figura 65: Estilolito em perfil de imagem resistiva.


4.3 Perfis de Imagem na interpretação de fácies de ambientes

deposicionais

A utilização de perfis na interpretação de fácies é antiga, remonta desde

1956, quando Shell utilizou padrões das curvas de perfis a poço aberto, sendo os

mais utilizados desde então os perfis GR e SP na interpretação de fácies de

ambientes deposicionais. As variações de micro-resistividade na parede do poço

Estilolito

55

obtida pelos perfis de imagens resistivas e podem ser utilizados na interpretação

estratigráfica de padrões de acamamento e estruturas sedimentares. Sendo

necessária a calibração dessas imagens com testemunhos ou com afloramentos, e

ainda outros métodos para uma interpretação mais segura. Associada a outros

métodos pode, inclusive, auxiliar numa modelagem espacial do reservatório, através

da correlação de poços.

“(...) registros de imagem do poço na interpretação estratigráfica focado no

reconhecimento de tendências de litofácies em imagens estatisticamente

normalizadas por Salimullah & Stow, 1992. No ambiente fluvial, Luthiet ai.

(1990) e Mercadier & Livera (1993) utilizaram dados para medição de

profundidade de imagem derivados de poços para interpretar as

orientações de canais fluviais, e Hockeret al. (1990) usou uma ferramenta

de medição de profundidade de alta resolução para distinguir várias fácies

fluviais.” Cita Donselaar, M. E. et al, 2005.

4.3.1 Perfis de Imagens na interpretação de fácies na Bacia de Ebro, na

Espanha

No artigo publicado por Donselaar, M. E. et al (2005), foram utilizados perfis

de imagens na interpretação de fácies de ambiente fluvial na Bacia de Ebro, na

Espanha. Para isso, foi realizada a comparação direta de imagens de poço com

afloramentos de reservatórios nas proximidades (Fig. 66).

O estudo detalhado dos afloramentos forneceu dados para a distinção das

várias associações de fácies fluviais. A topografia, a existência de afloramentos em

seções transversais e os dados de paleo-fluxo permitiram a distinção de diferentes

litofácies fluviais e a reconstrução dos trends do canal. De cada unidade de

litofácies, os ângulos e direções de mergulho de estruturas sedimentares e as

tendências verticais de tamanho de grãos foram medidos em detalhe para a

comparação com os dados dos perfis de imagens obtidos em profundidade.

Sendo quatro associações de fácies de ambiente deposicional fluvial

identificadas: (i) fluvial meandrante; (ii) rios entrelaçados (iii) crevasse deltas e (iv)

crevasse splays, tendo sido estabelecidas as características das litofácies e

distribuição das paleocorrentes de cada associação.

56

Figura 66: Bloco diagrama mostrando a correlação estratigráfica a partir da

integração de dados de afloramentos (Log 1 e Log 2), Raios Gama e dos perfis de

imagens FMS (Piracés-1) e FMI (Piracés-2).

Fonte: Donselaar, et al, 2005.

Foi realizado o reconhecimento da sucessão de estruturas sedimentares de

pequena escala e sua interpretação em termos de tipos de fácies, como

preenchimento de canal, crevasse splays, etc. Além disso, a distribuição das

direções de mergulho das estruturas podem ser tratadas estatisticamente para

determinar a direção do paleo-fluxo local.

Foram obtidos perfis de imagens de dois poços a uma profundidade de 200 m

(Pirace’s 1 e Pirace’s 2), perfurados a partir do planalto próximo ao penhasco onde

estão situados os afloramentos (Fig. 66). O perfil de Imagem Pirace's-1 foi obtido a

uma profundidade de 150 m, e um programa completo de registro foi concluido em

ambos os poços, incluindo GR, resistividade, neutrons e densidade. As ondas

senoidas retiradas dos perfis normalizados dinamicamente foram identificados e

utilizados para a medição das direções e ângulos de mergulho manualmente. Na

figura 67, painel de correlção de sub-superfície, observar o GR e os perfis de

imagens FMS e FMI. Esses valores elevados de GR e a cor escura nos perfis de

Imagens são interpretados como siltitos e folhelhos, já as cores claras e valores

baixos de GR são interpretados como de arenitos.

57

Figura 67: Painel de correlação de sub-superfície. Observar o perfil de GR e os

perfis de imagens FMS e FMI.


Em um intervalo de 7 metros de espessura (Fig. 68), ocorre uma sucessão de

cores. Na base observa-se uma mudança brusca de cor, do marrom escuro passa

para uma cor mais clara, amarelo, sendo interpretado como uma superfÍcie erosional

entre uma planicie de inundação e um arenito fluvial. Na metade superior do perfil a

cor passa a mudar gradualmente, de um amarelo claro para castanho, indicando

58

granodecrescência ascendente no empacotamento. Na análise dos mergulhos, o

arenito fluvial exibe uma grande dispersão dos ângulos e sentidos de mergulhos, em

vermelho. Enquanto a região mais escura, do laranja escuro para marrom, é notado

uma distribuição de mergulho de caráter unidirecional e com baixa dispersão, com

mudança gradual de ângulo de mergulho, em amarelo.

Figura 68: Na sequência Gama Ray, perfil FMS normalizado, perfil dipmeter e perfil

FMS mostrando a variação de cores do branco ao marrom escuro.


A figura 69 mostra o intervalo B em destaque, onde foi subdividido em 10

pequenos intervalos de 40 cm de espessura com mergulhos unidirecionais e um

ângulo de imersão constante. A variação do mergulho neste intervalo é interpretada

como a representação de estratificação cruzada acanalada.

59

Figura 69: Intervalo B da figura 67, mostrado as variações dos mergulhos,

interpretado como de estratificação cruzada.


Na figura 70, Perfil de Imagem FMS da Schlumberger mostrando arenito de

granulação fina, de rio meandrante, no poço Piracés’ 1, num intervalo que varia de

67 a 74 m de profundidade. Mudança gradual de cor de laranja a marrom escuro na

imagem normalizada estatisticamente. As cores mais escuras indicando teor de

argila alto, isto é apoiado pelos valores elevados de raios gama. Bimodalidade na

trama dos mergulhos: intervalos de mergulhos para sudoeste (amarelo) de

superficies de acresção laterais alternando de camadas grosseiras para finas ( de

baixo pra cima), em roxo intervalos apresentando mergulhos para nordeste de

pequenas megaripples. Observar a diminuição da ocorrência ascendente de

megaripples. Na figura 71, intervalo B e C da figura 70, com padrão de cor difusa

indicando bioturbação e megarriples, respectivamente.

0° 90°

60

Figura 70: Perfil GR, perfil FMI normalizado, profundidade (em metros), perfil com

mergulhos e perfil FMI destacando os intervalos B e C.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Figura 71: Intervalos B e C da figura 17. Em B, detalhe da parte superior: padrão de

cor difusa indica bioturbação. (C) Detalhe com pequenos megaripples: 10-20 cm de

arenito grosseiro (laranja mais claro) e finas camadas de siltito (mais escuro).

Fonte: adaptado de: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Na figura seguinte (Fig.72), arenito de rio entrelaçado no poço Piracés-2, no

intervalo de 121-130 metros de profundidade, mostrando cores amarelas da base

61

para o topo no perfil de imagem FMS normalizado, indicando ausência de uma

tendência granulométrica. Valores baixos de raios gama também indicam um baixo

teor de argila. A seta entre o intervalo 125,6 e 126 indica reativação do canal com

bolas de argila (descontínuas manchas marrons escuras).

Figura 72: Imagem dinâmica e imagem estática FMI.


Afloramento de arenito-siltito de delta de crevasse (Fig.73), correlacionado

com o intervalo D no painel da figura 67. No intervalo 48,6 a 50,2 metros do perfil de

imagem FMS (Fig.74), delta de crevasse (bolas lilás), a uma profundidade logo

abaixo de 52,2 metros. Notar que os ângulos dos mergulhos diminuíram assim como

a cor da imagem normalizada estática, que ficou mais escura. O contraste de cores

do afloramento na imagem da Fig. 73 é interpretado como camadas finas de siltito

62

alternadas com arenito. O registo de medição de profundidade de imersão mostra

ângulos elevados na base (cerca de 25°), e uma diminuição do ângulo ascendente

de mergulho. Os mergulhos são unidirecionais com uma dispersão muito baixa.

Figura 73: Afloramento de delta de crevase delta correlacionado com a parte de

granulação fina de intervalo D, da figura 67 do poço Piracés-1.


Figura 74: Perfil de imagem FMS, mostrando crevase delta e laminação, em

camadas finas de siltito alternadas com arenitos.


Finas camadas de crevasse splay embutidos na planície de inundação (Fig.

75). Os crevasse splays são lateralmente ligados aos corpos de arenito de canais

fluviais.

63

No perfil de imagem FMS da figura 76, crevasse splay, no poço Piracés-1, no

intervalo de 105-106 m de profundidade. Observe o contraste entre a base do leito

de arenito, de cor laranja escuro e o argilito de cor marrom da planície de inundação

subjacente, e a mudança de cor gradual no topo. Baixos mergulhos constantes para

o leste no intervalo de 105,2 a 105,8 m.

Figura 75: Afloramento de crevasse splay.


Figura 76: Perfil de imagem resistiva FMS do poço Parecis -1 mostrando crevasse

splay.


64

Os critérios diagnósticos para o estabelecimento de uma sucessão de fácies

de um ambiente fluvial através dos perfis de imagens foram a cor, em imagens

estaticamente normalizadas. Barras entrelaçadas arenosas em afloramento não

mostram uma variação granulométrica de tendência vertical, refletido na imagem

resistiva estática normalizada, apresentando cor amarela uniforme da base para o

topo. Em imagens dinamicamente normalizadas, estruturas sedimentares como

estratificação cruzada acanalada, barras de acreção lateral, sobrepostos a

megarripples e barras de acreção entrelaçadas, puderam ser interpretadas através

de seus padrões de mergulhos.

4.3.2 Perfis de Imagem na análise de sistemas de turbiditos de águas

profundas, na bacia de Krishna-Godavari, costa leste da Índia

Canais e lobos submarinos apresentam uma grande quantidade de

reservatórios marinhos de águas profundas. Basu, et al, 2007, integrou os Perfis de

Imagens resistivas com perfis espectroscópicos na caracterização deste tipo de

reservatório offshore, na Índia. A bacia de Krishna-Godavari (KG) está localizada na

costa leste da Índia, e cobre uma área aproximada de 100,000 km ². O trecho do

trato sedimentar compreende uma gama de ambientes deposicionais que compõem

planície costeira, delta, sopé de plataforma, profundos e complexos canais

marinhos.

Perfis de imagem resistiva de poço e perfis de espectrometria foram

calibrados com testemunho para fornecer dados suficientes para qualificar uma

detalhada descrição de fácies.

Canais submarinos podem ser classificados como canais de fluxo por

gravidade e complexos canais de “levee” (Fig.77), é caracterizados por uma forte

heterogeneidade textural. O workflow é composto por várias etapas que envolvem

Perfis de Imagem, processamento de perfis espectroscopicos e interpretação

seguida por correlação com os dados fundamentais a diferentes fases de integração

de dados.

65

Figura 77: Representação esquemática do modelo de deposição de águas

profundas para um sistema submarino de rica em lama (modificado após Reading &

Richards, 1994).

Fonte: Basu, I. et al. 2007.

Arenitos com camadas muito finas (menos de alguns centímetros) e pouca

heterogeneidade textural são comuns em ambientes de águas profundas. A enorme

espessura de corpos de areia. Por outro lado, são muitas vezes caracterizadas por

uma grande variabilidade estrutural dependendo da natureza dos depósitos de fluxo

de massa (Basu, I et all. 2007).

Outra aplicação das Imagens elétricas de poço é a avaliação visual das

mudanças texturais. Essa aplicação envolve um trabalho composto por várias

etapas, desde o registro da imagem até o seu processamento, além de sua

interpretação acompanhada com dados de outros métodos, sendo o espectróscopio

utilizado nesse exemplo.

Na figura 78, Índice de heterogeneidade e fácies texturais calculados com

base no espectro de cor da imagem resistividade estática. Clastos de lama

suspensa entre XX97m-XX98m mostram heterogeneidade do arenito. A diminuição

da fração de matriz (porção mais leve na faixa 3) é também um indicativo de

heterogeneidade.

Vale Inciso Sistema de

canal-levee

Escorregamento

Lobos

deposicionais

66

Figura 78: Perfil de imagem estatica, índice de heterogeneidade e fácies texturais na

última pista.

Fonte: Basu, I et all. 2007.

A integração de dados obtidos pelos perfis de imagem de poço aos perfis de

espectrometria e testemunhos (fácies petrofísicas). Na pista iCore* (Fig. 79), é

possível distinguir finas camadas ricas em siltes- argilas e areia.

Figura 79: Caracterização litológica de camadas delgadas usando perfil de fácies

iCore*. O perfil iCore* e testemunho são fortemente concordantes uns com os

outros


67

Classes de texturas obtidas através de testemunhos, imagens dinâmicas e

estáticas resistivas na interpretação de depósitos de fluxo de gravidade são

mostrados na Fig. 80.

Figura 80: Testemunho e imagens resistivas.


A integração de fácies litológicas e fácies texturais, possibilitaram a

interpretação na figura 81 de um xisto arenoso sem padrão. Por conseguinte, a

análise estrutural dá uma percepção e quantificação do nível de heterogeneidade

existente dentro de uma unidade de areia maciça.

Os dados de perfis de imagem e de espectroscopia, quando combinados,

podem permitir obter uma alta resolução mineralogica e textural. Os resultados são

então calibrados para a validação e avaliação crítica do sistema de fácies resultante.

A informação de alta resolução, derivada a partir de imagens de micro-

resistividade pode também ser usada para estimar com precisão reservatórios de

hidrocarbonetos em finas camadas de arenito maciço, onde muitas vezes são

inferiores a resolução de métodos convencionais.

68

Figura 81: Integração de testemunho com perfil de imagem estática, dinâmica, índice

de heterogeneidade e integração de fácies.


4.4 Estimativas de porosidade

A análise textural dos perfis de imagens permite refinar os cálculos de

permeabilidade dos reservatórios, onde as variações de tamanho dos grãos podem

ser inferidas e relacionadas diretamente com o fluxo em direções horizontais (kh) e

verticais (kv). O kv incorpora um índice de laminação que é calculado diretamente a

partir da imagem (Harvey, 2010).

Pode-se utilizar o espectro de condutividade para expressar a distribuição da

porosidade em carbonatos (Harvey, 2010). Em sedimentos clásticos a utilização do

mapa textural pode ser utilizado para definir a permeabilidade através de equações

que dimensionem o tamanho dos poros e sua distribuição na rocha.

69

Perfis de Imagens resistivas proporcionam pequenas medições que podem

dar a ideia do fluxo de corrente elétrica. Esse fluxo será afetado pelo tamanho dos

poros e tortuosidade do seu trajeto dentro da formação (Fig. 82).

Figura 82: Esquema mostrando trajeto da corrente elétrica dentro da formação.

Fonte: Harvey, 2010

Em reservatórios clásticos a distribuição de resistividade / condutividade em

ferramentas de imagem elétrica pode ser atribuído e relacionado ao tamanho de

grãos dentro da rocha reservatório, folhelhos mostrarão uma resistividade menor,

enquanto grãos de areia irão mostrar uma alta resistividade. Podendo então ser

inferidas estimativas de permeabilidade em função das variações de cores (Fig. 83).

Figura 83: Figura relacionando índice de cor nos perfis de imagens resistivos com o

tamanho dos grãos na parede do poço.

Fonte: Harvey, 2010

ARGILA

A

ARENITO

Permeabilidade

SILTE

Resistividade

70

A Figura 84 apresenta exemplo de variações de tamanho de grãos e também

um índice de classificação com base na textura da imagem. A figura seguinte mostra

a integração de dados na obtenção de valores de porosidade do poço (Fig. 85). A

última faixa mostra registro convencional da permeabilidade. Observar os triângulos

laranja que incorpora o tamanho de grão e porosidade principal. E na figura 86,

permeabilidade obtida por perfil de imagem e testemunho.

Figura 84: Variações de tamanho de grãos e índice classificação crescente da

esquerda para a direita, que representam valores relativos, mas podem ser

convertidos em escalas quantitativas quando correlacionados com outros dados

básicos.

Fonte: Harvey, 2010

71

Figura 85: GR, perfil de Imagem, mapa textural, e na última faixa mostra registro

convencional da permeabilidade. Observar os triângulos laranja na última pista.

Fonte: Harvey, 2010

Figura 86: GR, Perfil de imagem resistiva, mapa de heterogeneidade textural,

mineralógico e na ultima faixa a permeabilidade obtida pelo perfil de imagem e

testemunho.

Fonte: Harvey, 2010

72

5. CONCLUSÕES

Perfis de Imagens Resistivas e Acústicas podem ser utilizados na

interpretação de estruturas. Diferentes tipos de fraturas podem ser distinguidos de

acordo com seu aspecto na imagem. São ferramentas importantes na obtenção de

dados e caracterização de trends de falhas e fraturas. Estes resultados podem ser

utilizados para compreender os processos de fraturamentos e, dessa forma, prever

as localizações e orientações que novos poços deverão seguir para uma melhor

produção.

Em carbonatos densamente fraturados, imagens de poço são ideais para

detectar e caracterizar fraturas. Fraturas cimentadas podem ser identificadas na

imagem. Efeitos de dissolução também podem ser observados.

Condições de perfuração podem ser avaliadas através das imagens, como

breakouts e desmoronamentos. Importante na previsão de estabilidade de poço em

formações não consolidadas.

Perfis de imagem na interpretação de fácies de ambiente deposicional

utilizam uma combinação de informação detalhada de mergulhos, obtidos nos perfis

dinamicamente normalizados, associados aos perfis estaticamente normalizados,

onde é possível observar a variação de cor.

Na interpretação de fácies de ambientes marinhos de água profunda quando

combinado com outros métodos possibilita a identificação de finas camadas de

arenitos maciços típicos de turbiditos, que muitas vezes não são identificados por

métodos convencionais devido à resolução dos mesmos não permitirem.

As variações de cor nos perfis de imagem resistiva com testemunhos e/ou

afloramentos ajudam a obter melhores estimativas de porosidade e permeabilidade.

73

6. REFERÊNCIAS

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