apostila de geologia do petrÓleo 1 2005
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GEOLOGIA DO PETRÓLEO
OBJETIVO:
Apresentar os principais conceitos, modelos e ferramentas utilizados nas atividades de geologia para a exploração e produção de petróleo.
SUMÁRIO
1. Introdução: Propriedades físicas e químicas do óleo e gás 2
2. Produção brasileira, petróleos de referência, elementos de geopolítica 3
3. Histórico exploratório de petróleo no Brasil 11
4. Métodos de exploração 15
5. Perfuração e Produção 19
6. O ambiente de subsuperfície 28
7. Obtenção de dados em subsuperfície 29
8. Avaliação das formações 35
9. Perfilagem convencional 39
10.Teste de formação a cabo 55
11.Teste de formação por tubulação 56
12.O sistema petrolífero 60
13.Rochas-reservatório 72
14.Hidráulica e sedimentação 78
15.Sistemas deposicionais siliciclásticos continentais e transicionais 80
16.Sistemas deposicionais siliciclásticos de águas profundas 106
17.Armadilhas (traps) 132
18.Cronoestratigrafia do Cretáceo e Terciário 138
19.Bacias sedimentares brasileiras 142
20.Tectônica Global e Geologia do Petróleo 188
21.Volumes e Reservas 212
22.Bibliografia 215
1. INTRODUÇÃO
Petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos, normalmente líquidos e gasosos em condições normais de temperatura de pressão. O petróleo pode conter hidrocarbonetos com os mais variados pesos moleculares, desde o mais simples e mais leve, o metano CH4, até compostos com moléculas de grande peso e grande complexidade.
De uma forma simplificada, pode-se distinguir os hidrocarbonetos gasosos e os hidrocarbonetos líquidos.
Hidrocarbonetos gasosos (CNTP):
Metano CH4 Etano C2H6 Propano C3H8
N-Butano C4H10 Iso-Butano C4H10 Pentano C5H12
Hidrocarbonetos líquidos (CNTP):
Hexano C6H14, Heptano C7H16, Octano C8H18, Nonano C9H20
(faixa das gasolinas).
O papel do refino é o de separar os diversos hidrocarbonetos naturalmente presentes no petróleo bruto, através da destilação, que pode ser sob pressão atmosférica ou a vácuo. No craqueamento, as moléculas muito grandes, que se traduzem em hidrocarbonetos pesados e viscosos, são quebradas em moléculas menores, gerando produtos mais leves e fluidos, de maior valor comercial.
Os hidrocarbonetos componentes do petróleo podem ser de cadeia simples ou ramificadas, as parafinas; organizados em anéis com ligações simples entre os átomos de carbono, os naftenos; organizados em anéis com ligações alternadamente simples e duplas entre os átomos de carbono, os aromáticos; ou organizados em conjuntos de anéis aromáticos, as resinas e asfaltenos (Figura 1-1). Todos eles podem abrigar ramificações de metilas, etilas, etc., e de impurezas como Nitrogênio, Enxofre e Oxigênio.
De uma forma geral, à medida que aumenta o número de átomos de carbono de um hidrocarboneto, cresce seu ponto de ebulição, cresce sua densidade, cresce sua viscosidade e decresce seu valor comercial.
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H | H – C – H | H
H H | |H – C – C – H | | H H
H H H | | |H – C – C – C - H | | | H H H
Figura 1-1: Esquemas da organização molecular das parafinas, naftenos, aromáticos, resinas e asfaltenos (Selley, 1985).
Uma forma comumente adotada de se caracterizar um petróleo é medindo seu grau API (API gravity). Trata-se de uma medida definida pelo American Petroleum Institute:
[ oAPI = (141.5/ Densidade Relativa a 60oF) - 131.5 ]
O grau API é inversamente proporcional à densidade. Óleos leves têm grau API na ordem de 40, o que equivale a uma densidade relativa de 0.83, enquanto que óleos pesados têm baixo grau API. Quanto maior o grau API de um petróleo, menor sua viscosidade, maior seu conteúdo em hidrocarbonetos leves e conseqüentemente maior seu valor comercial.
2. PRODUÇÃO BRASILEIRA DE PETRÓLEO
A partir da descoberta dos campos produtores gigantes na Bacia de Campos, em 1984, a produção de petróleo no Brasil tem crescido de forma significativa, desde perto de 500.000 barris/dia até cerca de 1.800.000 de barris/dia em 2005. O consumo nacional de derivados de petróleo tem sido historicamente superior à produção, mas as descobertas recentes nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo permitem projetar um volume diário produzido capaz de atender todo o consumo doméstico em 2006 (Figura 2-1).
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Figura 2-1: Histórico e projeções de volumes de reservas provadas e de produção de petróleo no Brasil, de 1997 a 2007.
Tabela 1: Produção e consumo de petróleo no Brasil, 1990 – 2001.
* Inclui óleo bruto, líquido de gás natural, etc. Fonte: DOE/EIA
A medida de volume internacionalmente adotada para o petróleo e derivados é o barril, que contém 159 litros. No Brasil os volumes são preferencialmente referidos em metros cúbicos. 1 m3 = 6,28 bbl
Petróleos de referência
Alguns petróleos são mundialmente utilizados como referências comerciais. Os de uso mais generalizado são o WTI (West Texas Intermediate), Brent (do Mar do Norte), e Árabe Leve. Seu preço é publicado
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diariamente, em função dos negócios contratados. Os demais petróleos podem ser cotados relativamente aos de referência. Por exemplo, o preço do barril de óleo do campo de Marlim, da Bacia de Campos, pode ser o valor do barril de Brent menos quatro dólares.
Elementos de geopolítica, 1973-2003
O marco inicial da indústria do petróleo foi estabelecido em 27 de agosto de 1859, quando o “Coronel” Edwin L. Drake, após perfurar 21 m com uma sonda de madeira utilizada em poços para água, encontrou óleo em arenitos devonianos na localidade de Titusville, Pennsylvania (Figura 2-2). Drake visava com a perfuração do poço produzir o óleo já conhecido por exsudações nas proximidades. Já era conhecido que aquele líquido negro e malcheiroso poderia ser destilado para se obter querosene de iluminação. Os outros produtos da destilação eram descartados, até que Karl Benz e Gottlieb Daimler, em 1886, inventassem os motores a combustão interna usados nos primeiros automóveis.
Figura 2-2: O primeiro poço de petróleo foi perfurado por Drake em 1859 em Titusville, Pennsylvania.
O preço do petróleo tem oscilado historicamente em função da demanda e da oferta, sendo fortemente influenciado por fatores políticos.
Até 1973, os preços dominantes no mercado em todo o mundo não alcançavam 3 dólares por barril (Figura 4). A Organização dos Países Exportadores de Petróleo, a OPEP, existia desde 1960, mas sem forças para impor preços ou quotas de produção. Em outubro de 1973, entretanto, um acontecimento mudou os rumos da História. Ressentimentos milenares, mal resolvidos pelos conflitos de 1948, 1956 e 1967, levaram o Egito e Síria a mais uma vez atacar Israel, no que ficou conhecido como a Guerra do Yom Kippur. Aproveitando o feriado judeu do Dia do Perdão, os exércitos árabes invadiram em duas frentes, a começar por territórios ocupados pelos israelenses em 1967, como a Península do Sinai e as Colinas de Golan (Figura 2-3).
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Figura 2-3: Outubro de 1973. Tropas egípcias avançam no sul e tropas sírias avançam no norte. Em ambas as frentes os israelenses forçaram um recuo dos inimigos para posições próximas das existentes antes das hostilidades.
A guerra durou vinte dias, de 22 de outubro a 11 de novembro, e terminou virtualmente empatada. Não houve ganho significativo de território para nenhum dos litigantes, ao contrário do choque anterior, em junho de 1967, quando na famosa Guerra dos Seis Dias Israel ocupou o Sinai, pertencente ao Egito, a Cisjordânia, da Jordânia, e Golan, da Síria. Os dois últimos territórios permanecem até hoje sob controle israelense, o que provoca reações cada vez mais violentas por parte dos refugiados palestinos.
Se não solucionou o conflito entre árabes e judeus, ao contrário, acrescentou novos motivos para ressentimentos, a guerra teve efeitos dramáticos na indústria petrolífera. Países árabes grandes produtores de petróleo, como Arábia Saudita, Kuwait, Iraque, Qatar, Emirados, e mesmo países muçulmanos como Irã e Indonésia, igualmente produtores, decretaram um boicote no fornecimento de petróleo aos países consumidores ocidentais que apoiavam Israel. Houve graves casos de desabastecimento na Europa Ocidental e nos Estados Unidos, com longas filas nos postos de gasolina (Figura 2-4). Em seguida, os grandes produtores usaram a até então inoperante OPEP para decretar um aumento unilateral de preços, elevando em poucas semanas o barril de petróleo de U$3 para U$11.
Figura 2-4: Filas para abastecimento na Califórnia em 1973.
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Menos de seis anos depois, outra grande crise tornaria a afetar seriamente as relações internacionais e o mundo petroleiro. O xá Mohamed Rheza Pahlevi dominava o Irã com mão de ferro e o apoio do governo americano, que agia em prol das grandes companhias petrolíferas lá instaladas. Em janeiro de 1979, agitações incontroláveis tomaram conta do país e forçaram o xá a abandonar o poder e a exilar-se no Egito. O mentor maior da revolução iraniana, o Aiatolá Ruholah Khomeini, retornou a Teerã em 1o de fevereiro, após longo exílio em Paris. Imediatamente instalou-se no Irã um regime teocrático marcado por forte sentimento nacionalista-religioso, anti-ocidental e acima de tudo anti-americano. As companhias petrolíferas se retiraram, surgiu grande incerteza sobre o futuro político, econômico e social de toda a região, o que se refletiu em novo aumento no preço do petróleo. O barril chegou a ser vendido a U$40, para estabilizar-se em torno de U$30 nos anos seguintes (Figura 2-5).
Figura 2-5: Oscilações do preço do petróleo de 1970 a 2002.
Os preços praticados só ocasionalmente retornariam a valores similares aos anteriores, como em 1986 e em 1999. Nos anos 1990, o preço do barril em geral ficou entre U$15 e U$20; nos anos 2000, entre U$20 e U$30. Estes valores trouxeram entretanto uma conseqüência inesperada para os países produtores. Em vez de penalizar o odiado inimigo ocidental e recompensar os produtores, os preços elevados do petróleo trouxeram grandes lucros para as mega-companhias de petróleo. Além disso, preços altos prometiam retorno rápido a investimentos de maior porte e de maior risco, viabilizando a exploração em situações antes fora do alcance da indústria. As grandes companhias voltaram-se para áreas distantes e inóspitas, como o Alaska (Figura 2-6); para áreas com clima inclemente, como o Mar do Norte (Figura 2-7); e para áreas onde era exigida tecnologia de ponta, como águas profundas.
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Figura 2-6: A atividade petrolífera na costa ártica do Alaska praticamente inexistia em 1968, quando o petróleo custava menos de U$3 por barril; já era perceptível em 1977, com o barril a U$14; e tornou-se extensiva nos anos 90, com o óleo em torno de U$20 por barril.
Cresceu verticalmente a produção de petróleo de países como Reino Unido, Noruega e Brasil, em detrimento da produção dos países da OPEP, que tiveram que apelar para um sistema de quotas para sustentar os preços.
Entretanto, persiste incomensurável o contraste entre os volumes gigantescos de óleo nos arredores do Golfo Pérsico e os volumes conhecidos de outras áreas, mesmo com os formidáveis incrementos em reservas e produção nelas havidos nos últimos anos. O Golfo Pérsico ainda é um importante fornecedor de óleo para os Estados Unidos, que importam 60% dos cerca de vinte milhões de barris que consomem por dia (Figuras 2-8, 2-9 e 2-10). Não é por outro motivo que os americanos mantêm uma decisiva presença militar na região, usando da força para assegurar o que acreditam ser o seu direito às fontes de energia.
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Figura 2-7: Mapa do Mar do Norte, destacando os campos produtores de óleo (verde) e de gás (vermelho).
Figura 2-8: Mapa-mundi destacando as principais rotas comerciais de petróleo bruto. O Golfo Pérsico é o grande exportador mundial, tendo como principais consumidores os Estados Unidos e o Japão.
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Figura 2-9: Produção de óleo-equivalente em milhões de barris por dia, de 1960 a 2001, de quatro países. A produção do Iran e da Rússia foram grandemente afetadas pelas convulsões políticas havidas naqueles países, respectivamente em 1979 e 1990. A produção da Arábia Saudita sofre grandes efeitos dos preços, oferta e procura. A produção doméstica dos Estados Unidos tem sofrido um decréscimo sensível, desde 1970.
Figura 2-10: Consumo de óleo-equivalente em milhões de barris por dia, de 1960 a 2000, de quatro países. O consumo na Rússia se ressentiu fortemente dos problemas políticos na década de 1990, enquanto que a China mostra uma tendência de consumo crescente.
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3. HISTÓRICO EXPLORATÓRIO DE PETRÓLEO NO BRASIL
O Relatório Link
O famoso Relatório Link consiste na verdade em três cartas, escritas nos últimos meses de 1960 pelo então Superintendente do Departamento de Exploração e Produção da Petrobras, o norte-americano Walter K. Link. Primeiro dirigente de E&P da recém-fundada Petrobras, Link logo decepcionou-se com os insucessos da exploração nas enormes bacias paleozóicas brasileiras. Sua política era a de encontrar rapidamente grandes acumulações – ou abandonar a área.
Para qualificar sistematicamente os riscos envolvidos, Link analisou todas as bacias terrestres do Brasil, com base em:
1. Grande espessura de rochas matrizes para a geração de óleo;
2. Rochas porosas ou fraturadas capazes de servir de reservatório no qual o óleo formado se acumula e do qual pode ser retirado;
3. Estrutura ou outras condições geológicas como “traps” estratigráficos, blocos permeáveis, etc., independentes da estrutura, em que o óleo pode se acumular em quantidade suficiente para formar uma concentração econômica que se torne produtiva quando penetrada pela perfuração.
Com base nesses critérios, as diferentes bacias sedimentares foram classificadas como A, B, C ou D.
• Uma área A satisfaz todas as condições básicas acima mencionadas.
• Uma área B é a que possui rochas matrizes (geradoras), mas pode aparentemente não apresentar os itens 2 ou 3.
• Uma área C apresentaria características de rochas matrizes fracas ou limitadas, e mostraria indícios de que os itens 2 ou 3 estão faltando ou não são bem desenvolvidos.
• Uma área D mostraria claramente que não há rochas matrizes mesmo que apresentasse boas camadas reservatório e estrutura. Deve ser abandonada.
Em resultado desse trabalho, as bacias brasileiras foram assim qualificadas:
Baixo Amazonas (Marajó) DMédio Amazonas CAlto Amazonas (Solimões) DAcre D+São Luiz DBarreirinhas DMaranhão (Parnaíba) DSergipe C+Alagoas D+Espírito Santo DSul do Brasil (Paraná) D
Tabela 2: Resumo da qualificação das bacias brasileiras, segundo o “Relatório Link” (1960)
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A essa qualificação extremamente negativa, Link acrescentou os comentários: “Duvido que qualquer companhia comercial de petróleo continuasse a exploração nas bacias paleozóicas.”
Deixou entretanto aberta a possibilidade de sucesso na exploração da plataforma continental, à época chamada de Escudo Continental: “A avaliação das áreas de Sergipe e de Alagoas e das áreas terrestres da Planície Costal não se aplica às áreas ainda inexploradas do Escudo Continental, que poderão ser melhores.”
Primeiros passos
Até 1960, a produção de petróleo no Brasil era muito pequena, inferior a 50.000 barris/dia, e proveniente unicamente de campos descobertos no Recôncavo nos anos 40 e 50, a partir de mapeamento geológico de superfície: Candeias, Dom João, Buracica e Água Grande (Figura 3-3).
Após a demissão de Link, a exploração de petróleo no Brasil passou a ser conduzida por brasileiros pioneiros como Pedro de Moura, Décio Oddone e Gerson Fernandes, que atuaram essencialmente na fase dita “terrestre”, de 1961 a 1967. A atividade exploratória exercida na época, na forma de aquisição sísmica 2D e perfuração de poços pioneiros, pode ser acompanhada nas figuras 3-1 e 3-2. Neste período, foram descobertos muitos campos de petróleo no Recôncavo, com destaque para Araçás e Miranga, em 1965, e o maior campo terrestre brasileiro em termos de volumes originais, o sergipano Carmópolis (1963), acompanhado de Riachuelo (1962) e Siririzinho (1965). Em conseqüência, em 1969 a produção nacional se aproximava dos 200.000 barris/dia (Figura 3-3).
Figura 3-1: Aquisição sísmica, 1955-2000. Até 1965, a sísmica era essencialmente analógica; a partir de então foi adotado o formato digital de aquisição e processamento, culminando com o ingresso do método 3D em 1984. Hoje este método responde por praticamente 100% da aquisição de dados sísmicos.
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A saída para o mar
Sob a direção de Carlos Walter Marinho Campos, que de 1969 a 1985 ocupou funções sucessivamente mais altas na hierarquia da Exploração, o foco da Petrobras deslocou-se gradativa e inexoravelmente em direção à Plataforma Continental. O sucesso foi imediato, de certa forma confirmando as profecias de Walter Link. O primeiro poço perfurado na costa sergipana, em águas de 30 m, mostrou a existência de óleo no Campo de Guaricema (1968), seguido de perto por Dourado, Camorim e Caioba em 1970 e 1971. Logo vieram Ubarana (1973), na Bacia Potiguar, e Garoupa (1974), na Bacia de Campos. Esta logo se revelaria extraordinariamente atrativa, com a descoberta de dezenas de campos produtores em águas rasas, em torno de 100 m, no que se costuma denominar a “faixa de Garoupa” (1975-1985). Nesta época a produção de petróleo brasileira ultrapassou os 500.000 barris/dia (Figura 3-3).
Figura 3-2: Poços perfurados no Brasil, 1939-2000, e campos produtores mais significativos descobertos no período.
Águas profundas
Estava plantada a semente e revelado o mapa da mina. Em um extraordinário esforço onde se juntavam talento, determinação e criatividade, foram desenvolvidas tecnologias de exploração, de perfuração e de produção em águas cada vez mais profundas, com sucesso estrondoso. Diretores como Wagner Freire, Raul Mosmann, João Carlos França de Luca e José Coutinho Barbosa conduziram a Exploração enquanto o trabalho prosseguia em profundidades como 1000, 1500, 2000 m, e eram descobertos campos gigantes como Albacora (1984), Marlim (1985), Barracuda (1990), Roncador (1997), Jubarte (2001) e Cachalote (2002). Volumes formidáveis, que permitiram à produção da Petrobras ultrapassar os 1.700.000 de barris/dia em 2005.
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A mesma ênfase é hoje mantida na gestão do Diretor Guilherme Estrella, o que se traduz nas grandes descobertas recentes na Bacia de Santos. O desafio atual, que está aos poucos sendo superado, é o da qualidade do óleo encontrado nas águas profundas brasileiras. Após décadas de descobertas de óleo pesado, com baixo grau API, acumulações de óleo leve têm sido a tônica dos últimos anos.
Figura 3-3: Produção de óleo da Petrobras, 1957-2000. Os volumes modestos dos anos 60 e 70 provinham de áreas terrestres e marítimas rasas. Nos anos 80 e 90 houve incrementos significativos com a exploração em águas profundas, com volumes descobertos que permitem prever grandes aumentos futuros de produção.
Figura 3-4: Evolução das reservas, 1940–2000. A partir de 1975 as reservas no mar suplantam largamente as de terra.
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4. MÉTODOS DE EXPLORAÇÃO
Geologia de Superfície
Idealmente, é o primeiro método adotado para o reconhecimento de uma bacia sedimentar. Principiando pelo estudo sistemático dos afloramentos, com o apoio de fotografias aéreas e imagens de satélites, procura-se definir os tipos de rochas presentes na bacia, seu empilhamento estratigráfico e estilos estruturais presentes. A partir do estudo de fósseis e da datação radiométrica de eventuais rochas extrusivas presentes, busca-se estabelecer um arcabouço cronoestratigráfico, de extrema utilidade na definição das seqüências deposicionais. Ênfase especial é conferida à caracterização de potenciais rochas geradoras e rochas reservatório.
A Geologia de Superfície foi extensivamente utilizada no Brasil, desde os trabalhos pioneiros no século XIX até os anos 1970, produzindo mapas em detalhe e semi-detalhe de todas as bacias sedimentares terrestres prospectáveis: Acre, Solimões, Amazonas, Parnaíba, Potiguar, Recôncavo-Tucano-Jatobá, Sergipe, Alagoas, São Francisco e Paraná. Essa atividade teve forte presença de técnicos da Petrobras nos anos 50 e 60, com crescente presença de pesquisadores de diversas universidades brasileiras.
As primeiras locações exploratórias tiveram por base mapeamento de superfície, resultando em descobertas importantes para os anos 40 e 50, especialmente na bacia do Recôncavo: Candeias, Dom João, Água Grande, Buracica. Posteriormente a prospecção passou a se basear essencialmente em levantamentos sísmicos.
Longe de ser abandonados, os afloramentos mais didáticos passaram a ser utilizados para a montagem de cursos avançados de campo, especialmente nas bacias do Itajaí, Paraná, Recôncavo, Tucano, Chapada Diamantina, Sergipe e Alagoas, visando em cada uma o treinamento em temas específicos. É nesses locais que se pode aprender na prática como reconhecer fácies e processos turbidíticos, parasseqüências em sedimentos costeiros, sedimentação em bacias rift, geologia estrutural distensiva e compressiva, estratigrafia de alta resolução e sistemas deposicionais carbonáticos.
Sísmica
Os primeiros levantamentos sísmicos, na década de 60, eram compostos por dados analógicos, que apesar de rudimentares levaram à descoberta de campos importantes como Carmópolis (SE), Miranga e Araçás (BA). Foi somente no fim daquela década que chegou ao Brasil a tecnologia digital, inicialmente usada largamente em levantamentos 2D (Figuras 4-1 e 4-2), e responsável por inúmeras descobertas nas bacias do Recôncavo, Sergipe e Alagoas. Nos anos 70, o sucesso baseado em sísmica 2D chegou às bacias Potiguar e do Solimões, além das descobertas em bacias marítimas como Potiguar, Sergipe e Campos. A tecnologia 3D surgiu no início dos anos 80 e cresceu rapidamente, atingindo praticamente 100% dos levantamentos no século XXI. Esta tecnologia, aliada ao uso de estações de trabalho e de salas de visualização, domina o cenário exploratório e explotatório moderno, especialmente nos prospectos em águas profundas e ultra-profundas (Figuras 4-3, 4-4 e 4-5).
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Figura 4-1: Esquema de aquisição de dados sísmicos marítimos. Uma fonte, normalmente um canhão de ar, emite uma onda de choque que reflete nas camadas em subsuperfície, produzindo um eco que é registrado em hidrofones, e posteriormente processado para fornecer a melhor reprodução da geologia local.
Figura 4-2: Exemplo de seção sísmica 2D marítima. Neste caso a resolução estratigráfica pode chegar a 40 m. Observar a reflexão do fundo do mar e as deformações resultantes de halocinese.
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Figura 4-3: Exemplo de cubo sísmico 3D, com resolução estratigráfica da ordem de 20 m.
Figura 4-4: A tecnologia 3D permite expor qualquer atributo sísmico em qualquer superfície vertical, horizontal ou estratigráfica, como neste mapa de amplitude do sinal.
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Figura 4-5: Seção de Velocidade (SEVEL) construída em um cubo sísmico 3D. A presença de trechos com velocidades intervalares menores do que os vizinhos pode indicar a presença de rocha-reservatório com hidrocarbonetos.
Gravimetria e magnetometria
São métodos auxiliares, normalmente usados para se delinear as grandes feições do embasamento e estruturas de grande porte (Figura 4-6).
Figura 4-6: Exemplos da leitura de perfis gravimétricos e magnetométricos sobre meio-graben (A), falha (B), recife (C), intrusão ígnea (D) e domo salino (E) (Selley, 1985).
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5. PERFURAÇÃO E PRODUÇÃO
Modernamente os poços de petróleo são perfurados com sondas rotativas, que acionam a coluna de perfuração e conseqüentemente a broca tricone ou PDC, que é refrigerada por um sistema fechado circulante de fluido de perfuração (Figura 5-1). Nos poços horizontais a coluna permanece estática, e o fluido de perfuração injetado sob alta pressão faz girar uma turbina, que por sua vez gira a broca contra a rocha (Figura 5-2).
Figura 5-1: (A) Esquema de uma sonda de perfuração. A broca corta e tritura a rocha ao ser movimentada de forma circular, através da coluna de perfuração e a partir da mesa rotativa, por sua vez movida por uma bateria de motores diesel. A lama, ou fluido de perfuração, é injetada pelas bombas de lama por dentro da coluna de perfuração, sai em jatos na broca e volta pelo espaço anular, trazendo os fragmentos de rochas para serem retidos por peneiras, onde são amostrados. (B) Esquema de poço perfurado com a finalidade de testar uma feição dômica, com o objetivo de verificar os fluidos presentes no arenito abaixo do folhelho.
Figura 5-2: Esquema de perfuração de poço horizontal. http://whyfiles.org
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A B
Figura 5-3: Broca tricônica (A) e broca PDC (B). Ambas as brocas podem ser construídas com diferentes materiais, de diferentes resistências. A broca tricônica é composta de cones dentados montados sobre rolamentos. À medida que a broca gira em contato com o fundo do poço, os cones também giram e os dentes cortam a rocha. A broca PDC é rígida, com dentes fixos que escavam o fundo do poço.
As brocas mais utilizadas na perfuração de poços de petróleo são a tricônica e a PDC (Figura 5-3). Ambas apresentam vantagens e desvantagens. A broca PDC é mais cara, mas mais resistente, podendo permanecer perfurando por mais tempo, economizando em manobras para substituição e portanto reduzindo o tempo de sonda, que é extremamente caro. A broca tricone requer substituições mais freqüentes, mas ao cortar a rocha produz fragmentos maiores e amostras mais confiáveis. A amostragem fica muito prejudicada com a broca PDC, que produz somente farinha de rocha.
O fluido de perfuração preenche totalmente o poço, e durante a perfuração é mantido em um sistema dinâmico circulante fechado. Os fluidos de perfuração mais usados constam de uma base, que pode ser água doce, água salgada ou óleo, tratada quimicamente. Um químico de petróleo é responsável por manter o fluido de perfuração dentro de parâmetros adequados a cada situação, conforme se esteja perfurando folhelho, ou sal, ou arenito com gás, etc. Assim, muito cuidado é necessário ao se estabelecer propriedades do fluido como densidade (“peso”), viscosidade, salinidade, etc. A segurança de toda a operação depende da melhor adequação dessas propriedades a cada situação.
Dentre as principais finalidades do fluido de perfuração, podemos citar:
Lubrificar e resfriar a broca, prolongando sua vida útil;
Retirar os fragmentos de rocha, permitindo a coleta de amostras;
Manter uma pressão hidrostática para evitar que os fluidos da formação saiam sem controle do reservatório para o poço;
Sustentar as paredes do poço, evitando desabamentos.
Da mesma forma, podemos mencionar prejuízos que podem ser evitados pelo uso adequado do fluido de perfuração:
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A B
Invasão do espaço poroso do reservatório por filtrado do fluido de perfuração, contaminando o fluido ali existente;
Dano no reservatório, por entupimento dos poros;
Fraturamento das rochas por excesso de “peso”, causando perda de circulação;
Desabamento das paredes do poço, com potencial prisão da ferramenta.
O uso correto de revestimentos de aço é parte integrante da boa engenharia de petróleo, no sentido de se obter a melhor produção, ao menor custo e com a maior segurança (Figura 5-4). Os revestimentos são compostos por tubos unidos por roscas, e têm diâmetro um pouco menor do que o poço. São fixados no local por uma pasta de cimento, que é injetada por dentro do revestimento e retorna por fora, entre ele e a parede do poço.
Figura 5-4: Esquema hipotético de perfuração e revestimentos. Um poço pode conter todas essas etapas ou apenas algumas delas. Por exemplo, um poço terrestre com 4.000 m pode ser perfurado com 17 1/2” e revestido com 13 3/8” até 200 m, então perfurado com 12 ¼” e revestido com 9 5/8” até 2.000 m, e daí perfurado com 8 ½” até o final. Havendo óleo ou gás, será revestido com 7” para produção.
Figura 5-5: O BOP, ou Blow-Out Preventer, é peça essencial para a segurança da perfuração, ao fechar a cabeça do poço e impedir a produção descontrolada de óleo ou gás.
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Figura 5-6: Diferentes tipos de sonda. Terrestre, Jack-up (para águas entre 30 e 100 m), Semi-submersível e Navio-sonda (para águas mais profundas).
Todo poço perfurado tem um objetivo e uma finalidade.
A finalidade da perfuração pode ser testar para a presença de hidrocarbonetos uma situação nova, desconhecida, ou verificar a extensão de uma descoberta, ou estabelecer a produção em uma área já delimitada, ou promover injeção de fluido para manter a pressão do reservatório, etc.
O objetivo de um poço é o reservatório que ele busca investigar, ou colocar em produção para hidrocarbonetos, ou praticar a injeção.
Classificação de Poços na Petrobras
A Petrobras adota uma classificação de poços com base em sua finalidade, e expressa por um prefixo numerado, de 1 a 9. Os poços com prefixo de 1 a 6 são os exploratórios, e os com prefixo 7 a 9, explotatórios.
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1. Pioneiro
É toda perfuração praticada em um local inteiramente novo, buscando comprovar a presença de óleo ou gás onde não haja ainda certeza da presença desses fluidos nas rochas-reservatório.
2. Estratigráfico
É a perfuração executada com a finalidade primordial de buscar informações de caráter estratigráfico e sedimentológico, visando a aumentar o grau de conhecimento sobre a bacia.
3. Extensão
É o poço perfurado a poucos quilômetros de uma descoberta, na mesma estrutura, com a finalidade de confirmar a extensão da acumulação.
4. Pioneiro adjacente
É o poço perfurado em uma situação potencialmente favorável, adjacente à de uma descoberta comprovada.
5. Jazida mais rasa
É o poço perfurado dentro dos limites de um campo produtor conhecido, para testar a presença de hidrocarbonetos em um horizonte mais raso que o reservatório já estabelecido como produtor.
6. Jazida mais profunda
É o poço perfurado dentro dos limites de um campo produtor conhecido, para testar a presença de hidrocarbonetos em um horizonte mais profundo que o reservatório já estabelecido como produtor.
7. Desenvolvimento
É a perfuração com a finalidade específica de proceder à lavra, ou extração, ou explotação de óleo ou gás de uma acumulação conhecida.
8. Injeção
É o poço perfurado com a finalidade de injetar fluidos como gás, água ou vapor no reservatório, de forma a manter ou recuperar sua pressão estática.
9. Especial
É um poço perfurado com alguma outra finalidade, como por exemplo a obtenção de água doce, pesquisa de salgema, etc.
Denominação de poços na Petrobras
Os poços perfurados em terra recebem um nome de origem geográfica, obtido da região. Pode ser nome de cidade, vila, rio, fazenda, etc. A partir do nome constrói-se uma sigla com 2, 3 ou 4 letras. Exemplos: AR – Araçás; AG – Água Grande; CP – Carmópolis; SC – Sul de Coruripe; FTD – Fazenda Tomada; CSMC – Cidade de São Miguel dos Campos.
Os poços pioneiros perfurados no mar são designados a partir da sigla do Estado da Federação em frente ao qual ocorre a perfuração, seguida da letra S, significando Submarino: RNS, SES, BAS, ESS, RJS. A Bacia de Santos constitui uma exceção, já que há controvérsias acerca do domínio de cada Estado sobre trechos da plataforma continental. Assim, depois de se ter
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perfurado alguns SPS, PRS e SCS, conferiu-se aos poços o nome genérico de BSS (Bacia de Santos Submarino).
Uma vez confirmado o caráter comercial da acumulação marítima, o campo recebe o nome de um peixe ou de outra forma de vida marinha: Guaricema, Dourado, Garoupa, Marlim, Coral. A partir daí, os poços explotatórios perfurados no campo recebem o nome do campo, e também uma sigla de 2 ou 3 letras. Exemplos: GA, DO, GP, MR, CO.
Em todos os casos, há uma numeração seqüencial. 1-SES-1 foi o primeiro poço pioneiro perfurado na plataforma continental do Estado de Sergipe. 1-SES-30 foi o trigésimo poço pioneiro no mesmo Estado. 1-LP-1-ES foi o primeiro poço pioneiro perfurado na região de Lagoa Parda, no Estado do Espírito Santo. 7-LP-30-ES foi um poço de desenvolvimento, o trigésimo perfurado no Campo de Lagoa Parda, no Estado do Espírito Santo. 1-RJS-9 foi o nono poço pioneiro perfurado na plataforma continental do Estado do Rio de Janeiro. 7-GP-5-RJS foi um poço de desenvolvimento, o quinto perfurado no Campo de Garoupa, na plataforma continental do Estado do Rio de Janeiro.
Qualificação de poços na Petrobras
Quando um poço é perdido e se perfura outro no mesmo local, este é considerado uma repetição. Para a primeira repetição, acrescenta-se a letra A ao número do poço. Para a segunda repetição, a letra B; para a terceira, a letra C. Se houver uma quarta repetição, usa-se a letra E, porque a letra D é reservada para poços desviados. Poços horizontais recebem a letra H. Exemplos: Campo de Mero, na plataforma continental do Estado de Alagoas: 3- ME-2-ALS, 3-ME-2A-ALS, 3-ME-2B-ALS, 3-ME-2C-ALS. 1-SES-29D foi um poço pioneiro desviado, perfurado a partir da praia na costa sergipana. 7-MRL-21H-RJS é a designação de um poço horizontal perfurado no campo de Marlim Leste.
Classificações antigas
A classificação de poços perfurados antes de 1966 era feita pelo acréscimo de letras à sua sigla. CPx-2 = Carmópolis Extensão número 2. SJst-1 = São José Estratigráfico número 1. CPB-1 = Carmópolis B número 1, significando que tinha outro objetivo que não o estabelecido para o campo, no caso um reservatório mais raso.
Completação de poços de petróleo
Uma vez confirmada a presença de hidrocarbonetos em quantidade comercialmente aproveitável na rocha-reservatório, e decidida a colocação do poço em produção, ele deve ser completado. Para isso, no poço será descido e cimentado ou um revestimento desde a zona de interesse até a superfície, ou um liner desde a zona de interesse até a sapata do revestimento mais inferior. A seguir, instalam-se equipamentos de superfície, como a árvore de Natal, e o revestimento é perfurado por um canhão a cabo diante dos intervalos a serem colocados em produção (Figura 5-7). Esses procedimentos permitem que o fluido contido na rocha-reservatório se desloque para o poço e daí para a superfície, de forma controlada, podendo então ser armazenado ou transportado.
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Figura 5-7: Para ser colocado em produção, um poço é revestido e cimentado (A), o revestimento e cimento perfurados (B), podendo assim o fluido da formação chegar à superfície (C) controlado por uma Árvore de Natal (D).
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A B
C D
Figura 5-8: Exemplos de produção marítima, por plataforma fixa, monobóia ou plataforma semi-submersível.
Figura 5-9: Instalações de produção submarinas e programa de explotação do Campo de Marlim Sul. A boa engenharia de reservatórios busca drenar o máximo de óleo do reservatório, sem entretanto que um poço interfira predatoriamente com seus vizinhos.
Figura 5-10: Esquema do PETROBRAS 35, antigo navio petroleiro adaptado para atuar como FPSO (Floating, Producing, Storage, Offload) no Campo de Roncador, Bacia de Campos. O navio é equipado para separar e tratar gás, óleo, água e areia. O óleo é eventualmente transferido para um navio petroleiro, o gás pode ser transferido ou reinjetado nos poços, a água e a areia são descartadas. Um FPSO tem vida útil projetada para vinte anos, prazo em geral menor do que o estimado para o campo produtor.
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A moderna engenharia de reservatórios tem um compromisso com a eficiência, de forma a drenar o máximo de hidrocarbonetos do reservatório com o mínimo de poços, sempre evitando a interferência predatória entre eles (Figura 5-9). Esses conceitos não existiam no início da atuação da indústria, quando o que interessava era perfurar o maior número de poços para extrair o óleo o mais rapidamente possível, de preferência antes do vizinho (Figura 5-11).
Figura 5-11: Panorama de um campo de petróleo nos Estados Unidos no século XIX. Dezenas de poços eram perfurados lado a lado, para extrair o óleo rapidamente, em flagrante concorrência predatória.
COMPLETAÇÃO E PRODUÇÃO A 1877 m
OTC AWARDS
1992 e 2001
POÇO EXPLORATORIO PERFURADO A 2.777m
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Figura 5-12: Avanços sucessivos da tecnologia de perfuração em águas profundas, 1977-2000.
Nos anos 1980 e 1990, ficou evidente a necessidade de a Petrobras explorar e produzir petróleo em profundidades cada vez maiores. Para isso, foi necessário um expressivo salto tecnológico, alcançado pela parceria entre E&P, CENPES e COPPE/UFRJ (Figura 5-12). O reconhecimento mundial veio com a premiação conferida à Petrobras em 1992 e 2001 pela Offshore Technology Conference, realizada anualmente em Houston, no Texas.
6. O AMBIENTE DE SUBSUPERFÍCIE
A água contida nas rochas em subsuperfície obedece a limites de estabilidade, em termos de pH e potencial Eh (Figura 6-1). Normalmente a salinidade da água cresce com a profundidade, desde a água doce (<3.000 ppm NaCl) existente nos aqüíferos até as salmouras (300.000 ppm NaCl) encontrada em alguns campos de petróleo.
Uma parte da água contida nas rochas-reservatório é livre para se mover, podendo ser produzida nos poços, deslocar ou ser deslocada por outros fluidos como óleo ou gás. E uma parte da água não é móvel, ficando presa aos grãos na forma de água irredutível. Há também aquela água componente da estrutura cristalina de alguns minerais, como argilas e cloritas.
Figura 6-1: Potencial Eh e pH de alguns tipos de água (Selley, 1985).
Um fator essencial para a dinâmica petrolífera é a temperatura em subsuperfície, em geral expressa como gradiente térmico. Na maioria das bacias sedimentares, o gradiente varia entre 1,8oC/100 m e 5,5oC/100 m, com um valor médio de 2,6oC/100 m. Considera-se 60oC como a temperatura inicial para a geração de óleo. Em bacias com alto fluxo térmico, essa temperatura será atingida a profundidades menores do que em bacias com baixo fluxo térmico (Figura 6-2).
Figura 6-2: O início da geração de óleo depende da profundidade, que
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por sua vez depende do gradiente térmico (Selley, 1985).
A pressão exercida sobre rochas e fluidos em qualquer ponto em subsuperfície pode ser definida como:
Pressão Litostática: devida ao peso acumulado das rochas sobrejacentes;
Pressão Hidrostática: devida ao peso da coluna livre de água acima do ponto em questão;
Pressão Hidrodinâmica: devida ao movimento natural dos fluidos nas rochas-reservatório;
Ocorre sobrepressão quando a água da formação fica retida nas rochas, devido a isolamento por rochas selantes durante o soterramento.
7. OBTENÇÃO DE DADOS EM SUBSUPERFÍCIE
Uma parcela importante de informações é obtida durante a perfuração do poço, por observação do desempenho da perfuração e das propriedades do fluido de perfuração, além das amostras recolhidas.
Mudlogging
Literalmente, “perfil de lama”. Normalmente executado por companhias de serviço (Figura 7-1), que fornecem diversas informações em tempo real sobre o poço em perfuração (Figura 7-2).
Figura 7-1: Vista interna de uma cabine de mudlogging.
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Figura 7-2: Exemplo de um mudlog, exibindo taxa de penetração da broca, porosidade, profundidade, tipo de rocha, indícios de óleo e gás, cromatografia do gás e descrição das amostras de calha. Além disso, podem ser fornecidos temperatura e salinidade da lama, volumes dos tanques de lama, etc.
Amostragem
As rochas atravessadas durante a perfuração podem ser amostradas de três formas: calha, testemunhos e amostras laterais.
1) Amostras de calha: obtidas a partir dos fragmentos cortados pela broca de perfuração, são coletadas na peneira de lama a intervalos variáveis, de acordo com o interesse no momento – a cada 3, 6 ou 9 m, de modo geral. As amostras de calha são examinadas na lupa (Figura 7-3), para que o geólogo junto ao poço saiba que tipo de rocha está sendo perfurado, e se esta rocha contém ou não óleo. Às vezes o óleo pode ser observado diretamente, mas com freqüência utiliza-se um aparelho chamado fluoroscópio (Figura 7-4).
Figura 7-3: Lupa binocular comumente utilizada no exame de amostras no campo.
Figura 7-4: Fluoroscópio onde a amostra é submetida à luz ultravioleta, emitindo um brilho amarelo se contiver óleo.
2) Testemunhos são amostras especiais obtidas durante a perfuração de um poço, mediante a substituição da broca comum de destruição por uma broca anelar (Figura 7-5), que corta a rocha preservando um núcleo central, o qual é coletado em um barrilete com 9 ou 18 metros de comprimento. O testemunho (Figura 7-6) é uma amostra nobre, por permitir um exame mais completo da rocha, incluindo contatos entre camadas e estruturas sedimentares, além dos indícios de hidrocarbonetos. Além disso, o testemunho provê amostras mais seguras, livres de contaminação, para estudos de bioestratigrafia e de geoquímica, e permite extrair corpos de prova para ensaios petrofísicos. Entretanto, cortar um testemunho é uma operação bastante cara, o que a torna bastante rara. Durante a perfuração do poço, uma vez estabelecida a
necessidade de se obter um testemunho, é preciso (1) circular o fluido de perfuração para condicionar o poço; (2) retirar a coluna de perfuração para remover a broca de destruição; (3) montar o conjunto broca de testemunhagem-barrilete-coluna de perfuração; (4) descer essa ferramenta até o fundo do poço; (5) cortar o testemunho – em torno de um metro por hora; (6) retirar a coluna de perfuração do poço; (7) retirar o testemunho do barrilete; (8) descer novamente a coluna com broca e retomar a perfuração normal. Em poços com 3000 m toda essa operação pode tomar dois dias.
Figura 7-5: Broca anelar para a obtenção de testemunhos.
Figura 7-6: Exemplo de testemunho com 14 m de comprimento, serrado ao meio para facilitar a descrição. Ele é acondicionado em caixas plásticas com um metro de comprimento cada uma, ficando o topo acima, à esquerda, e a base abaixo, à direita. As partes mais escuras são mais argilosas; as mais claras, rocha fechada; e as acastanhadas, arenito com óleo.
3) Amostras laterais podem ser opcionalmente obtidas após a perfuração e a perfilagem do poço, cortando-se pequenos cilindros de rocha em pontos selecionados, através de uma ferramenta a cabo especificamente descida no
poço para essa finalidade (Figura 7-7). Nessa amostra se pode medir parâmetros petrofísicos como porosidade, permeabilidade e pressão capilar, além de se conferir a presença de óleo.
Figura 7-7: Amostras laterais são cortadas na parede do poço aberto, por uma ferramenta descida no poço por um cabo.
Finalidades da amostragem:
Permitir o exame das fácies e fluidos contidos, o que é mais completo nos testemunhos.
Permitir a amostragem para análises especiais, como petrofísica, bioestratigrafia e geoquímica (tipo, quantidade e qualidade da matéria orgânica contida na rocha).
Bioestratigrafia
A bioestratigrafia na indústria do petróleo baseia-se essencialmente em microfósseis, que pelo seu tamanho podem ser encontrados em qualquer tipo de amostra. Os microfósseis mais utilizados em bioestratigrafia podem ser:
Marinhos , como foraminíferos planctônicos (Figura 7-8), nanofósseis calcários e radiolários. No Brasil são utilizados nas seções marinhas do Pensilvaniano da Bacia do Solimões e no Cretáceo/Terciário das bacias costeiras.
Não-marinhos , como ostracodes (Figura 7-9), utilizados na seção continental eocretácea em bacias como Potiguar, Alagoas, Recôncavo e Tucano.
Em ambos os ambientes encontra-se os palinomorfos.
Os microfósseis mais utilizados em paleoecologia são os foraminíferos bentônicos.
Figura 7-8: Alguns exemplos de foraminíferos planctônicos e bentônicos, especialmente importantes nas seções neocretácea e terciária no Brasil.
Figura 7-9: Alguns exemplos de ostracodes não marinhos, de grande aplicação bioestratigráfica no Cretáceo Inferior no Brasil..
8. AVALIAÇÃO DAS FORMAÇÕES
Os métodos mais utilizados na indústria do petróleo para se avaliar as rochas em subsuperfície, do ponto de vista petrolífero, são os perfis, os testes de formação a cabo e os testes de formação por tubulação.
Perfil é o registro contínuo das propriedades físico-químicas das rochas ao longo do poço, mediante o uso de equipamentos especiais. (Soeiro, 2003)
Objetivos da perfilagem
Qualitativos
-Definição estratigráfica
-Identificação de litologia
-Correlação geológica
-Identificação de fluido (gás, óleo, água)
-Identificação de fraturas
-Qualidade do reservatório
Quantitativos
-Resistividade
-Porosidade
-Radioatividade
-Permeabilidade
-Saturação de hidrocarbonetos
Principais Perfis
Indução e Laterolog: medem a resistividade das rochas. Esta informação será útil para se calcular a salinidade da água da formação e a quantidade de água e de hidrocarbonetos. Também se utiliza estes perfis para a correlação geológica.
Densidade: mede a densidade da rocha, permitindo calcular a porosidade.
Neutrão: mede diretamente a porosidade da rocha.
Sônico: mede o tempo de trânsito da onda sonora na rocha, permitindo calcular sua porosidade e as velocidades sísmicas, fornecendo ainda a integração da profundidade com o tempo do registro sísmico.
Raios Gama: mede a radiação natural gama das rochas, permitindo estimar sua argilosidade.
Imagens: medem a resistividade ou o tempo de trânsito da onda sonora em alta resolução, o que pode ser expresso na forma de imagem que reproduz o aspecto da rocha. Podem ser “vistas” estruturas sedimentares, fraturas, a atitude das rochas, etc.
Esquema de operação de perfilagem terrestre
Os perfis elétricos, acústicos e radiativos são registrados em uma unidade (em terra, um caminhão), a partir de uma ferramenta descida no poço por um cabo (Figura 8-1). As informações são coletadas pela ferramenta à medida que sobe pelo poço a uma velocidade constante, transmitidas através do cabo e gravadas em meio magnético na unidade de perfilagem.
Figura 8-1: Esquema de operação de perfilagem terrestre.
Conceitos importantes
Em sedimentologia, considera-se matriz a fração mais fina da rocha, em contraste com o arcabouço de grãos.
Para o intérprete de perfis a matriz corresponde aos constituintes sólidos da rocha, com exceção das argilas contidas no espaço poroso.
MATRIZ 1 - T
Água absorvida
T
Argila
Água de argila
Fluido livre: Sw + So + Sg e
e = Porosidade efetiva. A porosidade medida no perfil é a T.
Principais utilidades dos perfis
Resistividade Salinidade, fluidos, correlação.
Acústicos Velocidade, porosidade, fluidos.
Radioativos Argilosidade, porosidade, litologia, fluídos, correlação entre poços
Imagens Estruturas sedimentares, fraturas, atitude de camadas.
Calibre Diâmetro do poço
Sísmico vertical Velocidade, sismogramas.
A fórmula de Archie
Archie deduziu empiricamente nos anos 1940:
F = a/ m
Onde: F é o Fator de Formação
a é uma constante empírica
é a porosidade do reservatório
m é o Fator de Cimentação
F = Ro/Rw
Onde Ro é a resistividade da rocha completamente saturada com uma salmoura de resistividade Rw.
Para uma dada porosidade, Ro/Rw permanece constante por um largo espectro de resistividade da água.
Para a maioria das rochas consolidadas, a = 1 e m = 2.2.
Nos reservatórios com hidrocarbonetos, Sw é a fração de rocha com água da formação, então (1-Sw) é o volume de espaço poroso contendo hidrocarbonetos.
Swn = FRw/Rt
Onde n é o expoente de saturação e Rt é a resistividade verdadeira da formação. n normalmente é próximo de 2.
FRw = Ro quando a formação está 100% saturada com água de resistividade Rw.
Assim: Sw = (Ro/Rt)
Ou: Sw = (a.Rw/ m Rt)
A resistividade da água Rw sofre variações consideráveis em escala de bacia, mas pode ser considerada localmente constante, e obtida a partir de água recuperada em testes de formação. A tarefa de interpretação resume-se então à leitura de no perfil de porosidade e de Rt no perfil de resistividade a cada ponto da rocha-reservatório, aplicando-se em seguida a fórmula de Archie. Nos pontos onde Sw for menor do que 0,6, ou 60%, é grande a chance de uma parte
importante da água calculada ser irredutível, ou imóvel, com o que o reservatório produzirá somente hidrocarbonetos.
Muitas variações desta fórmula foram deduzidas para circunstâncias específicas. Por exemplo, a Equação Humble, para rochas inconsolidadas da costa do Golfo do México, onde a = 0.62 e m = 2.15 dá melhores resultados.
A presença de argila ou de pirita exige modificações consideráveis na fórmula.
Layout de um perfil
Pista 1
Pis
ta d
e p
rofu
nd
ida
de
Pista 4Pista 2 Pista 3
Escalas Verticais:
1:1000: Cada traço horizontal equivale a 5 metros
1:200: Cada traço horizontal equivale a 1 metro
Figura 8-2: Esquema básico de apresentação dos perfis.
9. PERFILAGEM CONVENCIONAL
Calibre (Caliper)
Fornece o registro contínuo do diâmetro do poço em polegadas, possibilitando, por exemplo, a identificação de zonas com desabamentos e formação de reboco (Figura 9-1). O reboco se forma em conseqüência da invasão da formação por parte do fluido de perfuração. A parte líquida do fluido, o filtrado, entra nos poros da rocha substituindo parte do fluido naturalmente existente, e a parte sólida do fluido, o reboco, se deposita na parede do poço, podendo causar importantes reduções no diâmetro do mesmo.
Figura 9-1: Exemplo de perfil de calibre.
Figura 9-2: Esquema da ferramenta de medição de calibre.
6 16Cali (pol)
BS=8 1/2”
ZONA COMARROMBAMENTO
ZONA COMFORMAÇÃO DE
REBOCO
PISTA 1
Braço docaliper
Potencial Espontâneo (Spontaneous Potential – SP)
É um registro, apresentado em milivolts em escala linear na Pista 1, da diferença de potencial elétrico entre dois eletrodos: um móvel dentro do poço e outro fixo na superfície (Figura 9-3). O potencial elétrico é gerado pelo contraste entre as salinidades da água da formação e do filtrado do fluido de perfuração. Se a salinidade da água da formação for maior que a do filtrado, o SP sofre uma deflexão para a esquerda; se for menor, a deflexão será para a direita. Diante de rochas não reservatório, não há deflexão e o SP segue o que se chama “linha de folhelho”. De uma forma bastante rudimentar, o SP indica qualitativamente a permeabilidade da rocha-reservatório. Este perfil é mais confiável em poços terrestres, em conseqüência da dificuldade de se fixar um eletrodo de superfície em poços marítimos.
Figura 9-3: Esquema de registro do Potencial Espontâneo (SP)
Perfil de Raios Gama (Gamma Ray - GR)
É o registro, apresentado em escala linear na Pista 1, da radioatividade natural das rochas, medida através de um cintilômetro. A escala utilizada baseia-se em um padrão API, em geral de 0 a 150. É utilizado na definição de litologia, na correlação estratigráfica, na estimativa do volume de argila e na identificação de minerais radioativos. Em geral a radioatividade natural das rochas resulta da presença de elementos radioativos como Urânio, Tório e Potássio, mas para discriminá-los é necessário correr o perfil de Raios Gama Spectral. Como há uma tendência de esses elementos se fixarem em rochas mais finas, argilosas, o perfil de raios gama pode ser uma ferramenta auxiliar na interpretação de elementos deposicionais (Figura 9-6). Contudo, é necessário ter cautela no caso dos arcóseos, onde a alta leitura de raios gama reflete a presença de feldspato potássico, e não uma granulometria mais fina. Sais de potássio como a silvinita também apresentam altas leituras de raios gama. Picos anormais em folhelhos podem estar refletindo a presença de matéria orgânica, comumente enriquecida em Urânio (folhelhos geradores).
fluxo de corrente do SP
Eletrodomóvel
Eletrodofixo (peixe)
Unidade
Figura 9-4: Apresentação das curvas de SP e GR na Pista 1. A baixa leitura de GR (verde) indica que o Arenito B é pouco argiloso; A curva de SP (vermelho) indica que o Arenito B é permeável e contém água com salinidade maior que a do filtrado do fluido de perfuração.
Figura 9-5: Resposta do perfil de raios gama frente a folhelhos radiativos, mostrando leituras bem mais altas.
RESPOSTA DO RAIOS GAMA
FRENTE A FOLHELHOS RADIOATIVOS
04
GR 700CALIPER 14BS= 6 1/8”
CIGEO
B R
P E T R O B R A SE & P - AM / GEXP / GEAGEO
2750
2775
2800
2825
2850
2725
Arrombamento Intenso
Pacote de folhelho ricoem matéria orgânica
Apresentam altopotencial para geraçãode Hidrocarbonetos
GR (API)SP
00
150100
1750
Folhelho
ArenitoA
ArenitoB
Folhelho
A combinação do SP com oGR mostra que, de fato, azona b é um reservatório deQualidade superior, ou seja:menor argilosidade.
APRESENTAÇÃO DAS CURVAS DE GR E DE SP(Pista 1 – escala linear)
PERFIL DE RAIOS GAMA-GR
Resposta do perfil de raios gama a elementos deposicionais
Caixote Árvore de Natal Sino invertida
Figura 9-6: Resposta do perfil de raios gama frente a diversos elementos deposicionais. Um padrão em caixote pode representar espessa sucessão de camadas arenosas, como resultado da ação de sistemas fluviais entrelaçados, ou retrabalhamento eólico, ou preenchimento de canyon submarino; ou pode representar uma espessa sucessão de camadas carbonáticas, como resultado de uma plataforma ou recife. Um padrão em árvore de Natal invertida é normalmente associado a granocrescência ascendente, comum em barras de distributários, por exemplo. Um padrão em sino é comumente associado a granodecrescência ascendente, com freqüência encontrada em barras em pontal. Em qualquer caso a interpretação geológica não prescinde de dados de rochas. (Cant, 1992).
Figura 9-7: Exemplo de análise faciológica, integrando-se o padrão do perfil de Raios Gama com a amostragem obtida em testemunhos (Bruhn et al., 1985).
Perfis de indução
A bobina transmissora gera um campo magnético, que induz correntes circulares nas camadas que, por sua vez, geram campos magnéticos induzindo sinais na bobina receptora (Figura 9-8). Como a intensidade das correntes induzidas na formação é proporcional à sua condutividade, o sinal induzido na bobina receptora é também proporcional à condutividade da formação e, portanto, inversamente proporcional a sua resistividade. Em geral este é o perfil mais confiável para se obter a resistividade da formação, Rt (Figura 9-9). Quando se perfura seções evaporíticas, é preciso evitar cavernas por dissolução com o uso do fluido de perfuração saturado em sal, o que torna o perfil de indução inoperante. Neste caso ele é substituído pelo perfil Lateral.
Figura 9-8: Esquema da ferramenta de indução.
Bobina TransmissoraCorrente Constante
Bobina Receptora
Campo Magnético
emf
IL
IT
Corrente Induzida
Acoplamento DiretoSinal xEsquema
Figura 9-9: Apresentação do perfil de indução. As curvas de resistividade são traçadas em escala logarítmica na Pista 4. O perfil de indução é normalmente acompanhado dos de raios gama e/ou SP e calibre, registrados em escala linear na Pista 1.
Perfis de porosidade: Sônico, Densidade e Neutrão
Perfil Sônico Compensado ( Borehole Compensated Sonic - BHC ) . Princípio: Os dois transmissores geram ondas sísmicas que se propagam pela lama e pelas rochas até atingirem os receptores. Os tempos de detecção podem ser balanceados para compensar o fato de as quatro trajetórias terem percorrido distâncias diferentes, através da lama do poço (Figura 9-10).
Figura 9-10: Esquema de registro do perfil sônico. O perfil é corrido enquanto a ferramenta é tracionada, imersa na lama de perfuração. O perfil é chamado de compensado porque utiliza dois transmissores e quatro registradores, buscando medir o tempo de trânsito da onda sonora na formação.
Transmissor Superior
Transmissor Inferior
R1R2
R3R4
Material Vma (pé/s) DTma (s/pé)
Arenito 18.000 – 19.500 55,5 – 51,0
Calcário 21.000 – 23.000 47,6 – 43,5
Dolomito 23.000 43,5
Anidrita 20.000 50,0
Halita 15.000 67,0
Tubos 17.500 57,0
Tabela 3: Velocidades sônicas e tempos de trânsito em algumas rochas e minerais.
Figura 9-11: Apresentação do perfil sônico. O tempo de trânsito medido pela ferramenta é expresso na Pista 4, em escala linear, crescendo da direita para a esquerda, de 40 a 240 s/pé (em vermelho). No mesmo perfil, dentro da coluna de profundidades, está o Tempo de Trânsito Integrado TTI, cada traço valendo um milisegundo. Comumente o perfil sônico é apresentado no mesmo documento com os perfis de indução (verde, Pista 4) e raios gama (preto, Pista 1).
TTI: O Tempo de Trânsito Integrado resulta do plot da velocidade sônica contra a profundidade. Cada tracinho equivale a um milisegundo. Normalmente é impresso um traço maior a cada dez milisegundos.
V = e/t
e = V/t
Exemplo: Intervalo 3015-3020 m, figura 46. O tempo de trânsito (curva vermelha) DT = 60 s/pé; a Velocidade é o inverso do tempo de trânsito. Para converter microsegundos para segundos, multiplica-se por 10^6. Para converter pés em metros, divide-se por 3,28.
V = 10^6/60 = 16666 pés/s = 5081 m/s
B RP E T R O B R A S
E & P - A M / G E X P / G E A G E O / C A F
D T2 4 0 4 0G R ( U A P I )0 1 5 0C A L ( p o l )4 1 4
B S = 6 1 / 8 ” A H T - 9 0 ( O h m . m )0 . 2 2 0 0 00 . 2 2 0 0 00 . 2 2 0 0 0
A H T - 6 0 ( O h m . m )A H T - 1 0 ( O h m . m )
3 0 0 0
3 0 2 5
1 : 2 0 0A I T / B H C / G R
T T I
)/( pés1 - F F - 1 - G G
C u r v a d o T e m p o d e T r â n s i t o : P i s t a 4 , e s c a l a l i n e a r ( 2 4 0 a 4 0 ) I n t e g r a ç ã o ( T T I ) : M a r c a ç ã o n o l a d o d i r e i t o d a p i s t a d e p r o f u n d i d a d e
( c a d a t r a ç o e q u i v a l e a 1 m i l i s e g u n d o ) .
A P R E S E N T A Ç Ã O D O S Ô N I C O)/( pés
O espaço entre dois tracinhos será V/t (t em milissegundos, ou 0,001 s)
e = V/t = 5081/0,001 = 5,08 m
Com esta velocidade, os tracinhos são impressos a cada 5,08 m.
Utilização: contam-se os traços do TTI desde a profundidade desejada até a superfície; extrapola-se para o intervalo não perfilado, como por exemplo a água do mar. Multiplica-se o resultado por dois para obter o tempo duplo de reflexão. Este valor pode ser cotejado com a profundidade em tempo duplo do refletor na seção sísmica.
Obtenção da porosidade com o perfil sônico
O espaço poroso está preenchido por um fluido f, com tempo de trânsito tf.
A rocha propriamente dita, excluído o espaço poroso, é chamada de matriz e tem um tempo de trânsito tma.
tperfil = tf . + (1 - ) . tma
tperfil = tf . + tma - tma .
tperfil = . (tf - tma) + tma
tperfil - tma
= --------------------------------tf - tma
Uma alternativa é usar o gráfico:
Figura 9-12: Gráfico para o cálculo de porosidade a partir do perfil sônico. No exemplo, a leitura do perfil sônico é 74 s/pé. Para um arenito pouco consolidado, a velocidade da matriz é 18.000 pés/s = 14%; Para um arenito mais consolidado, a velocidade da matriz é 19.500 pés/s = 16,5%.
16,5%
14,0%
Perfil de Densidade ( Formation Density Compensated – FDC ) - Princípio: Uma fonte radioativa aplicada na parede do poço emite raios gama de média energia (Figura 9-13). Esses raios gamas desalojam elétrons e são defletidos em relação às suas trajetórias de colisão, havendo um efeito de espalhamento (efeito Compton). A ferramenta mede os raios gamas espalhados. Quanto mais densa a formação, mais elétrons ela possui, e mais raios gama de espalhamento são detectados. Este perfil também é conhecido como gama-gama. Além de ser o perfil mais confiável para se medir a porosidade das rochas-reservatório, ele também é utilizado para interpretação litológica e para a definição de reservatórios com gás, em conjunto com o perfil Neutrão.
Figura 9-13: Esquema de registro do perfil de densidade. O perfil é corrido enquanto a ferramenta é tracionada, pressionada contra a parede do poço.
Efeito Compton
Reboco
Fonte
DetetorPróximo
DetetorLonge
e-
BR
PETROBRAS - E & P - AM / GEXP / GEAGEO / CAF
BR PETROBRAS
- E & P - AM / GEXP / GEAGEO / CAF 1 - SSS - 1 - AA
RHOB 2 3 NPHI 45 - 15
GR 0 150 CAL 4 14
BS= 6 1/8”
2925
2900
DRHO .25 - .25 1:200
APRESENTAÇÃO DO PERFIL DENSIDADE Curva do densidade: Pista 4 Curva da correção: Pista 3
Escala Horizontal de RHOB: ( 2 a 3 g/cm 3 ) Escala Horizontal de DRHO: ( - 0,25 a 0,25 g/cm 3 )
Figura 9-14: Apresentação do perfil de densidade. O valor de densidade é registrado em curva contínua na Pista 4, aumentando da esquerda para a direita, de 2 a 3 g/cm 3 . Esta variável é designada como RHOB, do grego b, ou Bulk Density, ou seja a densidade total da rocha, lida pelo perfil. Sendo o perfil corrido contra a parede do poço, sofre grandes influências da rugosidade da mesma. As correções daí derivadas são apresentadas na pista 3 pela curva tracejada de DRHO, do grego , Delta Ro. Comumente o perfil de densidade é apresentado junto com o de raios gama.
Obtenção da porosidade com o perfil densidade
O espaço poroso está preenchido por um fluido f, com densidade f.
A rocha propriamente dita, excluído o espaço poroso, é chamada de matriz e tem uma densidade ma.
b = f . + (1 - ) . ma
b = f . + ma - ma .
b = . (f - ma) + ma
ma - b
= --------------------------ma - f
O perfil de densidade permite uma leitura direta de porosidade:
Figura 9-15: Exemplo de leitura direta de porosidade a partir do perfil de densidade.
Perfil Neutrão Compensado ( Compensated Neutron Log – CNL ) - Princípio: Uma fonte de nêutrons emite nêutrons de alta energia que penetram na formação. Os nêutrons perdem energia devido às colisões elásticas com átomos da formação. A quantidade de energia perdida depende da massa relativa do núcleo no qual o nêutron colide. A maior perda de energia ocorre quando o nêutron colide com núcleo de partículas de igual massa (hidrogênio). No estado termal são capturados por átomos de H e Cl. Este perfil é utilizado para leitura direta de porosidade a poço aberto e a poço revestido, e para a definição de reservatórios com gás, em conjunto com o perfil Densidade.
B R
P E T R O B R A S- E & P -AM / GEXP / GEAGEO / CAF
B R
P E T R O B R A S- E & P -AM / GEXP / GEAGEO / CAF
1-SSS-1-AARHOB2 3
GR0 150CAL4 14
BS= 6 1/8”
MR
=
2925
2900
DRHO .25-.25
2,652,6518 %18 %
21 %21 % 3 %3 %
6 %6 %
9 %9 %
12 %12 %
15 %15 %
24 %
1:200
FDC (Formation Density Compensated)
LEITURA DIRETA DA POROSIDADE (DENSIDADE)1-) Marcar a linha referente ao RHOB da matriz (arenito=2,65 g/cm3).
2-) Cada linha vertical à esquerda da linha da densidade de matrizequivale a 3% de porosidade.3-) O valor da porosidade no ponto assinalado é 24 %.
Figura 9-16: Esquema da ferramenta do perfil Neutrão.
Figura 9-17: Apresentação do perfil Neutrão. A curva é designada de NPHI (de Neutron Porosity, N), e registrada na Pista 4, aumentando da direita para a esquerda, de –15 a 45.
Fonte de AmBe (16 Curie)
Detetores Termais
Detetores Epitermais
Esquema do Perfil NeutrãoQuanto maiora contagem de
nêutrons termais,menor a porosidade
B R
P E T R O B R A S- E & P - AM / GEXP / GEAGEO / CAF
B R
P E T R O B R A S- E & P - AM / GEXP / GEAGEO / CAF
1-SSS-1-AARHOB2 3NPHI45 -15
GR0 150CAL4 14
BS= 6 1/8”
2925
2900
DRHO .25-.251:200
CNL (Compensated Neutron Log)APRESENTAÇÃO DO PERFIL NEUTRÃO
Pista :4Escala Horizontal: Unidades de Porosidade (45 a -15 %)
O perfil neutrão também permite uma leitura direta de porosidade:
Figura 9-18: Exemplo de leitura direta de porosidade no perfil neutrão. Observar que o perfil é calibrado para calcário, e para ler porosidade de arenitos é necessário somar 4% ao valor lido.
Apresentação conjunta dos perfis de densidade e neutrão – Este formato tem a grande vantagem de permitir a definição visual de reservatórios com gás, caso em que a leitura do neutrão sofre forte inflexão para a direita, enquanto que o perfil de densidade deflete para a esquerda (Figura 9-19).
Figura 9-19: Perfis de densidade (preto contínuo) e neutrão (vermelho tracejado). O paralelismo das curvas aponta para reservatórios com água ou óleo.
B R
P E T R O B R A S- E & P -AM / GEXP / GEAGEO / CAF
B R
P E T R O B R A S- E & P -AM / GEXP / GEAGEO / CAF
1-SSS-1-AANPHI45 -15
GR0 150CAL4 14
BS= 6 1/8”
2925
2900
0 %0 %
3 %
6 %
9 %
12 %
15 %
18 %
20 %
20%+4%=24%
1:200
LEITURA DIRETA DA POROSIDADE (NEUTRÃO)1-) A curva do neutrão é apresentada em unidade de porosidade.2-) Nesta escala cada linha vertical equivale a 3% de porosidade.
3-) Marcar a linha do zero (0%) de porosidade.4-) No ponto assinalado a leitura é 20%.
5-) Como o equipamento do neutrão é calibrado para calcário, adicionar 4% para a porosidade lida, portanto a porosidade real é 24%.
CNL (Compensated Neutron Log)
B R
P E T R O B R A S- E & P -AM / GEXP / GEAGEO / CAF
B R
P E T R O B R A S- E & P -AM / GEXP / GEAGEO / CAF
1-SSS-1-AARHOB2 3NPHI45 -15
GR0 150CAL4 14
BS= 6 1/8”
2925
2900
DRHO .25-.251:200
APRESENTAÇÃO DO PERFIL DO CONJUNTO DENSIDADE/NEUTRÃO
PERFIS DE POROSIDADE
Respostas dos perfis nos sedimentos
Figura 9-20: Modelo teórico de resposta dos perfis nos sedimentos. As respostas dos perfis estão sujeitas a variações, em função de argilosidade, do tipo de argila, da relação Rw/Rmf, do diâmetro de invasão, de constituintes mineralógicos, etc….
Figura 9-21: Resposta dos perfis nos minerais. Anidrita, diabásio e dolomita mostram altos valores de densidade, enquanto que halita e silvinita têm densidades muito baixas; no tempo de trânsito sônico ocorre o inverso.
RGRtRxo
NphiRhob DT
FLHBGCP
ARNH2O D
ARNH2O DoceFLM
MGCP
ARN C\GÁS
ARN C\ÓLEO
ARN C\H2O Sal FLH
AGCP
RGRtRxo
NphiRhob DTRG
RtRxo
NphiRhob DT
FLHBGCP
ARNH2O D
ARNH2O DoceFLM
MGCP
ARN C\GÁS
ARN C\ÓLEO
ARN C\H2O Sal FLH
AGCPBGCP=Baixo Grau de CompactaçãoMGCP=Médio Grau de CompactaçãoAGCP=Alto Grau de Compactação
Este é um modelo teórico. Devemos ter em mente que as respostas dos perfisestão sujeitas a variações, em função de argilosidade, do tipo de argila,
da relação Rw/Rmf, diâmetro de invasão, constituintes mineralógicos, etc….
RESPOSTAS DOS PERFIS NOS SEDIMENTOS
Respostas dos Perfis nos Minerais
Dt=50 µs/pé, Rhob=2,98 g/cm3, Nphi=-2 up, Gr=baixo
Dt=67 µs/pé, Rhob=2,04 g/cm3, Nphi=-3 up, Gr=baixo
AND
HAL
Dt=74 µs/pé, Rhob=1,86 g/cm3, Nphi=-3 up, Gr=altoSLV
Dt=43,5 µs/pé, Rhob=2,85 g/cm3, Nphi=1 up, Gr=mod.DOL
Dt=47,5 µs/pé, Rhob=2,75 g/cm3, Nphi=0 up, Gr=baixoCAL
Dt=55,5 µs/pé, Rhob=2,65g/cm3, Nphi=-2 up,Gr=baixoQTZ
Dt=49 µs/pé, Rhob=2,98 g/cm3, Nphi=2 up,Gr=baixoDIA
IDENTIFICAÇÃO LITOLÓGICA
APLICAÇÕES DOS PERFIS
Figura 9-22: Perfil interpretado com identificação das diferentes litologias.
Figura 9-23: Uso dos perfis de resistividade, densidade e neutrão para distinguir reservatórios com gás, óleo e água. No intervalo 2543-2566 m a resistividade é alta, indicando a presença de hidrocarbonetos; e
a separação entre as curvas de densidade (contínua) e porosidade neutrão (pontilhada) aponta para gás. A 2583 m há uma queda abrupta na leitura de resistividade, indicando um contato óleo-água. Acima desse ponto é pequena a separação entre as curvas de densidade e de porosidade neutrão, indicando a presença de óleo.
Perfil Interpretado
RHOBNPHI
DTGR 1500 40140-1545
2 3CALI8 18
HAL
DIA
AND
FLH
ARN
DMT
IDENTIFICAÇÃO DE LITOLOGIA
G á s ( Ø d > > > Ø n , R t )
Ó l e o ( Ø d > Ø n , R t )
Á g u a S a l g a d a ( Ø d = Ø n , R t )
B RP E T R O B R A S
- E & P - A M / G E X P / G E A G E O / C A FC O M P O S I T E L O G B R
P E T R O B R A S- E & P - A M / G E X P / G E A G E O / C A F
C O M P O S I T E L O G B RP E T R O B R A S
- E & P - A M / G E X P / G E A G E O / C A FC O M P O S I T E L O G
D T1 3 5 3 5R H O B2 3P H I N4 5 - 1 5
G R0 1 5 0C A L6 1 6
B S = 8 1 / 2 ” R T0 . 2 2 0 0 01 - L L L - 1 - L L
2 5 5 0
2 5 7 5
2 5 8 3 m
2
22 ndc
C o r r e ç ã o d a p o r o s i d a d ep a r a o e f e i t o d o g á s
R E S E R V A T Ó R I O S C O N V E N C I O N A I S
Check-shot
É um levantamento sísmico no poço, efetuado para medir o tempo sísmico da superfície até uma determinada profundidade. A velocidade das ondas P das formações perfuradas pelo poço podem ser medidas diretamente, descendo-se um geofone até cada formação de interesse, produzindo uma onda de choque na superfície e registrando o sinal resultante (Figura 9-24). Os dados podem então ser utilizados para corrigir o perfil sônico e gerar um sismograma sintético, de modo a confirmar ou modificar as interpretações sísmicas. O check-shot difere do Perfil Sísmico Vertical (VSP) no número e densidade dos registros em profundidade; o geofone pode ser posicionado em lugares quaisquer, enquanto que no VSP muitos geofones são usados a intervalos regularmente espaçados dentro do poço. (www.glossary.oilfield.slb.com/).
Figura 9-24: Esquema de registro do check-shot. Ondas de choque são geradas na superfície enquanto o geofone é posicionado a diferentes profundidades dentro do poço. As velocidades registradas são utilizadas para calibrar o perfil sônico e gerar um sismograma sintético (Schlumberger WEC Brasil 1985).
10. TESTE DE FORMAÇÃO A CABO
É efetuado por um aparelho descido no poço por meio de cabo, para tomar medidas de pressão e proceder à amostragem do fluido da formação (Figuras 10-1 e 10-2)
.
Figura 10-1: Equipamento “RFT” (Repeat Formation Test) que possibilita, antes da amostragem, a realização de Inúmeros pré-testes com tomadas de pressão. Utiliza duas câmaras para amostragens de fluidos.
Figura 10-2: “MDT” (Modular Formation Dynamics Tester) - Equipamento de última geração com inovações tais como:-Amostragem PVT-Mini teste de formação-Possibilita coletar amostras de fluidos da formação sem contaminação do fluido de perfuração.
Objetivos do testador a cabo:
1-Obter a pressão estática dos reservatórios.
2-Estimar a permeabilidade efetiva dos reservatórios.
3-Obter os gradientes de pressão estática.
4-Obter as densidades dos fluidos dos reservatórios.
5-Identificar os tipos de fluidos.
6-Determinar contatos entre fluidos.
7-Detectar a variação dos contatos entre fluidos, após a produção.
8-Efetuar correlação entre acumulações de um campo de óleo e gás.
11. TESTE DE FORMAÇÃO POR TUBULAÇÃO
Serve para conectar a pressão do reservatório com a pressão atmosférica e com isso promover a produção temporária de fluido em direção à superfície. Este procedimento é importante para confirmar o caráter produtor do poço, sem que seja descido o caro revestimento de produção. Entretanto, o grande risco envolvido impede que seja adotado em poços abertos submarinos.
Figura 11-1: Esquema de teste de formação por tubulação. A zona a ser testada é isolada do restante do poço (cheio de lama) por um obturador, acima do qual é aberta uma válvula, permitindo o fluxo do fluido da formação através dos tubos perfurados; o fluido então pode subir pela coluna de perfuração até uma eventual surgência.
B RAtenção
Só se consegue surgênciaquando o reservatório é de boa
qualidade (porosidade e permeabilidade).
Linha de surgência
Tubos perfuradosPara possibilitar a passagem de fluidopelo interior dacoluna.
ObturadorServe para isolar o intervalo testado dorestante do poço
Deslocamento dofluido
Tubulação
Serve para conectar a pressão do reservatório com a pressãoatmosférica e com isso promover a produção de fluido em direçãoà superfície
Teste de Formação por tubulação
Figura 11-2: Tubo perfurado e obturador (“packer”) aberto (E) e assentado(D) (Okabe, 2003).
Rotina do teste de formação por tubulação
Um teste de formação por tubulação é preferencialmente efetuado logo após a perfuração do intervalo de interesse, para evitar que desabamentos da parede do poço ocasionem grandes diâmetros, que comprometam o assentamento dos obturadores. Verificada a presença de indícios de hidrocarbonetos, ou seguindo uma programação prévia, define-se o intervalo a ser testado a partir do fundo do poço, de preferência menos do que vinte metros. Condicionado o poço e retirada a coluna de perfuração, é montada a coluna de teste, que consta de tubos perfurados, obturadores (Figura 11-2), válvulas e registradores de pressão, que é descida no poço acoplada à própria coluna de perfuração.
Um teste normalmente consta de quatro fases, duas em que o fluido da formação pode fluir livremente (fluxos) e duas em que se fecha uma válvula para medir a pressão estática da formação. Como padrão, um teste pode durar quatro horas e meia (30, 60, 60, 120 minutos para fluxo, estática, fluxo e estática) ou seis horas (30, 60, 90, 180 minutos, respectivamente). A alternância entre as condições de fluxo e estática é obtida pela abertura e fechamento de uma válvula chamada Double Close-In Pressure, a DCIP (Figura 11-3), que opera mediante a rotação da coluna de perfuração.
Durante o teste observa-se se o fluido da formação preenche toda a coluna de perfuração vazia e chega à superfície, no que se denomina surgência. Todos os fluidos devem ser cuidadosamente amostrados.
As pressões atuantes na altura da ferramenta de teste são gravadas por registradores especiais, instalados dentro da ferramenta (Figura 11-4). Todos os dados de pressão e fluidos recuperados são essenciais para a correta interpretação do teste.
Figura 11-3: Válvula DCIP (Double Close-In Pressure) e esquema de funcionamento. A cada etapa do teste, aplica-se à coluna de perfuração um determinado número de rotações, o que faz com que a DCIP esteja alternadamente aberta ou fechada.
Figura 11-4: Exemplo de carta de pressão de um teste de formação por tubulação. A.Montando Equipamento; B.Montando comandos; C.Descendo coluna; D.Atingindo o fundo do poço e registrando a pressão hidrostática da lama; E.Montando Equipamentos de Superfície; F.Abrindo Hydrospring; G.Início do primeiro fluxo; H.Fechando DCIP: estática 1; I.Abrindo DCIP; J.Início do segundo fluxo; K.Fechando DCIP: estática 2; L.Desassentando obturadores; M.Registro da hidrostática; N.Retirando coluna; O.Retirando comandos; P.Desmontando Equipamento; Q.Fim do teste.
Figura 11-5: Exemplo de carta de pressão de teste em intervalo com boa permeabilidade, portador de óleo e gás.
Figura 11-6: Exemplo de carta de pressão de teste em intervalo com boa permeabilidade, portador de
óleo, mas depletivo. A depleção se manifesta pelo valor significativamente menor da segunda estática, se comparado à primeira.
12. O SISTEMA PETROLÍFERO
Definições:
É um sistema físico-químico dinâmico que gera e concentra petróleo (Demaison & Huizinga, 1994).
Descreve a relação genética entre a “cozinha de geração” ativa e as acumulações de óleo e gás associadas (Magoon & Dow, 1994).
Um sistema petrolífero existe quando os elementos e processos essenciais ocorrerem (Santos Neto, 2003).
Elementos Essenciais:
Rocha geradora
Rocha carreadora
Rocha reservatório
Rocha selante
Rochas de sobrecarga.
Processos:
Geração-migração-acumulação de petróleo;
Formação de armadilhas.
Nível de Certeza:
Conhecido (!)
Hipotético (.)
Especulativo (?)
Definições dos Elementos Essenciais:
Rochas geradoras efetivas: contêm matéria orgânica (querogênio), em quantidade e qualidade, e sofreram uma evolução térmica adequada para geração/expulsão de quantidades significativas de petróleo. São preferencialmente folhelhos, margas e calcilutitos.
Rochas carreadoras: são rochas porosas e permeáveis que, estando numa situação geológica adequada (sem armadilha mas capeada), permitem que o petróleo expulso das geradoras migre até a trapa. São preferencialmente arenitos ou carbonatos porosos.
Rochas-reservatório: são rochas capazes de conter e transmitir fluidos que, estando numa situação geológica adequada (fazendo parte da trapa e capeadas adequadamente) permitem que o petróleo seja acumulado e possa ser produzido comercialmente.
Rochas selantes: são rochas de baixas permeabilidades que não permitem (ou retardam muito) a migração secundária de petróleo. Caso estejam associadas adequadamente (estrutural ou estratigraficamente) às rochas reservatório formam a trapa.
Rochas de sobrecarga: são as rochas sobrejacentes, que exercem pressão litostática sobre as rochas geradoras.
Definições dos Processos:
Geração de petróleo: série de reações químicas que transformam o querogênio em óleo e gás. Dependem da maturação térmica (temperatura e tempo geológico).
Migração primária: ocorre dentro da rocha geradora e para fora dela, em distâncias relativamente curtas. O deslocamento de petróleo se dá por microfissuras. Quando o mesmo sai das geradoras é chamado de expulsão.
Migração secundária: é o movimento do petróleo fora das rochas geradoras (distâncias relativamente longas), pelas rochas carreadoras ou por falhas e discordâncias.
Remigração, ou desmigração: um tipo particular de migração secundária. Ocorre quando uma acumulação é “aberta” e o petróleo continua seu caminho em direção à superfície, eventualmente pode ser trapeado novamente.
Representação Sintética do Timing dos Elementos e dos Processos dos S.P.
Figura 12-1: Representação sintética da cronologia dos elementos e processos.
Figura 12-2: Pirolisador Rock-Eval, equipamento automático capaz de medir o potencial gerador de uma rocha e a temperatura máxima em que este se dá.
Caracterização geoquímica de rochas geradoras:
Quantidade de matéria orgânica: normalmente o mínimo aceito é de 1% COT (folhelhos) e 0,5% (calcilutitos), porém as geradoras efetivas de maior interesse sempre apresentam COT > 3%.
A maturação reduz os valores de COT, até um máximo de ~50% dos valores originais (carbono residual ou refratário, dead carbon).
Qualidade da matéria orgânica: Avaliada a partir da definição dos índices de hidrogênio e de oxigênio, obtidos na pirólise Rock-Eval (Figura 12-2) e normalmente expressos em diagramas do tipo Van Krevelen (Figura 12-5). Quanto maior o índice de hidrogênio e menor o de oxigênio, melhor a qualidade da matéria orgânica.
Tipo I, M.O. lacustre e marinha, elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (F.C. ~85-90%)
Tipo II, M.O. marinha ou mista, potencial intermediário para óleo e gás (F.C.~65-70%)
Tipo III, M.O. continental, baixo potencial gerador, principalmente para gás (F.C.~30-35%)
Evolução térmica: transformações químicas devido ao aquecimento sofrido por uma geradora, e os seus respectivos hidrocarbonetos, ao longo do tempo.
Imatura (diagênese), não gerou hidrocarbonetos, exceto gases biogênicos;
Matura (catagênese), principal fase de geração de óleo e gás úmido;
Senil (metagênese), somente CH4 estável, craqueamento dos demais hidrocarbonetos, carbono residual.
A evolução térmica pode ser avaliada pelo perfil de Tmax, fornecido pela pirólise, ou pela refletância da vitrinita (Figura 12-4).
Composição química: Os hidrocarbonetos presentes podem ser identificados através da cromatografia gasosa (Figura 12-3).
Figura 12-3: Cromatograma em que cada pico corresponde quantitativamente a um hidrocarboneto distinto.
Figura 12-4: Fotomicrografias de fragmentos de vitrinita em luz refletida. Quanto maior a refletância da vitrinita, maior a temperatura a que ela foi submetida no tempo geológico.
Figura 12-5: Diagrama de van Krevelen para as amostras provenientes de um poço, relacionando o índice de oxigênio e o índice de hidrogênio. As faixas I, II e III correspondem aos três tipos de matéria orgânica: lacustre, marinha e continental.
Reconhecimento de rochas geradoras em perfis geoquímicos (Carbono Orgânico Total, pirólise Rock-Eval, e Reflectância da Vitrinita Ro):
Figura 12-6: Perfil geoquímico de um poço, mostrando profundidade, estratigrafia, amostragem, COT, Potencial Gerador, Índice de Hidrogênio, Índice de Oxigênio, Reflectância da Vitrinita, Tmax e hidrocarbonetos livres. A variação do índice de hidrogênio reflete os diferentes tipos de M.O.original.
Figura 12-7: Perfil geoquímico de um poço, mostrando intervalo com elevado potencial gerador entre 600 e 800 m. Entretanto, este intervalo está imaturo, como indicam os dados de Tmax e refletância da vitrinita. A zona matura está entre 1500 e 3200 m.
Elementos e Processos dos Sistemas Petrolíferos
Reconhecimento de rochas geradoras em perfis geoquímicos (COT, pirólise Rock-Eval, e Ro):
COT S2 IH IORo
Tmax S1
TZM~ 1500mBZM~ 3200m
Geração de hidrocarbonetos
A transformação da matéria orgânica em hidrocarbonetos é uma reação termoquímica que depende da pressão proveniente do soterramento, do tempo geológico envolvido e da temperatura alcançada durante a história geológica. A faixa térmica ideal para a geração de hidrocarbonetos líquidos está entre 65 e 150oC.
A temperatura é função do gradiente geotérmico. Em bacias com maior gradiente geotérmico, as rochas potencialmente geradoras são submetidas às temperaturas ideais a profundidades menores (Figura 12-8).
Figura 12-8: A faixa térmica ideal para a geração de óleo ocorre a profundidades menores, quanto maior for o gradiente geotérmico da bacia sedimentar (Selley, 1985).
A profundidades menores, sob pequeno soterramento e temperaturas relativamente baixas, o único hidrocarboneto formado é o metano biogênico (Figura 12-9). À medida que aumentam a profundidade e a temperatura, ocorrem as condições termoquímicas para gerar óleo (“janela do óleo”). A profundidades e temperaturas muito grandes somente se forma gás.
O tempo também é um fator importante. Um mesmo tipo de matéria orgânica, submetido às mesmas condições de temperatura e pressão, poderá estar imaturo se o tempo de cozimento for curto, maturo para óleo ou até para gás se o tempo envolvido for muito longo (Figura 12-10).
Figura 12-9: Um mesmo tipo de matéria orgânica dará origem a tipos distintos de hidrocarbonetos, quando submetido a diferentes profundidades e temperaturas.
Figura 12-10: Efeito do tempo geológico na maturação de rochas geradoras. Uma rocha que esteja hoje a 100oC, por exemplo, estará imatura se for cenozóica; matura se for eomesozóica ou neopaleozóica; e senil se for eopaleozóica.
Migração
A migração primária é a que se dá dentro da rocha geradora e desta para a rocha-reservatório ou para dutos permeáveis. A migração secundária é a que ocorre dentro da rocha-reservatório ou através de dutos permeáveis, como falhas e discordâncias (Figura 12-11).
Figura 12-11: Seção esquemática mostrando migração primária (setas vermelhas) e secundária (setas pretas).
O óleo e gás gerado têm volume maior que a matéria orgânica original, e sendo fluidos seguem a tendência de buscar sítios de menor pressão. Assim
formam-se microfraturas temporárias na rocha geradora, de outra sorte impermeável, até que ela se livre do excesso de fluidos. Parte dos hidrocarbonetos pode também ser carreada para fora da rocha geradora quando da diagênese das argilas, processo que libera volumes expressivos de água (Figura 12-12). De forma similar, postula-se que a migração secundária se dê na forma de filetes de óleo que se deslocam em meios porosos (England, 1994) (Figura 12-13).
Figura 12-12: Aspectos da diagênese de argilas. A transformação da montmorilonita em ilita se dá por perda de água, durante a compactação. Esta água perdida pode ser expulsa do então folhelho, contribuindo para carrear eventuais hidrocarbonetos para fora da rocha geradora (Powers, 1967).
Figura 12-13: Esquema ilustrando a migração secundária na forma de filetes de óleo que ocupam progressivamente a rocha-reservatório trapeada (England, 1994).
Eficiência do processo de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos
Como um todo, o sistema petrolífero envolve processos de baixa eficiência. Não são raras as rochas geradoras contendo apenas 1% de matéria orgânica, da qual somente 30% é convertida em petróleo (Figura 12-14). E do petróleo gerado, com freqüência apenas 1% encontra o caminho de uma armadilha para ser armazenado, e 99% se perdem. Por exemplo, se uma rocha geradora com 100 m de espessura estiver matura ao longo de um retângulo de 100x100 km, ou 10.000 km2, teremos 1.000 km3 de rocha geradora. Considerando 1% de matéria orgânica, será possível alcançar 10 km3 de querogênio. Se 30% deste volume se transformar em petróleo, serão gerados 3 km3 de hidrocarbonetos; se 1% do volume gerado alcançar o trapeamento, se acumularão 0,03 km3 de óleo, ou 30.000.000 m3, ou perto de 200 milhões de barris.
Figura 12-14: Seção esquemática mostrando frações usuais de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos, a partir da matéria orgânica orginal contida na rocha geradora.
O óleo que escapa do trapeamento pode alcançar a superfície de forma visível, formando exsudações (oil seeps) (Figura 12-15). A presença de exsudações é um indicador seguro da existência de óleo na bacia, mas também pode significar trapeamento ineficiente. Sempre é necessário encontrar volumes significativos retidos em subsuperfície.
Figura 12-15: Fotografias de exsudações de óleo nos Estados Unidos.
Eficácia do processo de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos
Em resumo, o petróleo é gerado por aquecimento e soterramento ao longo do tempo geológico, a partir da matéria orgânica contida em rochas argilosas (folhelhos), é expulso e migra para rochas porosas e permeáveis (arenitos) e se acumula em armadilhas, contido por rochas impermeáveis (folhelhos)
A migração é mais efetiva se as rochas-reservatório estiverem em cima, ou muito próximas, das rochas geradoras (Figura 12-16). Ao contrário, se as rochas geradoras estiverem muito distantes das rochas-reservatório, o processo perde em eficácia e possibilita perdas maiores (Figura 12-17).
Figura 12-16: A proximidade geométrica das rochas geradoras e reservatórios favorece os processos de migração, podendo propiciar acumulações mais volumosas.
Figura 12-17: Se as rochas geradoras estão mais distantes das rochas-reservatório organizadas em armadilhas, o processo de migração tem menor eficácia, podendo haver grandes perdas e conseqüentemente acumulações menos volumosas.
SELO
RELAÇÃO ESPACIAL "ÓTIMA" (ORIENTE MÉDIO)
CORPO ISOLADO ("ISOLANI") IMERSO NO GERADOR
ACUMULAÇÃO
ACUMULAÇÃO
GERAÇÃO
GERAÇÃO
L
L
L LL
L
LL
LL
L LL
L
LL
L
L LL
LL
LL
L LL
LL
LL
LL
LL
LL
II. 1 - CURTA (OU NENHUMA DISTÂNCIA)
+ +++
+ +
+ +
+
+ +
+
+
"COZINHA"
ACUMULAÇÃO
ATÉ CENTENAS DE QUILÔMETROS
GERAÇÃO
MIGRAÇÃO NO DUTO ("CARRIER BED")
II. 3 - LONGA DISTÂNCIA
13. ROCHA – RESERVATÓRIO
É a rocha capaz de conter e transmitir fluidos.
Propriedades essenciais das rochas-reservatório
Porosidade : é a proporção de vazios em relação à rocha total, comandando o volume de fluidos contido na rocha.
Permeabilidade k: é a medida da capacidade de fluidos passarem através de um meio poroso, traduzindo-se em vazões.
Mesmo que uma rocha contenha um volume expressivo de poros preenchidos com quantidades importantes de hidrocarbonetos, não há a garantia de que eles possam ser extraídos. É necessário que a rocha permita o fluxo de fluidos. Os fluidos percorrem “canais porosos”, que quanto mais cheios de estrangulamentos, mais estreitos e mais tortuosos, mais difícil será o movimento dos fluidos. Por outro lado, poros maiores e mais conectados oferecem menor resistência ao fluxo de fluidos (Thomas, 2001).
A Permeabilidade Absoluta é medida quando existe apenas um único fluido saturando a rocha. A unidade de medida mais usada é o darcy, representado pela letra k.
Uma rocha-reservatório contém sempre dois ou mais fluidos, e a facilidade com que cada um se move no meio poroso é chamada Permeabilidade Efetiva ao fluido considerado.
A Permeabilidade Relativa é obtida pela normalização, ou divisão da Permeabilidade Efetiva de um fluido por um valor de permeabilidade escolhido como base, em geral a Permeabilidade Absoluta. Por exemplo, a Permeabilidade Relativa ao Óleo seria kro = ko/k, onde ko é a Permeabilidade Efetiva para o Óleo e k a Permeabilidade Absoluta.
Um reservatório com freqüência produz mais de um fluido simultaneamente. As razões entre os fluidos devem ser mantidas dentro de limites economicamente significantes, sem reduzir a vida útil do campo. RAO é a razão água/óleo, RGO a razão gás/óleo e BSW o teor de sedimentos e água produzidos junto com os hidrocarbonetos.
Fatores que afetam a qualidade do reservatório
Forma dos grãos: arredondamento e esfericidade. Quanto mais arredondados e esféricos forem os grãos, maior será a porosidade e mais livres as gargantas entre os poros, e conseqüentemente maior a permeabilidade.
Tamanho dos grãos: quanto maiores forem os grãos, maiores serão as gargantas entre os poros, com maior permeabilidade.
Seleção: em uma rocha mal selecionada, os grãos menores ocuparão os espaços porosos existentes entre os grãos maiores, diminuindo a porosidade e a permeabilidade. Rochas bem selecionadas são mais porosas e permeáveis.
Fábrica: uma rocha mais compactada, com empacotamento entre grãos mais apertado, tem porosidade e permeabilidade menores (Figura 13-3). Grãos
orientados tendem a diminuir a porosidade, e a tornar a permeabilidade anisotrópica.
Diagênese: A cimentação ocupa os espaços porosos, diminuindo porosidade e permeabilidade. A dissolução tanto de grãos como de cimento tem efeito justamente contrário.
A continuidade lateral e vertical é essencial para que a rocha-reservatório alcance volumes capazes de conter quantidades economicamente significantes de petróleo.
Figura 13-1: Fotomicrografia de um arenito mal selecionado, destacando os poros em azul.
Figura 13-2: Imagem de MEV de um arenito bem selecionado, com grãos arredondados.
Figura 13-3: A porosidade depende do empacotamento das rochas. O arranjo cúbico de esferas perfeitas resulta em 48% de porosidade, contra 26% do arranjo romboédrico (Selley, 1985).
Valores de porosidade para um reservatório de óleo (Hyne, 2001)
0 – 5% Insignificante
5-10% Pobre
10-15% Razoável
15-20% Bom
20-25% Excelente
Cutoff: 8-10%
Valores de permeabilidade para um reservatório de óleo (Hyne, 2001)
1-10 md Pobre
10-100 md Bom
100-1000 md Excelente
Continuidade do reservatório
A continuidade do reservatório é uma propriedade essencial para que as acumulações de hidrocarbonetos alcancem volumes expressivos (Figura 13-4). A continuidade é essencialmente função do sistema deposicional atuante, do clima, material disponível e relevo da área fonte, e de variações do nível do mar.
Figura 13-4: Exemplos de continuidade de reservatório em sistemas canalizados: boa (A), regular (B) e pobre (C) (Selley, 1985).
Em resumo, pode-se considerar que pressão, temperatura e salinidade da água crescem com a profundidade; o óleo tende a predominar entre 2000 e 3000 m de profundidade; o gás biogênico ocorre a menos de 1000 m; o gás termoquímico cresce até perto de 4000-5000 m; a permoporosidade em arenitos e calcários decrescem com a profundidade, embora a razões distintas (Figura 13-5).
Figura 13-5: Tendências qualitativas de alterações das condições em subsuperfície com a profundidade.
(?)(?)(0)(0)(+ )
(-)(-)
(-1000)
III.4 . - TENDÊNCIAS DE ALTERAÇÕES COM A PROFUNDIDADE (Qualitativo)
PROFUNDIDADE
PRESSÃOTEMPE-
RATURASALINID.
ÁGUAPRED.ÓLEO
PRED.GÁS
PERMO-POROSIDADECALCÁREOSARENITOS
(-2000)
(-3000)
(-4000)
(-5000)
(-6000)
(-)
(+) (+)
Síntese de um sistema petrolífero
A análise dos dados de subsuperfície, incluindo a caracterização das rochas geradoras, da zona matura, dos caminhos preferenciais de migração secundária, das potenciais rochas-reservatório e das armadilhas mapeadas, pode ser representada em seção geológica (Figura 13-6) ou em mapa (Figura 13-7).
Figura 13-6: Seção geológica em um sistema petrolífero, mostrando as zonas imatura, matura e super-matura, a rocha geradora, a rocha reservatório, os caminhos de migração e as armadilhas onde se situam os campos produtores (Magoon & Dow 1994).
Figura 13-7: Mapa de um sistema petrolífero, mostrando os limites de ocorrência da rocha geradora em condições favoráveis de maturação, os limites de ocorrência da rocha-reservatório e os elementos estruturais pertinentes aos caminhos de migração e acumulação de hidrocarbonetos (Magoon & Dow, 1994).
As rochas geradoras mais prolíficas em todo o mundo são do Cretáceo Superior, Oligo-Mioceno e Jurássico Superior (Klemme & Ulmishek, 1991) (Figura 13-8). E a maioria das acumulações conhecidas está em rochas-reservatório neocretáceas e terciárias (Ulmishek & Klemme, 1990) (Figura 13-9).
Figura 13-8: Síntese das rochas geradoras em todo o mundo, conforme a idade. As geradoras mesozóicas respondem por quase 60% das acumulações conhecidas (Klemme & Ulmishek, 1991).
Figura 13-9: Síntese da idade das acumulações petrolíferas conhecidas (Ulmishek & Klemme, 1990).