curso de perfiles
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PERFILAGEM
CONCEITOS E APLICAÇÕES
COMPILADO POR:
VÂNIA SILVA CAMPINHOAIMBERÊ CARLOS CHINAPPI FLORESLUIZ CARLOS FORBRIGIVAN SERGIO SIQUEIRA DUPUY
E&P-BA/ GEXP/ GEAGEOABRIL/2000
ÍNDICE
1. PERFILAGEM.............................................................................................................................................. 11.1. HISTÓRICO ............................................................................................................................................... 11.2. DEFINIÇÕES E CONCEITOS........................................................................................................................ 21.3. PROPRIEDADES FÍSICAS DAS ROCHAS ...................................................................................................... 31.4. AMBIENTE DE PERFILAGEM ..................................................................................................................... 61.5. EQUIPAMENTO DE PERFILAGEM............................................................................................................... 7
2. PERFIS BÁSICOS........................................................................................................................................ 92.1. POTENCIAL ESPONTÂNEO - SP................................................................................................................. 92.2. RAIOS GAMA - GR................................................................................................................................. 11
3. PERFIS DE RESISTIVIDADE ................................................................................................................. 133.1. ELÉTRICO - CONVENCIONAL - ES .......................................................................................................... 133.2. INDUÇÃO................................................................................................................................................ 13
3.2.1. Indução - Elétrico - IES ................................................................................................................ 143.2.2. Indução Esférico Focalizado - ISF ............................................................................................... 143.2.3. Duplo Indução - DIT..................................................................................................................... 153.2.4. Array Induction Imager Tool - AIT ............................................................................................... 15
3.3. PERFIS COM ELETRODOS FOCALIZADOS - LATERO-PERFIS .................................................................... 173.3.1. Dual Latero Log - DLL ................................................................................................................. 183.3.2. High-Resolution Azimuthal Laterolog Sonde - HALS ................................................................... 20
3.4. PERFIS DE MICRORESISTIVIDADE - MSFL ............................................................................................. 22
4. PERFIS DE POROSIDADE ...................................................................................................................... 254.1. PERFIS ACÚSTICOS................................................................................................................................. 25
4.1.1. Sônico - BCS/BHC ........................................................................................................................ 254.1.2. Sônico Dipolar - DSI..................................................................................................................... 27
4.2. PERFIS RADIOATIVOS............................................................................................................................. 304.2.1. Lithodensity Tool - LDT ................................................................................................................ 304.2.2. Compensated Neutron Logging - CNL.......................................................................................... 32
5. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS.............................................................................. 355.1. FÓRMULA DE ARCHIE ............................................................................................................................ 355.2. CÁLCULO RESISTIVIDADE DA ÁGUA DA FORMAÇÃO (RW) ..................................................................... 38
5.2.1. Salinidade da Água da Formação................................................................................................. 385.2.2. Método do Rwa Mínimo ................................................................................................................ 39
6. PERFIS SÍSMICOS.................................................................................................................................... 406.1. PERFIL SÍSMICO VERTICAL - VSP ........................................................................................................... 416.2. PERFIL DE REFERÊNCIA SÍSMICA - CHECK SHOT...................................................................................... 45
7. PERFIS ESPECIAIS .................................................................................................................................. 477.1. ESPECTROMETRIA DE RAIOS GAMA......................................................................................................... 477.2. PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR - RMN...................................................................... 487.3. PERFIS DE MERGULHO E DE IMAGENS.................................................................................................... 50
7.3.1. Perfis de Mergulho - Dipmeter ..................................................................................................... 507.3.2. Perfis de Imagens.......................................................................................................................... 53
7.3.2.1. Perfis de Imagens Resistivas ................................................................................................................. 537.3.2.2. Perfis de Imagens Acústicas.................................................................................................................. 56
7.4. FERRAMENTAS DE AMOSTRAGEM LATERAL ........................................................................................... 597.5. FERRAMENTAS DE TESTE DE FORMAÇÃO A CABO ................................................................................... 60
7.5.1. Ferramentas Convencionais - RFT/SFT ....................................................................................... 607.5.2. Modular Formation Dynamics Tester - MDT ............................................................................... 62
7.6. PERFIS DE AVALIAÇÃO A POÇO REVESTIDO........................................................................................... 657.6.1. Perfis de Decaimento de Nêutrons Termais - TDT/TMD.............................................................. 657.6.2. Perfis de Espectrografia de Raios Gama - RST/PSGT.................................................................. 66
7.7. PLATFORM EXPRESS............................................................................................................................... 67
8. BIBLIOGRAFIA......................................................................................................................................... 68
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1. PERFILAGEM
Uma perfilagem é realizada com objetivo principal de fornecer um registro contínuo,expedito e confiável das propriedades físicas das rochas atravessadas pelo poço. Analisadostais registros, definem-se atributos fundamentais para caracterização da potencialidade de umaacumulação de hidrocarbonetos.
É fundamental se ter em mente que avaliação de formações inicia-se nos primeirosmetros de perfuração de um poço, sendo necessário identificar os vários tipos litológicosatravessados pela broca, localizar os reservatórios mais promissores e avaliar acomercialidade das ocorrências de hidrocarbonetos.
A perfilagem é um dos passos da avaliação de formação. Trabalha-se com dadosindiretos resultantes da interação de vários fatores físicos, mecânicos, químicos e físico-químicos da rocha, fluido de perfuração e da própria ferramenta de perfilagem.
Em uma perfilagem obtém-se uma grande quantidade de registros que deverão serprocessados para definir as verdadeiras propriedades de um reservatório. A cada dia surgemnovas ferramentas no mercado que prometem melhor caracterizar os reservatórios portadoresde hidrocarbonetos ou não, da forma mais realista possível, mas a relatividade dos seusregistros deve ser sempre considerada.
Novas fórmulas, técnicas de aquisição, processamento e interpretação são aplicadasaos novos dados. É de fundamental importância a correlação dos perfis com a rocha, uma vezque somente a integração de dados de amostras de calhas, amostras laterais e testemunhosesclarecem de fato as propriedades físicas de um reservatório e os fatores que influenciam naaquisição de um perfil.
Este trabalho deve ser contínuo e aplicado de forma a definir parâmetros para umdeterminado reservatório, podendo ser decisivo para a avaliação de uma zona produtora dehidrocarbonetos.
Esta apostila tem como objetivo descrever os princípios das ferramentas maisutilizadas e disponíveis hoje no mercado.
1.1. HISTÓRICO
Os primeiros registros de perfilagem de poço ocorreram em 1927, realizado pelosirmãos Schlumberger que trabalhavam em pesquisa geofísica de eletrorresistividade desuperfície, em um poço no campo de Pechelbronn, na França, e consistia em uma única curvacontínua de resistividade. Em 1930, o perfil de resistividade já era registrado comercialmenteem vários países.
A partir de 1931 seguiu-se uma série novas aplicações em perfilagem de poços,iniciando-se pelo perfil de potencial espontâneo (SP), teleclinômetro eletromagnético (1932)para medir a inclinação do poço, medidor contínuo de temperatura (1933) e medidor demergulhos a partir do SP, em 1935 (Tabela 1).
Deste momento até os dias atuais, a evolução dos processos e tecnologias deperfilagem foi rápida e intensa, principalmente após a digitalização dos dados, resultando em
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novas e avançadas formas de registro. As soluções de problemas específicos, tais comomedições de fraturas, propriedades petrofísicas das rochas, perfilagem durante a perfuração(LWD), definição de óleo móvel, distribuição dos tamanhos de poros e gargantas, saturaçãode óleo através da razão carbono/oxigênio têm evoluído.
Tabela 1 - Marcos históricos da evolução dos perfis e técnicas de perfilagem. (modificado de E.J.B.Silva &O.R.Souza).
HISTÓRICOPERÍODO ANOS PERFIS / EVOLUÇÃO
INICIAL 1930 / 1940 Resistividade (uma curva)Potencial Espontâneo (SP)Medidor de mergulho (Anisotrópico - SP)
INTERMEDIÁRIO 1940 / 1960 Fórmula de Archie (1941)Primeiros perfis sônicos (1950)Medidor de mergulho (Resistividade)Perfis RadioativosResistividade focalizadaPerfis Eletromagnéticos (incipientes)Fórmula de WilliePlote de óleo móvel
DIGITAL 1960 / 1980 Digitalização (armazenamento, processamento eteletransmissão)Maior precisão dos parâmetros medidosMaior confiabilidade nas leiturasInterpretação mais confiável (Plotes cruzados)
RECENTE 1980 / 1998 Sônico Amplitude (compressional e cisalhante)Espectrometria com identificação de elementosTeletransmissão com e sem caboRessonância MagnéticaPerfis de Imagem Acústica e Resistiva
1.2. DEFINIÇÕES E CONCEITOS
É necessário definir alguns parâmetros e conceitos utilizados pelo analista de perfispara a avaliação de um intervalo de interesse, pois diferem um pouco daqueles conhecidos emsedimentologia e petrografia.
Reservatório - Alvo principal de uma perfilagem e se refere a qualquer rocha capazde acumular hidrocarbonetos. Seus componentes básicos, matriz, poros e argila, definempropriedades como porosidade e permeabilidade e, assim como o tipo de matriz, o tipo defluido presente nos poros e o grau de argilosidade da rocha-reservatório, influenciam asleituras de todos perfis.
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Matriz - Para um intérprete de perfis é todo material sólido da rocha, incluindoarcabouço (grãos), cimento e matriz propriamente dita (argila).
Poro - Todo espaço existente na rocha preenchido por fluido (água, óleo ou gás).
Argila - Tem importância fundamental na qualidade de um reservatório. Ocorreprincipalmente disseminada. As argilas tendem a obliterar os poros, diminuindosensivelmente a porosidade e a permeabilidade das rochas.
Porosidade - Razão entre volume de espaços vazios e volume total da rocha. Aporosidade lida pelos perfis é a porosidade total da rocha, sendo difícil a distinção entre aprimária e a secundária.
A porosidade primária é definida pelo sistema deposicional e depende dos elementostexturais da rocha (tamanho, forma, seleção e arranjo dos grãos), enquanto a porosidadesecundária é resultado dos agentes que atuaram durante o processo diagenético da rocha, taiscomo fraturamento e disssolução, sendo, portanto, posterior a deposição da rocha.
Permeabilidade - É a capacidade da rocha de permitir a passagem de fluido por seusporos interconectados.
Permeabilidade absoluta é uma propriedade intrínseca à rocha. A unidade depermeabilidade é o Darcy. Um Darcy é a permeabilidade de uma rocha que permite o fluxo de1cm3/seg de fluido de viscosidade 1cp, através de uma seção transversal de 1cm2 submetido aum diferencial de pressão de 1 atm.
Permeabilidade efetiva é a permeabilidade de um fluido na presença de outro. Apermeabilidade efetiva é sempre menor que a absoluta, isto porque o fluido que molha o grãoreduz a mobilidade do outro fluido.
Permeabilidade relativa a um dado fluido é a razão entre a permeabilidade efetivadeste fluido e a permeabilidade absoluta da rocha.
1.3. PROPRIEDADES FÍSICAS DAS ROCHAS
As propriedades físicas das rochas mais importantes na avaliação de perfis são aspropriedades elétricas, radioativas e acústicas. Somente as propriedades elétricas serãoapresentadas.
RESISTIVIDADE
É a propriedade física de uma determinada substância de impedir a circulação decorrente elétrica. O inverso da resistividade é a condutividade elétrica. A unidade deresistividade é ohm.m.
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O princípio de resistividade é fundamental para a identificação de hidrocarbonetos emperfis, já que os mesmos são maus condutores, registrando resistividades elevadas. A águasalgada, devido aos ions de Na+ e Cl- dissolvidos, é boa condutora, resultando baixasresistividades em perfis. Assim, uma rocha saturada com óleo apresenta uma resistividademuito mais elevada do que outra, de igual natureza e idêntica porosidade, mas saturada porágua salgada.
RESISTIVIDADE X SALINIDADE
A quase totalidade dos ions presentes na água das formações são de Na+ e Cl-,condutores de corrente elétrica. Quanto maior a salinidade, maior a condutividade elétrica emenor a resistividade da rocha (Figura 1).
Figura 1 – Gráfico mostrando a relação entre condutividade e concentraçãoiônica para vários substâncias.
RESISTIVIDADE X TEMPERATURA
Em soluções salinas, quanto maior a temperatura, maior a condutividade elétrica e, porisso, menor a resistividade (Figura 2). A unidade de temperatura usualmente utilizada nainterpretação de perfis é Farenheit.
oF = 1,8 x oC + 32
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Figura 2 – Gráfico mostrando a relação entre resistividade e temperatura para váriasconcentrações de NaCl.
RESISTIVIDADE X POROSIDADE
A porosidade é determinada pela textura da rocha, grau de compactação, cimentação,etc. A resistividade é inversamente proporcional à porosidade (Figura 3).
Figura 3 – Gráfico mostrando a relação entre resistividade e porosidade.
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1.4. AMBIENTE DE PERFILAGEM
Durante a perfuração de um poço há uma constante interação entre o fluido deperfuração e as rochas atravessadas pelo poço. Esta interação é responsável, muitas vezes, porrespostas em perfis diferentes do esperado. Assim, se faz necessária uma constantepreocupação com o tipo de fluido utilizado para a perfuração de um poço e a interação entrefluido e ferramenta de perfilagem. A utilização de um determinado fluido pode limitar o usode uma ferramenta ou mesmo comprometer as condições mecânicas do poço.
Uma das principais funções do fluido de perfuração é evitar a produção de fluidos dasrochas perfuradas. Por isso, o fluido de perfuração é geralmente elaborado com argila e outroscomponentes químicos em suspensão na água, com densidade apropriada, produzindo umapressão hidrostática maior que a pressão estática da formação. Como resultado destediferencial de pressão, haverá a invasão da fração líquida do fluido de perfuração (filtrado delama) nos intervalos permoporosos, em direção ao meio de menor pressão. Esta filtraçãoprovoca, após determinado tempo, a formação do reboco, que é uma camada constituída peloscomponentes sólidos da lama (argila, barita, etc), com espessura variando de milímetros apoucos centímetros, que impede a continuidade da invasão. A profundidade de invasão édiretamente proporcional ao diferencial de pressão e às mobilidades dos fluidos da formação edo filtrado e inversamente proporcional à porosidade da rocha.
As leituras dos diferentes tipos de perfis são afetadas pelo reboco e pela zona invadida,conforme o raio de investigação das ferramentas. O esquema apresentado na Figura 4 mostrasimplificadamente o que ocorre em uma rocha porosa quando em contato com o fluido deperfuração.
A interação que ocorre entre uma rocha e o fluido de perfuração deve ser bemcompreendida, pois o raio de investigação das ferramentas é limitado, sendo as leiturasinfluenciadas por esta interação. Horizontalmente pode-se dividir o ambiente de perfilagemem três principais zonas de influência.
Poço – área limitada ao diâmetro perfurado, onde atua a pressão hidrostática (PH) eonde se forma o reboco que se desenvolve nas paredes das rochas porosas.
Zona Lavada – zona invadida pelo filtrado da lama. O diâmetro da zona lavada édiretamente proporcional à permeabilidade e inversamente proporcional à porosidade. Énecessário considerar o tempo de exposição do reservatório ao fluido e a diferença entre aspressões hidrostática e estática da rocha.
Zona Virgem – zona livre do fenômeno de invasão, que mantém as característicasoriginais da rocha. Nesta zona atua a pressão estática (PE) que é a pressão da formação.
Considera-se também uma Zona de transição, contendo uma mistura de filtrado efluido da formação.
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Figura 4 – Ambiente de perfilagem, sendo Rm = resistividade da lama, Rmf = resistividade do filtradoda lama, Rmc = resistividade do reboco, Rxo = resistividade da zona lavada, Sxo = saturação de águada zona lavada, Sw = saturação de água, So = saturação de óleo, Rt = resistividade da zona virgem eRw = resistividade da água da formação.
1.5. EQUIPAMENTO DE PERFILAGEM
Para a realização de perfilagens de poços são utilizados basicamente dois tipos deunidades de aquisição:
• Unidade móvel – todos os equipamentos são instalados em um caminhão quedesloca-se para a locação onde foi perfurado o poço e realiza a aquisição dosdados. É utilizada em poços terrestres (Figura 5);
• Cabine fixa – os equipamentos estão instalados em uma cabine ou unidade que étransportada para a locação por helicóptero ou via marítima. É utilizada nasperfurações off-shore e nas áreas remotas (Bacia do Amazonas/Solimões).
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Figura 5 – Equipamentos de perfilagem utilizados atualmente nas operações terrestres.
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2. PERFIS BÁSICOS
2.1. POTENCIAL ESPONTÂNEO - SP
Esta ferramenta registra a diferença de potencial entre um eletrodo móvel colocado nopoço e outro eletrodo de referência na superfície. A condição essencial para ocorrer deflexãona curva de SP é o contraste de salinidade entre o filtrado da lama e a água da formação, istoporque as deflexões do SP (Spontaneous Potential) expressam uma diferença de potencialdentro do poço, criada a partir de movimentações iônicas entre fluidos de diferentessalinidades.
A movimentação de ions nas paredes do poço pode ser atribuída basicamente a doisprocessos:
Potencial Eletrocinético ou de Filtração - ocorre em formações permeáveis ondehouve formação de reboco. Portanto, existiu um diferencial de pressão entre o poço e aformação, que permitiu a filtração e, conseqüentemente, a movimentação de cargas elétricaspositivas (cátions) do filtrado, através do reboco e da zona lavada e nos folhelhos, causandoum desbalanceamento elétrico. A força eletromotriz gerada na zona lavada será muitopequena porque a maior parte da pressão diferencial é dissipada no reboco. Frente a litologiasimpermeáveis, como folhelho, há filtração de ions e a deflexão na curva SP é uma resultantedo diferencial de pressão entre a zona de folhelho e a zona permeável.
O Potencial Eletrocinético pouco contribui para a deflexão do SP, isto porque as forçaseletromotrizes que se desenvolvem frente aos folhelhos são compensadas por aquelas queatuam no reboco.
Potencial Eletroquímico - é a interação entre dois fluidos, o filtrado presente na rochapermeável e a água intersticial dos folhelhos adjacentes. Esta interação ocorre através de doisprocessos:
• Transferência de ions de Na+, através dos folhelhos, da solução mais concentradapara menos concentrada, gerando o chamado Potencial de Membrana, que éresponsável por quase 80% da deflexão (Figura 6);
• Transferência de ions Cl- , cuja mobilidade é maior do que a do Na+, produzida naborda da zona invadida da solução mais concentrada para menos concentrada,equivalente a um fluxo de corrente convencional em sentido oposto, originando oPotencial de Líquido-Junção. Este potencial equivale a um quinto do Potencialde Membrana.
CARACTERÍSTICAS DO PERFIL
A curva de SP é apresentada no primeiro track (pista 1) do perfil, junto com as curvasde Raios Gama, Cáliper e Tensão, em combinação com os perfis de resistividade. As escalasmais comuns são de 10 ou 20 mV por divisão da pista.
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Esta curva apresenta, frente a folhelhos e a litologias impermeáveis, umcomportamento retilíneo, denominado de linha-base dos folhelhos. Frente a litologiaspermeáveis, o SP apresenta deflexões a partir desta linha-base. Ocorre deflexão para direita(positiva), quando o filtrado da lama possui salinidade maior que a da formação e paraesquerda (negativa), quando a salinidade do filtrado for menor que a da água de formação.
Figura 6 – Deflexão da curva de SP diante das litologias permeáveis.
APLICAÇÕES
• Avaliação qualitativa da permeabilidade;
• Indicador de argilosidade e qualidade do reservatório;
• Correlação;
• Determinação da resistividade da água de formação.
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2.2. RAIOS GAMA - GR
A ferramenta de raios gama mede a radioatividade natural das formações, com base nodecaimento dos átomos entre isótopos, acompanhada por emissão de partículas α, β e γ egeração de calor.
O perfil GR é básico e indispensável em qualquer programa de perfilagem de poçoexploratório e explotatório. Em rochas sedimentares, a curva de raios gama reflete o conteúdoargiloso da rocha, pois os elementos radioativos tendem a se concentrar em minerais argilosose por conseguinte, em folhelhos. As formações “limpas”, arenitos quartzosos por exemplo,têm um nível radioativo baixo. Arenitos feldspáticos, no entanto, apresentam alto índiceradioativo.
PRINCÍPIOS E CARACTERÍSTICAS DO PERFIL
Os raios gama podem ser entendidos como ondas eletromagnéticas de alta energia(0,1 e 10 MeV) emitidas por elementos radioativos tais como 40K, 232U e 238Th, responsáveispor quase toda radiação gama da Terra.
O equipamento consiste em um cintilômetro com um cristal capaz de emitir um fótonao ser atravessado pelo raio gama (Figura 7). O fóton é detectado por um fotomultiplicador,produzindo um impulso elétrico que é registrado e transformado em uma curva. A escalautilizada para dimensionar tal energia é linear e expressa em unidade API. Uma unidade APIé definida como 1/200 da diferença nas medições do perfil entre duas zonas de diferentesintensidades de raios gama de um poço-teste na Universidade de Houston.
A curva de GR é sempre registrada no primeiro track, com escala linear que podevariar desde 0-150 a 0-300 unidades API, conforme a área pesquisada.
Figura 7 – Princípio da ferramenta raios gama, onde a radioatividade natural passa por um cintilômetrocapaz de emitir fóton, que é detectado por um fotomultiplicador produzindo um impulso elétrico etransformado em uma curva.
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APLICAÇÕES
• Identificação litológica;
• Correlação geológica;
• Correlação para intervenção e completação de um poço;
• Estimativa de argilosidade tanto qualitativamente quanto quantitativamente;
• Análise sedimentológica, inferências sobre ambientes deposicionais;
• Identificação de discordâncias geológicas.
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3. PERFIS DE RESISTIVIDADE
Os perfis de resistividade são fundamentais na avaliação de formações, pois possuemas seguintes aplicações:
• Determinação da resistividade da formação (Rt);
• Identificação de zonas portadoras de hidrocarbonetos e contatos entre fluidos;
• Cálculo de saturação de água.
Apresenta-se abaixo uma descrição sucinta das várias ferramentas de resistividade,separadas em três grupos, de acordo com seus princípios de funcionamento: Elétrica-Convencional (ES), Indução e Latero-Perfil. Embora muitas destas ferramentas já estejamfora de uso, é importante conhecer suas características, pois em poços antigos estes registrossão os únicos disponíveis.
3.1. ELÉTRICO - CONVENCIONAL - ES
PRINCÍPIO
Na ferramenta ES (Elétrico - Convencional) os valores de resistividade sãodeterminados pela diferença de potencial entre dois eletrodos ao se fazer passar, através daformação, uma corrente elétrica. Quanto maior o espaçamento entre os eletrodos, maisprofunda é a investigação da ferramenta.
Este perfil mede a resistividade aparente da formação, visto que é muito afetado pelodiâmetro do poço, pela zona invadida e pela camada adjacente. Só funciona em lamascondutivas. Atualmente está fora de uso.
3.2. INDUÇÃO
Os perfis de indução apresentam uma grande vantagem em relação aos elétricos, poispodem ser corridos em lamas não condutivas (base óleo). São mais indicados para formaçõescom baixas resistividades e não apresentam boa resolução em lamas muito condutivas (acimade 100.000 ppm de NaCl).
PRINCÍPIO
As ferramentas de indução emitem uma corrente alternada de alta freqüência eintensidade constante através de uma bobina transmissora. O campo magnético criado induzcorrentes secundárias alternadas na formação, que, por sua vez, geram campos magnéticosque induzem sinais na bobina receptora (Figura 8). A corrente induzida na bobina receptora éproporcional à condutividade da formação.
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Figura 8 – Sistema básico de indução com duasbobinas.
3.2.1. INDUÇÃO - ELÉTRICO - IES
Registra duas curvas de resistividade com raios de investigação de 16” (Normal Curta)e 40” (Indução). O dispositivo que gera a curva Normal Curta possui princípio semelhante aoda ferramenta ES.
O perfil é apresentado no track 2, com escala linear de 0 a 20 ohm.m e back-up de 20a 200 ohm.m. No track 3 é apresentada a curva de condutividade.
Atualmente está ultrapassada e fora de utilização.
3.2.2. INDUÇÃO ESFÉRICO FOCALIZADO - ISF
A ferramenta fornece duas curvas, ambas representadas no track 4 (2+3), com escalalogarítmica de 0,2 a 2000 ohm.m que apresentam as seguintes características:
• SFL (esférica focalizada) - obtida pela presença de correntes focalizadas que dãouma forma aproximadamente esférica para as superfícies eqüipotenciais. Essacurva tem um raio de investigação em torno de 16”, sendo indicada para a leiturada resistividade da zona invadida, mas com efeitos do poço minimizados quandocomparada com a Normal Curta da ferramenta IES.
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• ILD (indução profunda) - obtida através de uma variação na disposição deeletrodos e bobinas resultando numa leitura de resistividade com menor influênciada zona invadida.
Observações:As curvas ILD e SFL, quando comparadas, podem fornecer informações quanto à
permeabilidade ou quanto à extensão da zona invadida. Por exemplo, uma separação entre asduas curvas frente a um intervalo pode caracterizar uma zona com boa permeabilidade,enquanto que a coincidência entre estas curvas pode indicar baixa permeabilidade.
3.2.3. DUPLO INDUÇÃO - DIT
Esta ferramenta é mais moderna e substituiu a ferramenta ISF. Apresenta duas curvasde indução, uma média (ILM) e outra profunda (ILD), além da curva SFL do InduçãoEsférico Focalizado (ISF).
3.2.4. ARRAY INDUCTION IMAGER TOOL - AIT
A ferramenta AIT representa a última geração em equipamentos de indução. Oprincípio de funcionamento é semelhante ao das outras ferramentas de indução, porém comvárias inovações (Figura 9).
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Figuras 9 – Configuração da ferramenta AIT e comparação das dimensões da ferramenta AITconvencional com a AIT do Platform Express.
A ferramenta AIT tem um transmissor que opera, simultaneamente, em 3 freqüências e8 sensores de indução balanceados, com espaçamento que variam desde algumas polegadas avários pés (Figura 9). Os sinais são enviados em fase, de forma a obter 28 leituras deresistividade a cada intervalo de 3 polegadas. Essas 28 medidas geram 5 curvas com raios deinvestigação de 10, 20, 30, 60 e 90 polegadas, permitindo uma melhor definição do fluido,não só da zona virgem, como também zona invadida.
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A grande inovação desta ferramenta provém do processamento que gera imagens doreservatório em dimensões resistivas radiais e volumétricas. Estas imagens profundas deresistividade são apresentadas em duas dimensões, mostrando o reboco e efeitos da invasão e,quando submetidas a técnicas de interpretação, podem ser convertidas em imagens desaturações.
3.3. PERFIS COM ELETRODOS FOCALIZADOS - LATERO-PERFIS
As ferramentas de latero-perfis funcionam através da emissão de corrente elétrica e,portanto, necessitam de lamas condutivas para o registro dos perfis. São indicadas nos casosem que as ferramentas de indução não apresentam boa resolução, ou seja:
• Lamas muito condutivas (acima de 100.000 ppm de NaCl);
• Altas resistividades.
PRINCÍPIO
A ferramenta emite uma corrente elétrica constante através de um eletrodo central Ao.Simetricamente a este, existem eletrodos compensadores (A1 e A2) que enviam correntesajustáveis com o objetivo de focalizá-la perpendicularmente ao poço para dentro da formação.A ferramenta registra a diferença de potencial entre um eletrodo monitor localizado naferramenta e outro na superfície. Esta diferença de potencial é proporcional à resistividade daformação (Figura 10).
Foram desenvolvidos vários tipos de equipamentos com mesmo princípio, sempre comobjetivo de melhor focalizar as correntes na formação, buscando atingir a zona virgem. Entreas ferramentas historicamente mais utilizadas estão o LL-3 e o LL-7.
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Figura 10 – Esquema da ferramenta evidenciando a focalização da corrente emitida.
3.3.1. DUAL LATERO LOG - DLL
Atualmente o DLL é o latero-perfil mais utilizado. Esta ferramenta fornece duascurvas de resistividade, uma rasa (LLS) e outra profunda (LLD).
O princípio de funcionamento é o mesmo dos outros latero-perfis, mas apresentamudanças na quantidade e arranjo dos eletrodos (Figura 11).
Figura 11 –Distribuição de eletrodos principais (A) e monitores (M) na ferramenta DLL.
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APLICABILIDADE DAS FERRAMENTAS DE INDUÇÃO E DLL
O contraste entre as resistividades do filtrado da lama (Rmf) e da água da formação(Rw), associado à variação da porosidade, é que define as situações onde deve-se,preferencialmente, usar DLL ou perfil de indução. Para facilitar esta decisão, utiliza-sebasicamente o gráfico mostrado na Figura 12.
Mais recentemente, além da relação Rmf / Rw, utiliza-se a influência do sinal do poço,que é função da resistividade da lama (Rm), do cáliper e do standoff da ferramenta, para aescolha da ferramenta de resistividade mais apropriada às características do poço e doambiente de perfilagem.
Figura 12 – Aplicabilidade da ferramenta de induçãoou DLL em função da porosidade e do contraste Rmf /Rw (Schlumberger, 1979).
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3.3.2. HIGH-RESOLUTION AZIMUTHAL LATEROLOG SONDE - HALS
Esta ferramenta tem princípio semelhante ao DLL, desenvolvida especialmente para onovo sistema de perfilagem compacto da Schlumberger, denominado de Platform Express(Figura 13).
O perfil apresenta duas curvas, uma de resistividade rasa e outra profunda, que,quando processadas, geram imagens de resistividade.
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Figura 13– Características da ferramenta HALS da Schlumberger desenvolvida para o sistemaPlatform Express.
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3.4. PERFIS DE MICRORRESISTIVIDADE - MSFL
As ferramentas de microrresistividade possuem um dispositivo esférico focalizado(SFL) em menor escala, com eletrodos montados em patim de borracha flexível. Afocalização é obtida através de eletrodos auxiliares que, em vez de forçar a corrente aconcentrar-se em um raio estreito, impede apenas que a mesma circule na lama e no reboco(Figura 14).
Figura 14 – Representação esquemática da ferramenta MSFL.
A principal utilização do MSFL é fornecer medidas da resistividade da zona invadida(Rxo). Essa informação é fundamental para avaliar reservatórios com grande invasão etambém para identificar e calcular a saturação de hidrocarbonetos em zonas de água doce(Figura 15).
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Figura 15 – Exemplo esquemático de um reservatório com água doce e óleo. Utilizando-se as duascurvas de resistividade é possível diferenciar reservatórios com água doce e salgada.
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Tabela 2 – Resumo prático para ferramentas de resistividade.FERRAMENTA PRINCÍPIO APRESENTAÇÃO APLICAÇÕES OBSERVAÇÕES
IES(INDUÇAO ELÉTRICO)
* Emite corrente de altafreqüência e intensidadeconstante, gerando campomagnético.
* Perfil apresentado no track 2,em escala linear (0 a 20 ohm.m).Fornece duas curvas: Indução(40”) / Normal Curta (16”).
* Ferramenta fora de uso.
ISF(INDUÇÃO ESFÉRICOFOCALIZADO)
* Princípio idêntico ao IES, mastrabalha com correntesfocalizadas, gerando superfícieseqüipotenciais.
* Perfil apresentado no track 4,em escala logarítmica (0,2 a2000 ohm.m). Fornece duascurvas: Indução Profunda (40”) eEsférica Focalizada (SFL – 16”).
* Determinação de Rt.* Identificação de hidrocarbonetose contatos entre fluidos.* Cálculo de saturação.
DIT(DUPLO INDUÇÃO)
* Princípio semelhante ao ISF. * Perfil apresentado no track 4,em escala logarítmica (0,2 a2000 ohm.m). Fornece trêscurvas: Indução Média (ILM),Indução Profunda (ILD) eEsférica Focalizada (SFL).
* Salinidade máxima de 100.000ppm de NaCl para fluido deperfuração.* Mais indicado para baixosvalores de Rt.
AIT(ARRAY INDUTIONIMAGER TOOL
* Princípio semelhante ao ISF,porém com maior númeroeletrodos e arranjo diferente.
* Perfil apresentado no track 4,em escala logarítmica (0,2 a2000 ohm.m). Fornece cincocurvas de indução com raios deinvestigação de 10, 20, 30, 60 e90”.
DLL(DUAL LATEROLOG)
* Funciona com dois eletrodoscompensadores, simétricos,emitindo correntes focalizadasque penetram na formaçãoperpendicularmente.
* Perfil apresentado no track 4,em escala logarítmica (0,2 a2000 ohm.m). Fornece duascurvas de investigação: profunda(LLD) e rasa (LLS).
* Aplicações idênticas a dosperfis de indução acima, sendoque o DLL tem melhor resoluçãovertical.
* Indicada para zonas com altaresistividade.*Não funciona em lama de baseóleo.
MSFLMICRORESISTIVIDADE
Ferramenta com dispositivoesférico focalizado (SFL) emmenor escala, com eletrodossobre um patim de borracha.
* Perfil apresentado no track 4,em escala logarítmica (0,2 a2000 ohm.m).
* Permite medir resistividade dazona invadida (Rxo).*Delimita camadas permeáveis.
* Fundamental na avaliação dezonas portadoras dehidrocarboneto associado à águadoce.
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4. PERFIS DE POROSIDADE
4.1. PERFIS ACÚSTICOS
4.1.1. SÔNICO - BCS/BHC
O perfil sônico é um dos mais utilizados na pesquisa de hidrocarbonetos. A ferramentadetermina o tempo que uma onda sonora compressional necessita para percorrer a distância de1 pé na formação, sendo denominado tempo de trânsito (∆t), cuja unidade é µsec/ft.
O perfil sônico apresenta as seguintes aplicações:
• Determinar a porosidade da formação investigada;
• Checar seção sísmica e correlação com outros poços;
• Identificar fraturas, associado a outros perfis.
PRINCÍPIO
A ferramenta emite uma onda sonora que viaja pela formação e é detectada pelosreceptores. O que se mede é o tempo decorrido entre a emissão da onda e a detecção doprimeiro sinal, que é denominado de tempo de trânsito ou ∆t.
As ferramentas BHC (BoreHole Compensated) / BCS (Borehole Compensated Sonic)funcionam com dois transmissores e quatro receptores arranjados em pares, sendo doisreceptores para cada transmissor. Os transmissores são ativados alternadamente e as leiturasde ∆t são feitas em pares de receptores também alternados, sendo computada uma média dasleituras ponto a ponto, automaticamente, visando eliminar problemas como irregularidades dopoço e inclinação da ferramenta. O próprio software utilizado fornece o que se denomina detempo de trânsito integrado (TTI), ficando registrado no lado esquerdo do track 2 emmilisegundos, permitindo calcular a velocidade de propagação da onda na rocha, diretamentedo perfil, em qualquer profundidade.
O tempo de trânsito (∆t) é função da litologia e da porosidade, podendo-se obterindiretamente a porosidade total da rocha por meio da fórmula de Willie (experimental).
φs = ∆t lido - ∆t ma ∆t f - ∆t ma
Onde:φs = porosidade sônica;∆t lido = tempo de trânsito lido no perfil;∆t ma = tempo de trânsito da rocha matriz;∆t f = tempo de trânsito no fluido, geralmente 189 µsec/ft
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O perfil sônico é muito afetado pela argilosidade, pois a presença de argila nos porosda rocha aumenta o valor do ∆t, fazendo com que a porosidade calculada seja maior do que areal.
Com a evolução eletrônica na década de 90, novas ferramenta acústicas foramdisponibilizadas, tais como as ferramentas LSS - sônico de espaçamento longo e SDT - sônicodigital .
A ferramenta sônico de espaçamento longo (LSS) possui 2 transmissores e 2receptores, porém com maior espaçamento entre os mesmos. Enquanto que na BHC/BCS oespaçamento transmissor/receptor é de 3 e 5 pés, na LSS o espaçamento é de 10 e 12 pés(Figura 16). A grande vantagem desta ferramenta é fornecer ∆t a uma profundidade deinvestigação maior, minimizando o problema de leitura de lama em poços com grandesdiâmetros ou cáliper excessivo.
Já a ferramenta sônico digital (SDT) é mais moderna, representando umaperfeiçoamento da LSS através da utilização de um arranjo de 8 receptores, possibilitando aleitura de ∆t com vários espaçamentos (3/5, 5/7, 8/10 e 10/12 pés). Este arranjo, somado àpossibilidade de operação em duas freqüências (alta e baixa), permite o registro da forma daonda completa, ou seja, ondas compressionais, cisalhantes e stoneley, porém apenas emformações com alta velocidades (∆t menor do que 100 µsec/ft).
Figura 16 – Comparação esquemática entre as ferramentas BHC e LSS mostrando as diferenças entrearranjos de transmissores e receptores.
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EFEITOS QUE AFETAM AS LEITURAS DO TEMPO DE TRÂNSITO
• Saltos de Ciclo - ocorre quando os receptores não conseguem detectar a primeirachegada devido à baixa amplitude da mesma. Assim, será registrada a segunda outerceira frente de onda e o ∆t será maior que o real. Os saltos de ciclo são comunsem poços com cáliper excessivo, zonas fraturadas e portadoras de gás;
• Ruídos - qualquer sinal detectado pelo receptor que chegue antes daquele emitidopelo transmissor, produzindo um ∆t menor do que o real. Tal problema ocorredevido à alta velocidade da perfilagem ou pelo atrito dos centralizadores com asparedes do poço;
• Diâmetro do poço - em poços com diâmetro maior que 24” é impraticável autilização do sônico.
OBSERVAÇÕES IMPORTANTES
• Controle de qualidade das leituras – verificar leitura do ∆t no revestimento quedeve ser igual a 57 µsec/ft;
• Checar integração do TTI - lê-se, em um intervalo de tempo de trânsitoaproximadamente constante, o valor de ∆t entre dois picos. A distância em metrosentre os dois picos do perfil deve ser igual a 304,8 / ∆t.
4.1.2. SÔNICO DIPOLAR - DSI
A ferramenta do sônico dipolar, assim como a monopolar (SDT), foi concebida pararegistrar o trem de ondas, sendo possível individualizar as ondas compressionais (P),cisalhantes (S) e stoneley. A diferença em relação ao sônico monopolar é o registro da ondacisalhante em formações com baixas velocidades (pouco consolidadas), mesmo quando estasapresentam ∆t maior que o do fluido de perfuração.
PRINCÍPIO
A ferramenta DSI utiliza uma fonte de emissão de onda dipolar (Figura 17) quefunciona como um pistão, gerando um aumento de pressão em um lado da parede do poço eum decréscimo do outro. Com este processo gera-se uma onda direcional/flexural, diferindodo sônico monopolar que gera uma onda multidirecional. Essa onda flexural produz naformação ondas compressionais, cisalhantes e stoneley que são registradas nos receptores(Figura 18).
A emissão do sinal da ferramenta é feita por dois transmissores dipolares e ummonopolar, enquanto que a recepção se dá através de 8 estações compostas de 4 hidrofonescada, espaçadas de 6 polegadas.
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Figura 17 – Esquema de transmissores e receptores da ferramenta Dipolar.
APLICAÇÕES
• Avaliação de formações - um dos parâmetros da rocha que a ferramenta DSIpesquisa é a Razão de Poisson, que traduz a deformação lateral de um materialquando sujeito a uma pressão longitudinal. A saturação de gás tende a reduzir aRazão de Poisson, muitas vezes drasticamente, de modo que valores extremamentebaixos podem indicar uma formação saturada de gás;
• Interpretação Sísmica - elaboração de sismograma sintético e calibração de AVO(anomalia sísmica de amplitude e velocidade);
• Determinação das propriedades mecânicas da rocha - usadas para cálculo dapressão de poros e estabilidade do poço;
• Identificação de fraturas.
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Figura 18 – Esquema de uma fonte dipolar que emite ondas direcionais, gerando uma onda flexuralque caminha nas paredes do poço.
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4.2. PERFIS RADIOATIVOS
4.2.1. LITHODENSITY TOOL - LDT
A ferramenta determina dois atributos fundamentais de uma rocha reservatório:densidade (ρb) e índice de absorção fotoelétrico (Pe). Também fornece o cáliper de poço e acorreção de densidade (∆ρ).
PRINCÍPIOS
A ferramenta emite raios gama através de uma fonte radiativa (60Co ou 137Cs) colocadaem um patim que é pressionado contra a parede do poço (Figura 19). A colisão destes raiosgama com os átomos da formação produz dois tipos de interação:
• Efeito Compton - ocorre quando um fóton incidente colide com um elétron, sendosua energia dividida entre a energia cinética do elétron e um fóton (raio gama)“dissipado”. O Efeito Compton é proporcional à densidade eletrônica da formação,gerando assim a curva de densidade (ρb) no perfil LDT;
• Efeito Fotoelétrico - ocorre quando o raio gama incidente apresenta baixo nível deenergia (devido ao Efeito Compton), sendo totalmente absorvido pelo átomodurante a colisão, transmitindo sua energia para o átomo em forma de energiacinética. Esta interação constitui a base do perfil litológico ou fator fotoelétrico(Pe), pois este fenômeno depende do elemento que interage. O fator fotoelétrico(Pe) é muito pouco afetado pelas variações da porosidade, porém é muito sensívela qualquer mudança litológica.
A ferramenta determina a densidade da rocha (ρb) através da intensidade dos raiosgama “dissipados” pelo Efeito Comptom, que é medida a uma distância fixa da fonte. Assim,em formações densas, poucos raios gama são detectados, visto que o número de colisões éalto e os raios gama perdem energia em cada colisão, até serem absorvidos sob o efeitofotoelétrico. Em formações com baixa densidade poucas colisões acontecem, menor energia éperdida e, conseqüentemente, maior número de raios gama é detectado. Na realidade, aferramenta mede a densidade eletrônica da formação que, na maioria das rochas, é igual adensidade (ρb).
A porosidade é obtida a partir da densidade pela seguinte fórmula:
φD = ρma - ρb ρma - ρf
onde: φD = porosidade obtida a partir do perfil de densidade;ρma = densidade de matriz, ρb= densidade lida no perfil;ρf = densidade do fluido que satura a rocha
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Figura 19 - Esquema da ferramenta LDT, ressaltando a proximidade com parede do poço.
FERRAMENTA E PERFIL
A ferramenta LDT é constituída por um patim que passa rente à parede do poço, ondese localiza uma fonte radioativa e um conjunto de 2 detectores de raios gama (Figura 19). Operfil normalmente é apresentado no track 4 com as curvas de ρb, Pe e Neutrão, no track 3com a curva de correção do densidade (∆ρ) e no track 1 com as curvas de Raios Gama eCáliper.
FATORES QUE AFETAM AS LEITURAS DO LDT
• Zonas de gás - podem afetar leituras de ρb, aumentando a porosidade lida.Efetuam-se correções adequadas aplicando-se a equação de Gaymard;
• Argilas - tendem a baixar as leituras de ρb, embora seja o perfil menosinfluenciado pela argilosidade;
• Diâmetro do poço e rugosidade;
• Fraturas;
• Reboco - depende da espessura e da composição. O LDT tem um patim que raspaa formação e tende a remover parte do reboco;
• Baritina - substância química da lama que possui alta capacidade de captura deraios gama.
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APLICAÇÕES
• Determinação da densidade da rocha;
• Determinação da porosidade (é o melhor perfil de porosidade);
• Identificação de zonas de gás em conjunto com o perfil Neutrão;
• Avaliação de arenitos argilosos;
• Litologia e correlação;
• Interpretação de litologias complexas, através da análise de curvas de Pe;
• Identificação de minerais pesados;
• Medidas de densidade em formações com baixa porosidade, com precisão de 0,01g/cc num intervalo de 2,0 a 3,0 g/cc.
4.2.2. COMPENSATED NEUTRON LOGGING - CNL
Ferramenta utilizada para determinar a porosidade, com base na quantidade dehidrogênio existente numa rocha reservatório. É utilizada, principalmente, na identificação dezonas de gás e, secundariamente, para análise litológica e correlação.
PRINCÍPIOS
A ferramenta CNL consiste numa fonte radioativa que emite continuamente neutronsde alta energia (4 Mev) que se chocam com núcleos de átomos da formação e vão perdendoparte de sua energia a cada colisão. A quantidade de energia perdida será proporcional àmassa do núcleo com o qual se choca e será maior quando o choque ocorrer com átomo dehidrogênio pois este possui massa atômica idêntica a do nêutron. A energia média perdidanesta colisão é da ordem de 50% (Figura 20).
Figura 20 – Esquema mostra como a energia emitida pela fonte é dissipada na formação.
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Desta forma, a velocidade da perda de energia é proporcional à quantidade dehidrogênio da formação. À medida que perdem energia, os neutrons mudam de estágio,passando por epitermal (100 a 0,025eV) e termal (abaixo de 0,025eV), quando então sedispersam sem ordem, sem perder energia, até que sejam capturados por núcleos de átomostais como Cl, H, Si ou detectados pela ferramenta (Figura 21).
Figura 21 – Estágios de energia do nêutron.
A ferramenta mede a quantidade de neutrons termais, que é inversamente proporcionalà concentração de hidrogênio na rocha. Se a concentração de hidrogênio da formação próximaà fonte for alta, a maioria dos neutrons serão retardados e capturados. Caso contrário, osneutrons viajarão mais longe antes de serem aprisionados. Como a distância da fonte aodetector é fixa, uma maior leitura de neutrons termais corresponderá a uma menorconcentração de hidrogênio na formação.
FERRAMENTA E PERFIL
A ferramenta CNL consiste em uma fonte de emissão de neutrons e dois detectores,um mais próximo e outro mais distante da fonte (Figura 22).
Figura 22 - Esquema da ferramenta CNL.
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Quanto à apresentação em perfil, a curva de Neutrão é apresentada junto à curva doLDT no track 4, à direita das curvas Raios Gama e Cáliper. A ferramenta CNL é calibradapara rochas carbonáticas, fornecendo leituras de porosidades diretas, enquanto que, paraarenitos, deve-se adicionar 4% de porosidade à leitura do perfil.
FATORES QUE AFETAM AS LEITURAS DA FERRAMENTA CNL
• Os perfis neutrônicos respondem à quantidade de hidrogênio presente na formação,o que corresponde ao espaço poroso preenchido por líquidos em formações"limpas" (não argilosas), uma vez que o óleo e a água possuem a mesmaquantidade de hidrogênio por unidade de volume. Quando existe gás noreservatório, o perfil neutrão fornecerá uma porosidade mais baixa do que a real(alta concentração de neutrons no detector), refletindo uma baixa concentração dehidrogênio. Fatores como argilosidade e profundidade da zona invadida mascaramesse efeito;
• As porosidades lidas são confiáveis somente em formações "limpas", pois o CNL émuito influenciado pela argilosidade, uma vez que folhelhos e argilas possuemmuita água estrutural;
APLICAÇÕES
• Avaliação de porosidade;
• Indicação de argilosidade;
• Detecção de gás;
• Identificação de litologias;
• Correlação;
• Aquisição também a poço revestido.
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5. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS
A interpretação quantitativa de perfis fornece os valores básicos para se determinar ovolume de hidrocarboneto em determinada zona. Os dados mais importantes são:resistividade, porosidade efetiva, espessura porosa com hidrocarboneto, que podem ser lidosdiretamente do perfil, e o calculo da saturação de água (Sw).
Existem várias fórmulas para determinação de Sw, sendo a mais simples a fórmula deArchie. Atualmente, executam-se cálculos mais sofisticados, com correções ambientais e deargilosidade, feitos em computador por sistemas complexos (Workbench e DesktopPetrophysics).
O objetivo deste capítulo é mostrar apenas o método expedito (de campo), ou seja, aavaliação através da fórmula de Archie.
5.1. FÓRMULA DE ARCHIE
O cálculo da saturação de água em uma rocha-reservatório depende,fundamentalmente, de três parâmetros: resistividade da água de formação (Rw), resistividadeda formação (Rt) e porosidade (φ). Sabe-se que a água salgada é pouco resistiva, enquantoque os hidrocarbonetos têm resistividades altas.
Assim, uma rocha, com determinada porosidade, saturada de água salgada é muitomenos resistiva do que se estivesse saturada com hidrocarbonetos (óleo e/ou gás). Estaconstatação é o princípio básico para o cálculo de saturação de água.
FATOR DE FORMAÇÃO
É a relação entre a resistividade de uma rocha, com determinada porosidade,totalmente saturada de água (Ro) e a resistividade da água que satura os poros da rocha (Rw).Esta relação (Ro/Rw) é fundamental para a avaliação de formações.
Se a resistividade da água da formação (Rw) diminui, ou seja, sua salinidade aumenta,a resistividade da rocha (Ro) decresce. Foi demonstrado experimentalmente por Archie(1941) que este decréscimo de Ro é proporcional à redução do Rw, ou seja, para um dadodecréscimo de Rw, Ro decresce de um determinado valor, de modo que o fator deproporcionalidade permanece constante. O Fator de Formação é, portanto, uma propriedadeintrínseca da rocha.
Ro α Rw
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Este fator de proporcionalidade é denominado de Fator de Formação (F), que éexpresso por:
F = Ro / Rw
onde:
Ro = Resistividade da rocha 100% saturada de água
Rw = Resistividade da água de formação
INFLUÊNCIA DA POROSIDADE NO FATOR DE FORMAÇÃO
Considere-se uma rocha com determinada porosidade totalmente saturada de águasalgada. Se sua porosidade diminui, observa-se que o Fator de Formação (Ro/Rw) aumenta,pois a resistividade da rocha (Ro) cresce, comprovando que o Fator de Formação éinversamente proporcional a porosidade, ou seja:
Ro α 1/φ
Foi demonstrado em laboratório que o Fator de Formação varia inversamente com aporosidade segundo a equação abaixo:
F = a / φm = 1 / φ2
Onde:
φ = porosidade;
a = coeficiente litológico que varia de 0,6 a 2 dependendo da rocha;
m = fator de cimentação ou tortuosidade. Varia de 1 a 3, de acordo com o tipo desedimento, geometria do poro, tipo de porosidade, sua distribuição e grau de compactação.
A obtenção de “a” e “m’ é realizada através de gráficos do tipo Ro/Rw x φ, mas aPETROBRAS adota, genericamente, os seguintes procedimentos:
• Arenitos (a = 0,81 e m = 2): F = 0,81 / φ2
• Calcários (a = 1 e m = 2): F = 1 / φ2
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RELAÇÃO SATURAÇÃO VERSUS RESISTIVIDADE
Os hidrocarbonetos comportam-se como isolantes elétricos, portanto apresentam altaresistividade. Assim, para uma mesma porosidade, a formação terá uma resistividade maisalta se for portadora de hidrocarbonetos ao invés de água salgada.
Considerando as equações:
F = Ro / Rw
F = a / φm
E igualando-as, temos:
Ro = a. Rw/ φm
Ou seja, para uma rocha 100% saturada de água, a resistividade da rocha (Ro) dependede Rw, da porosidade e dos coeficientes litológico (a) e de cimentação (m).
Caso certa quantidade de água de uma rocha 100% saturada seja substituída porhidrocarboneto, a resistividade da rocha aumentará e será chamada, então, Rt, que é aresistividade total da rocha independente do fluido. Archie realizou esta experiência emlaboratório medindo Rt para vários valores de saturação de água e de óleo e chegou a seguinterelação:
Rt = Ro/Swn
sendo “n” aproximadamente igual a 2.
Substituindo Ro por (a.Rw / φ2), obtém-se a fórmula de Archie para cálculo dasaturação de água para arenitos não argilosos (limpos).
Sw2 = 0.81 x Rw para arenitos φ2 x Rt
Sw2 = Rw para calcários φ2 x Rt
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Observa-se nestas equações a necessidade de se conhecer a resistividade da água daformação (Rw) para o cálculo da saturação de água (Sw).
5.2. CÁLCULO RESISTIVIDADE DA ÁGUA DA FORMAÇÃO (RW)
Conforme a fórmula de Archie, visto que “a” é constante, são necessários trêsparâmetros para o cálculo da saturação de água (Sw), quais sejam: resistividade total daformação (Rt), porosidade (φ) e resistividade da água da formação (Rw). Rt e φ são lidosdiretamente nos perfis e Rw pode ser obtido através de vários métodos, sendo que os doismais utilizados são: salinidade da água da formação obtida por análise laboratorial e oartifício da resistividade aparente da água (Rwa).
5.2.1. SALINIDADE DA ÁGUA DA FORMAÇÃO
É o método mais utilizado para o cálculo de Rw, pois, conhecendo-se a salinidade daágua da formação e sua temperatura no ponto desejado, obtém-se Rw diretamente através dográfico Gen-9 (Figura 23) do Log Interpretation Charts - Schlumberger, 1997.
Para determinar a temperatura (T) na profundidade requerida, procede-se do seguintemodo:
• lê-se no perfil a temperatura do fundo do poço (BHT) ou a extrapolada (TE);
• calcula-se o gradiente geotérmico (∇T) através da fórmula
∇T = T fundo – T superfície / profundidade do poço
• calcula-se a temperatura no ponto desejado
T = ∇T x Profundidade + T superfície
A temperatura de superfície utilizada usualmente nos poços terrestres é de 80oF.
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Figura 23 – Resistividade de soluções de NaCl versustemperatura (Gráfico Gen-9, Schlumberger, 1997).
5.2.2. MÉTODO DO RWA MÍNIMO
Escolhe-se um reservatório com boa porosidade, "limpo" (sem argilosidade) eclaramente saturado por água salgada. Utiliza-se a fórmula:
Ro = a . Rw/φm onde Rw = Ro . φm / a
Substituindo Ro por Rt, Rw equivalerá a Rwa e obtém-se:
Rwa = Rt . φm / a
Como o ponto escolhido para o cálculo refere-se a uma zona saturada de água, Rt =Ro, então Rwa = Rw.
Na prática calculam-se vários valores de Rwa e o menor deles, chamado Rwa mínimo,é definido como Rw.
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6. PERFIS SÍSMICOS
A sísmica de poço é uma técnica na qual um pulso sísmico é gerado próximo àsuperfície e gravado por um sistema composto por unidade computadorizada, em superfície, egeofone posicionado por cabo em diferentes profundidades e alinhado com o eixo do poço(Figura 24).
A sísmica de poço é efetuada tanto em terra quanto no mar.
Os dados obtidos auxiliam a interpretação estrutural, estratigráfica e litológica dosregistros sísmicos de superfície e permitem ao geofísico determinar as velocidades sísmicascom precisão, identificar camadas litológicas nas seções sísmicas, controlar a qualidade dosdados sísmicos de superfície e prever as situações geológicas abaixo do fundo do poço.
Atualmente, no Brasil, aplicam-se duas técnicas de sísmica de poço:
• Perfil Sísmico Vertical (VSP);
• Tiros de controle ou Perfil Sísmico de Velocidade (check shot).
Figura 24 – Esquema de aquisição do check shot. Observar que a fonte está próxima ao poço com umgeofone de referência ao lado, que é responsável por medir o tempo e registrar o próprio sinal.
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6.1. PERFIL SÍSMICO VERTICAL - VSP
O VSP é uma técnica que permite estudar a resposta sísmica da coluna geológicaacima e abaixo da posição do geofone no poço, o qual varia de profundidade emespaçamentos regulares, pré-determinados, independente da seção litoestratigráficaatravessada. Fornece traços sísmicos de alta qualidade nas proximidades do poço, com melhorresolução e penetração que a sísmica de superfície, ajudando no seu reprocessamento,calibração e interpretação.
Com a utilização do VSP, a propagação da onda sísmica pode ser estudada em cadaestação pesquisada, em função do tempo e da profundidade, propiciando acesso a informaçõesimportantes sobre a origem de eventos primários e múltiplos e sobre a possível existência dehorizontes refletores abaixo do fundo do poço, além de possibilitar medidas da atenuação dosinal sísmico.
PRINCÍPIO
As ondas geradas próximo à superfície se propagam até o geofone posicionado emprofundidade dentro do poço. O geofone registra duas frentes de onda, uma descendente eoutra ascendente resultante da reflexão da primeira nas interfaces rochosas localizadas abaixoda posição do geofone e suas múltiplas. As ondas refletidas possuem energia extremamentebaixa quando comparadas com ondas descendentes (Figura 25).
A discriminação das ondas se faz através da obtenção de vários registros em diversosníveis. O uso de técnicas especiais de processamento, similares às utilizadas em sísmica desuperfície (uso de filtros e deconvolução), permitem a eliminação de múltiplas e ruídos,obtendo-se como produto final o registro dos refletores situados em níveis abaixo daprofundidade que o poço atingiu.
FERRAMENTA
As ferramentas usadas na aquisição de dados sísmicos de poço trabalham com doistipos de equipamentos:
• equipamentos de superfície - sistema de controle, sistema registrador, compressorde ar, canhão, hidrofone e geofones de superfície;
• equipamentos de subsuperfície - dispositivo de ancoragem, sistema hidráulico dealta pressão, geofones e amplificador.
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Figura 25 – Esquema simplificado de aquisição do VSP, onde se ressalta a presença de três tipos deondas registrados em tempos distintos.
FUNCIONAMENTO E AQUISIÇÃO
São empregados vários tipos de fontes sísmicas para aquisição dos perfis sísmicos,sendo três as principais características necessárias:
• potência - o poder de penetração das ondas sísmicas depende da quantidade deenergia liberada pela fonte. Quanto maior a potência, maior será a profundidade deinvestigação;
• assinatura - a fonte deverá proporcionar uma assinatura de curta duração,semelhante a um impulso (spike) e livre de distorções e ruídos;
• repetitividade - a forma do pulso sísmico não deve variar ao longo da perfilagem,para não afetar a qualidade dos dados obtidos.
No Brasil, as fontes mais utilizadas são o canhão de ar (air gun) e dinamite. Em outraspartes do mundo, também é utilizado o caminhão vibrador (Figura 26).
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Figura 26 – Formas mais comuns de arranjos para operações em terra e no mar com e sem offset.Fonte: Sísmica de Poço – WEC Brasil, 1985.
A fonte sísmica mais versátil é o canhão de ar (air gun) que pode ser usado tanto nomar quanto em terra, sendo que, neste caso, o canhão fica posicionado dentro de um poçoescavado previamente e completado com lama (Figura 27). Este canhão, alimentado por umcompressor de ar, é acionado de forma a gerar um pulso sísmico, na superfície, que seráregistrado pelo geofone posicionado, em profundidade, dentro do poço. O sinal também serácaptado por um geofone/hidrofone na superfície, posicionado próximo a fonte, registrando oque se denomina de tempo de referência (tempo zero). Mede-se a partir daí o tempo entre osinal de referência e o geofone dentro do poço. Ambos os sinais são registrados em fitamagnética na unidade de perfilagem.
A fim de controlar a consistência dos tempos registrados e de eliminar possíveis ruídossão efetuados diversos disparos de canhão com o geofone em uma mesma posição, em geral 5ou 7.
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Figura 27 – Utilização do air gun em terra e especificações para o poço de disparo.Fonte: Sísmica de Poço – WEC Brasil, 1985.
A localização da fonte nas operações de VSP é um parâmetros de grande importância,devendo a escolha do melhor offset ser feita em função da geometria das camadas, davelocidade média da coluna litológica em estudo, da profundidade do intervalo a serregistrado e das características locais dos ruídos.
PROCEDIMENTOS DE CAMPO
No campo, antes de iniciar uma operação de VSP, o geólogo fará a escolha dos níveispara posicionar os geofones que devem ficar firmemente ancorados na parede do poço.Durante a execução da operação, deve haver um monitoramento do desempenho da fonte afim de assegurar que os pulsos de saída sejam uniformes e que haja manutenção da qualidadedos dados na relação sinal/ruído.
Os dados do perfil VSP podem ser processados na unidade da companhia(Halliburton/Schlumberger) logo após a conclusão da perfilagem, permitindo decidir, de
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forma rápida, a próxima programação a ser executada no poço. O VSP processado na locaçãofornece dois dados fundamentais para se decidir a continuidade ou não da perfuração que são:relação entre profundidade do poço e escala de tempo na seção sísmica e previsão dehorizontes refletores ainda não atingidos.
APLICAÇÕES
A grande aplicação deste perfil é o posicionamento do poço em relação as previsõesbaseadas na seção sísmica. Com isso, pode-se aprofundar o poço ou mesmo suspender oprosseguimento da perfuração. Em perfilagens intermediárias, é importante para correções detempos sônicos e, evidentemente, ajuste das previsões. Em perfilagens finais, é fundamentalpara a correlação entre fundo do poço e um refletor ou objetivo. Os dados obtidos pelo VSPsão de grande valor para o futuro desenvolvimento de uma área, pois serão utilizados paracorreções de velocidades e tempos, no reprocessamentos das seções sísmicas.
As aplicações do VSP podem ser resumidas em:
• previsão da profundidade e características de horizontes ainda não atingidos pelopoço;
• identificação dos eventos primários e múltiplos por correlação do VSP com asísmica de superfície;
• obtenção da impedância acústica através da técnica de inversão do traço sísmico,permitindo prever propriedades da rocha, tais como, pressão de poros eporosidade, abaixo da profundidade do poço;
• reconhecimento lateral preciso de refletores através do processamento do OffsetVSP , o que permite estudos estruturais e estratigráficos nas vizinhanças do poço.
6.2. PERFIL DE REFERÊNCIA SÍSMICA - CHECK SHOT
O Perfil de Referência Sísmica tem como objetivo medir o tempo que um pulso deonda sonora, gerada na superfície, leva para chegar a um geofone colocado a umaprofundidade determinada, no poço. São amostrados pontos onde se tem interessessismoestratigráficos, tais como: topos das formações, marcos elétricos e sísmicos,reservatórios-objetivos, mudanças litológicas, mudanças de características identificadas emoutros perfis.
O Perfil de Referência Sísmica geralmente é corrido em perfilagens finais de poçosexploratórios. Pode ser registrado em poços já revestidos.
A ferramenta e os procedimentos são os mesmos utilizados no Perfil Sísmico Vertical(VSP), diferindo, essencialmente, no espaçamento dos pontos amostrados e registrandoapenas a primeira chegada de energia (first break).
APLICAÇÕES:
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O Perfil de Referência Sísmica é muito útil para correção de velocidades intervalaresem seções sísmicas. As aplicações desta ferramenta limitam-se basicamente a:
• obtenção do tempo sônico dos horizontes litológicos, a fim de checar os temposutilizados na interpretação das seções sísmicas;
• calibração do perfil sônico e confecção do sismograma sintético.
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7. PERFIS ESPECIAIS
7.1. ESPECTROMETRIA DE RAIOS GAMA
Ferramenta desenvolvida para suprir a necessidade de informações não fornecidas pelaferramenta de Raios Gama em determinadas áreas.
PRINCÍPIOS
A ferramenta, denominada de NGT pela companhia Schlumberger, visa medir aproporção relativa de cada um dos três principais elementos produtores de radioatividade(tório - Th), urânio - U) e potássio - K), já que a ferramenta de Raios Gama convencionalfornece somente a contagem de pulsos totais.
Os elementos Th, U e K, em seu decaimento até isótopos estáveis, passam porisótopos intermediários e produzem raios gama com diferentes níveis de energia.
O espectro analisado pela ferramenta é dividido em cinco janelas de energia onde sãomedidas as contas (pulsos por segundo) em cada uma, sendo essa contagem proporcional àsconcentrações destes elementos na formação.
Na computação das concentrações destes elementos são usados os dados das 5 janelas,visando minimizar os efeitos das variações estatísticas.
FERRAMENTA
A ferramenta NGT é composta por um cartucho com um detector que consiste em umcristal de iodeto de sódio (NaI) ativado com tálio (Tl), acoplado a um fotomultiplicador(cintilômetro), a um amplificador e a um analisador de múltiplos canais.
APLICAÇÕES
• Todas as aplicações da ferramenta Raios Gama, permitindo uma avaliação maisprecisa do volume de argila e uma análise dos tipos de argilas a partir daspercentagem de Th, U e K;
• Detecção de minerais pesados;
• Identificação de fraturas.
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7.2. PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR - RMN
HISTÓRICO
O princípio da ressonância magnética, embora já conhecido desde a década de 40, nãoconseguiu bom desenvolvimento na indústria do petróleo.
A ferramenta NMR lançada pela Schlumberger, em 1978, não obteve muito sucesso.Após a identificação e resolução dos principais problemas que levaram ao fracasso olançamento desta ferramenta, a Schlumberger e a Numar (companhia de perfilagem)conceberam novas versões de ferramentas de ressonância magnética nuclear, com asdenominações de CMR (Combinable Magnetic Ressonance) e MRIL (Magnetic RessonanceImmaging Logging), respectivamente.
PRINCÍPIOS
Magnetos localizados na ferramenta geram uma força magnética (170 Gauss) quealinham os protons de hidrogênio presentes na formação (Figura 28). Entre estes magnetosexiste uma antena que emite pulsos de radiofreqüência que deslocam os protons 90o emrelação à direção imposta pelos magnetos. O movimento de precessão, retorno ao alinhamentoinicialmente produzido pelos magnetos, gera um sinal que é detectado pela antena ao longo depulsos de medição.
A constante de tempo da razão de decaimento de energia destes sinais é denominadade tempo de relaxação transversal (T2) e é função da distribuição de poros na formação e nãoda litologia. O processamento destes dados produz a saída primária desta ferramenta que é acurva de distribuição do tempo de relaxação (T2), através da qual é possível chegar a váriosparâmetros de reservatório.
FERRAMENTAS
A ferramenta CMR–200, resultado da evolução da ferramenta CMR, fornece umamedida confiável da microporosidade que é obtida pelo ao aumento da razão sinal/ruído ematé 50% e redução no espaçamento de registro de pulsos de 320 para 200 µs, permitindoregistrar o tempo de relaxamento referente à água adsorvida pelas argilas, que situa-se norange de 0,3 a 3 ms.
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Figura 28 –Seção do patim da ferramenta (CMR) mostrando a antena e os dois magnetos permanentesque forçam o alinhamento dos protons de hidrogênio na formação. Os plotes mostram que o tempo derelaxação transversal (T2) é função do tamanho do poro.
APLICAÇÕES
• Porosidade efetiva;
• Porosidade e volume de fluido livre;
• Estimativas de permeabilidade através de fórmulas empíricas;
• Volume de hidrocarbonetos na zona invadida, a partir do cut-off de T2;
• Porosidade total independente da litologia (ferramentas CMR-200 e MRIL).
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7.3. PERFIS DE MERGULHO E DE IMAGENS
7.3.1. PERFIS DE MERGULHO - DIPMETER
A função primária das ferramentas de Dipmeter é fornecer o ângulo e o sentido domergulho de feições sedimentares planares atravessadas pelo poço, em especial limites decamadas e estratificações. Através destes dados, permite a realização de análises estruturais eestratigráficas, possibilitando a identificação de importantes feições tectônicas e sedimentares.Medidas de direção, inclinação e geometria do poço também são fornecidas pela ferramenta.
O princípio das ferramentas de Dipmeter consiste no registro da microrresistividadeatravés de eletrodos posicionados eqüidistantemente ao longo da circunferência do poço, numplano perpendicular a este, em patins que correm encostados à parede do poço (Figura 29). Asferramentas podem possuir quatro ou seis patins, com cada par de patins opostos fornecendoum registro de cáliper do poço. A obtenção de mais de uma curva de cáliper permiteinvestigar a ovalização do poço, que pode indicar o regime de tensões horizontais atuantes naárea. Medidas de direção e mergulho do poço, assim como o posicionamento espacial daferramenta, são obtidos através de clinômetro e magnetômetro localizados no interior damesma.
PLANO NORMAL DOS ELETRODOSEM RELAÇÃO AO EIXO DO POÇO
PONTOS DECORRELAÇÃOQUE DEFINEMO PLANO
PLANOINCLINAD0ATRAVESSANDOO POÇO
TRAJETÓRIADOSPATINS AO LONGODO POÇO
POÇOCURVAS DE MICRORESISTIVIDADEREGISTRADAS POR 4 ELETRODOS
PATIM 1 PATIM 2 PATIM 3 PATIM 4
Figura 29 – Princípio da ferramenta Dipmeter.
As ferramentas podem possuir um ou dois eletrodos por patim, e de acordo com omaior número de curvas de microrresistividade registradas e de sua melhor distribuição nacircunferência do poço, permitem identificar eventos estruturais e estratigráficos mais sutis eem escalas menores. As irregularidades da parede do poço podem ser contornadas, assimcomo problemas com centralização da ferramenta, mesmo em poços com alta inclinação,devido ao fato dos braços que sustentam os patins serem independentes. As variações develocidade durante a corrida são corrigidas através de um acelerômetro que, juntamente como clinômetro e o magnetômetro, forma o sistema de navegação da ferramenta.
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Durante a perfilagem são geradas, de acordo com a ferramenta, 4, 6 ou 8 curvas demicrorresistividade, correspondentes a cada eletrodo, uma curva de azimute e uma demergulho do poço, duas ou três curvas de cáliper e uma da rotação da ferramenta registradaem um patim de referência. A posição deste patim é referenciada em relação ao nortemagnético, o que permite posicionar espacialmente a ferramenta. Feições semelhantespresentes nas curvas de microrresistividade são correlacionadas através de processamentomatemático, definindo planos atravessados pelo poço, via de regra correspondentes aestruturas geológicas (Figura 29). O processamento também permite, utilizando as demaiscurvas obtidas, posicionar no espaço os planos identificados, levando em consideração adeclinação magnética. Diferentes tipos de processamento, obtidos com a utilização deparâmetros matemáticos específicos, são utilizados, dependendo do tipo da análise objetivada,seja estrutural ou estratigráfica.
Na apresentação final do perfil, os planos são representados, em profundidade, comum símbolo composto de um círculo, do qual parte uma pequena reta. A posição do círculoindica o ângulo de mergulho em uma escala horizontal e o sentido da reta indica o azimute domergulho, estando o norte no sentido do topo do perfil. O direcionamento do poço tambémpode ser representado desta forma (Figura 30).
ÂNGULO DE MERGULHO (°)INCLINAÇÃODO POÇO (°)
Figura 30 – Representação de um plano cortado pelo poço a3000m com 20° de mergulho para o azimute 140°. O poço teminclinação de 2° para o azimute 45° nesta profundidade.
Diagramas de freqüência são geralmente apresentados em intervalos de profundidadesregulares, mostrando os azimutes preferenciais dos planos nestes intervalos. Seções do poço,apresentando sua ovalização e excentricidade da ferramenta são representadas emprofundidades regulares. Também podem ser geradas curvas de cáliper máximo e mínimo(Figura 31).
A ferramenta de Dipmeter corre acoplada com a de Raios Gama, que funciona comoindicador litológico e facilita a correlação. O ambiente de perfilagem deve ser de preferência
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eletricamente condutivo e o poço não deve possuir rugosidades e desmoronamentosexcessivos.
Figura 31 – Apresentação padrão do perfil Dipmeter.
APLICAÇÕES
• Fornece direção e mergulho do acamamento e da estratificação sedimentares e,ainda, desvio, inclinação, ovalização e calibre do poço.
• Possibilita a identificação de dobras, falhas, domos, discordâncias, direções depaleocorrentes, ambientes e fácies sedimentares, breakouts e regimes tectônicos.
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7.3.2. PERFIS DE IMAGENS
7.3.2.1. Perfis de Imagens Resistivas
As ferramentas de imagens resistivas são o resultado da evolução das ferramentas demergulho e são capazes de fornecer, além dos produtos do Dipmeter, imagens das paredes dopoço a partir de variações de microrresistividade, com resolução vertical de 0,2 polegadas.Isto é possível devido ao número expressivo de eletrodos distribuídos pelos patins dasferramentas, que pode chegar a um total de 192 (Figura 32). As variações demicrorresistividade são convertidas para uma escala de cores, onde as mais claras representamvalores altos de resistividade e as escuras refletem zonas com menor resistividade.
Figura 32 – Esquema de ferramenta de perfis de imagens resistivas mostrandodetalhe do patim com a distribuição dos eletrodos.
As imagens formam um mapa da resistividade de parte da parede do poço. A variaçãode resistividade pode ser causada por heterogeneidades litológicas, composicionais, texturaise estruturais, que são refletidas nas imagens. A natureza do fluido contido na zona lavadatambém influencia as leituras, assim como as condições mecânicas da parede do poço. Énecessário também um ambiente de perfilagem eletricamente condutivo, o que contra-indicasua utilização em poços com lama à base óleo.
O sistema de navegação é semelhante ao das ferramentas de Dipmeter e composto declinômetro, acelerômetro e magnetômetro, o que o permite posicionar espacialmente o poço eas imagens. O mesmo princípio de correlação e processamentos semelhantes aos utilizadospelo Dipmeter fornecem automaticamente as direções e mergulhos das feições sedimentaresatravessadas pelo poço.
A cobertura das imagens varia de acordo com a área ocupada pelos eletrodos e com odiâmetro do poço. No caso de 196 eletrodos, por exemplo, a cobertura é de 80% da parede de
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um poço de 8 ½”. As imagens são apresentadas em faixas paralelas que correspondem aocaminho percorrido por cada patim no poço. O perímetro deste é representado em 2D, com oazimute na horizontal variando de 0° a 360°, mostrando a posição real das imagens (Figura 33).
Além de permitir a visualização da parede do poço, outro grande diferencial dos perfisde imagens em relação aos de mergulho convencionais é a possibilidade de interpretação dasimagens em estações de trabalho. As feições geológicas planares identificadas são assinaladasmanualmente, aparecendo como curvas senoidais que cortam as faixas de imagens. A suaatitude é calculada automaticamente, sendo cada feição classificada de acordo com seu tipo(acamamento, estratificação, fratura, discordância, etc), permitindo para cada família,tratamentos estatísticos próprios (Figura 34).
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CAL 310 20 CAL 210 20 CAL 110 20 GR10 100
TRUE DIPANGLE & DIRECTION
HOLEDRIFT
0° 10° 20° 30° 40° 50° 60°70°80°90° 0° 10°
9000
9100
9200
RESISTIVE IMAGE0 360
Figura 33 – Apresentação de um perfil de imagensresistivas de seis patins.
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0 120 240 360Resistive DINAMIC IMAGE Condutive
Orientation North
Condutive Fracture (Sinusoid)Orientation North
Bed Boundary (Sinusoid)Orientation North
Uncorformable Bed Boundary (Sinusoid) Orientation North
Inter Cross Bed (Sinusoid)Orientation North
Condutive Fracture True Dip
Bed Boundary True Dip
Uncorformable Bed Boundary True Dip
Inter Cross Bed True Dip
0 Deg 90
0 Deg 90
0 Deg 90
0 Deg 90
Figura 34 – Interpretação do perfil emworkstation
APLICAÇÕES
• Análise estrutural, definindo acamamento, fraturas abertas e fechadas, falhas,dobras e discordâncias angulares. Permite também a distinção entre fraturasnaturais e induzidas pela perfuração, além da determinação da geometria do poço.
• Análises sedimentógicas e estratigráficas, com caracterização litológica,identificação de camadas finas e reconhecimento de truncamentos erosivos,estruturas de escorregamento e estratificações cruzadas, possibilitando adeterminação da direção de paleocorrentes.
• Análise textural, com o reconhecimento de feições sedimentares diagenéticas esecundárias, ligadas principalmente a dissolução e cimentação, tais como vugs,estilolitos, moldes, concreções e superfícies de hard-ground. Outras feiçõesligadas à bioturbação e escape de fluidos também podem ser reconhecidas. Auxiliana caracterização de reservatórios, com o reconhecimento de anisotropias internas,permitindo inferir barreiras e direções preferenciais de permeabilidade.
7.3.2.2. Perfis de Imagens Acústicas
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Os perfis de imagens acústicas são uma alternativa às ferramentas de imagensmicrorresistivas, especialmente em ambientes de lama à base óleo, onde estas ferramentas nãopodem ser corridas. Fornecem imagens de toda a circunferência do poço, com um espectro decores-padrão de 256 tonalidades. O princípio da ferramenta consiste na emissão e recepção,através de um transdutor giratório centralizado (Figura 35), de um pulso ultra-sônico refletidona parede do poço. São registrados a amplitude e o tempo de trânsito deste pulso, que geramdois distintos perfis de imagens (Figura 36).
Figura 35 – Tradutor Giratório.
2290
Prof. (M)
2295
Figura 36 – Imagens de amplitude e cáliper.
O perfil da amplitude é produzido em função da atenuação que ocorre na amplitude dopulso refletido, com relação ao pulso emitido. A intensidade desta atenuação varia de acordocom as características da parede do poço, principalmente rugosidade e presença dedescontinuidades e heterogeneidades. Ao se transformar a amplitude do pulso refletido emescala de cores, podem ser destacados principalmente a presença de fraturas e os contrasteslitológicos, quando correspondem a mudanças na rugosidade da parede do poço. Asensibilidade do registro, no entanto, é bem menor do que nas ferramentas de imagensresistivas.
O perfil de tempo de trânsito reflete os diferentes tempos decorridos entre a emissão erecepção do pulso que são função direta da distância entre o transdutor e a parede do poço.Transformando-se este tempo em escala de cores, obtém-se uma imagem do calibre do poçoou do revestimento.
A resolução vertical das imagens varia de acordo com a freqüência de operação daferramenta e com a velocidade de perfilagem, podendo ser de até 0,2 polegadas, quandocorrida com freqüência de 500 kHz e velocidade de 120 m/h. Já a cobertura da parede do poçoé sempre de 100%, independendo do diâmetro deste e do tipo de ferramenta.
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As ferramentas de perfis de imagens acústicas não possuem um sistema próprio denavegação e devem ser corridas com uma ferramenta direcional para permitir a corretaorientação das imagens, do desvio e mergulho do poço. Elas fornecem, diferentemente dasferramentas de Dipmeter convencionais e de imagens resistivas, uma imagem do calibre dopoço, ao invés de curvas de cáliper.
Os perfis de imagens acústicas, assim como os resistivos, também são passíveis deprocessamentos automáticos para obtenção dos mergulhos estruturais. No entanto, osresultados são menos confiáveis, em função da menor sensibilidade das leituras.
As imagens acústicas também pode ser interpretadas em estações de trabalho,possibilitando a identificação e análise de fraturas, do acamamento sedimentar e da geometriado poço.
Ferramentas de imagens acústicas também podem se corridas em poços revestidoscom os objetivos de investigação da qualidade da cimentação e estado do revestimento.
APLICAÇÕES
• Identificação de fraturas abertas e distinção entre fraturas naturais e induzidas pelaperfuração.
• Reconhecimento de contrastes litológicos e de limites de camadas, permitindo aobtenção do acamamento sedimentar.
• Determinação da geometria do poço, com identificação de breakouts, “chavetas”,desmoronamentos (washouts) e deslizamentos (shear slides). Permite a análise dosregimes de tensões (stress) atuantes.
• Inspeção do revestimento, com identificação de corrosão, perfurações, perdasinternas ou externas de metal e danos em geral.
• Avaliação da qualidade da cimentação, com a detecção de canais e inconsistênciasno cimento.
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7.4. FERRAMENTAS DE AMOSTRAGEM LATERAL
Ferramenta utilizada para retirar pequenas amostras cilíndricas da parede do poço, afim de identificar a litologia, avaliar indícios já descritos em amostras de calhas e forneceramostras para estudos petrofísicos, geoquímicos ou paleontológicos.
As primeiras ferramentas desenvolvidas eram equipadas com um canhão carregadocom 25 ou 30 balas, disparadas contra a parede do poço a fim de obter amostras de até 5cm decomprimento. Nesta operação, a recuperação era baixa e muitas vezes a profundidade dospontos não ficava bem definida, sem contar as alterações mecânicas que as amostras sofriam.
Atualmente, existem disponíveis ferramentas de amostragem lateral rotatória (Figura 37),que possuem uma broca que perfura perpendicularmente a parede do poço.
Para obter-se a amostra, depois da correlação e posicionamento com o perfil de RaiosGama, escolhe-se o ponto a ser amostrado e a ferramenta é descentralizada, ficando rente àparede do poço. Um sistema hidráulico ejeta uma broca rotatória de diamante, capaz de cortarum plugue de até 2,5 cm de comprimento. O processo de quebra é realizado por torção. Esteprocesso pode ser repetido várias vezes em uma só descida da ferramenta, com oarmazenamento das amostras no seu interior. Entre uma amostra e outra é lançado um disco,separando-as e facilitando a sua identificação segundo a ordem de amostragem. Todoprocesso é controlado por um sistema de telemetria.
Figura 37 – Esquema da ferramenta de amostragem lateral rotatória.
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7.5. FERRAMENTAS DE TESTE DE FORMAÇÃO A CABO
7.5.1. FERRAMENTAS CONVENCIONAIS - RFT/SFT
As ferramentas de teste de formação a cabo permitem tomar amostras de fluidos epressões da formação, durante a perfilagem do poço.
As ferramentas convencionais de teste a cabo possuem um sistema de amostragem(Figura 38) equipado com um sensor de pressão que permite um número ilimitado deregistros, conhecidos como pré-testes. São tomadas medidas de pressão hidrostática da lama,pressão de fluxo e pressão estática da formação em uma ou mais zonas. Já a amostragem dofluido da formação é limitada de acordo com o tipo de ferramenta a duas (RFT) ou três (SFT)amostras. É possível se ter uma estimativa de permeabilidade a partir do comportamento daspressões e da vazão de amostragem.
Figura 38- Sistema convencional de amostragem de ferramenta de teste a cabo.
SEQÜÊNCIA OPERACIONAL
Há uma seqüência de passos controlados da superfície por um mecanismo eletro-hidráulico, que deve ser seguida a fim de garantir a qualidade dos resultados e o sucesso daoperação:
1. Escolha das profundidades de tomada de pressão e/ou amostragem utilizando-se osperfis de porosidade, resistividade e cáliper, verificando pontos onde o reservatórioé "limpo", poroso e o poço não apresenta rugosidades ou desmoronamentos.
2. Posicionamento da ferramenta em profundidade utilizando a curva de Raios Gamapara correlação.
3. Registro da pressão hidrostática inicial da lama.
4. Assentamento. A ferramenta é fixada contra a parede do poço e o packer éexpandido para isolar a influência da pressão hidrostática.
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5. Expansão do filter probe que é cravado na formação e permite a entrada de fluidona(s) câmara(s) de pré-teste, com registro das pressões de fluxo. De acordo com otipo de ferramenta podem existir duas câmaras com volume fixo de 10 cm3 cada,ou apenas uma com volume regulável de até 20 cm3.
6. Estabilização da pressão estática após o enchimento da(s) câmara(s).
7. Retração do filter probe, esvaziamento e fechamento da(s) câmara(s) de pré-teste.
8. Desassentamento e tomada da pressão hidrostática final da lama, encerrando aoperação, se o objetivo for apenas o de realizar um pré-teste.
Para a recuperação de amostras a operação continua com os seguintes passos:
6. Abertura da primeira câmara de amostragem que coletará principalmente o fluidoda zona invadida, ou seja, filtrado da lama.
7. Fechamento da primeira câmara e abertura da segunda câmara de amostragem,com o objetivo de coletar uma amostra menos sujeita à contaminação do filtrado,conhecida com amostra segregada. Em algumas ferramentas uma terceira câmaraesta disponível
9. Retração do filter probe, fechamento da segunda câmara de amostragem,esvaziamento e fechamento da(s) câmara(s) de pré-teste.
10. Dessassentamento da ferramenta, com tomada da pressão hidrostática final.
Durante a seqüência indicada acima, as pressões são observadas e registradas nasuperfície (Figura 39).
Assentamento
Figura 39- Registro típico de pressão durante um pré-teste.
A finalidade dos pré-testes é obter a pressão estática da formação, além de possibilitaro cálculo da permeabilidade e estimar a produtividade do reservatório. Estes parâmetrospodem ser calculado pelas seguintes fórmulas:
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K = 3300 x q x µ em md e Ip = 15.5 x q em BPD/psi.ft ∆p ∆p
onde:
∆p= pressão estática menos pressão de fluxo final em psiq= vazão de enchimento da câmara em cm3/segµ= viscosidade do filtrado (0,5 cp para lama base água e 0,25 para lama base óleo).
7.5.2. MODULAR FORMATION DYNAMICS TESTER - MDT
Ferramenta de teste a cabo planejada em módulos, pode ser montada com diferentesconfigurações conforme os objetivos da operação. Os módulos disponíveis são os seguintes:
• Módulo do sistema elétrico: fornece eletricidade à ferramenta.
• Módulo do sistema hidráulico: fornece força hidráulica a toda ferramenta.
• Módulo single-probe: semelhante ao sistema disponível nas ferramentasconvencionais, equipado com packer e filter-probe, dispondo ainda de sensores detemperatura e resistividade. Estes novos equipamentos permitem a análise ereconhecimento do fluido durante o fluxo de amostragem. Opcionalmente estemódulo pode dispor de um sensor de pressão a quartzo.
• Módulo multi-probe: dispõem, além do probe padrão de amostragem, de mais doisde observação, para registrar o comportamento das pressões durante o fluxo. Estessão posicionados adequadamente para obtenção dos valores de permeabilidadehorizontal e vertical (Figura 40).
Figura 40 – Configuração do módulo multi-probe mostrando oprobe de coleta e os de observação.
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• Módulo de análise ótica de fluido (OFA): deve ser utilizado em casos onde osensor de resistividade não é capaz de discriminar o tipo de fluido, como no casoda presença de gás, em poços de lama à base óleo e formações com água doce.Utiliza técnicas de medida do índice de reflexão e de absorção ótica paracaracterizar o fluido amostrado (Figura 41).
LINHA DE FLUXO
ÁGUA GÁS ÓLEO
MEDIDOR DE ABSORÇÃO ÓTICA(IDENTIFICADOR DE LÍQUIDO)
MEDIDOR DE ÍNDICE DE REFLEXÃO(DETECÇÃO DE GÁS)
Figura 41 – Esquema do sistema de caracterização de fluidos através do módulo OFA.
• Módulo de amostragem simples: possui uma câmara única de amostragem, comopções de volumes de 1, 2 ¾ e 6 gal. Podem ser conectados no máximo 5 módulosde amostragem por descida.
• Módulo de multi-amostragem: possui 6 câmaras de 450 cm3, permitindo umnúmero maior de coletas (Figura 42).
• Módulo de controle de fluxo: tem a capacidade de medir e controlar as vazões defluxo, operando com vazões e pressões constantes ou variáveis. Também aumentasignificativamente o volume de fluxo nos ensaios de pré-testes de 20 cm3 para ummáximo de 1000 cm3.
• Módulo pump-out: permite o bombeamento do fluido amostrado para o poço.Como a ferramenta é capaz de analisar e reconhecer a natureza do fluido que estásendo coletado, amostras de filtrado da lama podem ser descartadas e armazenadosapenas fluidos da formação não contaminados.
• Módulo dual-packer: equipado com dois packers infláveis que permitem testar umintervalo da formação ao invés de apenas um ponto. A distância entre os packers évariável, sendo no mínimo 93 cm (Figura 43).
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Figura 42 – Ferramenta com câmaras deamostragem simples e múltiplas. Na foto umacâmara de amostragem de 450 cm3.
Figura 43 – Composição do MDT para teste a cabocom dual-packer.
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7.6. PERFIS DE AVALIAÇÃO A POÇO REVESTIDO
7.6.1. PERFIS DE DECAIMENTO DE NÊUTRONS TERMAIS - TDT/TMD
Os perfis de Decaimento de Neutrons Termais são utilizados em poços revestidosprodutores, na monitoração dos contatos óleo/água, gás/óleo e gás/água. Também podem serutilizados na recompletação de poços, identificando intervalos onde os hidrocarbonetos nãoforam completamente drenados.
A ferramenta possui uma fonte (Minitron) que emite feixes regulares de neutrons dealta energia (14 MeV) para formação (Figura 44). Após sucessivas colisões com átomos dopoço, revestimento e da formação, os neutrons perdem energia até alcançarem o estadotermal, quando podem ser capturados pelos núcleos dos átomos. No processo de capturaocorre a emissão de raios gama detectados pela ferramenta.
A taxa de contagem de raios gama decresce exponencialmente até estabilizar-se,determinando uma constante de tempo (T) denominada “Tempo de Decaimento Termal” queindica a proporção de captura de neutrons (Figura 45).
Cada elemento possui uma capacidade diferente de capturar neutrons termais,conhecida com seção de captura, ou Sigma (Σ). Dentre os elementos mais comuns, presentesnos fluidos das formações, o cloro é o que mais fortemente absorve neutrons termais, seguidopelo hidrogênio, enquanto o carbono e o oxigênio possuem valores de Sigma bem pequenos.Portanto, analisando as leituras do perfil, com o cuidado de separar a influência do poço,pode-se interpretar a natureza dos fluidos presentes na formação. Pode também ser obtida asaturação de hidrocarbonetos, quando a salinidade da água for superior a 60.000 ppm deNaCl.
Figura 44 – Esquema da ferramenta TDTmostrando fonte Minitron e dois detectoresde raios gama.
Figura 45 – Tempo de decaimento termal daferramenta TDT-P, onde há geração de dois pulsosde nêutrons de alta energia buscando minimizar osefeitos de poço, revestimento e cimento.
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APLICAÇÕES
• Monitoramento do avanço de água de formação ou de injeção no reservatório;
• Monitoramento do avanço da capa de gás;
• Localização de intervalos com óleo remanescente em reservatórios produtores comalta RAO ou RGO.
7.6.2. PERFIS DE ESPECTROGRAFIA DE RAIOS GAMA - RST/PSGT
São uma evolução das ferramentas de decaimento termal que, além do reconhecimentodos fluidos presentes através do Sigma, são capazes de determinar a saturação dehidrocarbonetos através da espectrometria dos raios gama que independe da salinidade daágua de formação. Geradores de neutrons mais potentes e estáveis do que aqueles utilizadosnas ferramentas anteriores, além de detectores de raios gama mais eficientes, melhoram aprecisão das medições.
As ferramentas analisam inicialmente o espectro de raios gama gerados pela rajada deneutrons de alta energia que são dispersados inelasticamente pelos diferentes elementos doreservatório. A saturação dos fluidos é obtida através da relação dos raios gama inelásticos docarbono e do oxigênio. Indicações de litologia são obtidas pela análise dos raios gamainelásticos de outros elementos presentes.
A medida de Sigma (Σ) é obtida durante a mesma corrida pois a ferramenta utilizaadicionamente as medidas de decaimento de neutrons termais.
A existência de ferramentas finas, com diâmetro de 1 11/16”, possibilita a corrida pordentro da coluna de produção de 2 3/8" (tubing), eliminando a necessidade de retirada dotubing, minimizando as perdas de produção do poço.
APLICAÇÕES
• Determinação, através do revestimento, da saturação de óleo em formações comágua de baixa salinidade ou desconhecida;
• Monitoração do reservatório durante sua produção (avanço da frente água e dacapa de gás);
• Determinação da litologia;
• Indicação da presença de água de injeção quando sua salinidade for diferente dasalinidade da água de formação;
• Indicação de fluxo vertical de água;
• Melhoria da recuperação de petróleo (principalmente em poços antigos).
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7.7. PLATFORM EXPRESS
Platform Express é a denominação de uma nova configuração de coluna única deperfilagem, desenvolvida pela Schlumberger, composta de um conjunto-padrão deferramentas. Esta composição foi desenhada para fornecer todos dados necessários para umainterpretação inicial de um reservatório, de forma rápida e eficaz. O sistema é compacto,mede menos da metade de uma coluna convencional, e permite uma velocidade de perfilagembem maior que os sistemas anteriores.
O sistema Platform Express possui quatro seções que juntas atingem um comprimentode 12,5metros. Existem duas opções de combinações, uma com HALS e outra com AIT,ambas ferramentas de resistividade, que são utilizadas dependendo do ambiente de perfilageme dos reservatórios a serem pesquisados (Figura 46).
Figura 46- O sistema Platform Express oferece duas opções de ferramentas de resistividade.
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8. BIBLIOGRAFIA
HALLIBURTON [Folders técnicos de ferramentas de perfilagem da companhia].Halliburton, 1990-1999.
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