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PETROFÍSICA DE ARENITOS E GIPSITAS DA BACIA DO ARARIPE
Lanna Caroline Normando1; Tercio Rodrigues Barreto de Matos²; Leyllanne Renalle Batista de
Almeida³; Renan Nicolau Ribeiro da Rocha4; José Agnelo Soares5.
1Universidade Federal de Campina Grande, Unidade Acadêmica de Engenharia Mecânica [email protected]
2Universidade Federal de Campina Grande, Unidade Acadêmica de Engenharia Mecânica [email protected]
3Universidade Federal de Campina Grande, Programa de Pós-graduação em Exploração Petrolífera e Mineral(PPGEPM) - [email protected]
4Universidade Federal de Campina Grande, Unidade Acadêmica de Mineração e Geologia –[email protected]
5Universidade Federal de Campina Grande, Unidade Acadêmica de Mineração e Geologia –[email protected]
RESUMO
O presente trabalho investiga as propriedades físicas de amostras de arenitos e gipsitas deafloramentos da Bacia do Araripe. Estas amostras foram extraídas em campo, preparadas eanalisadas no Laboratório de Petrofísica da Unidade Acadêmica de Mineração e Geologia daUFCG. Os ensaios realizados foram: densidade de grãos e porosidade, e elastodinâmicos, com asamostras secas e sob temperatura ambiente. O ensaio de densidade de grãos e porosidade, foiexecutado sob pressão ambiente, enquanto que nos ensaios de velocidades elásticas foi inicialmenteaplicada uma pressão confinante de até 40 MPa, capturando as ondas em intervalos decrescentes de5 MPa. Os plugues estudados neste trabalho apresentaram valores de porosidade variando entre 1%e 35%, aproximadamente. A densidade dos grãos possibilitou a identificação de dois litotiposdistintos: os grupos PP-Base, PP-01A e PP-01B, apresentaram valores em torno de 2,65 g/cm³,confirmando que essas amostras possuem matriz arenítica. Já o grupo MCP apresentou uma médiade 2,32g/cm³, esperado para gipsita. As velocidades das ondas compressionais e cisalhantes, bemcomo os módulos elásticos, apresentaram comportamento inverso quando analisados em função daporosidade, apesar de haver uma pequena dispersão. O conjunto de amostras apresentou um baixograu de anisotropia.
1. INTRODUÇÃO
A Petrofísica é uma ferramenta fundamentalpara investigar as propriedades quepossibilitam determinar porosidade,permeabilidade e saturação de fluidos emrochas-reservatório, que é de fundamentalimportância para caracterização doarmazenamento e da transmissão de fluidos narocha, com a finalidade de gerenciar e provero desempenho de um reservatório [SOARES,2011]. Por englobar diversas áreas do conhecimento,como geologia, geofísica, química, mecânica,engenharia de petróleo e outras, a petrofísica é
considerada uma ferramenta de uso amplo einterdisciplinar. A petrofísica também éaplicada às atividades relacionadas àexploração e produção de recursos minerais[SOARES, 2011]. Este trabalho tem como objetivo realizar acaracterização petrofísica de 24 amostras derochas sedimentares (evaporitos e arenitos),provenientes da Bacia do Araripe,pertencentes às formações Santana e Exu. Asetapas realizadas foram: confecção dosplugues; secagem, pesagem e medição de suasdimensões (comprimento e diâmetro);realização dos ensaios de densidade dos grãose porosidade, e dos ensaios elastodinâmicos.www.conepetro.com.
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1.1 Localização da Área de EstudoA Bacia do Araripe localiza-se nas regiões suldo estado do Ceará, oeste do estado dePernambuco e leste do Piauí (Figura 1), sendoa que apresenta a maior área de exposição derochas cretáceas (12.200 km²) dentre as baciasinteriores do Nordeste. Sua área de ocorrêncianão se limita à Chapada do Araripe,estendendo-se também pelo Vale do Cariri.
Figura 1. Mapa de Localização da Bacia doAraripe. Fonte: Novaes (2014).
1.2 Geologia da Bacia do AraripeImplantada em terrenos pré-cambrianos daZona Transversal da Província Borborema(BRITO NEVES et al., 2000), a sul doLineamento de Patos, a Bacia do Araripe é amais extensa das bacias interiores do Nordestee a que apresenta, dentre elas, históriageológica mais complexa. A moderna concepção da estratigrafia daBacia do Araripe foi delineada na década de80, quando a bacia foi objeto de intensapesquisa visando à avaliação de seu potencialpetrolífero. O ponto de partida foi olevantamento gravimétrico de Rand e Manso(1984), seguido por trabalhos de mapeamentogeológico (GHIGNONE et al., 1986)propiciaram grande avanço no conhecimentoda estratigrafia da bacia, que foi consolidadonos trabalhos de Ponte e Appi (1990), Assine(1990; 1992) e Ponte e Ponte Filho (1996).
Há diferentes propostas para a sequênciaestratigráfica da Bacia do Araripe, sendo aquiadotada a mais recente, de Assine (2007),descrita simplificadamente na Figura 2:
Figura 2. Estratigrafia da Bacia do Araripe.Fonte: Modificada de Assine (2007).
1.3 Propriedades Petrofísicas
1.3.1 Densidade dos grãosA densidade dos grãos (ρg) é obtida pelarazão entre a massa dos grãos (mg) e ovolume dos grãos (Vg). A massa dos grãos éobtida durante a pesagem das amostras, vistoque estas estão secas e o peso correspondeapenas aos grãos da rocha. 1.3.2 Densidade TotalA densidade total considera não apenas ovolume dos grãos, mas também o volume dosporos, englobando assim o volume total daamostra.1.3.3 Porosidade A porosidade (Ф) é a propriedade que defineo espaço disponível para o armazenamentodos fluidos. O volume de vazios presentes nasrochas é representado pela porosidade, ouseja, é a porcentagem de espaços vazios emrelação ao volume total da rocha [SILVA,2007]. 1.3.3 Propriedades Elásticaswww.conepetro.com.
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As propriedades elásticas de uma matéria sãodescritas pelas constantes elásticas. Segundo Soares (1992), o Módulo de Young,E, é definido como sendo a constante elásticaentre uma tensão aplicada longitudinal (σ) e asua correspondente deformação ().A razão de Poisson (υ) é definida como arazão entre a deformação sofrida por umcorpo na direção perpendicular à tensãoaplicada (ε2) e a deformação ao longo dadireção paralela à tensão aplicada(ε1).O Módulo de Incompressibilidade (K), é umamedida da razão entre a tensão e a suacorrespondente deformação quando um corpoestá sendo submetido a uma tensão 3D decompressão e uniforme. Dessa forma, omódulo de incompressibilidade estárelacionado à tensão necessária para provocara deformação volumétrica (ΔV/V) sobre ocorpo.O módulo de cisalhamento (G) descreve arazão entre a tensão (τ) de cisalhamento e asua correspondente deformação decisalhamento (s), sendo uma medida daoposição à deformação angular provocadapela tensão cisalhante. 2. METODOLOGIA Para a obtenção das propriedades desejadas,foram realizados ensaios de densidade degrãos e porosidade e de propriedadeselastodinâmicas, que demandaram apreparação de amostras, além de pesagem emedição das dimensões das mesmas.2.1. Preparação das Amostras Inicialmente são confeccionados plugues comas seguintes características: forma cilíndrica,com diâmetro de 1,5 polegadas e 5 cm decomprimento aproximadamente.As amostras foram extraídas em campoutilizando a plugadeira manual (Figura 3a),necessitando-se posteriormente realizar oacabamento no laboratório de preparação deamostras, situado no Departamento deMineração e Geologia (DMG) daUniversidade Federal de Campina Grande(UFCG). Para isso foi utilizada a serra paraadequação do tamanho das amostras, quandonecessário, e a retificadora para assegurar
faces planas e paralelas, necessárias pararealização dos ensaios. Após a preparação dasamostras, estas são colocadas em uma estufa epermanecem durante 24 horas a 80°C pararealizar a secagem. Em seguida, realiza-se amedição das dimensões (comprimento ediâmetro) através do uso de um paquímetrodigital e a pesagem com uma balançasemianalítica.
Figura 3. Plugadeira manual. Fonte: Doautor.
2.2 Ensaios de Densidade de GrãosNa realização dos ensaios de densidade degrãos e de porosidade utiliza-se oequipamento Ultra-Poro/Perm 500 (Figura4a), de fabricação da CORELABINSTRUMENTS.Para a realização do ensaio petrofísico dedensidade de grãos e porosidade, cada pluguede rocha é instalado individualmente dentrodo copo matriz (Figura 4b). Uma válvula éaberta e o gás é liberado para dentro de umacélula de referência com volume (V1)conhecido. A pressão P1 é lidaeletronicamente pelo aparelho. Logo após estaleitura é aberta uma válvula conectando acélula de referência com o copo matriz. Umapressão P2 é lida pelo aparelho.O volume da amostra é calculado a partir dedimensões do plugue cilíndrico obtidas nasmedições com o paquímetro. Comomencionado acima, para realizar o cálculo daporosidade, faz-se necessário conhecer o valorwww.conepetro.com.
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do volume poroso. Para tal, emprega-se a Leide Boyle, para determinar o volume dos grãosa partir da expansão de uma massa conhecidade gás (neste caso, nitrogênio) para dentro deum suporte de amostra calibrado.
Figura 4: (a) Ultra-Poro/Perm; (b) CopoMatriz. Fonte: Do autor.
2.3 Ensaios Elastodinâmicos O objetivo dos ensaios elastodinâmicos émedir a velocidade de propagação das ondasP, S1 e S2. A realização destes ensaios é feitautilizando o equipamento Autolab 500®,fabricado pela New England Resarch (Figura5). O processo baseia-se na medição do tempo detrânsito da transmissão direta de ondaselásticas que percorrem a amostra ao longo doseu comprimento axial. Estes ensaios foramrealizados em 24 amostras secas, com pressãode poros e temperatura nas condições normaisdo ambiente. A pressão confinante inicialestabelecida foi de 40 MPa.
Figura 5. AutoLab 500®. Fonte: Do autor.
A amostra deve ficar estável a esta pressãopor no mínimo 5 minutos, quando se captura aprimeira onda, sendo que o tempo paraestabilização varia com o tipo de amostra.Após a primeira onda ser capturada, as demaisondas com pressão de 35, 30, 25, 20, 15, 10 e5 MPa, são capturadas quando as mesmaspermanecerem estáveis por no mínimo 3minutos. Durante a realização dos ensaios develocidades de onda, é necessário que ooperador forneça dados de comprimento(mm), diâmetro (mm), densidade total (g/cm3)e a porosidade (%).Ao fim da realização do ensaio, é feito oprocedimento de picagem, que é a marcaçãodos tempos de chegada das ondas P, S1 e S2.Após esse procedimento, é gerado umrelatório contendo informações dasvelocidades elásticas, o módulo de Young e ocoeficiente de Poisson.
3. RESULTADOS E DISCUSSÕES O gráfico da figura 6 relaciona a densidade degrãos com a porosidade para cada amostra, econfigura-se como um bom indicador delitologia. Nele, podemos observar a separaçãoentre dois litotipos distintos: os grupos PP-Base, PP-01A e PP-01B apresentaramdensidade de grãos em torno de 2,65 g/cm³,típico de arenitos. Já o grupo MCP apresentadensidade de grãos média de 2,32 g/cm³,típicos das gipsitas.
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a b
Figura 6. Relação entre densidade de grãos eporosidade para as amostras estudadas neste
trabalho.
A figura 7 apresenta a relação entre adensidade total das amostras e a porosidade.Observa-se uma correlação linear einversamente proporcional para cada litotipo(arenitos e evaporitos).
Figura 7. Relação entre densidade total eporosidade para as amostras estudadas neste
trabalho.A Figura 8 apresenta a relação entre avelocidade de onda compressional (Vp) e aporosidade medida nas amostras. Comoesperado, denota-se uma relação inversamenteproporcional, com uma linha de tendênciageral com pouca dispersão. Esta relação deve-se ao fato de que os vazios presentes na rocha
causam redução na velocidade de propagaçãoda onda. De fato, observa-se que o grupoMCP, com amostras de gipsita de porosidadebaixa, apresenta os maiores valores develocidade de propagação de onda P.
Figura 8. Relação entre a velocidade da ondacompressional e a porosidade, sob pressão
confinante de 40 MPa.
As Figuras 9 e 10 relacionam as velocidadesdas ondas cisalhantes (S1 e S2) e aporosidade. Verifica-se que, para os arenitos,há uma relação linear que segue o mesmopadrão da figura 11, havendo uma linha detendência com fraca dispersão. No caso dasondas S as gipsitas apresentam uma relaçãodiferente daquela estabelecida para osarenitos.
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Figura 9. Relação entre a velocidade da ondacisalhante (S1) e a porosidade, sob pressão
confinante de 40 MPa.
Figura 10. Relação entre a velocidade daonda cisalhante (S2) e a porosidade, sob
pressão confinante de 40 MPa.
A figura 11 relaciona a razão entre asvelocidades das ondas cisalhantes S1 e S2com a porosidade para todas as amostrasanalisadas. Esta razão indica o grau deanisotropia, pois quando as ondas cisalhantesapresentam velocidades de propagação muitodiferentes entre si, os valores se distanciam daunidade. Neste caso, observa-se que asamostras apresentam-se com baixaanisotropia, não chegando a 15%.
Figura 11. Relação entre a razão dasvelocidades das ondas cisalhantes e a
porosidade, sob pressão confinante de 40MPa.
As figuras 12, 13 e 14 relacionam os móduloselásticos (cisalhamento, incompressibilidade emódulo de Young) com a porosidade.Observa-se uma correlação inversa compequena dispersão, de modo semelhante àrelação entre as velocidades e a porosidade.
Figura 12. Relação entre o módulo decisalhamento e a porosidade, sob pressão
confinante de 40 MPa.
Figura 13. Relação entre o módulo deincompressibilidade e a porosidade, sob
pressão confinante de 40 MPa.www.conepetro.com.br
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Figura 14. Relação entre o módulo de Younge a porosidade, sob pressão confinante de 40
MPa.
A figura 15 relaciona a razão de Poisson coma porosidade das amostras. A razão de Poissonmede a relação entre deformaçõesmutuamente ortogonais. Não foi identificadauma relação consistente entre a razão dePoisson e a porosidade. Porém, observa-seuma separação entre os dois tipos litológicosestudados, em que os valores para os arenitosse concentram entre 0,08 e 0,23 e para asgipsitas entre 0,28 e 0,36.
Figura 15. Relação entre a razão de Poisson ea porosidade, sob pressão confinante de 40
MPa.
4. CONCLUSÕES
Neste trabalho, foram avaliadas aspropriedades petrofísicas de 24 amostras derochas sedimentares (arenitos e gipsitas)provenientes da Bacia do Araripe. Asamostras estudadas neste trabalhoapresentaram valores de porosidade variandoentre 1% e 35% aproximadamente. Asamostras do Grupo MCP (gipsitas)apresentaram valores de porosidade entre 1%e 4 %. Considerando que as rochasevaporíticas tem boa plasticidade, levanta-se ahipótese de que estas gipsitas tenham aspropriedades necessárias para seremclassificadas como rochas selantes. Quanto àsamostras dos grupos PP-Base, PP-01A e PP-01B (arenitos) os valores de porosidade estãoentre 15% e 35 %, possibilitando que essasrochas sejam consideradas com potencial parabons reservatórios de hidrocarbonetos, desdeque associadas a um valor considerável depermeabilidade. Assim, sugere-se que sejamrealizados ensaios de permeabilidade para quetais hipóteses sejam confirmadas oudescartadas.A densidade dos grãos separa as amostras emdois litotipos distintos: os grupos PP-Base,PP-01A e PP-01B apresentam valores emtorno de 2,65 g/cm³, confirmando que essasamostras são arenitos. E o grupo MCP, queapresenta densidade de grãos média de2,32g/cm³, que é a densidade típica da gipsita.A densidade total das amostras apresentarelação inversa com a porosidade, sendo que arelação para os arenitos difere da relação paraas gipsitas.A velocidade da onda compressional (Vp) e aporosidade medida nas amostras tambémapresentam relação inversamenteproporcional, com uma fraca dispersão, o quese deve ao fato de que os vazios presentes narocha causam redução na velocidade depropagação da onda. De fato, observou-se queo grupo MCP, com amostras de gipsita deporosidade baixa, apresentou os maioresvalores de velocidade de propagação de ondaP. No caso das velocidades das ondascisalhantes (S1 e S2) estas tambémapresentam relações inversas com awww.conepetro.com.
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porosidade, mas as gipsitas apresentam umarelação diferente daquela estabelecida para osarenitos. O grau de anisotropia para as amostrasestudadas é considerado baixo, nãoultrapassando 15%.De modo geral, os módulos elásticos tendema diminuir com o aumento da porosidade.Exceto a razão de Poisson, que não estabeleceuma relação definida com a porosidade.Entretanto, esta relação se apresenta como umindicador de litologia para estas amostras,separando as gipsitas dos arenitos.5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ARAI, M. Revisão estratigráfica do CretáceoInferior das bacias interiores do Nordeste doBrasil. Revista Geociências, São Paulo, v. 25,n. 1, p 7-15, 2006.ASSINE, M. L. Sedimentação e tectônica daBacia do Araripe (Nordeste do Brasil). 1990.124 p.il. Tese (Mestrado) – UniversidadeEstadual Paulista, Rio Claro, 1990.ASSINE, M. L. Análise estratigráfica daBacia do Araripe, Nordeste do Brasil. RevistaBrasileira de Geociências, São Paulo, v 22, n.3, p. 289-300. 1992BASSIOUNI, Z. Theory, Measurement andInterpretation of Well Logs. Society ofPetroleum Engineers. SPE Textbook SeriesVol. 4. Richardson, Texas. 1994.PONTE, F. C.; APPI, C. J. Proposta derevisão da coluna litoestratigráfica da Baciado Araripe. In: CONGRESSO BRASILEIRODE GEOLOGIA, 36., 1990, Natal. Anais.Natal: Sociedade Brasileira de Geologia,1990, v. 1, p. 211-226.BEURLEN, K. A geologia da Chapada doAraripe. Anais Academia Brasileira deCiências, v. 34, n.3, p. 365-370, 1962.BEURLEN, K. Geologia e estratigrafia daChapada do Araripe. In: CONGRESSOBRASILEIRO DE GEOLOGIA,17., 1963,Recife. Anais. Recife: Sociedade Brasileira de
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