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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ADRIANO MATIELO STULZER Niterói – RJ Agosto de 2013

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE

PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO

MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ADRIANO MATIELO STULZER

Niterói – RJ

Agosto de 2013

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ADRIANO MATIELO STULZER

AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE

PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao

Curso de Graduação em Engenharia de Petróleo da

Escola de Engenharia da Universidade Federal

Fluminense, como requisito parcial para obtenção do

Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Orientador: Prof. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco

Niterói – RJ

Agosto de 2013

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AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus pela vida me dada, através de meus pais, além da saúde e

capacidade intelectual para galgar os caminhos do conhecimento da engenharia e da

evolução pessoal.

A meus pais pela confiança, recursos, tempo e incentivo depositados em mim,

pois sem eles não teria conseguido chegar a este ponto e ter transposto as dificuldades do

caminho.

A Larissa Martins, pelo incentivo em retomar o curso de Engenharia de Petróleo

mesmo nos momentos de desânimo.

A Universidade Federal Fluminense na pessoa do Coordenador Geraldo Ferreira,

pela chance de cursar Engenharia de Petróleo através do reingresso nesta instituição,

podendo assim chegar a minha segunda graduação em engenharia.

À empresa Baker Hughes do Brasil, pela cortesia em ceder dados de um poço real,

podendo assim haver discussão final dos resultados da pesquisa.

Ao professor Alfredo Carrasco pela grande ajuda e dedicação que demostrou junto

a elaboração deste trabalho de conclusão de curso, agregando qualidade inestimável a este

trabalho.

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“Não se deve ir atrás de objetivos fáceis, é

necessário buscar os que só podem ser

alcançados por meio dos maiores esforços”.

Albert Einstein

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RESUMO

O sucesso da recuperação de hidrocarbonetos deve-se entre outros fatores, na

aquisição de dados petrofísicos do poço e sua avaliação, seja para estimar onde se

encontram, o quanto existe e tipo de hidrocarbonetos nas rochas. Para tal objetivo, o melhor

método de aquisição desses dados é pela perfilagem, em especial a cabo. Muitos são os

tipos de perfis, mas neste trabalho serão discutidos os diferentes perfis de porosidade a fim

de explicar o funcionamento das ferramentas e interpretar dados reais, discutindo a

importância e eficácia de cada perfil na identificação de jazidas e leituras de porosidade.

Também será estudado, inicialmente, a história da perfilagem e os tipos de aquisição.

Palavras-chave: Perfilagem, Porosidade, Avaliação Petrofísica

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ABSTRACT

The successful recovery of hydrocarbons depends on, among other factors,

acquiring petrophysical data from the well and its evaluation, does not matter if it is to

estimate where they are, how much exists and type of hydrocarbons in the rocks. For this the

best method of acquiring such data is via the logging, especially wireline logging. There are

many types of logs, but this paper will discuss the different porosity logs in order to explain

the operation of the tools, interpret real data and discussing the importance of each log

efficiency in identifying deposits and porosity readings. Also discuss, initially, the history and

types of logging acquisition.

Key words: Logging, Porosity, Petrophysics Evaluation

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LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 – Primeira ferramenta de perfilagem.....................................................................17

Figura 2.2 - Caminhão de perfilagem da década de 30.........................................................18

Figura 2.3 – Exemplo de perfil................................................................................................21

Figura 2.4 - Resolução vertical e profundidade de investigação para ferramenta com o

volume de investigação em esfera.........................................................................................22

Figura 2.5 – Esquema de perfilagem a cabo no poço............................................................24

Figura 2.6 – Spooler, instrumento de medida de avanço e retorno de cabo..........................24

Figura 2.7 – String de ferramentas LWD................................................................................26

Figura 3.1 – Tipos de fluídos nos poros. Óleo representado pela cor verde, fluído livre em

azul claro, água presa na argila como listrado escuro, fluído aprisionado por capilaridade em

azul escuro e a matriz rochosa em marrom pontilhado..........................................................29

Figura 3.2 - Decaimento atômico com a emissão de uma partícula e radiação

eletromagnética......................................................................................................................31

Figura 3.3 – Emissão de partícula alpha................................................................................32

Figura 3.4 – Emissão de partícula Beta..................................................................................32

Figura 3.5 – Emissão de raios gamma...................................................................................33

Figura 3.6 – Diminuição da quantidade de átomos com o passar de cada meia-

vida.........................................................................................................................................34

Figura 3.7 - Efeito de Produção de Par..................................................................................35

Figura 3.8 – Efeito Compton...................................................................................................36

Figura 3.9 – Efeito Fotoelétrico...............................................................................................36

Figura 3.10 – Poder de penetração dos tipos de radiação (Site ratical.org)..........................38

Figura 3.11 – Ferramenta de densidade provida de dois detectores e um caliper, este último

para melhor contato da fonte e sensores com a formação....................................................41

Figura 3.12 – Perda de energia dos neutrons com a distância..............................................43

Figura 3.13 – Relação entre densidade se neutrons termais x distância da fonte de neutrons,

para cada valor de porosidade...............................................................................................44

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Figura 3.14 – Mandril de Nêutron Compensado de perfilagem a cabo..................................45

Figura 3.15 – Gráfico de Razão de contagens de nêutrons termais x porosidade para cada

tipo de formação.....................................................................................................................46

Figura 3.16 – Tanque de teste com porosidades e formações conhecidas

na Universidade de Houston .................................................................................................47

Figura 3.17 – Escala para carbonatos....................................................................................48

Figura 3.18 – Perfil exemplo de densidade e neutrons..........................................................49

Figura 3.19 - Tipos de ondas..................................................................................................51

Figura 3.20 – Esquema de transmissor e receptor na ferramenta.........................................51

Figura 3.21 - Osciloscópio mostrando as chegadas das ondas compressionais e em último

as ondas diretas da lama (Stoneley ou simplesmente ondas

superficiais).............................................................................................................................53

Figura 4.1 - Representação pictórica do momento magnético µ............................................55

Figura 4.2 - Representação pictórica do spin nuclear I..........................................................56

Figura 4.3- Representação dos níveis de energia de spin nuclear........................................56

Figura 4.4- Representação vetorial do um núcleo do átomo e momento magnético nuclear

em precessão ao redor do campo B0.....................................................................................58

Figura 4.5- Representação vetorial de precessão de um conjunto de momentos magnéticos

ao redor do campo B0 a) referencial fixo b) referencial

rotativo...................................................................................................................................58

Figura 4.6- Representação vetorial da aplicação de um pulso de 90º sobre a magnetização

M0............................................................................................................................................59

Figura 4.7- Representação vetorial da indução do sinal de RMN 1) amplitude máxima,

Mxy(0)=M0 e Mz(0)=0; 2) amplitude intermediária, Mxy(t)=M; 3) amplitude zero, Mxy(t)=0 e

Mz(t)=M0.................................................................................................................................60

Figura 4.8- Representação do esquema de processo de defasagem e refocalização da

magnetização transversal, e geração do sinal de eco de

spin.........................................................................................................................................62

Figura 4.9- Diagrama da sequência de pulsos CPMG...........................................................62

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Figura 4.10- Curva de relaxação transversal (T2) obtida través da técnica

CPMG.....................................................................................................................................63

Figura 4.11– Esquema de decaimento uni e multiexponencial..............................................67

Figura 4.12- Relação do espectro T2 com a distribuição do tamanho de poros.....................69

Figura 4.13– Aplicação do T2 de corte, separação de fluído livre e fluído aprisionado por

forças capilares.......................................................................................................................69

Figura 4.14– Perfil de RMN. Da esquerda para a direita: primeiro quadro raios gama.

Segundo quadro porosidade total (VPHS), porosidade efetiva (VPHE) e fluído livre ou

movível (VBM). No terceiro quadro permeabilidade (MRIL permeability). No quarto quadro

espectro T2.............................................................................................................................71

Figura 4.15– MRIL, ferramenta de RMN da Haliburton..........................................................72

Figura 5.1 – Perfil da corrida 1 (385.0 a 450.0 metros)..........................................................76

Figura 5.2 – Perfil da corrida 1 (550.0 a 640.0 metros)..........................................................77

Figura 5.3 – Perfil da corrida 2 (385.0 a 450.0 metros)..........................................................80

Figura 5.4 – Perfil da corrida 2 (550.0 a 640.0 metros)..........................................................81

Figura 5.5 – Diferentes porosidades combinadas (385.0 a 450.0 metros).............................82

Figura 5.6 – Diferentes porosidades combinadas (550.0 a 640.0 metros).............................83

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LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 – Valores de classificação de porosidade............................................................30

Tabela 3.2 – Energia de cada efeito por fótons......................................................................35

Tabela 3.3 – Divisão de nêutrons por energia........................................................................37

Tabela 3.4 – Subdivisões de nêutrons lentos.........................................................................37

Tabela 3.5 – Intervalos de valores de densidade e valores de minerais formadores da rocha

(Matriz)....................................................................................................................................39

Tabela 3.6 – Valores característicos de Pe............................................................................41

Tabela 5.1 – Input de dados...................................................................................................74

Tabela 6.1 – Média de cada tipo de porosidade e seus desvios

padrões...................................................................................................................................86

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SUMÁRIO

CAPÍTULO I - INTRODUÇÃO

1. Apresentações....................................................................................................................13

1.1 Objetivo e Justificativa......................................................................................................14

1.2 Metodologia......................................................................................................................15

1.3 Estrutura...........................................................................................................................15

CAPÍTULO II - A HISTÓRIA DA PERFILAGEM E O OS ATUAIS MÉTODOS DE

AQUISIÇÃO DE DADOS

2.1 História da Perfilagem......................................................................................................17

2.2 Tipos de Perfilagem..........................................................................................................20

2.2.1 Perfilagem a Cabo.........................................................................................................22

2.2.2 Perfilagem por LWD......................................................................................................24

CAPÍTULO III - TIPOS DE PERFIS QUE MEDEM A POROSIDADE

3.1 Porosidade........................................................................................................................28

3.2 Perfis Radiométricos.........................................................................................................30

3.2.1 Radiação e Interações com a Matéria...........................................................................30

3.2.2 Perfil de Densidade (RHOB)........ .................................................................................38

3.2.3 Perfil de Porosidade Neutrônica (NPHI)........................................................................42

3.3 Perfil Sônico (DT).............................................................................................................49

CAPÍTULO IV - PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR

4.1 Propriedades do Núcleo Atômico.....................................................................................55

4.2 Ressonância e Sinal de RMN...........................................................................................59

4.3 Relaxação Transversal.....................................................................................................61

4.4 Mecanismos de Relaxação em Meios Porosos................................................................63

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4.5 Aplicação de Perfis de RMN em caracterização de Reservatórios..................................67

CAPÍTULO V - ESTUDO DE CASO DA APLICAÇÃO DE PERFIS DE POROSIDADE

5.1 Parâmetros de Perfilagem................................................................................................73

5.2 Perfis e suas interperetações...........................................................................................73

CAPÍTULO VI – CONCLUSÕES

Conclusões.............................................................................................................................85

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................................88

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CAPÍTULO I

INTRODUÇÃO

1. Apresentações

Mesmo sendo uma fonte de energia não renovável, o petróleo ainda fornece boa

parte da energia mundo a fora. Tem grande uso como matéria prima na fabricação de

produtos petroquímicos, sendo empregados na fabricação de óleos combustíveis, solventes,

gasolina, óleo diesel, querosene, lubrificantes, gasolina de aviação, asfalto, plástico,

cosméticos, entre outros. Embora haja outras fontes de energia entre elas a energia eólica,

solar, o biodiesel, e as pesquisas em busca de novas fontes renováveis continuem em

progresso, ainda não há outra matéria-prima que substitua o petróleo na fabricação desses

produtos.

Hoje sabemos dos diversos desafios existentes na indústria petrolífera e o quão

importante é o estudo das incertezas inerentes as atividades de produção e exploração do

petróleo. Em tempos anteriores, as decisões ainda eram feitas de forma simplória e intuitiva,

em função da disponibilidade de grandes quantidades de hidrocarbonetos mais facilmente

identificáveis (SUSLICK, 2007). No entanto, tivemos uma drástica mudança neste cenário

devido a diminuição dos indícios de hidrocarbonetos mais fáceis de encontrar, o que levou a

necessidade de produzir ao máximo as reservas já conhecidas. Assim, a otimização na

exploração dos reservatórios passou a ser de suma importância para no sucesso da

indústria petrolífera (LIMA, 2006).

Com este cenário, fez se necessário o desenvolvimento e pesquisa de novas

tecnologias, diminuindo as incertezas, quanto à prospecção de jazidas de hidrocarbonetos e

consequentemente a diminuição em gastos, aumentando a probabilidade de acerto no

encontro de óleo e gás com interessante retorno financeiro. Assim, a partir da década de 70

começou-se o investimento maior em pesquisa de novas tecnologias e ferramentas de

perfilagem e avaliação de formações.

Entende-se como “Avaliação de Formações” os serviços e estudos que apresentam

em termos qualitativos e quantitativos o potencial reserva de um intervalo geológico na

produção de petroleo. A avaliação das formações é composta principalmente pela

perfilagem de poço aberto, no teste de formação de poço aberto, em testes de pressão a

poço e na perfilagem de produção.

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Além das informações trazidas pela perfilagem, também são muito importantes as

informações anteriores a ela do intervalo de interesse, sejam estas obtidas na etapa do

estudo da geologia ou da geofísica na etapa de perfuração do poço. A integração dos dados

adquiridos permite a avaliação do reservatório.

Devido a grande quantidade e complexa variedade de perfis existentes, este trabalho

dissertará apenas sobre perfis de porosidade. Este dado petrofísico é de grande importância

pois são nos poros que o petróleo e gás se alojam, ou seja, determinar com exatidão a

porcentagem de poros é saber estimar o quanto se pode lucrar com a posterior produção.

Pela análise de dados adquiridos pela perfilagem, são decididas quais as zonas do

poço são de interesse econômico para se executar os testes de formação. Se não houver

intervalos de interesse econômico, o poço é abandonado. Os testes de formação são muito

usados na indústria petrolífera para estimação da capacidade produtiva do poço.

1.1 Objetivo e Justificativa

A indústria de exploração de petróleo vem desenvolvendo nas últimas décadas,

instrumentos e técnicas, que de forma direta ou indireta, ajudam na caracterização

geológica de reservatórios. Dentre as medições feitas, a de porosidade foi escolhida para

este trabalho pela sua grande importância na prospecção de jazidas.

Atualmente existem vários métodos e ferramentas para adquirir dados de

porosidade, todos eles com grande potencial para pesquisa e discussão sobre seu

funcionamento e interpretação de suas respostas. Tal desenvolvimento dos mencionados

métodos e ferramentas se devem pelo constante desenvolvimento e pesquisa gerados pelas

exigências do mercado especialmente após as crises do peltróleo da década de 70.

As companhias produtoras de petróleo têm como principal fonte de medidas de

porosidades nas rochas os perfis netrônico, de densidade e acústico ou sônico, a estes é

dado o nome de perfis de porosidade convencionais, por terem sido um dos primeiros perfis

a serem usados comercialmente em campo. Outro perfil, mais recetemente desenvolvido e

mais acurado, é chamado de Perfil de Ressonância Magnética Nuclear ou simplesmente

RMN, que baseia as leituras nas respostas de relaxação dos átomos à indução de campos

magnéticos na formação.

Conveniente também é o fato de eu mesmo trabalhar na companhia Baker Hughes

do Brasil no setor de perfilagem. A perfilagem a cabo foi o primeiro instrumento de obtenção

de perfis petrofísicos e até hoje é o principal método na avaliação de formações e seus

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fluidos, por ter a maior gama de informações e a melhor qualidade e confiabilidade dos

dados adquiridos. Logo, é propícia a comunhão do desenvolvimento do projeto final de

curso com o momento profissional atual em que vivo.

Por último, mas não menos importante, este trabalho pode vir a ser fonte de

material para estudo de alunos ou professores de graduação, podendo assim conhecer mais

sobre a interpretação de perfis sejam eles básicos ou mais avançados, bem como a

metodologia e o funcionamento das ferramentas de perfilagem.

Portanto, pelos últimos parágrafos acima dissertados, o tema Avaliação da

Porosidade em Rochas Sedimentares através do uso de Perfis Convencionais e RMN a

Cabo se torna conveniente como tema para a dissertação de projeto final de conclusão do

curso de engenharia de petróleo por apresentar volume de pesquisa e discussão

satisfatórios e pela facilidade com que posso adquirir dados atualizados por exercer minha

profissão no tema abordado.

1.2 Metodologia

No projeto será apresentada à história da evolução da perflagem, a discussão de

funcionamento das ferramentas e a relevância de cada dado por elas medido no poço com

foco na porosidade. O uso dos perfis como meio para identificar zonas de hidrocarbonetos

também será explorada e exemplificada com perfis ao final do projeto.

Várias são as fontes de informações para o desenvolvimento do tema, basicamente

artigos e teses de mestrado e doutorado de universidades brasileiras. Sites como

onepetro.com também foi consultado, assim como estudos de casos específicos, de

trabalhos realizados por empresas ou universidades, para determinados tipos de perfis que

podem vir a ser importantes na exemplificação de casos reais de aplicação de perfis. Livros

eventualmente podem fazer parte do material de consulta.

1.3 Estrutura

Como introdução, será apresentado à história da perfilagem, como surgiu e qual foi

o propósito inicial, seguido de sua evolução até os dias atuais.

Material de avaliação de formações, no que diz respeito a tipos de perfis, é mais

abundante sobre perfis básicos não sendo tão facilmente encontrados materiais sobre perfis

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avançados. Assim no trabalho serão discutidos inicialmente os perfis básicos e

posteriormente, após maior pesquisa o de RMN.

Tão importante quanto escrever sobre a metodologia de aquisição de cada perfil, é

a o estudo de cada um na identificação de hidrocarbonetos e quatificação de porosidade.

Para isso serão pesquisados exemplos de perfis de poços reais e então feita à análise

baseado no que estudado até então.

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Capítulo II

A História da Perfilagem e o os Atuais Métodos de Aquisição de Dados

2.1 História da Perfilagem

Em 1920, na França, os irmãos Conrad e Marcel Schlumberger desenvolveram uma

nova tecnologia na prospecção de petróleo (Figura 2.1). Consistia em se injetar corrente

diretamente na formação (ponto A) provida por um gerador em superfície e medindo o

retorno num ponto pouco acima (ponto M). A diferença de potencial era plotada

manualmente ponto a ponto e traçado um perfil do poço.

Esta tecnologia é conhecida atualmente como perfil de resistividade convencional. O

primeiro poço teve esta tecnologia comercialmente implementada em 1927 junto a então

criada Schlumberger Limited por Henri-Georges Doll em Pechelbronn, França.

Figura 2.1 – Idéia de primeira ferramenta de perfilagem

Fonte: <http://www.spec2000.net/02-history1.htm> (2013)

Em 1931, Henri George Doll e G. Dechatre até então contratados pela

Schlumberger, descobriram que não era necessário injetar corrente na formação para se

obtiver uma diferença de potencial e consequentemente calcular a resistividade da

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formação, pois o próprio sistema fluido de perfuração/formação gerava esta diferença de

potencial de acordo com as diferença de condutividade de um e outro. A este novo método

foi dado o nome de potencial espontâneo, até hoje empregado, com mesmo nome, em

poços com fluidos a base água também chamados de WBM (water base mud).

Entre início da década de 30 até final da década de 60 pouco se progrediu em

técnicas de prospecção, se comparado ao desenvolvimento de tecnologias numa mesma

quantidade de tempo entre o início da década de 70 a final da década de 90. Entre 1931 e

1969 foram desenvolvidas tecnologias que até hoje são utilizados em perfilagens de poços

de hidrocarbonetos, porém são métodos básicos, os primeiros corridos no poço, sendo

apenas indicadores de onde há uma probabilidade de haver petróleo ou gás e não tendo

nenhum caráter conclusivo.

Até 1951 somente perfis de resistividade, a exemplo dos usados pela Schlumberger

com poucas melhorias, foram usados, como por exemplo, o Micro Lateral Log (MLL) que

determinava a espessura do reboco na parede do poço bem como sua resistividade. Em

1951 e 1952 foram introduzidos comercialmente os perfis de neutrônicos (que calculavam a

porosidade pela interação de partículas neutrônicas com o hidrogênio dos fluidos contidos

na rocha) e de resistividade indutiva em lamas a base de óleo.

Em 1954 o primeiro caliper foi introduzido a fim de medir as variações de diâmetro ao

longo do poço. O ano 1957 foi marcado na história da perfilagem como o ano em que se

iniciou o uso da medida de densidade do conjunto rocha/fluidos (bulk density) através da

atenuação de raios gama pela formação e em 1969 esta mesma tecnologia foi aprimorada

para determinação de litologia.

Figura 2.2 - Caminhão de perfilagem da década de 30

Fonte: <http://www.slb.com/about/history/1930s.aspx> (2013)

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Com o passar do tempo, foi desenvolvida uma variada gama de estruturas de

exploração, tanto onshore quanto offshore. Os anos 60 destacaram-se pela abundância da

disponibilidade de petróleo no mundo. A produção exagerada e o baixo preço levaram ao

maior consumo. Esta década mostrou o grande sucesso da exploração de petróleo no

Oriente Médio e na União Soviética, o primeiro com significativas reservas de óleo e o

segundo com expressivas reservas de gás (THOMAS, 2004).

A década de 70 ficou marcada pelas elevações no preço do petróleo. Neste

momento, os Estados Unidos (maior consumidor da época e dos dias atuais) perceberam o

decaimento de suas grandes reservas, isto liderou ao aperfeiçoamento de métodos de

pesquisa para localizar as reservas de menor porte (THOMAS, 2004).

Devido à grande necessidade de suprir a demanda de petróleo, e consequentemente

abaixarem os preços, era preciso ser muito mais eficiente na descoberta de

hidrocarbonetos. A partir daí foi investido cada vez mais em tecnologia seja em prospecção

seja em produção.

Sendo parte fundamental na procura por hidrocarbonetos, através de pesquisas de

perfilagem surgiram grandes avanços tecnológicos no aprimoramento de dispositivos de

aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos e dos novos dados adquiridos

dentro do poço “down-hole”. Entre estas novas tecnologias surgiram ferramentas como

Ressonância Magnética Nuclear (RMN), Imagem, amostragem lateral de rochas,

amostragem e pré-teste de fluidos, ferramentas de avaliação de produção, entre outras.

Esta evolução dos equipamentos de deve-se principalmente aos avanços

tecnológicos na física do estado sólido e na física atômica. A primeira contribuiu com os

microcircuitos integrados (microchips) que permitiram o aperfeiçoamento de computadores e

microprocessadores. A física atômica por sua vez permitiu conhecer melhor o átomo,

conduzindo à identificação de elementos minerais e substâncias químicas através da

medição de espectros de energia. A digitalização dos dados tornou possível a

teletransmissão de dados dentro do poço para a cabine de perfilagem na superfície e desta

para os centros de geologia, e permitiu o estudo e tomadas de decisões no local do poço.

Com o desenvolvimento de técnicas de aquisição, a utilização dos perfis começou a ser

direcionadas para avaliações quantitativas de jazidas de hidrocarbonetos.

Segundo Thomas (2004) nos anos 80 e 90, devido aos grandes avanços

tecnológicos, houve uma redução nos custos de exploração e produção, surgindo assim um

novo ciclo econômico para a indústria petrolífera. Como exemplo, no ano de 1996, o total de

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reservas provadas eram 60% maiores que no início da década de 80 e os custos médios de

produção e exploração descenderam em cerca de 60% no mesmo período.

Portanto, desde os primeiros dias da perfilagem foram desenvolvidos e novos perfis

surgiram na medida em que as necessidades da indústria do petróleo e gás exigiam que

fronteiras fossem ultrapassadas.

Atualmente quatro empresas se destacam ao redor do mundo no que diz respeito à

tecnologia de perfilagem, são elas: Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton e Weatherford.

Junto a estas, outras empresas fornecedoras de suprimentos (cabos de perfilagem,

unidades de perfilagem, computadores etc.) movimentam bilhões de dólares a cada ano

num mercado onde o conhecimento rápido e preciso das propriedades da rocha e dos

fluidos nela contidos são cada vez mais importantes na correta tomada de decisões.

2.2 Tipos de Perfilagem

A perfilagem de um poço é definida (ELLIS, 1987) como um registro dos parâmetros

físico-químicos das formações versus profundidade, mediante a utilização de equipamentos

especiais, cuja análise permite a caracterização de reservatórios com gás, óleo e água.

Juntamente com a sísmica de superficie, a perfilagem do poço, constituem eficientes

ferramentas na indústria de petróleo. Isso é evidenciado levando em consideração que uma

filosofia de exploração é gerada, principalmente, em função do conhecimento petrofísicos e

da extensão geométrical de um reservatório.

Vários são os tipos de serviços de perfilagem de poços de petróleo e gás, com as

mais diferentes razões para serem feitos e com os mais diferentes objetivos. Boa parte

destes serviços de aquisição de perfil tem como objetivo avaliar a formação nos poços

perfurados (Lima, 2006). Pela leitura e interpretação dos dados obtidos, pode-se determinar

a dados como temperatura e geometria da formação, executar estimativa da porosidade,

litologia e identificar, qualitativa e quantitativamente, a existência de fluidos no meio poroso

(Lima, 2006).

Vale ressaltar que existem vários tipos de ferramentas de perfilagem que geram

diferentes informações e utilizam diferentes funções. Algumas delas não geram um sinal,

estas são chamadas ferramentas de medidas passivas, outras exercem influência na

formação, cuja propriedade ela está medindo (LIMA, 2006).

O objetivo de se adquirir perfis do poço é a obtenção de dados geológicos e

petrofísicos. Perfis são gráficos da profundidade versus alguma propriedade física da

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formação. Algumas destas propriedades são ilustradas na Figura 1.3, que é um exemplo

primário de gráfico de perfil obtido de um poço exploratório

Por mais distintas que sejam as operações de perfilagem, todas necessitam

movimentar algum tipo de ferramenta no interior do poço. O primeiro tipo de perfilagem que

vem a ser usado e com melhor qualidade de dados (devido ao método de transição) é a

Perfilagem a Cabo. Derivado do primeiro método surgiu recentemente o LWD (Logging

While Drilling) que consiste na aquisição de dados durante a perfuração do poço.

Figura 2.3 – Exemplo de perfil.

Fonte: Thomas (2004)

Na Figura 2.3 a curva GR refere-se a medição de raios gama advindos da formação,

NPHI é a porosidade medida através de radiação neutrônica, ILD é a resistividade da

formação, RHOB seria a bulk-density e DT a velocidade do som da formação medida por

ferramenta acústica. Não necessariamente os nomes destas curvas irão se repetir ao longo

deste trabalho referindo-se as mesmas curvas.

Outro tema importante é o volume de investigação, isto é, o campo no qual o

detector do equipamento de perfilagem coleta as informações para as medições dos

parâmetros. O volume de investigação é relacionado com três outros conceitos básicos:

profundidade de investigação, resolução vertical e efeito do poço. A Figura 2.4 ilustra

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graficamente esses conceitos. Existem diversas formas de volume de investigação: esférico,

elipse, disco, cônico.

A profundidade de investigação é dada como o tamanho do volume total de

investigação em direção perpendicular a da ferramenta de perfilagem. Os mesmos fatores

que influenciam o volume de investigação, também influenciam a profundidade de

investigação.

Figura 2.4 - Resolução vertical e profundidade de investigação

para uma sonda com o volume de investigação esférico.

Fonte: De Oliveira (2005).

A resolução vertical é a resolução que a ferramenta apresenta para medir o

parâmetro de uma única camada, ao invés de uma média das camadas no entorno. Sondas

capazes de medir camadas poucos espessas são chamadas de sondas de alta resolução.

Existem, também, problemas de resolução vertical em camadas não perpendiculares

a sonda. Nesses casos, o parâmetro medido tende a ser a média das leituras feitas nas

várias camadas que compõem a litología no entorno do ponto medido (De Oliveira, 2005).

2.2.1 Perfilagem a Cabo

A Figura 2.5 ilustra esquematicamente o número de elementos envolvidos na

perfilagem a cabo. Destacada entre setas na figura abaixo, temos a ferramenta de medida, o

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cabo por onde os dados são enviados e a cabine de perfilagem que contém todos os painéis

e computadores para fornecer alimentação para ferramentas e onde acontece o

processamento dos dados.

O computador tem como função controlar a posição da ferramenta em cada

profundidade além de controlar o recebimento dos dados. Desta forma cada dado enviado é

ligado a uma profundidade e plotado no perfil. Para que o computador receba algum dado

relacionado a uma profundidade específica, primeiramente o mesmo envia um comando à

ferramenta para que a mesma adquira tal dado, depois o computador envia um segundo

comando requisitando o envio deste.

Para se fazer a comunicação entre computador e ferramenta, seja para envio de

comando ou do dado em si, um protocolo de comunicação é adotado. As ferramentas mais

modernas usam protocolo digital, baseados em sistema binário de zeros (0) e uns (1) bem

como nos computadores domésticos. Porém nas ferramentas do passado ou que não

precisem de grande volume de informação usam tecnologia analógica baseadas em pulsos

elétricos. O sistema digital é comumente usado em ferramentas de poço aberto e as

analógicas em instrumentos de poço revestido ou ferramentas que façam serviços

mecânicos como amostragem lateral de rocha e canhoneio.

Usando um equipamento, comumente chamado de spooler (figura 2.6) o computador

consegue fazer a medida da profundidade da ferramenta. O spooler é provido de duas

roldanas onde cada uma comprimime o cabo de perfilagem fazendo com que as mesmas

rodem com o movimento do mesmo. Com a subida ou decida da ferramenta, o cabo

movimenta a roldana que aciona um sistema que é configurado para enviar um determinado

número de pulsos elétricos ao computador. Sabendo-se o número de pulsos enviados por

cada unidade de comprimento (metro ou pé) o sistema consegue saber a variação de

profundidade de acordo com o quanto foi girado a roldana.

Há dois tipos de cabos de perfilagem. Cabo mono condutor e multicondutor (com

sete linhas elétricas). Cada linha elétrica é isolada com material plástico resistente até

temperaturas de 500 Fahrenheit (260 Celsius) e envolto por duas camadas de uma trama de

aço para dar resistencia mecânica ao conjunto. Há vários tipos de aço que constituem a

camada protetora do cabo desde aços mais simples até aços resistentes a ambientes

corrosivos como ácido sulfídrico.

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Figura 2.5 – Esquema de perfilagem a cabo no poço

Fonte: Da Mata (2009).

Figura 2.6 – Spooler, instrumento de medida de avanço e retorno de cabo

Fonte: http://www.sop.ae/products/print.aspx?proid=96&mnu=prd (2013)

2.2.2 Perfilagem por LWD

Como opção para a perfilagem a cabo há o LWD que apesar poupar tempo na

aquisição de dados não tem qualidade tão boa quanto à perfilagem a cabo.

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Com o aumento do número de poços de petróleo e gás marítimos nos anos 70 e com

o contínuo aumento de profundidade de lâmina de água e profundidade total, o mercado se

viu obrigado a desenvolver novas plataformas de perfuração, também conhecidas como

sondas, especializadas para o ambiente marítimo. Consequentemente os valores dos

aluguéis destas sondas se tornaram exorbitantes chegando a valores de mais de um milhão

de dólares diários segundo informação de um dos fiscais da Petrobras em conversa informal

durante trabalho em 2013. Tal sonda era especial por conseguir perfurar em lâminas de

água de mais de 2500 metros de profundidade.

Um serviço de perfilagem realizado em um poço exploratório ou desenvolvimento,

por exemplo, poderia levar de 5 a 15 dias. Este tempo poderia se estender em caso de

poços desviados onde se usa a técnica de PCL (Pipe Conveyed Logging) para empurrar a

ferramenta de perfilagem a cabo uma vez que o desvio impediria a progressão de descida

da ferramenta. A técnica de PCL, apesar de funcionar bem, tem alguns pontos de falha que

aumenta a probabilidade de tempo perdido durante operações.

Portanto, com o que foi exposto anteriormente e adicionado ao alto número de poços

desviados no mundo, havia um mercado muito promissor para quem desenvolvesse uma

solução para se adquirir dados ao mesmo tempo em que se perfure o poço. Tal solução foi o

desenvolvimento de novas tecnologias onde os sensores, antes usados apenas em

ferramentas a cabo, são instalados na própria coluna de perfuração colocados algums

metros acima da broca. A essa tecnologia foi dado o nome de Logging While Drilling ou

simplesmente LWD. Na figura 2.7 há uma ilustração dos sensores na coluna.

Em 1978 o primeiro serviço empregando esse tipo de tecnologia foi introduzido no

mercado, se tratava do MWD ou Messurement While Drilling. MWD naquela época

adquiriam dados, como a pressão, de pouquíssima importância aos dados de perfil não

sendo suficiente para se tomar quaisquer decisões a respeito de zonas de interesse ou

futuros serviços no poço. Porém, foi o primeiro passo para o desenvolvimento de

ferramentas que adquiriam dados relevantes (densidade, porosidade, resistividade etc.) para

a perfilagem, até que no início da década de 90, o LWD ganhou força frente à perfilagem a

cabo devido ao aumento nos custos com sondas de perfuração e pela melhoria tanto

quantitativamente quanto qualitativamente dos dados de LWD (AMAR,1998). A figura 2.6,

monstra um conjunto de ferramentas de LWD e MWD.

Há dois modos de se adquirir os dados através do LWD: em tempo real e

armazenamento dos dados na ferramenta durante perfuração e posterior recuperação dos

dados após retorno da coluna à superfície.

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No primeiro a transmissão de dados é feita para a superfície através de pulsos

acústicos que são lidos por receptores em superfície e transmitidos para os computadores

onde são mostrados na tela do computador e armazenados para futuro processamento.

Cada sensor envia, eletronicamente, os dados para o transmissor de pulsos que por sua vez

trasmite os dados, cada qual amarrado a um instante de tempo em que este dado foi

adquirido. Na superfície cada dado tem seu instante específico de aquisição, correlacionado

com a profundidade no mesmo tempo de aquisição. Assim é possível saber que dado

pertence a qual profundidade e assim plotar o perfil.

Figura 2.7 – String de ferramentas LWD

Fonte: <http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=297&c_id=1> (2013)

Para promover o funcionamento dos sensores e sistema de transmissão/recepção de

dados, é usada uma turbina incorporada a coluna, que aproveita a força do fluxo de fluido de

perfuração para gerar eletricidade. A vantagem deste método é que os dados são recebidos

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em tempo real, o que acelera a tomada decisões ao respeito da zona de interesse, como

identificação de formações para assentamento da sapata do revestimento ou até corrigir

direção do poço (azimute). A desvantagem seria a menor densidade de dados (dados/pé de

formação) devido a limitações de transmissão pelo fluido.

Para o caso em que não houver fluxo e se deseje armazenar dados em memória na

ferramenta dentro do poço, o segundo modo de aquisição de dados é usado. Trata-se de

uma bateria de lítio que permite a gravação digital das medições no equipamento, que ao

retorno da coluna para a superfície, são descarregados. A desvantagem é que os dados só

podem ser vistos após termino da perfuração. Em vantagem, a densidade de dados é maior.

É comum o uso de ambos os métodos um como armazenamento de dados, ‘back up’ do

outro em caso de falha de algum.

Atualmente, as informações que se pode conseguir via LWD é vasta. Como exemplo

podemser citados: perfis básicos como emissões de raios gama, densidade, porosidade

neutrônica, sônico e resistividades até perfis avançados como Ressonância Magnética

Nuclear e Imagens por exemplo (SCHULUMBERGER, 2013).

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Capítulo III

Tipos de perfis que medem a Porosidade

3.1 Porosidade

Infromações sobre as propriedades das rochas sedimentares e seus fluidos como

as propriedades dos fluidos, constituem em fatores cruciais para o estudo do

comportamento dos reservatórios e, portanto, a sua aquisição e a sua interpretação

merecem atenção especial.

A porosidade é uma das mais importantes propriedades na avaliação de formações

e tomada de decisões, já que ela mede o quanto se pode armazenar na formação e

consequentemente quanto se pode lucrar com a produção. A porosidade é denominada

como sendo a razão entre o volume de espaços vazios em uma rocha e o volume total dela,

ou seja (Rosa, 2006):

Ф = Vv/Vt (3.1)

Onde:

Ф - é a porosidade

Vv - volume de vazios

Vt - o volume total.

Ao contrário dos carbonatos nas quais a porosidade intergranular é pequena, as rochas

clásticas (como o arenito), possuem porosidade geralmente moderada a alta.

Porosidade é uma propriedade de grande importância nas rochas sedimentares e é o

caminho pelo qual se movimentam os fluidos nelas contidos. Dentre estes fluidos podemos citar

água, petróleo e gás, podem ser movidos e se acomodar nos poros das rochas sedimentares.

A porosidade nas rochas sedimentares é uma função da forma das partículas, do

empacotamento e da sua seleção. A porosidade absoluta ou total é a percentagem de espaços

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vazios contidos na rocha já porosidade efetiva é a percentagem de espaços vazios

interconectados, contidos na rocha.

Para a análise de perfis, a diferença entre a porosidade absoluta e porosidade efetiva é

chamada de água presa nas argilas (do inglês clay bound water).

A porosidade efetiva pode ser dividida em duas: fluido livre e fluido preso por capilaridade,

ou seja, os valores do somatório do fluido livre e fluido preso por capilaridade resultam no valor

da porosidade efetiva.

Entende-se por fluido livre como o fluido, seja óleo, água ou gás, na formação que pode

se movimentar facilmente durante o fluxo de fluidos. Já o fluido preso por capilaridade,

geralmente água, é aquele que não se desloca pelos poros devido à ação da interação física

entre o fluido e a parede da matriz rochosa, a essa interação é dado o nome de capilaridade.

Figura 3.1 – Tipos de fluidos nos poros. Óleo representado pela cor verde, fluido livre em

azul claro, água presa na argila como listrado escuro, fluido aprisionado por capilaridade em

azul escuro e a matriz rochosa em marrom pontilhado.

Fonte: <http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms.aspx?LookIn=term%20name&filter=cl

aybound> ( 2013).

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Tabela 3.1 – Valores de classificação de porosidade

Faixa de Porosidade Classificação

0 - 5% Insignificante

5 - 10% Pobre

10 - 15% Regular

15 - 20% Boa

20 - 25% Muito Boa

>25% Excelente

Fonte: Caputo (2004)

3.2 Perfis Radiométricos

3.2.1 Radiação e Interações com a Matéria

A radiação tem fundamental importância na avaliação de formações nos poços de

petróleo, onde podemos simplesmente medir respostas espontâneas da formação ou aplicar

radiação no poço, medir a resposta a este esta exposição e subsequentemente processar

os dados adquirindo informações relevantes. Apenas é possível usar a radiação a nosso

favor devido a sua característica ionizante. Assim ao atingir um átomo ou molécula a

radiação ionizante consegue modificá-lo de alguma forma, tornando-o mais instável até que

algum evento, também radioativo, aconteça posteriormente. Há também a radiação não

ionizante, que não possui energia suficiente para interagir com a matéria, exemplos de

radiação não ionizante são a radiação emanada por televisores e monitores, a maior parte

dos raios solares (Ultravioletas), lâmpadas etc.

A Radioatividade é o decaimento, seja espontâneo ou induzido, de um núcleo

atômico instável e com maior energia para um estado mais estável com menor energia,

acompanhado pela emissão de energia radioativa. Esta energia pode ser emitida em forma

de ondas eletromagnéticas ou movimento em partículas subatômicas como nêutrons por

exemplo. Uma ilustração na figura 3.2 nos mostra um decaimento atômico.

A radioatividade foi descoberta por Becquerel em 1896. Ele descobriu que alguns

materiais emitiam radiações naturais. Como ainda não sabia o que estes raios eram

exatamente, ele os dividiu em três grupos diferentes, devido a suas características, e os

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chamou de raios alpha, beta e gama, tal nomenclatura é usada até os dias de hoje.

Atualmente vários são os tipos de emissões além daquelas descobertas por Becquerel, ma

não são de importância para nosso estudo da perfilagem.

A radioatividade é parte do nosso ambiente, por conta dos diferentes elementos

químicos presentes em nosso planeta, desde o de menor massa como o Hidrogenio (H) até

os mais pesados como chumbo (Pb) e bismuto e (Bi). Se tratando de perfilagem, as

emissões radioativas têm papel importante na avaliação de formações e dos fluidos nela

contidos. Para tal, há ferramentas que medem a emissão natural da formação ou então

usam fontes radioativas para induzir os elementos químicos que constituem a litologia e

medem a resposta a essa radiação.

Figura 3.2 - Decaimento atômico com a emissão de uma

partícula e radiação eletromagnética

Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)

Antes de estudarmos os perfis radiométricos é preciso entender os três tipos

importantes para a perfilagem de emissões:

Emissão de partículas alpha:

É a emissão de dois prótons e dois nêutrons unidos. A perda destas quatro

partículas, faz com que o elemento em estado inicial e instável se transforme em outro

elemento com Número de Massa reduzido em 4 e Número Atômico diminuído de 2, como no

exemplo abaixo de Am234 (Amerício) indo a Np237 (Neptúnio) liberando uma partícula alpha,

figura 3.2.

Ao novo elemento gerado é dado o nome de filho do elemento anterior em estado

instável.

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Figura 3.3 – Emissão de partícula alpha

Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)

Emissão de partícula beta:

Quando um nêutron se transforma em um próton, devido à instabilidade do átomo,

uma carga negativa (elétron) é consebida como forma a compensar a nova carga positiva

(próton), dessa forma este novo elétron é ejetado do meio e é denominado de partícula beta.

Exemplificando o descrito acima, temos a figura 3.4, mostrando um átomo de Cs137 (Césio) e

seu filho, Ba137 (Bário). O asterisco mostra o bário em estado excitado logo antes de liberar

esta energia em excesso e posteriormente chegar a um estado estável como será descrito

mais a frente. Vale salientar que a transformação de um átomo em outro se dá pelo ganho

de um próton, e consequentemente a mudança do número atômico.

Figura 3.4 – Emissão de partícula Beta

Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)

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Emissão de raios gama:

Raio gama é a energia eletromagnética emitida depois de algum acontecimento

radioativo. Esta energia em excesso é advinda da energia que não foi absorvida por alguma

partícula após o decaimento. Logo, para que um átomo se torne completamente estável

esse excesso de energia precisa ser dissipado (figura 3.5) deixando o átomo em um estado

estável e não excitado

Emissões de raios gama geralmente estão associadas a emissões de partículas

alpha e beta.

Figura 3.5 – Emissão de raios gama

Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)

Um assunto importante a respeito do decaimento é o tempo de meia-vida. Entende-

se por isso como o tempo para que certa quantidade de átomos radioativos leva para

diminuir seu número à metade (figura 3.6). Este tempo de meia vida é importante

principalmente na escolha do(s) elemento(s) que irão compor as fontes radioativas, para que

tenha uma vida útil satisfatória além de se ter uma quantidade não muito grande do

elemento dentro da fonte, uma vez que a quantidade de radiação emitida é diretamente

proporcional à quantidade de átomos radioativos. Escolhendo o elemento certo, haverá

otimização dos custos de fabricação e manutenção das fontes.

A unidade de medida de energia usada para radiação é igual à energia abasorvida

por um elétron que se move em direção a um ânodo, tendo um potencial elétrico de um de

volts a mais do que o potencial na origem. Esta unidade é denominada de elétrons-volts

(eV), ou seja, Quanto maior a energia de uma radiação, maior será sua quantidade de

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elétron Volts. Afim quantificar esta nova unidade de energia, temos que um eV (elétron Volt)

corresponde ao valor de 1.60210 x 10-19 J (Joules).

Cada elemento pode emitir partículas e/ou energia eletromagnética. Para cada tipo

de emissão, de um determinado átomo, tem-se uma quantidade de energia especifica.

Como por exemplo, na figura 3.2 o átomo de Amerício 241 quando decai, gera o átomo

Neptúnio + uma partícula alpha + energia. Esta energia é emanada na forma de raios gama.

A partícula alpha tem uma energia característica de 5.5 MeV e os raios gama tem uma

energia de 59.5 KeV.

Figura 3.6 – Diminuição da quantidade de átomos

com o passar de cada meia-vida

Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)

Os raios gama, bem como os raios-X usado na medicina, também são denominados,

pela física quântica, como pacotes de energia eletromagnética, onde em cada “pacote” há

uma determinada quantidade de energia nele contido. Tal pacote recebe o nome de fóton.

Os fótons, representado por raios gama, interagem com a matéria de diversas formas. Para

melhor entendermos a metodologia de funcionamento das ferramentas de avaliação

geofísica que usam a interação com raios gama, é necessário explicarmos sobre três (3)

interações da radiação gama com a matéria: Efeito de Produção de Par, Efeito Compton e

Efeito Fotoelétrico.

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Cada efeito ocorre em uma determinada faixa de energia que cada elemento emite.

Nos valores de energia limites entre um e outro efeito, pode haver ambos os efeitos, porém

cada qual tem sua predominância em sua respectiva faixa de energia. Veja tabela 3.2.

Tabela 3.2 – Energia de cada efeito por fótons

Efeito Faixa de Energia (MeV)

Produção de Par >1,02

Compton 0,01 a 1,02

Fotoelétrico < 0,01

Fonte: ELLIS (2004)

Na Produção de Par, o fóton que incide, interage diretamente no núcleo do átomo e

sua energia converte-se em um par de elétrons, um negativo (négatron) e um positivo

(pósitron) como mostrado na figura 3.7. O elétron negativo se torna um elétron livre. O

positivo tem uma vida bastante curta, pois reage com facilidade com qualquer outro elétron

perto de si, até que então ambos deixam de existir liberando de 511 KeV de energia, que é a

energia característica liberada para esta extinção de massa.

Figura 3.7 - Efeito de Produção de Par

Fonte: ELLIS (2004)

Efeito Compton ocorre através da interação inelástica de um fóton e um elétron

orbital. O fóton incidente faz com que o elétron seja ejetado de sua órbita, cede parte de sua

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energia e desvia-se (previsível matematicamente) em sua trajetória. Ou seja, este continua a

viajar pelo meio, porém com menor energia eletromagnética do que seu estado inicial

(Figura 3.8).

Figura 3.8 – Efeito Compton

Fonte: ELLIS (2004)

A última interação de fóton (raio gama) é o Efeito Fotoelétrico. Fótons interagem

elasticamente com os elétrons das órbitas e passam para estes elétrons toda a sua energia,

especialmente se o átomo tiver grande diâmetro. O fóton é extinto do meio, sendo assim

absorvido, enquanto que o elétron se transforma em um fotoelétron livre como descrito na

figura 3.9.

Figura 3.9 – Efeito Fotoelétrico

Fonte: ELLIS (2004)

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Interações radioativas importantes à avaliação de formação não se limitam a fótons

(energia) apenas. Uma interação muito importante é a emissão de nêutrons na formação e a

leitura das respostas. O nêutron é uma partícula não ionizante, de massa semelhante ao

hidrogênio, onde sua existência livre na natureza não ocorre e tem meia-vida de dezenas de

minutos. O nêutron é uma partícula e não simples energia, sua interação é muito mais

mecânica baseada na energia cinética, o que não significa que não existam relações de

criação de raios gama como será discutido a diante.

Assim como a radiação eletromagnética, cada partícula de nêutron também é

dividida em patamares de energia baseados em sua velocidade e, consequentemente, pela

sua energia cinética (tabela 3.3). Nêutrons mais rápidos tem maior nível de energia.

Tabela 3.3 – Divisão de nêutrons por energia

Tipo de Neutrão Faixa de Energia (KeV)

Rápido > 100

Intermediário 100 a 0,1

Lentos < 0,1

Fonte: ELLIS (2004)

Os neutros de menor energia são subdivididos em outros três grupos: Epitermais,

Semi-epitermais e Termais. Sendo o último de menor energia e o mais importante na

avaliação de formação. Vide tabela 3.4.

Tabela 3.4 – Subdivisões de nêutrons lentos

Tipo de Neutrão Lento Faixa de Energia (eV)

Epitermais 100 a 0,1

Semi-epitermais 0,1 a 0,025

Termais < 0,025

Fonte: ELLIS (2004)

Os nêutrons ao se chocar e interagem com os elementos componentes da matéria

de três modos:

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Absorção ou captura, que é acompanhada de emissão imediata de prótons ou

partículas alfa logo após o nêutron ser absorvido pelo núcleo atômico que estava

inicialmente estável, passando a um estado exitado.

Espalhamento elástico consiste na mudança de direção do nêutron e transferência

de parte de sua energia cinética para o núcleo atômico atingido. É um modo de se diminuir a

energia do nêutron. Assim, um nêutron que era, por exemplo, rápido pode ir se chocando

com outros núcleos até chegar à termal.

Espalhamento inelástico onde a energia cinética não se conserva porque o núcleo

que foi atingido fica em estado excitado. Muito embora os nêutrons que se espalham

inelásticamente possam apresentar enormes perdas de energia, estes fazem parte de uma

população relativamente pequena, se comparada a dos nêutrons de baixa energia. Assim

como o Espalhamento Inelástico também é um modo de se diminuir a energia do nêutron.

Por fim a figura 3.10 demostra o poder de transposição de cada tipo de radiação aqui

descrito. Isso é importante na escolha do material dos contenedores de cada fonte.

Como foi discutido, o nêutron pode ser parado e termalizado por vários tipos de

elementos, porém o hidrogênio é o mais eficiente por ter o mesmo tamanho e massa do

neutrão (ELLIS, 2004)

Figura 3.10 – Poder de penetração dos tipos de radiação

Fonte: Site ratical.org (2013)

3.2.2 Perfil de Densidade (RHOB)

O perfil de densidade da formação (density log, RHOB) é um registro contínuo de

toda a formação (bulk density, ρb). Geologicamente, essa densidade é uma função da

densidade dos minerais formadores da rocha, ou seja, a matriz, e o fluido alojado nos poros.

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39

Para a maioria das litologias, a densidade raramente é utilizada como fator

diagnóstico sem a consideração de outros perfis devido, a impurezas e fluidos continos nos

poros que mudam o valor da densidade na rocha. Folhelho pode ter densidade de 1,8 a 2,7

g/cm3, por exemplo. Tal variação deve-se a fatores como compactação entre um folhelho

pouco consolidado e um folhelho compacto ou contaminação por outros sedimentos com

densidade diferente. A Tabela 3.5 demonstra a variação de algumas densidades típicas para

as litologias mais comuns.

Tabela 3.5 – Intervalos de valores de densidade e valores de minerais formadores da

rocha (Matriz)

Litologia Dens. lida no Poço (g/cm3) Dens. Da Matriz Pura

Folhelho 1,8 -2,75 2,65 – 2,7

Arenito 1,9 – 2,65 2,65

Calcário 2,2-2,71 2,71

Dolomito 2,3-2,87 2,87

Fonte: Da Mata (2009)

Rider (2002) listou os fatores que causam essa variação de densidade: a

compactação, que causa aumento da densidade; a idade, no geral rochas mais antigas são

mais densas; a composição, por exemplo, o aumento no conteúdo de carbonato na rocha

causa aumento na densidade de um folhelho.

O fluido possui densidade de acordo com a sua composição e também afeta a

densidade da rocha. Por exemplo, um fluido com lama e salmoura possui densidade de 1,1

g/cm3, lama com água doce, 1,0 g/cm3, e gás, 0,7 g/cm3.

A porosidade densidade (Фden) pode ser estimada somente com o conhecimento da

litologia da formação e o fluido envolvido (equação 3.2) (Rider, 2002).

(3.2)

Onde:

ρma = densidade da matriz

ρb = densidade de toda a formação

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ρf = densidade de fluidos nos poros

Além de estimar a porosidade, o perfil de densidade é aplicado para a determinação

da litologia (usando o Índice Fotoelétrico, Pe) e identificação de zonas com óleo/gás,

combinado com o perfil de porosidade neutrão.

O valor de densidade é determinado através da colisão de raios gama artificiais,

utilizando uma fonte de Co60 ou Cs137, com os elétrons da formação, através do Efeito

Compton e posteriormente, do Efeito Fotoelétrico (de menor energia que o primeiro), já

descrito anteriormente. A densidade da formação é estimada com a medição da radiação

gama que retorna para o detector, já que a quantidade de radiação gama dependerá da

abundância de elétrons presentes, que por sua vez, é função da densidade de formação

(Keary et al, 2009). A unidade de medida é utilizada é de massa por volume, geralmente

expressa em g/cm3.

As fontes de perfilagem emitem raios gama de alta energia, no caso do Cs137 662

Kev, que ao colidirem com os átomos constituintes da formação e seus fluidos, perdem

energia. Os raios gama que conseguem chegar aos detectores são medidos por sensores

parecidos com os cintilômetros da ferramenta de raios gama comum que são capazes de

distinguir níveis de energia.

Sabe-se que quanto menor a contagem de raios gama, maior a densidade de

elétrons, já que uma maior densidade de elétrons aumenta a probabilidade de colisão e uma

diminuição dos raios gama com níveis de energia ajustados para cada detector. Também é

sabido que tão menor seja a densidade de elétrons, menor vem a ser a densidade do

material, assim é estabelecido uma relação entre contagem de raios gama e densidade do

material.(figura 3.11). Para se obter o valor acurado da densidade da formação, a

ferramenta é calibrada com material de densidade conhecida.

Na figura 3.11, onde se lê Source, Short-Spaced Detector, Long-Spaced Detector e

Formation, entende-se Fonte, Detector mais perto, Detector mais longe e Formação.

Como o Efeito Fotoelétrico não implica em emissão de raios gama, apenas de

elétrons fica impossível calcular o Pe (Índice Fotoelétrico) por detectores de raios gama.

Porém, relações matemáticas derivadas de experimentos, mostram uma relação entre

contagens de raios gama de uma determinada faixa de energia e os valores de Pe. Assim

por modelos de equações e algoritmos, Pe pode ser processado por computadores. Na

tabela 3.6 temos valores característicos de Pe para vários tipos de litologia e de barita.

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41

O valor de Pe associado à barita não foi exposto por acaso. Sendo este composto

muito comum em fluidos de perfuração, como adensante, o valor de Pe para a formação

pode ser afetao em caso de muita barita na lama, uma vez que seu valor de Indice

Fotoelétrico é muito maior do que as formações comuns. Os fluidos da lama de perfuração e

os contidos nos poros da formação, não afetam a leitura de Pe.

Figura 3.11 – Ferramenta de densidade provida de dois detectores e um caliper, este último

para melhor contato da fonte e sensores com a formação

Fonte: De Oliveira (2005)

Outra finalidade do perfil de densidade é na identificação de possíveis zonas de

hidrocarbonetos leves e gás e associação com perfis de porosidade neutrônica.

Tabela 3.6 – Valores característicos de Pe

Formação Pe

Arenito 1.6 - 1.8

Calcário 4.3 - 5.1

Dolomita 2.7 - 3.1

Anidrita 5.1

Sal 4.6

Kaolita 1.8

Barita 266

Fonte: De Oliveira (2005)

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42

3.2.3 Perfil de Porosidade Neutrônica (NPHI)

Muito importante na avaliação de formação é saber a porosidade da rocha, já que

hidrocarbonetos encontram- se nos poros das mesmas. Há vários tipos de perfis que

determinam a porosidade, como o perfil de densidade visto anteriormente.

O início da existencia do neutron é considerado pelo instante que sai da fonte com

nível rápido e seu fim como sendo o momento em que ele é capturado ou absorvido por um

núcleo no meio. Ao percorrer toda a trajetória, um nêutron passa pelas seguintes fases:

colisão, amortecimento, termalização e captura ou absorção.

Durante a colisão o nêutron choca-se em outros átomos. Depois do choque, o

nêutron tem uma nova trajetória defida e diferente da original, separada por um ângulo

conhecido. O núcleo atingido, então, recebe parte da energia cinética do nêutron e afasta-se

de seu caminho original. Dessa forma o nêutron remanescente tem energia menor que o

inicial, tal colisão é Elástica e de grande importância. A colisão inelástica é o choque sem

conservação de energia e momento linear, parte da energia é dissipada na forma de raios

gama. De fato, não estamos interessados no angulo que estes nêutrons são defletidos, mas

na probabilidade de que, em cada colisão, a energia que stes neutrons detêm permaneça

entre determinado intervalo energético, abaixo daquele inicial.

É provado que a probabilidade de colisão é constante em qualquer nível de energia,

dentro de um limite inferior que é ditado pela massa do núcleo atingido. Na colisão com o

átomo de cálcio, por exemplo, energia menor do que 9,5% do neutrôn é discipada no

choque de sua energia inicial. Ao contrário, do choque com o hidrogênio a perda de energia

é da ordem de 100%. Isso ocorre pelo fato do núcleo do hidrogênio ter massa igual à do

nêutron. A perda máxima de energia (P.M.E.) aumenta na medida em que diminui a massa

atômica do elemento envolvido.

Além desta diminuição de energia, a probabilidade do nêutron colidir também

interfere na queda de energia do nêutron. As chances de choques entre um nêutron e um

núcleo do meio são proporcionais ao número de núcleos por unidade de volume. Núcleos

distintos apresentam-se diferentemente para os nêutrons. Este efeito é denominado de

seção eficaz, que pode ser de dois tipos: de espalhamento ou de captura. Núcleos com

seção eficaz grandes têm maiores chances de colidir com nêutrons do que os de pequena

seção eficaz. Neste caso, e mais uma vez, o hidrogênio leva vantagem na diminuição da

energia do nêutron, por ter maior probabilidade de choque.

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Amortecimento - Dois são os fatores importantes no amortecimento energético dos

nêutrons rápidos. Um deles é a perda de energia que este neutron sofre em choques com

os núcleos de outros átomos. O outro fator é o caso em que o nêutron entre em colisão com

outros neutrons.

O hidrogênio é o elemento mais eficaz de perda de energia pelo nêutron, esse é a

principal razão pela qual é usado o Índice de Hidrogênio (HI) ao invéz de porosidade. O HI é

definido como o montante de hidrogênio por unidade de volume. Uma solução alternativa é

a calibração do HI em valores de porosidade, onde se usa uma rocha padrão (carbonato)

em laboratório, cuja porosidade é conhecida e saturada com água ou em um meio com HI

conhecido e correlacionado com um determinado valor de porosidade.

Depois de vários choques onde amortecem os nêutrons estes estarão distribuídos

nas rochas em zonas equidistântes, a partir da fonte e, provavelmente, todos com mesmo

nível energético.

A aplicação da distribuição energética dos nêutrons, ao redor de uma fonte, na

fabricação de ferramentas neutrônicas conforme mostra a figura 3.12, é relativamente

simples. A distância da fonte ao detector é determinada de pelo com o nível de energia que

se deseja registrar. Dessa forma, na captura de nêutrons rápidos, o detector necessita estar

perto da fonte radioativa. Porém, deve estar longe o suficiente para captar nêutrons de baixa

energia ou termalizados.

Figura 3.12 – Perda de energia dos neutros com a distância

Fonte: Girão (2004)

A termalização é o processo em que os nêutrons adquirem um nível energético mais

baixo, em torno de 0,025 eV, ocasionados por choques sucessivos, com o meio. Este é o

efeito mais importante, pois são os nêutrons termais que são detectados pelas ferramentas,

para o calculo da porosidade da rocha.

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Captura ou Absorção é processo de captura de nêutrons termalizados pelo nucleo de

outros atomos selando o destino de todo neutrão na forma de radioatividade, a extinção.

A figura 3.13, mostra curvas teóricas da densidade de nêutrons termais em função da

distância da fonte radioativa. Estas curvas foram calculadas baseadas em arenitos silicosos,

saturados com água e porosidade variando entre 10 e 40%. Qualquer que seja a porosidade

ou o tipo de rocha, o fluxo de nêutrons termais diminuiu com a distância devido ao aumento

de choques e consequentemente, de capturas (GIRÃO,2004).

Um detector próximo da fonte, no intervalo da zona "S”, mostra que as rochas com

grandes porosidades apresentam uma maior contagem de neutrons. Na medida em que se

afasta da fonte, ainda na zona “S”, há uma diminuição na contagem do detector com relação

as medições de porosidade bem como da resolução. Tal fenômeno ocorre uma vez que as

curvas de porosidade convergem para uma zona de indefinição (I), levando ao equipamento

se tornar cada vez menos sensível às mudanças de porosidade. Afastando-se o detector um

pouco mais, para dentro da zona "L", é perceptível que o número de nêutrons termais

diminui inversamente com da porosidade. Assim, este procedimento melhora a resolução

nos pontos de menores porosidades. Como consequencia deste estudo, pode-se chegar a

distância ideal entre a fonte e os detectores (GIRÃO, 2004).

Figura 3.13 – Relação entre densidade se neutros termais x distância

da fonte de neutros, para cada valor de porosidade

Fonte: Girão (2004)

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Há mais de um método de medição da porosidade através de ferramentas

neutrônicas, mas o mais usado nos dias atuais para LWD e Perfilagem a Cabo é o Neutron

Compensado. Consiste de um mandril (figura 3.14) excentralizado com uma fonte e dois

detectores de nêutrons termais, situados a 15.0 e 25.0 polegadas (38 e 63,5 cm)

aproximadamente da fonte.

A razão entre a contagem dos detectores mais próximo pelo detector mais afastado

da fonte nos permite achar a porosidade usando gráficos de equações empíricas, baseadas

no que foi descrito pela figura 3.13, para cada ferramenta de cada companhia de perfilagem,

figura 3.15. A fim de se contabilizar a influência de cada tipo de formação, equações

características foram determinadas para os três principais tipos de formação (arenito,

carbonato e dolomita).

Figura 3.14 – Mandril de Nêutron Compensado de perfilagem a cabo

Fonte: De Oliveira (2005)

Eliminando a influência das rochas nas medições de porosidade, ao menos para as

principais rochas reservatório, não elimina todos os problemas de interação do nêutron com

outros elementos, que não o principal indicador de fluidos na rocha, o Hidrogênio. Um dos

elementos absorvedores que trazem problemas no perfil de neutrons é o cloro. Este átomo,

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é cerca de cem vezes mais absorvedor que o hidrogênio, assim, sua presença nis fluidos do

poro e na lama de perfuração podediminuir a densidade de nêutrons termais.

Um problema no perfil de neutron são os elementos absorventes como o cloro que

reduz a população de neutrons, por quanto eles atuam como se fossem hidrogênio que

espalha e absorve os nêutrons.

O cloro é encontrado também nos fluidos de perfuração advindos principalmente da

adição de Cloretos de Potássio e Sódio. Porém o efeito deste cloro é facilmente descartado

por cartas de correção, bastando apenas saber a concentração em partes por milhão (PPM)

de cloro no fluído de perfuração.

Figura 3.15 – Gráfico de Razão de contagens de nêutrons

termais x porosidade para cada tipo de formação

Fonte: Girão (2004)

Uma fonte de nêutrons resulta da união de um material radioativo, tipo Rádio,

Plutônio ou Amerício, em contato com um elemento que tenha nêutrons fracamente unidos

como o Berílio por exemplo. As partículas alfa geradas pelo Pu, Ra ou Am colidem com os

núcleos de Be o gerando nêutrons. Quanto maior a energia da radiação alfa maior a energia

dos nêutrons gerados. (GIRÃO, 2004)

Estas fontes são desenvolvidas para a emissão de nêutrons rápidos. Porém podem

também emitir raios gama mesmo que em pequena quantidade.

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Assim como as medidas de raio gama emanados da formação, o API padronizou

valores de porosidade API e também dispõe de um tanque de teste de ferramentas, onde

cada companhia de perfilagem deve usá-lo como padrão, figura 3.16.

Para se calibrar uma ferramenta específica, a mesma é colocada em um tanque com

porosidade conhecida que é associada a uma razão obtida da equação característica. O

valor da razão entre a contagem de neutrons termais do detector perto pelo cantagem do

detector longe medida no tanque é ajustada por um fator multiplicativo para chegar ao valor

ideal da equação característica. Durante a perfilagem este fator multiplicativo corrige os

valores obtidos pela equação característica para a formação escolhida.

Os efeitos do poço, no neutrão compensado, são minimizados por dois motivos: o

primeiro pela utilização da razão das contagens entre detectores, uma vez que ambas são

afetadas de mesma forma pelas condições do poço. O segundo motivo porque a ferramenta

é perfilada excentralizada, sendo pressionada na parede do poço.

Esta ferramenta é comumente perfilada em poços revestidos onde os efeitos do aço

do revestimento são corrigidos baseados em cada tamanho de revestimento.

Figura 3.16 – Tanque de teste com porosidades e formações

conhecidas na Universidade de Houston

Fonte: API (2013)

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As três principais litologias, arenito, carbonato e dolomito, têm densidades

características respectivamente 2,65, 2,71 e 2,87g/cm3. Para se ter uma melhor

apresentação do perfil combinado de densidade e neutrão ajustam-se a diferença de

escalas de menor valor para maior em 60 unidades de porosidade API e 1 g/cm3

respectivamente para neutrão e densidade, colocando o valor de porosidade nula à

densidade da matriz optada. Por exemplo, para carbonato temos as escalas do perfil na

figura 2.17, onde a linha azul claro representa a porosidade zero com densidade 2,71 g/cm3.

O tanque padrão encontrado em Houston é basicamente carbonato tendo água nos

poros, assim as ferramentas, quando bem calibradas, devem ter as curvas de densidade e

neutrão juntas na mesma linha independente da porosidade em uma zona de carbonato

contendo água.

O principal objetivo de se obter perfis de densidade e neutrão é a identificação de

prováveis zonas de interesse com hidrocarbonetos. Ainda trabalhando com as escalas de

carbonato, temos o perfil da figura 2.18. A parte inferior do perfil tem as curvas de densidade

e nêutron na mesma linha, caracterizando água.

Figura 3.17 – Escala para carbonatos

Fonte: BAKER HUGHES (2013)

Logo acima da zona de água, na zona de óleo, observamos uma separação com a

curva da densidade a esquerda da porosidade neutrônica. A esta separação é dado o nome

de separação negativa que é característica de zonas com hidrocarbonetos. Sendo a

ferramenta de neutrão calibrada para água e o óleo apresenta um Índice de Hidrogênio (HI)

menor do que a da água, a porosidade medida em zonas deste hidrocarboneto líquido será

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menor do que realmente é. Já a densidade diminuirá já que, na maioria dos casos, óleo é

menos denso que água.

Figura 3.18 – Perfil exemplo de densidade e neutrão

Fonte: BAKER HUGHES (2013)

Na parte mais rasa, na zona de gás, a separação negativa é ainda maior pelos

mesmos motivos do parágrafo anterior. O HI do gás é menor que no óleo e a densidade do

gás é menor que no óleo.

Esta análise vale para todas as outras principais litologias de rochas reservatório,

arenito e dolomito, porém é preciso usar o perfil de neutrônico corrigido e escala para a

dada litologia, caso contrário erros de interpretação poderão ocorrer.

3.3 Perfil Sônico (DT)

Perfis sônicos ou perfis acústicos (DT) medem a velocidade de ondas sonoras que

atravessam um dado estrato. O som é transmitido com o movimento das partículas na

litologia. Existem três tipos de movimentação: onda compressional, onda de cisalhamento e

onda de superfície. Em ondas compressionais ou ondas P, as partículas se movimentam

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paralelamente com a direção de propagação da onda. Nas ondas de cisalhamento ou ondas

S, as partículas se movimentam em direção perpendicular a direção de propagação da

onda. A figura 3.19 ilustra os tipos de ondas e as respectivas direções de propagação.

As ondas P são transmitidas através de sólidos e líquidos. Ondas S são transmitidas

somente através de sólidos, pois, não há tensões cisalhantes em fluidos. No entanto, em um

contato entre um sólido e um líquido, parte de energia da onda S é convertida em onda P

onde esta atravessa o líquido e é convertida de volta em uma onda S atenuada em sólidos

adjacentes.

O sinal sônico gerado atravessa o fluido de perfuração no poço e chega à formação

onde gera as ondas P e S. Mas como ondas S não existem no fluido, é impossível ler ondas

S nos receptores da ferramenta. Porém através do fenômeno de modo de conversão, as

ondas S geradas criam ondas P secundárias que viajam a velocidade das ondas S. Essas

ondas P secundárias podem ser lidas pelo receptor mesmo imerso na lama de perfuração

(De Oliveira, 2005).

A velocidade do som é mais rápida nos sólidos que nos líquidos e gases. Quanto

maior a velocidade num meio menor será o tempo de transito. Logo, o tempo gasto pelo

som para percorrer uma distância fixa nos sólidos será menor do que nos gases e nos

líquidos.

Se compararmos rochas idênticas com quantidades diferentes de fluidos nelas

contidos, ou seja, com valores de porosidade diferentes, pode-se perceber a diferença no

tempo de trânsito.

O perfil sônico fornece o intervalo de tempo de trânsito da formação, ou seja, é a

aquisição da medida de quão capaz é a formação de transmitir ondas de som. Esta

informação auxilia a interpretação de dados sísmicos ao correlacionar velocidades medidas

na sísmica com velocidades medidas no perfil, assim ajustando o tempo-profundidade.

A ferramenta do sônico usa um transmissor de frequência entre 20 a 40 kHz.

constante, ultrassônica baixa, e dois receptores. Após o pulso ser emitido pelo transmissor,

este viaja pelo fluido no poço passando pela formação chegando ao receptor. A ferramenta

mede o tempo entre o disparo e leitura do pulso calculando o tempo de transito uma vez que

a distância entre receptor e transmissor são fixas.

A figura abaixo 3.20, mostra a trajetória do pulso sonoro do transmissor T, atingindo

o receptor R1

e posteriormente R2. A diferença entre os tempos representa o diferencial de

tempo (Δt) final percorrido na distância R1 a R2 ou no trecho “d”. A demonstração com base

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nas equações 3.3, mostra como se chega ao valor da velocidade da formação VFm e

esclarece que seu no seu cálculo não depende da velocidade na lama e do diâmetro do

poço para se obter o perfil sônico.

Figura 3.19 - Tipos de ondas

Fonte: De Oliveira (2005)

A unidade utilizada para medir tempo de trânsito é dada por μs/pé (ou μs/m). Já

velocidade é medida em pés/s (ou m/s).

Efeitos de rugosidade podem afetar as leituras, para tal as ferramentas mais

modernas dispõe de 2 transmissores e 4 recptores. Assim os valores de tempo de trânsito

podem ser calculados pela média aritimética dos tempos entre eles.

Figura 3.20 – Esquema de transmissor e receptores na ferramenta

Fonte: Girão (2004)

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(3.3)

Na figura 3.21 são mostradas as ondas nos receptores inferior e superior. A

diferença de tempo entre o primeiro pico positivo em cada receptor refere ao diferencial de

tempo Δt e sabendo a distância entre receptores (no caso um pé), acha-se a razão entre

eles e consequentemente a velocidade no fluido.

As ondas Stoneley ou simplesmente ondas superficiais, viajam através do fluido

dentro do poço e não tem grande importância na avaliação de formações.

Wyllie, estudando a correlação que existe entre Δt e porosidade, chegou a

conclusão que esta medida da rocha poderia ser usada para a determinação da porosidade

intergranular.

Segundo Wyllie, o tempo de trânsito (Δt) nada mais é do que a média, ponderada

dos volumes entre os tempos dos elementos envolvidos na passagem do impulso sonoro,

que é dado pela equação 3.4.

Esta equação, denominada do tempo médio de Wyllie, apenas funciona para

porosidades de rochas quando estas estiverem saturadas com água (Sw = 1), e sem outro

tipo de rocha as contaminando. Tempos de trânsito tipicos são de 55.6, 47.6, 43.5 μs/pé

para arenito, calcáreo e dolomita respectivamente.

Os perfis de porosidades medida pelo nêutron e pela ferramenta se densidade são

porosidades totais, porém no caso do sônico, este consegue também fazer leitura da

porosidade intergranular e de fratura, caso esta exista. Esta é uma boa funcionalidade para

a porosidade acústica.

O Sônico registra sempre a primeira onda a chegar no receptor. O som na matriz

das rochas tem velocidade maior que nos fluidos, assim o som pode ultrapassar os poros

não conectados, viajando pela estrutura roochosa da formação de modo que o perfil sônico

apenas registre a porosidade Interligada ou intergranular. Desta forma, não é recomendado

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usar a equação de Wyllie para formações que apresentem esses tipos de porosidade,

porquanto as porosidades sonicas serão pessimistas demais.

Figura 3.21 - Osciloscópio mostrando as chegadas das ondas compressionais por último as

ondas diretas da lama (Stoneley ou simplesmente ondas superficiais)

Fonte: Girão (2004)

(3.4)

Onde:

Δtm = tempo de trânsito na matriz (sólidos)

Δtf = tempo de trânsito na mistura de fluidos

Δt = tempo de trânsito em 1 pé de rocha (sólidos+fluidos)

Φs = porosidade total da rocha

O tempo de trânsito na água é da ordem de 189 ou 200 μs/pé (salgada ou doce,

respectivamente), o do óleo (menos denso) é de 236 μs/pé e do gás (menos denso ainda) é

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da ordem de 600μs/pé. Portanto, o Δt nos fluidos mais densos é menor. Logo, se anlizarmos

uma zona com porosidade real de 12% porém metade do intervalo com água pura e metade

do intervalo com uma mistura água-óleo, veremos que na mistura água-óleo apresentará

uma porosidade sônica medida maior, pois o tempo de transito será retardado devido ao

tempo de transito maior do óleo. Isto dará uma leitura de porosidade maior, que não é

verdade.

Desta forma, o intérprete pode considerar água nos poros, errando a estimativa de

porosidade corrigindo-a quando tiver dados mais confiáveis de porosidade como o perfil de

RMN.

Na prática, pode-se calcular a porosidade acústica considerando apenas água nos

poros. Logo em zonas de óleo ou gás a porosidade acústica será maior do que as demais

porosidades de outros perfis mais realísticos. Esta técnica pode ser mais uma arma na

procura por zonas de interesse. Assim procedendo, é normal se dizer que em intervalos com

hidrocarbonetos a porosidade medida por ferramenta sônica é maior do que os valores de

porosidades neutrônica ou de densidade.

Como discutindo anteriormente, rugosidade pode afetar as leituras da ferramenta

acústica. Para corrigir isso as ferramentas com 4 receptores e 2 transmissores minimizam

este problema. Porém em zonas de grande rugosidade ou arrombamento esta técnica pode

ser inútil na correção. Assim, o perfil cáliper (calibre do poço) é peça fundamental na

interpretação do sônico descartando dados de zonas de desmoronamento.

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Capítulo IV

Perfil de Ressonância Magnética Nuclear

A Ressonância Magnética Nuclear (RMN) é um fenômeno físico utilizado para

investigação de propriedades das moléculas da matéria pela irradiação sobre o núcleo

atômico utilizando um campo magnético atuando sobre o meio a ser perfilado e com uso

de ondas de rádio. É aplicada com frequencia em imagens com intuito médico, ciências dos

materiais, análises químicas, identificação de reservatórios de petróleo e controle dos

processos industriais (MACHADO, 2010).

4.1 Propriedades do Núcleo Atômico

Spin nuclear e momento magnético

A teoria quântica mostra que os núcleos atômicos detêm quatro propriedades

fundamentais: massa (m), carga elétrica (e), momento magnético (µ) e spin (I). Em nosso

cotidiano de estudo é abservado commaior frquência as propriedades de massa e carga

elétrica, sendo as duas ultimas menos comuns.

O núcleo atômico possui um momento magnético como um imã ordinário, mostrado

na figura 4.1. Desta forma esse magnetismo permite ao núcleo atômico interagir com

campos magnéticos externos, assim como um ímã.

Spin nuclear pode ser entendido como um momento angular intrínseco que, apesar

de não ser proveniente de rotação, pode ser comparado ao momento angular criado por um

objeto em movimento de rotação ao redor de si próprio, assim descrito na figura 4.2.

Figura 4.1 - Representação pictórica do momento magnético µ

Fonte: Machado (2010)

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56

Figura 4.2 - Representação pictórica do spin nuclear

Fonte: Machado (2010)

Efeito Zeeman

Segundo a teoria quântica, quando um núcleo que possui momento angular e

momento magnético é exposto a um campo magnético sem alteração de direção B0, haverá

uma interação entre o momento magnético ‘m’ e o campo B0 capaz de organizar os estados

de spin nuclear na mesma direção, porém não necessariamente no mesmo sentido, deste

campo magnético. Tal fenômeno é chamado de efeito Zeeman, o número quantico do

elemento.

Como exemplo, podemos citar o hidrgênio, isótopo mais encontrado na natureza, ao

qual o número quântico de spin é igual a “meio”, dois níveis de energia (α e β), serão

separados por uma quantidade de energia ΔE, tal que:

E h (4.1)

A equação 4.1 demonstra energia variando apenas com a frequencia, uma vez que

h é a constante de Planck.

Os spins alinhados na mesma direção do campo B0 acabam por ficar em um estado

de menor energia (α), enquanto que os spins alinhados na direção oposta ocupam níveis de

maior energia (β). A figura 2.24 ilustra o diagrama de energia dos estados de spin nuclear

para B0 =0 e B0 ≠0.

Figura 4.3 - Representação dos níveis de energia de spin nuclear

Fonte: Machado (2010)

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57

A fim de quantificar a proporção de spins nucleares entre os níveis α e β

apresentadas na figura 4.3, pode-se fazer uso da equação da lei de distribuição de

Boltzmann:

(4.2)

Onde:

Nα= População no nível de menor energia;

Nβ= População no nível de maior energia;

k= Constante de Boltzmann (1,380622 x 10-23J K-1);

T= Temperatura absoluta em Kelvin.

Para exemplificar em números esta equação, com uma frequência de excitação de

1MHz – lembrando que E varia apenas com a frequencia - e se usarmos valores de

temperatura ambiente na equação acima, em torno de 300K, ΔE será muito pequeno em

relação à energia térmica kT. Logo o sistema apresenta apenas 2 núcleos α mais que β

numa população de 10 milhões de prótons.

Veremos a dianteque que por conta destes poucos isótopos a mais no nível de

energia mais baixo é que torna a RMN uma técnica pouco sensível quando comparada com

outras técnicas, tais como infravermelho e ultravioleta (MACHADO, 2010).

Precessão

Numa visão vetorial do fenômeno da RMN o campo B0 impõe torque sobre o

momento magnético m (m x B0) alterando a direção do seu momento angular. Assim, o

núcleo é induzido a processar ao redor do eixo do campo magnético B0 com uma velocidade

angular w0, (figura 4.4). Tal movimento de precessão funciona como um pião girando ao

redor do campo gravitacional da Terra, com a diferença que o pião, ao menos antes de

começar a cair, está sempre perpendicular ao campo gravitacional da Terra.

O conjunto de núcleos precessando ao redor de B0 a resultante das componentes

transversais dos momentos magnéticos, nomeado como magnetização transversal Mxy, é

nula (Mxy= ΣMzy= 0). Isto se deve a inexistência de coerência de fase entre elas, ou seja,

embora possuam a mesma velocidade angular (W0), estão distribuídas no plano x-y.

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58

Figura 4.4 - Representação vetorial do um núcleo atômico e seu momento magnético

nuclear em precessão ao redor do campo B0

Fonte: Machado (2010)

Para facilitar o entendimento das etapas do fenômeno da RMN, usaremos o artifício

de referencial rotativo. Este artiício funciona imaginando que o observador gira ao redor do

eixo z com a mesma velocidade angular w0. Assim o movimento de precessão dos

momentos magnéticos é eliminado, o que permite representar apenas a resultante de suas

componentes longitudinais. Este vetor é denominado magnetização longitudinal M0.

Figura 4.5 - Representação vetorial de precessão de um conjunto de momentosmagnéticos ao redor do campo B0 a) referencial fixo b) referencial rotativo

Fonte: Machado (2010)

A velocidade angular de precessão, pode ser também denominada de frequência de

Larmor, é função da intensidade do campo magnético e é descrito pela equação

fundamental da ressonância:

(4.3)

Onde:

γ= Razão magnetogírica;

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59

ω0= Frequência de Larmor (rad/s).

A razão magnetogírica é uma constante com valor característico para cada isótopo

(para o próton γ1H= 2,675197 x 104 rad s-1Tgauss-1). Como o próprio nome sugere, consiste

da razão entre o momento magnético ‘m’ e o momento angular J, =/J. Assim, cada

isótopo apresentará uma frequência de ressonância própria para um mesmo campo

magnético.

Ao ser submetidos a um campo magnético de 540 Gauss, valor típico dos

instrumentos de perfilagem por RMN, os prótons dos fluidos de reservatório vão precessar

com uma frequência de 2,3 milhões de ciclos por segundos (2,3MHz). Este movimento de

precessão perdura em equilíbrio até que o sistema seja perturbado por uma força externa

(MACHADO, 2010).

4.2 Ressonância e Sinal de RMN

A ressonância em si ocorre quando um campo magnético linearmente polarizado B1

é aplicado perpendicularmente a B0, onde B1 oscila com mesma frequência de Larmor.

Assim, uma quantidade de energia ΔE é transferida para o sistema, levando a transição de

os spins nucleares de nível de mais baixa energia para o nível de maior energia, alterando a

distribuição de população de Boltzman.

Quando B1 é aplicado em de pulsos de curta duração, da ordem de micro segundos,

este aplica torque sobre M0, deslocando-a alguns graus em relação ao eixo z. A

magnetização longitudinal, antes alinhada na direção do eixo z, é projetada sobre o plano x’-

y’ gerando uma componente transversal não nula, Mxy≠ 0.

Figura 4.6 - Representação vetorial da aplicação de um pulso de 90º na magnetização M0.

Fonte: Machado (2010)

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60

O ângulo ao qual o próton se desloca é escolhido através do ajuste do tempo que

dura e/ou intensidade do pulso, de acordo com a seguinte equação:

(4.4)

Onde:

α= Ângulo entre a magnetização M e o eixo z;

tp= Tempo de duração do pulso.

Quando B1 é retirado, a magnetização do sistema volta a sua condição de equilíbrio

inicial. Durante este processo, denominado relaxação nuclear, o fluxo magnético produzido

através da componente transversal da magnetização é induzido uma corrente elétrica numa

bobina posicionada perpendicularmente ao campo B0. A medida da intensidade desta

corrente em relação ao tempo é o sinal de RMN, como mostrado na figura 4.7. Este sinal é

denominado FID (Free Induction Decay) (MACHADO, 2010).

Figura 4.7 - Representação vetorial da indução do sinal de RMN 1) amplitude máxima,Mxy(0)=M0 e Mz(0)=0; 2) amplitude intermediária, Mxy(t)=M; 3) amplitude zero,

Mxy(t)=0 e Mz(t)=M0

Fonte: Machado (2010)

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61

4.3 Relaxação Transversal

Quando o isótopo retorna à magnetização transversal inicial, onde Mxy=0, isso

independe da transferência de energia para o sistema. Para que as componentes no plano

x-y sejam anuladas basta que comecem a precessionar ao redor de B0 de forma aleatória.

Durante esta precessão resulta no processo de relaxação denominando de relaxação

transversal.

A relaxação transversal faz com que ocorra um decaimento exponencial do sinal de

RMN, descrito no decorrer do tempo (t) pela seguinte equação:

(4.5)

Onde:

Mo = Amplitude da magnetização transversal no instante t0;

T2 = Tempo de relaxação característico.

Porém na aplicação da ferramenta no campo, a presença de heterogeneidades do

campo magnético (ΔB0), gerados pela própria ferramenta de RMN faz com que as

componentes transversais da magnetização do fluido dispersem-se pelo plano x-y com

grande rapidez, acelerando de maneira falsa o decaimento do sinal de RMN.

Tal decaimento do sinal de Ressonância Magnética, acelerado pela contribuição de

ΔB0, é representada pelo tempo de relaxação aparente T2*, tal que:

(4.6)

A equação nos faz concluír que quanto menor for a heterogeneidade ΔB0, ou seja,

quanto mais homogêneo, mais o tempo de relaxação transversal aparente T2* se aproximará

do valor de T2 natural do fluido de reservatório.

Com intuito de reduzir a heterogeneidade de B0, um recurso denominado

refocalização da magnetização transversal foi desenvolvido. Um pulso com angulo, por

exemplo, de 180º, aplicado após o tempo ‘TAU’, faz com que os vetores girem 180º ao redor

do eixo y. Quando o sentido de rotação e a velocidade angular ωn permanecem as mesmas,

as componentes transversais da magnetização voltam a seu estado inicial num tempo

2TAU, logo, a diferença entre os ângulos de defasagem constituída ao longo de TAU se

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reduz a zero (ΔФ=0). A amplitude deste sinal, chamado de eco de spin (ou eco de Hahn),

não depende mais de T2*, apenas de T2.

Ao ser submetida a um campo magnético heterogêneo (ΔB0≠0), uma amostra de

fluido tem a magnetização transversal (Mxy) produzida pela ação de um pulso de 90º (figura

4.8) que se defasa no plano x-y durante o tempo TAU. Assim um ângulo de defasagem (Na)

acontece e depende da intensidade do gradiente de campo ΔB0 segundo a equação: Na=

ωnxTAU, onde ωn=γΔB0.

A técnica mais utilizada para a medição de T2 é a CPMG (Carr. Purcell-Meios-Gill).

Tal técnica usa o mesmo princípio da refocalização da magnetização, porém aplicam-se em

uma sequência de n pulsos de 180º consecutivos, igualmente espaçados por um tempo

2TAU. Desta forma o eco de spin é produzido a cada instante 2nTAU como ilustra a figura

2.30.

Figura 4.8 - Representação esquemática do processo de defasagem e refocalizaçãoda magnetização transversal, e formação do sinal de eco de spin

Fonte: Machado (2010)

Figura 4.9 - Diagrama da sequência de pulsos CPMG

Fonte: Machado (2010)

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63

Após a eliminação da heterogeneidade do campo magnético, pela refocalização da

magnetização, a intensidade de cada eco formado é modulada apenas pelo processo de

relaxação transversal. Para que a modelagem da ferramenta funcione corretamente o T2 é

obtido matematicamente através do ajuste da função M(t)= M0e-t/T2 aos pontos experimentais

da curva de relaxação, onde M(t) é a intensidade do eco de spin no tempo t=2nTAU e M0 no

tempo t=0. A figura 4.10 ilustra a obtenção da curva de relaxação T2 através da técnica

CPMG.

Figura 4.10 - Curva de relaxação transversal (T2) obtida través da técnica CPMG

Fonte: Machado (2010)

Para melhorara a razão entre sinal e ruído do sinal medido, e assim obter um cálculo

de T2 mais acurado, a média da intensidade de cada eco é obtida através de inúmeras

repetições da sequência CPMG (MACHADO, 2010).

4.4 Mecanismos de Relaxação em Meios Porosos

Para sistemas porosos saturados com fluidos, como os encontrados nas rochas

sedimentares, há um complexo mecanismo de relaxação, com vários efeitos distintos.

Sendo os três mecanismos principais:

- Relaxação Bulk, que equivalente à relaxação intrínseca das moléculas de cada tipo

de fluido;

- Relaxação Superficial, que é comparada à relaxação das moléculas do fluido que

se encontram próximas da rocha;

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64

- Relaxação Difusiva, que pode ocorrer pelo movimento difusivo das moléculas dos

fluidos na presença de um gradiente de campo magnético.

Todos os mecanismos de relaxação tem sua parcela no laor final de T2 portanto:

(4.7)

Influência relativa

de cada um dos três mecanismos é influênciada pelas características dos fluidos e

distribuição de tamanho dos poros.

Relaxação Bulk

A Relaxação Bulk é uma característica do fluido nos poros da rocha, depende da

composição e arranjo das moléculas e é muito afetado pelas proriedades físicas como a

viscosidade. Para se medir esta relaxação apenas, é preciso um ambiente grande o

suficiente para evitar influencia das paredes do poro. Temperatura e pressão afetam a

medida uma vez que afetam as propriedades dos fluidos. Abaixo segue a equação

característica para determinação do T2 da água como exemplo.

(4.8)

Onde:

Tk = Temperatura absoluta (K);

µ = Viscosidade (cP).

Relaxação Superficial

A Relaxação Superficial apenas existe na interface sólido-fluido, ou seja, na superficie

do poro e sua equação característica é dada por:

(4.9)

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65

Onde:

ρ = Relaxatividade superficial do sólido;

(S/V)poro = Relação entre a superfície e o volume do poro.

Ao contrário da Bulk, a Relaxatividade Superficial depende do formato e mineralogia

da parede do poro apenas não sendo tão afetado por temperatura e pressão.

Relaxação Difusiva

Este efeito é mais acentuado em gases e óleos pouco viscosos possuem razoável

leitura de relaxação em função devido ao movimento de difusão das moléculas aos quais

estes fluidos têm mais suseptibilidade. Nestes casos o T2difusão passa a influenciar a

exponencial de decaimento quantificado pela equação abaixo.

(4.10)

Onde:

D = Constante de difusão molecular;

γ = Razão magnetogírica do próton;

G = Intensidade do gradiente de campo magnético (G/cm);

TE = Tempo de eco utilizado na sequência CPMG.

Por se tratar de um efeito observado em fluidos os fatores da formação como

pressão e temperatura influenciam o coeficiente de Difusão. A intensidade do Gradiente é

afetada pelo equipamento e também por fatores ambientais. Em tempos de eco menores

observa-se que o efeito devido à difusão é menor, com exceção de gases, em geral o

projeto da medida no campo é feito de forma a tornar o efeito em questão insignificante

(MACHADO, 2010).

Decaimento Multiexponencial

Nos reservatórios de hidrocarbonetos há diversos fluidos com características

diferentes e diferentes formatos e tipos de poro foram desenvolvidos um modelo matemático

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66

que agraupasse todas as influências dos três principais tipos de relaxação. Tal modelo tem

o nome de modelagem multiexponencial, descrito pela equação abaixo:

(4.11)

Onde:

M(t) = Magnetização medida;

Mi(0) = Magnetização inicial do i-ésimo termo;

T2i = constante de decaimento do i-ésimo termo.

A figura 2.32 ilustra os efeitos dos mecanismos de relaxação em sistemas uni

componente e seu resultado em sistemas multicomponentes, onde os efeitos se superpõem.

Os resultados do modelo de decaimento multiexponencial, são diferentes medidas

de T2 com valores equivalentes ao total de número de moléculas que sofreram efeitos de

relaxação.

As possibilidades de interações entre os fluidos e rocha e entre as moléculas dos

fluidos são infinitas. Consequentemente infinitos são valores de constantes T2 para que

assim haja um ajuste à equação de decaimento, o que resulta num espectro contínuo de T2.

Porém um espectro contínuo não traria resultados plausíveis para o perfil de RMN, pois a

formulação matemática fatalmente resultará num sistema cujo número de equações é igual

ao número de valores lidos pelo equipamento durante o tempo de aquisição e o número de

incógnitas seria infinito. Para resolver isso, solução do sistema é realizada com a

desratização do domínio de T2 em n famílias como o conjunto de equações 2.16

(MACHADO, 2010).

A partir desta técnica um número finito de equações (leituras da ferramenta, de

acordo com a capacidade de aquisição e armazenamento da mesma) do que incógnitas

(número de bens escolhidos para discretização do espectro de T2). A solução passa a ser

simples, para a computação dos dias atuais, para obter a mínima diferença entre o valor lido

e o modelado.

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67

Figura 4.11 – Esquema de decaimento uni e multiexponencial

Fonte: Machado (2010)

(4.12)

4.5 Aplicação de Perfis de RMN em caracterização de Reservatórios

A tecnologia de RMN foi usada pela primeira vez na engenharia de reservatórios

nos anos de 1950. Quando em 1960 a primeira ferramenta chamada de Nuclear-Magnetic-

Logging (NML) foi aplicada no campo, porém, sem sucesso. Após pesquisas e

daperfeisoamento da tecnologia em 1991 foi lançada no mercado a Magnetic Resonance

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68

Image Logging (MRIL), a pioneira dentre as ferramentas largamente utilizadas. O MRIL foi

desenvolvido pela empresa Halliburton.

Desde então se têm melhorado a tecnologia em termos de construção mecânica e

eletrônica bem como o desenvolvimento de melhores algoritmos de processamento. Hoje é

muito comum entre as ferramentas de perfilagens de poços, sendo esta considerada

imprescindível por algumas produtoras.

Porosidade

A integral do espectro de T2 de RMN, ou seja, a área abaixo da curva,é

proporcional ao número de núcleos de hidrogênio na zona que foi investigada pela

ferramenta. Através dos valores característicos da calibração pode-se estimar o volume de

fluido, ou melhor ainda a porosidade na rocha.

Distribuição de Tamanho de Poros

Para casos em que há somente um tipo de fluido nos poros, apenas uma das

relações, no caso entre a superfície e o volume dos poros, é levada em consideração pelo

efeito de relaxação superficial. Logo, o espectro de T2 é associado a distribuição de tamanho

de poros da zona investigada pela ferramenta. Como apresentado no esquema da figura

4.11, poros menores tem relaxação mais rápida e como consequência valores de T2 são

menores, enquanto poros com maior tamanaho possuem relaxação lenta e valores de T2,

como consequência, são maiores.

Saturação Irredutível de Água

A saturação irredutível de água corresponde ao volume de água presa por forças

capilares nos meios porosos. A formação de petróleo supõe que o fluido que inicialmente

satura o reservatório, é água de formação, e quando o petróleo migra a água é expulsa

deixando apenas o volume presente em pequenos poros, que demandam altíssima difernça

de pressão para ser deslocado e por isso não sai da formação

A saturação irredutível de água calculada pelo perfil de RMN é dado pela divisão do

domínio do espectro de T2. A este valor de separação é dado o nome de cutoff , que divide

o espectro em duas ou mais partes. O volume abaixo do T2 de corte para fluidos presos por

forças capilares (bound fluid) são de fluidos presos por capilaridade. Analogamente o

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69

volume acima do T2 de corte corresponde ao fluido livre (free fluid). A idéia do método

descrito anteriormente é de que nos poros menores, de relaxação curta e T2 menores, está

a saturação de água irreductivel. Os valores de T2 de corte são definidos empiricamente e

geralmente se usam os valores de 33 ms para rochas siliciclásticas e 92 ms para rochas

carbonáticas.

Figura 4.12 - Relação do espectro T2 com a distribuição do

tamanho de poros

Fonte: Machado (2010)

Figura 4.13 – Aplicação do T2 de corte, separação de fluido livre e

Fluido aprisionado por forças capilares

Fonte: Machado (2010)

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70

Permeabilidade

Em 1997 Kenyon propos a correlação da permeabilidade com a porosidade e o T2

relativo à média geométrica de seu espectro. A equação é conhecida pela sigla SDR, de

Schlumberger Doll Research, instituto onde foram feitos os estudos:

(4.13)

Onde:

Ф= Porosidade;

T2logmean = Posição no espectro de T2 correspondente a media geométrica;

a = Coeficiente de ajuste litológico.

Em 1991, Coates baseado nos estudos anteriores de Timur, propôs a equação

2.18 para a permeabilidade com o uso da porosidade e da razão entre volume de fluido livre

e volume de fluido preso por forcas capilares, obtida pela aplicação do T2 de corte no perfil

RMN.

(4.14)

Onde:

Ф = Porosidade;

FF/BF = Razão entre volume de fluido livre (free fluid) e volume de fluido

preso por forcas capilares (bound fluid);

a = Coeficiente de ajuste litológico.

As relações matemáticas de SDR e de Timur Coates são consideradas as

equações clássicas de estimativa de permeabilidade a partir de perfis de RMN. Ambas

trabalham no fato de que o espectro de T2 tem relação com a distribuição de tamanho de

poros da zona perfilada. Os expoentes das equações foram definidos empiricamente por

ajustes feitos em vários ensaios de laboratório com sistemas homogêneos. Para sistemas

heterogêneos, como é comum ocorrer no campo, os expoentes precisaram ser reajustados

com respectivos dados de permeabilidade de testes petrofísicos ou de formação.

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71

Figura 4.14 – Perfil de RMN. Da esquerda para a direita: primeiro quadro raios gama.

Segundo quadro porosidade total (VPHS), porosidade efetiva (VPHE) e fluido livre ou

movível (VBM). No terceiro quadro permeabilidade (MRIL permeability).

No quarto quadro espectro T2

Fonte: Site Halliburton (2013)

Em 1997, Chang reescreveu a equação de SDR, limitando o espectro de T2 ao

valor máximo de 750 ms, a partir dos quais haveria poros vugulares não conectados que

não contribuiriam para o fluxo (MACHADO, 2010).

(4.15)

Em 2002, Kantzas verificou que a saturação irredutível da água obtida no perfil

RMN tem relação com a amplitude do primeiro pico (FP) e do último pico (LP) do espectro.

Ele propos então um modelo modificado Timur Coates que relacionava a permeabilidade a

estes dois parâmetros.

(4.16)

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72

Em 2006, DiRosa propõe que a aplicação da distribuição de poros apenas não é

suficiente para predição da permeabilidade. Assim foi introduzido o fator de conectividade

dos poros (p) no modelo clássico de Timur Coates (MACHADO, 2010).

(4.17)

Figura 4.15 – MRIL, ferramenta de RMN da Haliburton

Fonte: Site Halliburton (2013)

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73

Capítulo V

Estudo de Caso da Aplicação de Perfis de Porosidade

A fim de exemplificar tudo o que foi discutido neste trabalho sobre perfis e

porosidade das rochas, será exposto logo abaixo, os dados reais de um poço. Os dados são

referidos as ferramentas exemplificadas aqui e foram adquiridos através de perfilagem a

cabo. A análise tem como base estudar a porosidade, que é o tema principal deste trabalho,

porém para ampliar os horizontes de estudo, usaremos também dados de resistividade e

raios gama para nos ajudar na interpretação da formação e fluidos existentes.

A fim de se preservar a identidade dos dados e do poço em questão, as

profundidades foram alteradas e não será revelado o país de origem, companhia detentora

do poço e qualquer informação relevante sobre o mesmo. As únicas informações relevantes

e permitidas são: diâmetro da broca de 12.25 polegadas e lama de perfuração base óleo.

5.1. Parâmetros de Perfilagem

É sabido que nem todas as ferramentas de perfilagem a cabo tem como medida de

porosidade diretamente. A porosidade da densidade e a porosidade acústica são calculadas

pelo computador tendo como input o inverso da velocidade de propagação do som (Δt ou

ainda slowness) no fluido contido nos poros e o inverso da velocidade de propagação na

matriz no caso da porosidade acústica e da densidade do mesmo fluido e a densidade da

matriz no caso da porosidade da densidade. Assim os seguintes dados foram usados na

aquisição e processamento segundo a tabela 5.1.

Tabela 5.1 – Input de dados

Parâmetro Valor Adotado

Δt do fluido no poro 200 µseg/pe

Δt da matriz 52.5 µseg/pe

Densidade do fluido no poro Regular 1 g/cm3

Densidade da matriz 2.65 g/cm3

Os valores referentes à matriz são todos de arenito. Por se tratar de um poço

exploratório e consequentemente não há certeza sobre qual a formação sedimentar na zona

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74

de interesse, foi usado durante a perfilagem dados de carbonatos, o que não se confirmou

durante pela perfilagem através da curva de Índice Fotoelétrico (Pe), assim dados de

porosidade acústica e de densidade foram reprocessados para arenito.

5.2 Perfis e suas interpretações

Os dados apresentados aqui foram adquiridos em duas corridas com ferramentas

de perfilagem. Uma com ferramentas de raio gama, neutrão, densidade (associado a um

caliper de um braço), acústica e resistividade indutiva. A outra corrida era apenas de

ferramenta de raios gama e ressonância magnética nuclear.

Através das figuras 5.1 e 5.2 podemos identificar os intervalos com fluidos. Os

intervalos com fluidos, especialmente hidrocarbonetos, são aqueles onde há uma separação

negativa, ou seja, na escala de densidade e porosidade pelo neutrão para determinada

litologia, a curva de densidade se encontra a esquerda da porosidade neutrônica.

Como linha base de raio gama mínimo e máximo, respectivamente, para

identificação de volume de argila foi escolhido 45 gAPI e 150 gAPI. Estes são os menores e

maiores valores de raios gama medido no poço respectivamente adquiridos nos intervalos

de 554.0 a 603.0 metros e 720.0 a 724.0 metros.

Nos perfis da Figura 5.1 estão as curvas GR (raio gama), CAL (compasso medidor

de diâmetro do poço ou simplesmente caliper), ILD (resistividade indutiva em várias

profundidades de investigação), RHOB (densidade matriz-fluidos), NPHI (porosidade

neutrônica), PORD (porosidade pela densidade) e PORA (porosidade acústica).

Vale lembrar antes, o conceito de separação negativa, que indicaria

hidrocarbonetos. Separação negativa ocorre pela diminuição da densidade, uma vez que

fluidos tem menor densidade que qualquer matriz e a porosidade também diminui pela

diminuição do HI (Hidrogênio Index) já que o HI de hidrocarbonetos é menor que o da água,

sendo este o fluido padrão para calibração da ferramenta de neutrão.

O perfil de Ressonância Magnética Nuclear é o que há de mais moderno e

confiável para adquirir dados de porosidade atualmente através de perfis a cabo. Isso se

deve pela alta acuracidade da medida baseada na RMN por não ser tão afetada pelos

fluidos constituintes da formação como outras técnicas convencionais de medida da

porosidade nas rochas. Para o estudo deste trabalho, consideram-se os dados de

porosidade pela RMN como os valores diferenciados da porosidade na formação.

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75

Figura 5.1 – Perfil da corrida 1 (385.0 a 450.0 metros)

Fonte: Baker Hughes (2013)

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Figura 5.2 – Perfil da corrida 1 (550.0 a 640.0 metros)

Fonte: Baker Hughes (2013)

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A fim de iniciar a discussão sobre os perfis, vale separá-los nos intervalos abaixo

com seus respectivos comentários:

De 386.0 a 388.3 metros (faixa vermelha no perfil na Figura 5.1) – a curva de raio

gama mostra uma zona limpa, devido à baixa variância na curva, que aparenta ser arenito

pelo valor de aproximadamente 2 para Pe tipicamente desta litologia. A grande separação

negativa indica gás o que pode ser reforçado pela alta resistividade, mesmo esta sendo

bastante variável no intervalo.

De 391.5 a 396.0 metros (intervalo entre faixa vermelha e amarela na Figura 5.1) –

é perceptível uma separação menor bem como uma resistividade também menor. Pe ainda

é característico de arenito na maior parte do intervalo apesar do raio gama não ser tão

constante, isso mostra uma contaminação provavelmente por folhelho podendo ser

calculado o volume de folhelho. O fato de as três curvas mais rasas da resistividade indutiva

estarem separadas das outras mostra uma invasão pela lama de perfuração e o fato destas

três curvas estarem lendo valores maiores que o conjunto formação/fluidos no poro, mostra

que a resistividade da lama é maior, o que faz sentido pois é base óleo.

Entre os dois intervalos acima há claramente um folhelho (intervalo em amarelo)

devido à baixa resistividade, característica desta formação, e o aumento do valor de Pe e

raio gama. Neste caso pode estar atuando como uma rocha selante entre o óleo e gás.

De 447.0 a 449.0 metros (faixa verde no perfil na Figura 5.1) – Mesma interpretação

do intervalo 391.5 a 396.0.

De 554.0 a 603.0 metros (faixa laranja na Figura 5.2) – É o maior intervalo com

probabilidade de hidrocarbonetos. Observa-se alguma variação no perfil de raio gama, com

pequeno intervalo de arenito mais limpo no topo e o restante com algum folhelho, o que é

confirmado pelo Pe, que mostra algum aumento em certos pontos. Há intercalações entre

separações negativas e positivas. Onde Pe é igual ou muito próximo a 2, observamos

separações negativas indicando maior presença de óleo ao contrário dos pontos onde há

maior quantidade de folhelho e maior Pe. Estes pontos em que Pe é maior, há uma redução

na resistividade, característica dos folhelhos. Não há indícios de água, já que as separações

negativas não são tão abruptas e a resistividade ser alta. Zonas com maior invasão apontam

serem arenitos mais limpos o que é confirmado pelos baixos valores de raio gama.

De 615.6 a 636.2 metros (faixa marrom na Figura 5.2) – A interpretação é a mesma

do intervalo anterior, excetuando pelas maiores separações negativas e uma maior variância

na resistividade, apesar do raio gama variando o mesmo que o intervalo anterior. Isto pode

indicar alguma quantidade de água nesta zona.

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Na figura 5.3 e 5.4 é mostrado o perfil de RMN nos mesmos intervalos das ultimas

duas figuras.

O T2 Distribution é o espectro T2. Cutoff são tempos específicos usados como

separação de cada tipo de leitura. O cutoff de 3.3 microsegundos representa o limite de

separação de leitura para CBW (água presa nas argilas), ou seja, valores do espectro que

lerem menor que este cutoff são associados ao CBW. O mesmo pode ser associado ao

cutoff de 33 ms que é referido a litologia clástica, neste caso arenito. Ou seja, entre 3.3 e 33

ms os picos de T2 são contabilizados para fluido aprisionado por capilaridade e acima de 33

ms são para os fluidos livres.

A curva per proporciona a permeabilidade derivada de T2, totp é a porosidade total,

efep a porosidade efetiva e mov o volume nos poros de fluido livre. Apesar da ultima curva

representar volume, pode ser comparada com porosidade já que é o volume de poros, em

porcentagem, ocupado pelo fluido livre (ver figura 5.4).

Observando as curvas e áreas coloridas na ultima parte a esquerda do perfil de

RMN, fica fácil entender os conceitos de porosidades representativas de cada tipo de fluido.

A porosidade efetiva somada a água presa nas argilas (área verde) resulta na porosidade

total e a porosidade efetiva é gerada pela soma do fluido livre (área amarela) com o fluido

preso por capilaridade (área azul claro).

Para todos os intervalos com probabilidade de hidrocarbonetos discutidos

anteriormente, observamos as mesmas respostas da ferramenta de Ressonância Magnética

Nuclear como a alta permeabilidade, alta densidade de picos do espectro T2 acima de 33 ms

aumento de fluido livre e diminuição ou até mesmo extinção de água presa por argilas e

fluido preso por capilaridade. Porém há algumas diferenças.

De 554.0 a 562.0 metros a resposta é tipicamente de óleo, picos altos e pontiagudos

no espectro T2. De 562.0 a 603.0 metros há grande densidade de picos característicos de

óleo apesar de alguns picos bem menores em um tempo menor que os do óleo, como na

profundidade 597.0.

De 615.6 a 636.2 metros os picos de óleo ainda existem, porém há alguns picos

característicos de água como em 629.0 metros, o que poderia confirmar as suspeitas

anteriores. Tais picos se caracterizam por menores valores no tempo e por serem também

menores em amplitude.

No topo da formação, perto de 387.0, havia a suspeita de gás. É sabido que água e

gás tem a mesma resposta no espectro T2, o que aumenta as suspeitas de gás, porém

apenas estudos mais profundos com outros perfis ou então amostragem de fluido podem

confirmar que fluido há exatamente.

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Figura 5.3 – Perfil da corrida 2 (385.0 a 450.0 metros)

Fonte: Baker Hughes (2013)

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Figura 5.4 – Perfil da corrida 2 (550.0 a 640.0 metros)

Fonte: Baker Hughes (2013)

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Quanto maior a densidade de picos do espectro T2 na zona maior que 33 ms, a

porcentagem de fluido livre tende a aumentar. A mesma ideia se aplica para água presa nas

argilas e fluido preso por capilaridade. As porosidades são calculadas de acordo com o

tamanho dos picos baseado nos valores adquiridos durante a calibração.

Nestes intervalos, há grande aumento nos fluidos livre o que confirma o potencial de

exploração comercial de hidrocarbonetos, uma vez que se pode haver óleo ou gás em uma

determinada zona, porém se este fluido não for livre o suficiente para produção, a zona pode

ser menos interessante à produção pelos gastos para fraturá-la, por exemplo, ou até mesmo

impossível de se produzir.

Nos intervalos com folhelhos, por exemplo, entre 400.0 a 445.0 metros, há um

aumento na quantidade de água presa nas argilas, que já era esperado uma vez que

folhelhos são formados por minerais existentes nas argilas além dos poros nos folhelhos

serem pequenos, não comunicantes e com certa quantidade de água.

A porosidade é um dos parâmetros mais importantes na avaliação petrofísica de

rochas sedimentares uma vez que através dela é possível estimar a quantidade de reserva

de hidrocarbonetos, que é um fator crucial na tomada de decisão se determinada área será

explorada ou não. Muitos são os métodos de medida da porosidade como visto

anteriormente, porém de ressonância é o mais confiável e curado.

Nas figuras 5.5 e 5.6 mostram as porosidades medidas na primeira e segunda corrida,

a fim de se comparar cada uma.

Nos intervalos onde havia separação negativa, discutidos anteriormente, observa-se

que NPHI e totp, seguem o mesmo formato lendo os mesmos valores. Isso se deve pelo fato

de ambas as ferramentas, de neutrão e RMN, terem suas calibrações parecidas, baseadas

no mesmo fluido, água que mais ou menos o mesmo HI que hidrocarbonetos.

Nos mesmos intervalos, a curva PORD aumenta consideravelmente, uma vez que

densidade cai e estas são grandezas inversamente proporcionais.

Já nos intervalos onde há folhelhos, como entre 415.0 a 430.0 metros, NPHI tende a

ler valores maiores ou bem maiores do que a porosidade total do RMN. Isso por que

folhelhos geralmente detém poros muito pequenos e não comunicantes, com água, levando

a ferramenta a ler alto HI e consequentemente alta porosidade.

A porosidade acústica, PORA, não apresenta padrão de comportamento aceitável, no

sentido de valores lidos, quando comparado à porosidade total de RMN mesmo na zona de

arenito a qual tem como referencia para seu cálculo durante este perfil. Sabe-se por

experiência de campo, que esta porosidade não é nem mesmo tomada em consideração

para nenhuma avaliação petrofísica. Tal porosidade só foi exemplificada afim de demostrar

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Figura 5.5 – Diferentes porosidades combinadas (385.0 a 450.0 metros).

Fonte: Baker Hughes (2013)

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Figura 5.6 – Diferentes porosidades combinadas (550.0 a 640.0 metros

Fonte: Baker Hughes (2013)

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seu mau comportamento para os fins petrolíferos apesar de outros dados acústicos serem

de grande importância.

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Capítulo VI

Conclusões

Levando em consideração os perfis de densidade e neutron conclui-se que nesta

formação, aonde havia arenito também havia a probabilidade de hidrocarbonetos devido as

zonas com separação negativa, mesmo que em alguns intervalos com pequenas

separações.

Possivelmente há água na parte mais profunda do arenito já que a resistividade

apresentava uma maior variação e o espectro T2 demonstrava resposta típica deste fluido.

Algum gás pode existir no topo da zona estudada pela grande separação negativa e

pelo espectro T2.

Vários intervalos foram estudados e entre eles folhelhos intercalando zonas com

hidrocarbonetos, portanto, estes folhelhos poderiam estar agindo como rochas capeadoras

para as rochas reservatórios que são os arenitos.

Conclui-se também que o perfil de RMN pode ser considerado o melhor método para

aquisição das porosidades nas rochas uma vez que funcionam com acuracidade nas mais

diversas formações e fluidos.

Perfil de porosidade neutrônica tende a ter mesma resposta em zonas com boa

porosidade e preenchidas com fluido, características essas de zonas de interesse. Porém

em zonas de folhelhos este perfil aumenta consideravelmente, se afastando da porosidade

RMN, não sendo, portanto confiável.

Já a porosidade pela densidade segue totp (porosidade total de RMN) em intervalos

de folhelho e se perde no sentido de aumento em zonas de interesse.

Apesar dos perfis de porosidade gerados por neutrão e densidade apresentarem

anomalias nos valores, com relação aos reais, devido a suas particularidades de

funcionamento, estas ferramentas são muito eficazes na identificação de possíveis zonas de

interesse na exploração de hidrocarbonetos e de zonas indesejáveis de água. Estas

anomalias nos perfis de porosidade de neutrão e de densidade não são grande problema,

pelo contrário, já que conhecendo seu comportamento em diferentes zonas isto irá ajudar a

identificá-las.

No que diz respeito a porosidade acústica, esta se torna inútil na medição de valores

desta propriedade das rochas pela sua má respostas. Porém é um bom indicador de

porosidade desdeque se entre com o valor de Δt correto para a dada formação.

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Por fim e não menos importante, concluí que o a ferramenta de RMN é de grande

importância na avaliação petrofísicas das rochas sedimentares, por não só apresentar

valores confiáveis de porosidade, mas também por diferenciá-las entre total e efetiva. Outra

vantagem é a identificação da quantidade de água presas nas argilas e de quantidade, em

porcentagem, de fluido livre a não livre o que é de suma importância na tomada de

decisões.

Por último o espectro T2 auxilia na confirmação de zonas de óleo bem como as

zonas de contato água/óleo pelas respostas características de cada fluido. O único

problema seria a identificação de gás e água, já que o espectro T2 tem mesmo perfil para

estes dois.

Abaixo segue a tabela 6.1 com os valores médios de porosidade para neutron

(NPHI) e porosidade pela RMN (totp) nos intervalos com suspeitas de hidrocarbonetos. As

cores marcadas de cada intervalo se referem as figuras 3.5 e 3.6. Os desvios padrões (DP)

são mostrados a fim de quantificar a variação de cada porosidade nos intervalos discutidos.

Tabela 6.1 – Média de cada tipo de porosidade e seus desvios padrões

Intervalo Cor NPHI totp DPNPHI DPtotp

386.0 – 388.3 Laranja 21.5 19.3 1.00 1.60

391.5 – 396.0 Roxo 21.2 21.8 1.27 0.97

447.0 – 449.0 Verde 16.8 18.2 0.84 1.25

554.0 – 603.0 Vermelho 18.5 19.2 3.82 3.24

616.6 – 636.2 Marrom 17.1 16.5 6.32 3.13

Para os dois intervalos mais profundos o desvio padrão é consideravelmente maior

para ambas as médias de porosidade. Tal fato se deve pela maior variação dos valores de

ambas as porosidades nestes intervalos.

Porém, sobre o descrito no parágrafo anterior, se subdividirmos os dois últimos

intervalos em intervalos contidos neles, porém menores, os valores de desvio padrão nestes

intervalos serão menores pela menor variação dos valores de porosidade. Por exemplo, no

intervalo em vermelho da figura 5.6 entre 553.0 e 584.0 NPHI e totp são mais paralelas e

com pouca variação, o que fatalmente traria valores menores de desvio padrão. Desta forma

pode-se dizer que dentro de intervalos de reservatórios (como o caso do intervalo em

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vermelho da figura 5.6), podem haver descontinuidades ou melhor dizendo, sub-intervalos

homogênios dentro do mesmo reservatório.

Pelo visto na tabela 6.1, NPHI e totp, têm pouca diferença em relação aos valores

médios o que reforça o descrito anteriormente, que para tais perfis em zonas com suspeitas

de hidrocarbonetos são confiáveis quanto a medição porosidade em rochas sedimentares.

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