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UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO

URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA)

KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA

UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE – UENF LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO – LENEP

MACAÉ – RJ FEVEREIRO - 2006

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622.15 L732u Lima, Klédson Tomaso Pereira de. 2006 Utilização de métodos sísmicos, perfilagem e

testemunhos de poços para caracterização dos turbiditos da formação Urucutuca na bacia de Almada, BA / Klédson Tomaso Pereira de Lima . --- Macaé: Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro / Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo, 2006. xiii, 153p. : il. Bibliografia Tese de doutorado em Engenharia de Reservatório e de Exploração de Petróleo.

1. Engenharia de exploração – tese. 2. Métodos sísmicos – tese. 3. Perfilagem de poço – tese. 4. Parâmetros petrofísicos em poços perfurados – tese. 5. Caracterização dos turbiditos da Bacia de Almada – formação Urucutuca – tese. I.Título.




Tese apresentada ao Centro de Ciência e

Tecnologia da Universidade Estadual do

Norte Fluminense, como parte das

exigências para obtenção do título de

Doutor em Engenharia de Reservatório e de

Exploração

Orientador: Prof. Carlos Alberto Dias, PhD.

MACAÉ – RJ FEVEREIRO - 2006




Tese apresentada ao Centro de Ciência e Tecnologia da Universidade Estadual do Norte Fluminense, como parte das exigências para obtenção do título de Doutor em Engenharia de Reservatório e de Exploração

Aprovada em 06/02/2006

Comissão Examinadora:

Fernando Sergio de Moraes (Ph.D., Geofísica – LENEP/CCT/UENF)

Roberto Fainstein (Ph.D., Geologia – Schlumberger, UERJ)

Carlos Henrique Lima Bruhn (Ph.D., Geologia – PETROBRAS)

Carlos Alberto Dias (Ph.D., Geofísica – LENEP/CCT/UENF)

(orientador)

07/02/2006

À minha mãe Antonia,

por seu amor, apoio e sabedoria.

Agradecimentos

Gostaria de expressar minha profunda gratidão às várias pessoas que me

deram sua ajuda e seu apoio durante o período que trabalhei nesta tese. Seria

impossível mencionar a todas. Entretanto, estou especialmente grato:

A Deus, por ter estado presente em todos os momentos, me dando inspiração

para concluir e nunca pensar em desistir deste trabalho.

Ao meu orientador, Prof. Dr. Carlos Alberto Dias, pela troca permanente de

idéias; por enriquecedoras discussões e principalmente por ter assumido comigo

este desafio.

Aos membros da banca examinadora, Carlos Henrique Lima Bruhn, Roberto

Fainstein e Fernando Sergio de Moraes, pela leitura crítica e valiosas sugestões que

muito contribuíram para a melhoria desta tese.

À Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), através do Laboratório

de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP), que contribuiu para a minha

formação acadêmica.

À PETROBRAS pelo suporte operacional e por me fornecer valiosos dados de

poços e linhas sísmicas, que foram fundamentais para a realização deste trabalho.

À Agência Nacional do Petróleo, que financiou minha bolsa de doutorado

durante parte deste trabalho e, também, por disponibilizar importantes dados, de

suma importância para a elaboração desta tese.

À Landmark/Halliburton pela cessão do software Petrowork ao LENEP/UENF

usado nesta tese.

Ao Convênio FINEP-CT/PETRO n. 65.99.0468.00, no que se refere ao Sub-

Projeto “Estudos Geológico-Geofísico de Afloramentos Análogos aos Reservatórios

Turbidíticos da Bacia de Campos” e ao Auxílio FAPERJ n. E-26/172.001/1999

“Caracterização Geológica e Geofísica de Afloramentos Análogos aos Reservatórios

Turbidíticos da Bacia de Campos”, pelo financiamento a esta pesquisa.

Aos geólogos Nelson Franco, Patrícia Silva e Roberto D’Ávila, pelas

discussões e valiosas sugestões.

Ao corpo docente, funcionários e colegas do LENEP/UENF, em especial ao

Prof. Dr. Abel Carrasquilla e Prof. Dr. Jadir Silva, que contribuíram para minha

formação acadêmica.

Aos amigos Alfredo Carrasco e Marcos Ceia, pelo companheirismo,

importantes sugestões e valiosos momentos de descontração.

À minha esposa Danielle, pela compreensão pelos dias, noites, fins de

semana e feriados em que estive ausente; e que compartilhou de minhas

dificuldades me incentivando a prosseguir na jornada.

Enfim, a todos que contribuíram direta ou indiretamente para a realização

deste trabalho, um abraço por eu ter chegado até este ponto que marca apenas o

início de uma longa caminhada, com profundo sentimento de gratidão.

i

SUMÁRIO Sumário....................................................................................................................... i Lista de Ilustrações....................................................................................................v Lista de Tabelas ........................................................................................................xi Resumo ....................................................................................................................xii Abstract....................................................................................................................xiii CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO .................................................................................01 CAPÍTULO 2 – ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DE ALMADA ...................05 2.1 – INTRODUÇÃO........................................................................................................05

2.2 – ARCABOUÇO ESTRUTURAL...............................................................................07

2.3 – EVOLUÇÃO TECTONO-SEDIMENTAR................................................................09

2.4 – TURBIDITOS..........................................................................................................14

2.5 – CÂNION DE ALMADA............................................................................................16

2.6 – SEÇÃO AFLORANTE DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA.......17

2.7 - DESCRIÇÃO DOS FUROS DE SONDAGEM........................................................18

2.8 – IMPORTÂNCIA ECONÔMICA DA BACIA DE ALMADA.......................................23

CAPÍTULO 3 – REVISÃO DE MÉTODOS E CONCEITOS.......................................25 3.1 – INTRODUÇÃO........................................................................................................25

3.1.1 – Propriedades Físicas das Rochas..............................................................25

3.1.1.1 - Propriedades Elétricas.................................................................................25

3.1.1.2 – Propriedades Radioativas...........................................................................27

3.1.1.3 – Propriedades Acústicas...............................................................................29

3.2 – PERFILAGEM DE POÇOS................................................................................31

3.2.1 – Perfil de Indução...........................................................................................32 3.2.2 – Perfil de Microresistividade.........................................................................34 3.2.3 – Perfil Raios Gama ........................................................................................35

ii

3.2.4 – Perfil Sônico..................................................................................................37 3.2.5 – Perfil de Densidade......................................................................................40 3.2.6 – Perfil Neutrônico...........................................................................................43 3.2.7 – Perfil de Cáliper............................................................................................45 3.2.8 – Perfil de Imagem Ultra - Sônico .................................................................46 3.3 – PARÂMETROS PETROFÍSICOS...........................................................................47

3.3.1 - Relação Perfilagem de Poços E Petrofísica...................................................47

3.3.2 – Volume de Argila (Argilosidade).......................................................................48 3.3.3 – Porosidade..........................................................................................................49 3.3.3.1 – Cálculo da Porosidade......................................................................................51 3.3.3.2 - Ensaios Petrofísicos...........................................................................................52

3.3.4– Saturação.............................................................................................................52 3.3.5– Permeabilidade....................................................................................................53

3.4 – MÉTODOS SÍSMICOS APLICADOS A CARACTERIZAÇÃO DE

RESERVATÓRIOS.....................................................................................................56

3.4.1 – Método Sísmico de Reflexão.......................................................................56 3.4.2 – Ondas Sísmicas............................................................................................56 3.4.3 – Sismograma Sintético..................................................................................58 3.4.4 – Amplitude sísmica........................................................................................59 3.4.5 – Resolução Sísmica Vertical.........................................................................61 3.4.6 – Resolução Sísmica Horizontal....................................................................62 3.4.7 – Integração de Métodos Sísmicos com Perfilagem de Poços...................64 CAPÍTULO IV – AQUISIÇÃO DE DADOS................................................................65 4.1 – INTRODUÇÃO..................................................................................................65

4.2 – PERFURAÇÃO..................................................................................................67

4.2.1 – Tempo de Perfuração...................................................................................69

4.3 – PERFILAGEM DE POÇO..................................................................................72

4.3.1 – Perfilagem HYDROLOG...............................................................................72 4.3.1.1 - IEL – Perfil Elétrico-Indução.........................................................................73

4.3.1.2 – Perfil de Microresistividade..........................................................................73

4.3.1.3 - GR – Perfil de Raios Gama..........................................................................74

4.3.1.4 - BCS – Perfil Sônico Compensado...............................................................74

4.3.1.5 - Caliper..........................................................................................................75 4.3.2 – Perfilagem LENEP (Perfil de Imagem)........................................................76

iii

CAPÍTULO V – TRATAMENTO DOS DADOS GERAÇÃO DE PERFIS SINTÉTICOS..............................................................................................................79 5.1 – INTRODUÇÃO..................................................................................................79

5.2 – ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS DE POÇOS.......................................81

5.2.1 – Descrição dos Poços .......................... .......................................................81 5.2.1.1 - Porção Emersa.............................................................................................81 5.2.1.2 - Porção submersa.........................................................................................83

5.2.2 – Pré-processamento......................................................................................84

5.2.3 – Correção Ambiental.......................... ..........................................................86 5.2.4 – Geração de Curvas Sintéticas .......... .........................................................87 5.2.4.1 – Perfil Sintético GR.......................................................................................89

5.2.4.2 – Perfil Sônico Sintético..................................................................................90

5.2.4.3 – Perfil de Densidade Sintético......................................................................95

5.2.5 – Processamento dos dados da ferramenta BHTV......................................96 5.2.5.1 - Perfil de Amplitude.......................................................................................96

5.2.5.2 - Perfil Breakout..............................................................................................97

5.2.5.3 - Perfil de Desvio Vertical...............................................................................97 5.3 – ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS SÍSMICOS.........................................98

5.3.1 – Calibração Sísmica – Poços........................................................................99

CAPÍTULO VI –OBTENÇÃO DE PARÂMETROS PETROFÍSICOS.......................103 6.1 – VOLUME DE ARGILA.....................................................................................103

6.1.1 - Vsh GR Linear..............................................................................................103 6.1.2 - Vsh GR Power Law......................... ............................................................103 6.1.3 - Vsh GR Larionov (rochas terciárias) ......................... ..............................104 6.1.4 - Vsh GR Larionov (rochas antigas) ...........................................................104 6.1.5 - Vsh GR Streiber......................... .................................................................104 6.1.6 - Vsh GR Clavier ......................... .................................................................104 6.2 – POROSIDADE......... .......................................................................................105

6.2.1 - PhiE_OnePhi......................... ......................................................................105 6.2.2 - PhiApp_QI......................... ..........................................................................106 6.2.3 - PhiSss_Recon......................... ...................................................................107 6.3 – PERMEABILIDADE.........................................................................................109

iv

CAPÍTULO VII – INTERPRETAÇÃO E INTEGRAÇÃO DOS DADOS...................111 7.1 – INTRODUÇÃO................................................................................................111

7.2 – DESCRIÇÃO DAS AMOSTRAS DE CALHA...................................................111

7.3 – INTERPRETAÇÃO DOS PERFIS DE POÇOS...............................................112

7.3.1 – Parâmetros Petrofísicos............................................................................114

7.3.1.1 – Argilosidade...............................................................................................115

7.3.1.2 – Porosidade................................................................................................117

7.3.1.3 – Permeabilidade..........................................................................................121

7.3.2 – Espessura Porosa......................................................................................123

7.4 - INTERPRETAÇÃO SÍSMICA...........................................................................124

7.4.1 – Fundo do Mar .............................................................................................124 7.4.2 – Topo da Formação Urucutuca...................................................................125 7.4.3 – Cânion de Almada......................................................................................125 7.4.4 – Falhas..........................................................................................................130

7.5 – CORRELACAO DE POÇOS...........................................................................130

7.6 – INTEGRAÇÃO DOS DADOS..........................................................................134

CAPÍTULO VIII – CONCLUSÕES...........................................................................135 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................138

APÊNDICE...............................................................................................................146

v

LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 2.1 – a) Mapa de localização das bacias brasileiras, destacando a Bacia de

Almada (área circular vermelha), as áreas retangulares representam as principais

províncias petrolíferas brasileira. b) Mapa de localização dos afloramentos e dos três

furos de sondagem obtidos por este projeto, modificado de Bruhn & Moraes,

(1989).........................................................................................................................06 Figura 2.2 – Seção geológica esquemática representando a Bacia de Almada (Bruhn &

Moraes, 1989)..................................................................................................................07

Figura 2.3 - Mapa Geológico Regional da região de Ilhéus (Arcanjo,1997)...................08

Figura 2.4 – Mapa geológico da Bacia de Almada mostrando o arcabouço estrutural da

bacia e o cânion homônimo Bruhn & Moraes, (1989).................................................08

Figura 2.5 - Coluna estratigráfica da Bacia de Almada, modificada de Netto,

1994..................................................................................................................................09

Figura 2.6 – Quadro da estratigrafia de bacias marginais do Leste Brasileiro,

modificado de Feijó (2000)..............................................................................................13

Figura 2.7 – Reconstruções paleogeográficas para as seqüências Sin-Rifte I (Dom

João), II (Rio da Serra-Aratu), III (Buracica-Jiquiá), e as megaseqüências Evaporítica

Transicional (Alagoas) e Plataforma Carbonática Rasa (Albiano) Chang et. al,

(1991)...............................................................................................................................14

Figura 2.8 - Esquema de um depósito turbidítico em domínio profundo, com

indicação dos níveis da sequência de Bouma que se depositam em cada zona, Dias,

2004............................................................................................................................15

Figura 2.9 - Modelo de fácies. Mutti et al., 1999. .........................................................15

Figura 2.10 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST- 01

D’Ávila et al. (2004).....................................................................................................20

Figura 2.11 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 02

D’Ávila et al. (2004). ...................................................................................................21

Figura 2.12 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 03

D’Ávila et al. (2004). ...................................................................................................22

Figura 2.13 - Microfalhas desenvolvidas pela deformação por slump em prováveis

sedimentos de prodelta escorregados D’Ávila et al. (2004)........................................23

vi

Figura 2.14 – Blocos oferecidos na sexta rodada da ANP (verdes e rosas) na Bacia de

Camamu-Almada, sendo que os blocos verdes voltaram a ser oferecidos na Sétima

Rodada. Fonte: site ANP-BDEP (2005).......................................................................24

Figura 2.15 – Blocos adquiridos na Sexta Rodada da ANP na Bacia de Camamu-

Almada (cor-de-rosa). Fonte: site ANP-BDEP (2005)...................................................25

Figura 2.16 – Blocos adquiridos na Sétima Rodada da ANP na Bacia de Camamu-

Almada (verdes). Fonte: site ANP-BDEP (2005). ........................................................25

Figura 3.1 – Onda compressional (P) transmitida através de fluidos e sólidos, o

movimento da partícula é paralelo à direção de deslocamento. Onda cisalhante (S)

transmitida somente através dos sólidos, o movimento da partícula é perpendicular à

direção de deslocamento. . Fonte site: U.S. Geological Survey

(2005).........................................................................................................................29

Figura 3.2 - Transmissão e reflexão da onda (Hallenburg, 1998) .............................30

Figura 3.3 – Elementos que compõem a perfilagem de poços. Modificado de Ellis,

(1987)...............................................................................................................................31

Figura 3.4 – Ferramenta de indução esquemática. A ferramenta é composta de

material isolante (Telford et al. 1990).........................................................................33

Figura 3.5 – A distribuição dos raios gama de três ocorrências naturais de isótopos

radioativos, Ellis, 1987................................................................................................36

Figura 3.6 – Ferramenta Sônica, mostrando o traçado ideal do raio refratado na

parede do poço (Tittman, 1986).................................................................................39

Figura 3.7 – Modelo da ferramenta de densidade, Ellis, 1987...................................41

Figura 3.8 - Representação esquemática do efeito Compton. O raio gama incidente

transfere uma parte de sua energia (E0) para um elétron, e um raio gama de energia

reduzida (E’) deixa o local da colisão com a direção θ em relação à direção de

incidência....................................................................................................................42

Figura 3.9 – Representação esquemática de Ferramenta Neutrônica com dois

detectores (adaptado de Ellis, 1987)..........................................................................44

Figura 3.10 – Transdutor da ferramenta ultra-sônica de imagem..............................47

Figura 3.11 – Lei de Darcy para fluxo de fluidos em meio porosos.................................54

Figura 3.12 – Permeabilidade efetiva de um sistema óleo-água ....................................55

Figura 3.13 – Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção

de petróleo..................................................................................................................58

vii

Figura 3.14 – Exemplo ilustrativo de um sismograma sintético. (A) Litologia. (B)

Impedância acústica. (C) Função refletividade. (D) Traço sísmico sintético final. (E)

Reflexões individuais de cada interface (modificado de Thomas, 2001)...................59

Figura 3.15 – Relação entre a onda sísmica, o perfil sônico e a determinação dos

limites da camada de interesse. (freqüência de 50Hz; velocidade da onda sísmica

igual a 3500 ms-1; o comprimento de onda λ é 70m). Para espessuras inferiores a

2λ ocorre interferência entre as reflexões do topo e da base (Buyl et al, 1988)......62

Figura 3.16 – Definição da zona de Fresnel AA’,adaptado de Yilmaz, 2001.............63

Figura 4.1 – Disposição dos dados utilizados (linhas sísmicas e conjunto de

poços).........................................................................................................................65

Figura 4.2 – Mapa de localização do poço SA – 01. Modificado de Bruhn & Moraes,

(1989).........................................................................................................................67

Figura 4.3 – Sonda de perfuração montada para perfurar o poço SA-01..................68

Figura 4.4 - Broca tricônica de botão de tungstênio...................................................68

Figura 4.5 – Coleta de amostras de calha..................................................................69

Figura 4.6 – Tempo de penetração para o intervalo entre 1 e 85 metros..................70

Figura 4.7 – Tempo de penetração para o intervalo entre 85 e 170 metros..............70

Figura 4.8 – Tempo de penetração para o intervalo entre 170 e 255 metros............71

Figura 4.9 – Perfil comparativo de tempo de perfuração, DT e litológico,

respectivamente.........................................................................................................72

Figura 4.10 - Ferramenta de resistividade 6FF40......................................................73

Figura 4.11 - Foto mostrando o conjunto microresis-tividade - raios gama. A

ferramenta de microresistividade encontra-se na extremidade (esquerda) do

conjunto, e a de raios gama próxima ao cabo............................................................75

Figura 4.12 - Ferramenta Sônica................................................................................75

Figura 4.13 - Ferramenta de Cáliper, durante calibração...........................................76

Figura 4.14 – Perfis adquiridos na etapa de perfilagem Hydrolog.............................77

Figura 4.15 – Conjunto de ferramentas de Cáliper e Raios Gama............................78

Figura 4.16 – Ferramenta BHTV com dois centralizadores (esquerda) e

magnetômetro para orientação (direita).....................................................................78

Figura 5.1 – Fluxograma das etapas do tratamento dos dados utilizados.................80

Figura 5.2 - Respostas obtidas da modelagem 3D para o trecho 116 – 135 m usando

ILD do poço SA-01 Lima, et al., 2005.........................................................................85

Figura 5.3 – Curva de temperatura para o poço SA – 01...........................................86

viii

Figura 5.4 – Comparação entre o perfil Rg puro e o obtido após a correção

ambiental....................................................................................................................87

Figura 5.5 – A) A variável preditora X é responsável por toda a variação nas

observações Y. B) A variável X não ajuda na redução da variação de Y com a

regressão linear..........................................................................................................89

Figura 5.6 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço SSA-01 para os

casos A) utilizando os perfis RHOB NPHI GR ILD; B) com base nos perfis RHOB

NPHI e C) através dos perfis GR e ILD......................................................................91

Figura 5.7 - Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético

utilizando os perfis RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço SSA-01.......................92

Figura 5.8 – Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético

utilizando os perfis GR, ILD, RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço BAS-36........94

Figura 5.9 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço BAS-36 com

R2=0,8842..................................................................................................................94

Figura 5.10 – Comparação entre os perfis obtidos no campo (cáliper, GR, DT) com o

perfil sintético de densidade (traçado 4).....................................................................95

Figura 5.11 – Perfil de amplitude da ferramenta de imagem ultra-sônica, indicando a

presença de conglomerados......................................................................................97

Figura 5.12 - Perfil de desvio vertical do poço SA-01 para os 100 metros iniciais.....98

Figura 5.13 – Forma do pulso Ricker.........................................................................99

Figura 5.14 – Painel de geração de wavelet do aplicativo Syntetics (Geoframe)....101

Figura 5.15 – Seqüência sintetizada para geração do sismograma sintético, o

primeiro track é a curva tempo-profundidade, o segundo é o perfil sônico, já o

terceiro mostra o coeficiente de reflexão, o track 4 representa a wavelet gerada, o

quinto track é o sismograma sintético e o sexto é a sísmica para comparação eo

sétimo mostra os marcadores deste poço................................................................102

Figura 6.1 – Comparação entre os métodos de obtenção do volume de argila; B)

Amostra de calha......................................................................................................105

Figura 6.2 – Porosidade efetiva obtida a partir do método OnePhi..........................107

Figura 6.3 – Gráfico relacionando porosidade total com o volume de argila...........108

Figura 6.4 – Permeabilidade (mD) obtida a partir da equação de Wyllie-Rose para

arenitos.....................................................................................................................110

ix

Figura 7.1 – A - Seqüência típica de fácies dos turbiditos da Bacia de Almada,

modificada de Bruhn & Moraes, 1989. B – Seqüência da descrição de calha do poço

SA-01 no trecho entre 168 e 184 metros.................................................................112

Figura 7.2 – Perfil comparativo entre a resistividade da zona invadida e a litologia

obtida a partir da descrição de amostra de calha.....................................................113

Figura 7.3 – Trecho do poço SA-01 mostrando a resposta anômala para os arenitos

e conglomerados para os perfis RG e o perfil auxiliar DT como ferramenta para

identificar a litologia. O círculo vermelho mostra a semelhança dos valores de

RG............................................................................................................................114

Figura 7.4 – Trecho da curva de argilosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos

de correlação com os dados de laboratório (círculos)..............................................117

Figura 7.5 – Trecho da curva de porosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de

correlação com os dados de laboratório (círculos)...................................................119

Figura 7.6 – Linha de tendência da correlação entre os dados de laboratório e de

perfis para o poço SA-01..........................................................................................119

Figura 7.7 – Histograma de valores de porosidade do poço SSA-01......................120

Figura 7.9 – Histograma de valores de porosidade do poço FMB-01......................120

Figura 7.9 – Histograma de valores de porosidade do poço NB-02.........................121

Figura 7.10 – Histograma de valores de porosidade do poço BAS-79. ..................121

Figura 7.11 – Comparação qualitativa (eixo x esquemático) entre a permeabilidade

obtida pela equação de Wyllie-Rose (A) e a obtida através do perfil de

microresistividade (B)...............................................................................................122

Figura 7.12 – Seção sísmica (SW-NE) indicando os horizontes: fundo do mar (azul),

topo da Formação Urucutuca (amarelo), base da Formação Urucutuca (laranja) e

falhas tectônicas e de acomodação.........................................................................125

Figura 7.13 – Amarração do topo e base da Formação Urucutuca para o poço BAS-

79..............................................................................................................................127

Figura 7.14 – Horizonte gridado a partir da interpretação sísmica representando o

Cânion de Almada. ..................................................................................................128

Figura 7.15 – Fundo do mar em profundidade e disposição dos poços da área

estudada.............. ....................................................................................................128

Figura 7.16 – Visualização longitudinal em profundidade do Cânion de Almada,

indicando o comprimento para a área estudada; os pontos azuis são os marcadores

do horizonte base da Formação Urucutuca. ...........................................................129

x

Figura 7.17 – Visualização transversal em profundidade do Cânion de Almada,

indicando o comprimento entre os poços BAS-82 e BAS-03. .................................129

Figura 7.18 – Seção sísmica mostrando a baixa continuidade dos refletores que

representam os Arenitos da Formação Urucutuca...................................................132

Figura 7.19 – Mapa de localização das seções: A) correlação entre os poços SA-01,

FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71 (linha preta), B) correlação entre os poços NB-

02, NB-01 e BAS-36 (linha laranja) e C) Seção sísmica strike ao cânion ...............132

Figura 7-20 – Seção A correlacionando a Formação Urucutuca (área pontilhada) nos

poços: SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71................................................133

Figura 7.21 – Seção B correlacionando a Formação Rio Doce e Urucutuca nos

poços: NB-02, NB-01 e BAS-36...............................................................................133

xi

LISTA DE TABELAS

Tabela 3.1 – Resistividades elétricas de materiais (Tittman, 1986)...........................27

Tabela 3.2 –Tempo de trânsito dos principais constituintes das rochas sedimentares

(Doveton, 1986)..........................................................................................................40

Tabela 3.3 - Limiar para a resolução lateral (primeira zona de Fresnel) Yilmas,

2001............................................................................................................................64

Tabela 5.1 – Valores de R2 obtidos a partir de análises de regressão das curvas DT,

ILD, GR, RHOB e NPHI do poço SSA-01..................................................................92

Tabela 5.2 – Valores obtidos na regressão linear do poço SSA-01 utilizando como

variável dependente DT e variáveis independentes DT, RHOB e NPHI....................93

Tabela 7.1 – Principais características dos poços comerciais utilizados.................115

Tabela 7.2 – Comparação dos vares de argilosidade para o poço SA-01 e SST-01.

Dados de estudo petrográfico e raios x obtidos por Dias et al. (2004) e dados de

estudo petrográfico determinados por Jesus (2004)................................................116

Tabela 7.3– Comparação dos valores de porosidade para o poço SA-01 e SST-01.

Dados de estudo petrográfico obtidos por Dias et al. (2004) e por Jesus (2004)....118

Tabela 7.4 – Espessura porosa da Formação Urucutuca para os poços estudados. O

poço SA-01 não atingiu a base da Formação Urucutuca.........................................123

Tabela 1A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho de 01 a 21

m...............................................................................................................................147

Tabela 2A - Descrição de amostra de calha para o trecho 22 a 66 m.....................148

Tabela 3A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 67 a 109

m...............................................................................................................................149


m...............................................................................................................................150


m...............................................................................................................................151


m...............................................................................................................................152


m...............................................................................................................................153

xii

RESUMO

Neste trabalho, foram empregados métodos sísmicos, através de 45 linhas 2D

em tempo, e perfilagem de 16 poços, sendo que um destes perfurado com finalidade

específica para esta tese. O principal objetivo foi caracterizar o Paleocânion de

Almada (Formação Urucutuca) com suas propriedades petrofísicas e gerar um novo

modelo geológico 3D para este cânion. Para tal propósito, foram utilizados

programas computacionais das plataformas Geoquest e Landmark amplamente

utilizados na indústria de petróleo. Este modelo, caracterizado segundo parâmetros

petrofísicos, permitiu avaliar a Formação Urucutuca e seus cânions turbidíticos

quanto ao seu potencial como reservatório petrolífero. As análises de perfis

indicaram intensa variação de porosidade efetiva, chegando a valor médio máximo

de 25 %. A argilosidade dos arenitos apresentou também intensa variação, desde 10

a 60 %. Outro fator relevante neste contexto foi a espessura encontrada de arenito e

calcarenito, chegando a atingir respectivamente 243 m e 93 m, não se mantendo,

todavia, por toda a área estuda, devido à baixa continuidade lateral. Os dados

obtidos a partir das linhas sísmicas indicaram a forte influência tectônica na

geometria do Cânion de Almada, que na sua porção emersa apresenta-se como dois

cânions, sendo um principal e outro tributário, conectando-se na porção submersa

da bacia. Observou-se, também, a comunicação destes cânions desde o continente

até a parte marinha da bacia (até pelo menos 27 Km distante da costa), fato

importante para a geração de reservatórios expressivos. Com base nestes

resultados, este trabalho aponta a Formação Urucutuca como um potencial alvo para

futuras locações, com características genéticas e petrofísicas favoráveis.

xiii

ABSTRACT

In this work, seismic methods were used, including 45 2D lines in time and

well logs from 16 wells, one of them drilled for the purpose of this study. The main

objective was to characterize the reservoirs from the Paleocanyon of Almada

(Urucutuca Formation) and their petrophysical properties, as to generate a geological

3D model for this canyon. For such a purpose, softwares of Geoquest and Landmark

platforms have been used. This model, characterized through its petrophysical

parameters, allowed an evaluation of Urucutuca Formation and its turbiditic canyons

as potential petroleum reservoir. The log analyses indicated great variation of

effective porosity, reaching a maximum average value of 25%. The clay content of

the sandstones also presented substantial variation, from 10 to 60%. Other relevant

factor in this context was the sandstone and limestone thicknesses, reaching,

respectively 243 m and 93 m, not yet withstanding for the whole studied area, due to

lateral descontinuity. The data obtained from the seismic lines indicated a strong

tectonic influence in the geometry of the Canyon of Almada, this resulting in two

canyons in its emerged portion: the main one and a tributary one, both connected in

the offshore portion of the basin. The connection of the canyons has been observed

since the continent until the offshore part of the basin (along a minimum of 27 Km of

the coast line). This fact is important for the generation of expressive reservoirs.

Based in these results, this work indicates the Urucutuca Formation as an important

horizon for future exploration, with favorable genetic and petrophysical

characteristics.

1

CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO

Até os anos 70, a utilização dos dados sísmicos pela indústria de petróleo

restringia-se à detecção de estruturas favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. A

partir dessa época, passou-se a estudar, com progressivo sucesso, o relacionamento

existente entre as informações sísmicas e as características litológicas e petrofísicas

da rocha. Surgiu, então, o conceito dos atributos sísmicos, introduzido por Anstey

(1973), compreendendo uma série de seqüências obtidas a partir do traço sísmico

complexo, possibilitando uma melhor caracterização dos dados.

Além disto, a demanda sempre crescente pelo petróleo, seja como matéria

prima nos diversos campos da indústria, seja como combustível, em contraste com a

elevação progressiva no preço do barril de petróleo, acompanhada do exaurimento do

óleo de “fácil” explotação, levaram a uma real necessidade de se extrair o máximo das

jazidas já conhecidas. Desta forma, a otimização do desenvolvimento dos reservatórios

passou a ser fundamental para o sucesso da indústria do petróleo, e a sísmica, que até

então não era empregada de maneira sistemática no desenvolvimento dos campos de

petróleo, passou a ser vista como ferramenta potencial para esse propósito.

Por outro lado, o requisito principal para o desenvolvimento adequado de um

reservatório é uma boa caracterização do mesmo, com a identificação de suas formas

geométricas e de suas propriedades petrofísicas, entre as quais: porosidade,

permeabilidade, argilosidade e saturação de fluido. Com este intuito, muitas técnicas

têm sido estudadas, algumas correlacionando os atributos sísmicos com as

propriedades petrofísicas, obtidas através de análises de testemunhos e/ou perfilagem

geofísica.

A perfilagem e sua análise é uma das mais úteis e importantes ferramentas

disponíveis no setor petrolífero, sendo utilizada quase sem exceção em todos os

poços perfurados. Nos casos mais extremos, seus custos não superam 5% do custo

total de um poço. É através da perfilagem que se pode obter medidas contínuas, ao

longo de um poço, de diferentes propriedades das formações. A partir da

interpretação destas medidas, pode-se identificar zonas produtivas, distinguir óleo,

gás ou água em um reservatório, e estimar a reserva de hidrocarbonetos, além de

suas utilizações mais tradicionais na exploração, como correlação entre zonas,

auxilio na confecção de mapas e calibração sísmica.

2

Esta tese utiliza dados sísmicos, perfis e testemunhos de poços, para a

caracterização litológica do paleocânion submarino localizado na Bacia de Almada.

Sabe-se que este tipo de feição está entre as expressões tectono-estratigráficas

mais proeminentes encontradas junto às bacias de margem passiva brasileiras e

cumpre importante papel na pesquisa exploratória de hidrocarbonetos. Campos

produtores de petróleo na Bacia de Campos (Carapeba, Enchova e Pargo), Espírito

Santo (Lagoa Parda, Fazenda Cedro e Fazenda Queimadas), além de outras bacias

da margem continental brasileira, estão associados a estes tipos de feições

paleogeomorficas (Mendes, 1998). São feições que se distribuem por diferentes

idades cronoestratigráficas, ao longo de distintas escalas do tempo geológico e

apresentam estágios evolutivos diferenciados, guardando um vínculo com o

preenchimento sedimentar marinho ocorrido durante a fase rift da evolução destas

bacias. Desta forma, com a finalidade de complementar os dados disponíveis

(públicos) desta bacia, foi perfurado um poço (SA-01), exclusivamente para coletar

dados para este trabalho, tendo sido acompanhado desde a sua locação até sua

perfilagem e tamponamento pelo autor desta tese. Este poço representa a locação

mais ocidental desta bacia.

Este paleocânion vem sendo tema de diversos trabalhos, por estar aflorando na

parte emersa da Bacia de Almada, constituindo-se desta forma em uma excelente

oportunidade para o estudo da própria seção produtora da margem brasileira e

possuindo, assim, a vantagem de prover análises de afloramentos muito mais similares

a algumas fácies típicas dos reservatórios brasileiros. Turbiditos canalizados, como os

da Bacia de Almada, são os principais reservatórios de diversos campos de petróleo

nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas.

Desta forma, esta tese procurou realizar um estudo detalhado da subsuperfície

desta área, indo desde a parte emersa até a lâmina d’água em torno de 1000 m.

Diferencia-se, portanto, da grande maioria dos trabalhos publicados limitados às

seções aflorantes da bacia. Assim, este estudo integra dados de sísmica (2D),

perfilagem de poços e parâmetros petrofísicos, que são métodos consagrados para

caracterização de feições geológicas, para gerar um modelo 3D do Cânion Turbidítico

de Almada, associando suas características petrofísicas a atributos sísmicos, de modo

a definir o seu grau de importância como reservatório.

Esta tese fez parte e utilizou dados do projeto “Estudo Geológico-Geofísico de

Afloramentos Análogos aos Reservatórios Turbidíticos da Bacia de Campos”, Projeto

3

Turbiditos, (DIAS (ed.), 2004). Este projeto se destacou pela sua multidisciplinaridade,

reunindo um diversificado grupo de pesquisadores da PETROBRAS, da Universidade

Estadual do Norte Fluminense (UENF) e da Universidade Estadual do Rio de Janeiro

(UERJ), com o intuito de realizar estudos de campo e de laboratório que gerassem

modelos de processos deposicionais e geometria de feições associadas a este tipo de

sistema turbidítico, auxiliando assim em estudos de bacias análogas.

O corpo desta tese é composto por oito capítulos:

O Capítulo I compreende a Introdução, no qual se contextualiza o problema.

O Capítulo II mostra os principais aspectos geológicos da Bacia de Almada,

com sua evolução tectono-sedimentar, fisiografia da bacia, suas principais

estruturas, além da sua importância econômica dentro do atual contexto das bacias

petrolíferas brasileiras. São mostrados também estudos anteriores, com ênfase para

os realizados no Projeto Turbiditos.

O Capítulo III descreve a revisão de métodos e conceitos, abordando

inicialmente aspectos teóricos sobre a perfilagem de poços, seus fundamentos,

propriedades físicas das rochas, propriedades petrofísicas e descrição dos perfis de

poços empregados neste estudo. Posteriormente, aborda a relação entre perfilagem

de poços com parâmetros petrofísicos, realizando a revisão dos parâmetros

utilizados neste trabalho, bem como as técnicas empregadas para obtenção destes.

Para finalizar este capítulo, são descritos parâmetros e variáveis relacionados ao

estudo de reservatórios através da sísmica e os correspondentes fundamentos

teóricos.

O Capítulo IV mostra os aspectos envolvidos na etapa de campo, como

tempo de perfuração, tipos de ferramentas de perfilagem, assim como as técnicas

empregadas tanto na fase de perfuração como de perfilagem.

No Capítulo V são abordados os tipos de processamento utilizados nos dados

de poços, como correções ambientais, e gerados perfis sintéticos, usando

metodologia própria, inclusive para três poços do Projeto Turbiditos que não foram

perfilados. Ainda neste Capítulo, é descrita a calibração dos dados sísmicos com

perfis de poços.

No sexto Capítulo, são gerados pela primeira vez parâmetros petrofísicos a

partir de perfis elétricos para a parte emersa da bacia e novos valores de parâmetros

para a parte marinha. Posteriormente estes valores são calibrados com dados de

laboratório. São estudados, também, os programas computacionais que utilizam

4

diferentes metodologias para determinar as propriedades petrofísicas e, em seguida,

é realizada uma comparação destes métodos.

O Capítulo VII é dedicado à interpretação dos dados, inicialmente de maneira

individual, e, posteriormente, relacionando dados de poço com dados de sísmica. A

partir daí é proposta uma nova geometria para o Cânion de Almada associada aos

parâmetros petrofísicos aqui obtidos, de modo coerente com os dados de superfície

gerados em etapas anteriores do Projeto Turbiditos.

Por fim, o Capítulo VIII finaliza este trabalho descrevendo os resultados novos

aqui obtidos tanto através de análises de perfis elétricos como através de

interpretação sísmica. A integração destes dados possibilita indicar a Formação

Urucutuca como potencial horizonte petrolífero. Por fim, são sugeridas possibilidades

para trabalhos posteriores.

Há um Apêndice contendo as descrições de amostras de calha, realizadas

neste estudo.

5

CAPÍTULO II – ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DE ALMADA

2.1 - INTRODUÇÃO

A Bacia de Almada está inserida na folha topográfica Itabuna 1:100.000 (SD 24-

Y-B-VI) e abrange parte dos municípios de Buerarema, Uruçuca e Ilhéus, tendo este

último servido como base para os acessos à área estudada na etapa de campo,

localizada ao sul do Estado da Bahia, a 458 Km de Salvador e 36 Km de Itabuna.

Esta bacia, juntamente com as bacias Jacuípe, Camamu, Jequitinhonha e

Cumuruxatiba, fazem parte do conjunto de pequenas bacias da margem leste atlântica,

freqüentemente denominadas de "Bacia Bahia Sul". Elas se estendem por estreitas e

descontínuas faixas de terra no continente, adentrando pela plataforma continental

adjacente. A Bacia de Almada é delimitada ao norte pela Bacia de Camamu, através

do Alto de Itacaré e ao sul pela Bacia do Jequitinhonha, pelo Alto de Olivença (Figura

2.1a). Inclui uma pequena porção emersa, entre os paralelos de 14º 30’ e 15º 00’S, e

os meridianos 39º 00’ e 39º 14’W com aproximadamente 250 km2 e espessura máxima

de sedimentos de 1800 m. Nesta porção, afloram turbiditos areno-conglomeráticos e

folhelhos ricos em foraminíferos planctônicos, que definem litoestratigraficamente a

Formação Urucutuca, correspondente ao Mesozóico/Cretáceo Superior. Esta

Formação é o alvo deste estudo, aflorando predominantemente no Distrito de

Sambaituba a 16 Km do centro de Ilhéus (figura 2.1b); sua relevância está no fato de

compor a parte exumada do Cânion de Almada, que corresponde a uma grande feição

erosiva de idade Pós-Cenomaniana, e principalmente por possuir analogia a outras

formações contemporâneas e produtoras de hidrocarbonetos das Bacias de Campos,

Espírito Santo e Cumuruxatiba (figura 2.1a). Na plataforma continental, sua área atinge

maior expressão, da ordem de 13.000 km2 até a cota batimétrica de 200 m, com a

coluna sedimentar com espessura acima de 6000 m (figura 2.2), segundo Bruhn &

Moraes (1989).

6

Figura 2.1 – a) Mapa de localização das bacias brasileiras, destacando a Bacia de

Almada (área circular vermelha). As áreas retangulares representam as principais províncias petrolíferas brasileiras; b) Mapa de localização dos afloramentos e dos três furos de sondagem obtidos por este projeto (SST-01, SST-02, SST-03), modificado de Bruhn & Moraes (1989).

SST - 01

SST - 02

SST - 03

a)

b)

Ilhéus

7

Figura 2.2 – Seção geológica esquemática representando a Bacia de Almada (Bruhn & Moraes, 1989).

2.2 – ARCABOUÇO ESTRUTURAL

A Bacia de Almada possui uma pequena faixa de sedimentos emersos localizados

na borda oriental do Escudo Brasileiro, no denominado Cinturão Atlântico, no estado

da Bahia (Figura 2.3). Sua rede hidrográfica tem como principal representante seu rio

homônimo, encaixado no embasamento até a Vila de Castelo Novo, onde, sobre uma

escarpa de falha, penetra na bacia, tornando-se meandrante na planície de inundação,

até atingir a Vila Aritaguá. Seu percurso torna-se retilíneo, com uma mudança brusca

de direção de leste para sul, provavelmente relacionado À Falha de Aritaguá, com

direção aproximada N-S. Possivelmente, a desembocadura do Rio Almada migrou

para os limites sul da bacia devido à movimentação desta falha (Ferreira, 2003).

O arcabouço estrutural da Bacia de Almada apresenta dois sistemas principais de

falhas com direção NNE e NE (subparalelos à linha de costa), e um sistema

secundário, com direção NNW, todos implantados pela primeira vez durante a fase de

rifteamento (Bruhn & Moraes, 1989). Tais falhas afetaram a Formação Urucutuca

apenas no limite sul da bacia (figura 2.4), estando esta unidade suavemente basculada

para leste. Carvalho (1965) reconheceu o contato discordante (erosional e angular)

entre a Formação Urucutuca e os sedimentos subjacentes, porém Ferradaes & Souza

(1972), ao mapearem a superfície de discordância pré-Urucutuca na porção marítima

da Bacia de Almada, definem, pela primeira vez, o atualmente denominado Cânion de

Almada, uma grande feição erosional pós-cenomaniana, preenchida por uma coluna

8

de sedimentos campano-maestrichtianos e terciários da Formação Urucutuca (figura

2.5).

Figura 2.3 - Mapa Geológico Regional da região de Ilhéus (Arcanjo,1997)

Figura 2.4 – Mapa geológico da Bacia de Almada mostrando o arcabouço

estrutural da bacia e o cânion homônimo (Bruhn & Moraes, 1989).

9

Figura 2.5 - Coluna estratigráfica da Bacia de Almada, modificada de Netto et al. (1994).

2.3 – EVOLUÇÃO TECTONO-SEDIMENTAR

A margem continental do leste brasileiro compreende cinco bacias, todas iniciadas

como rifte, sendo elas: Sergipe-Alagoas, Complexo Bahia Sul, Espírito Santo, Campos

e Santos, e ocupam a planície costeira, plataforma continental e talude da porção

oeste do Oceano Atlântico Sul (figura 2.1). Desde o final da década de 60, quando foi

10

iniciada a exploração offshore de hidrocarbonetos, grande quantidade de dados

geológicos e geofísicos vêm sendo obtidos nestas bacias Chang et al. (1991).

Dois aspectos principais ajudaram no aumento do conhecimento sobre a origem e

desenvolvimento dessas bacias em anos recentes: um aspecto é o progresso

considerável na aquisição de dados (especialmente sísmicos) ao longo das bacias

marginais; outro é o desenvolvimento de modelos conceituais para explicar o

comportamento termomecânico das bacias sedimentares e o reconhecimento das

variações globais do nível do mar no Mesozóico-Cenozóico (Ponte & Asmus, 1978;

Ojeda, 1982; Asmus & Baisch, 1983).

A estratigrafia geral, do Jurássico até o Cretáceo, das bacias da margem do Leste

Brasileiro (figura 2.6) pode ser representada por cinco megasseqüências: continental,

evaporítica transicional, plataforma carbonática rasa, transgressiva marinha e

regressiva marinha (Ponte & Asmus, 1978). Estas megasseqüências estão

relacionadas ao rompimento do continente Pangea e à evolução do Oceano Atlântico.

Megasseqüência continental (Fase Rifte) A megaseqüência continental é constituída por três seqüências sin-rifte, com base

nas associações de fácies características (figura 2.7) e estilos estruturais, segundo o

esquema proposto por Figueiredo (1981). A primeira seqüência (sin-rifte I) foi pouco

afetada por falhamentos, enquanto que as outras duas (sin-rifte II e III) foram

intensamente falhadas.

Sin-rifte I

Durante o Jurássico tardio (andar Dom João ou Volgiano), duas áreas separaram-

se como conseqüência do processo inicial de ruptura do continente Gondwana. Ao

norte da Bacia do Espírito Santo, uma enorme depressão foi formada, conhecida como

Depressão Afro-Brasileira (Ponte et al., 1978). Esta depressão foi preenchida por um

complexo de leques aluviais de clima árido e depósitos grossos fluviais com

quantidade subordinada de evaporitos, indicando ambientes locais de playa lakes

(lagos interiores).

Sin-Rifte II

O começo da fase principal do rifte no Cretáceo inferior (Andares Rio da Serra –

Aratu ou Neocomiano) gerou uma série de meio-grabens, rapidamente subsidentes, ao

longo de toda a margem. Ao norte, uma série de lagos profundos e estratificados foram

formados e preenchidos por folhelhos escuros e ricos em matéria orgânica e turbiditos

11

associados com clásticos flúvio-deltaicos. Em menor proporção, aparecem calcarenitos

ostracoidais relacionados a inundações episódicas.

Sin-Rifte III

Esta seqüência, depositada durante a constituição dos Andares Buracica-Jequiá

(Barremiano), é caracterizada pela presença de camadas de coquinas de grande

extensão e continuidade lateral, intercaladas com material silissiclástico grosso a fino

(figura 2.7). As coquinas são formadas por calcarenitos e calciruditos compostos por

ostracoides, pelecipodos e alguns gastrópodos (Chang et al., 1991).

Na Bacia de Almada, esta seqüência corresponde às Formações Morro do Barro e

Rio de Contas, ambos de idade Eo-Cretáceo.

Megasseqüência Transicional Depositada durante o período Aptiano (Andar Alagoas), em um período de relativa

quiescência tectônica, sobre a discordância regional, esta seqüência é composta, em

sua base, por sedimentos predominantemente silissiclástico grossos, provenientes de

altos continentais adjacentes. Trata-se de uma cunha clástica relativamente delgada

constituída de conglomerados e arenitos grossos, que gradativamente foi afogada por

água salgada proveniente do oceano localizado ao sul, propiciando a sedimentação de

material mais fino (clásticos finos e folhelhos ricos em matéria orgânica), segundo

Chang et. al. (1991).

Com a estreita passagem do mar formada ao longo das margens leste brasileira e

oeste africana, quando se verifica grande restrição de circulação de água associada a

uma maior aridez climática, depositou-se uma completa suíte de evaporitos, cuja

espessura estimada é da ordem de 2000 m junto ao depocentro do golfo salino. A

flexurização crustal e o conseqüente basculamento de bacia para leste, somando à

sobrecarga de sedimentos sobrepostos, causou o escorregamento de sais mais

solúveis e de maior plasticidade (principalmente halita). Como conseqüência do fluxo

de sal em direção ao centro da bacia houve formação de domos e muralhas de sal nas

porções mais distais, formação de vazios (“janelas” de sal) à retaguarda e

desestabilização de cobertura carbonática albiana sobreposta, com deslocamento de

blocos bacia a dentro e o desenvolvimento de falhas lístricas que afetaram todo o

pacote marinho sobreposto, seja formando extensos domos estruturais (roll-overs),

seja determinando nova distribuição faciológica de sedimentos terrígenos e

carbonáticos.

12

Na Bacia de Almada, a seqüência é reconhecida como Formação Taipus-Mirim,

sendo dividida em membros Serinhaém (clásticos) e Igrapiúna (evaporitos). A não

observância de pacotes evaporíticos junto à área estudada se deve provavelmente à

não deposição ou erosão destes, quando do soerguimento das áreas mais proximais e

continentais.

Megasseqüência Marinha Carbonática Rasa A partir do Albiano, a gradual abertura da estreita faixa marinha do proto-oceano

Atlântico Sul devido ao continuado espalhamento do fundo oceânico, em uma fase

caracterizadamente de subsidência térmica flexural, propiciou a deposição de espesso

pacote de sedimentos marinhos (Chang et. al., 1991).

Em um primeiro estágio, implantou-se ampla plataforma carbonática marinha rasa

em ambiente nerítico (< 50 m), constituída predominantemente de calcários de alta

energia, sucedendo aos evaporitos aptianos. Ao longo da antiga linha de costa albiana,

sistemas de leques deltaicos (“fan-deltas”) costeiros se desenvolveram e se

intercalaram aos carbonatos. Passaram a dominar fácies mais finas para o centro das

bacias, de lamitos a folhelhos e margas, estando de acordo com o modelo deposicional

típico de rampa carbonática (Spadini et al., 1988). Por outro lado, a halocinese teria

condicionado, além da deformação estrutural desta rampa, a destruição faciológica da

fácies carbonática e a relação siliciclásticos/carbonatos. Baixos estruturais associados

a roll-overs das falhas lístricas teriam propiciado o desenvolvimento de fácies

carbonáticas de menor energia, enquanto que as de maior energia distribuíram-se

preferencialmente sobre a projeção vertical das feições positivas originais da fase rifte.

Na Bacia de Almada, esta seção é menos espessa e responde pela Formação

Algodões. Os Membros Germânia e Quiepe designam calcarenito/calciruditos oolicos e

calcilutitos, respectivamente. Nas porções mais proximais, entre as quais a área do

canyon, esta seção não está presente; provavelmente não teria sido depositada ou

teria sido erodida pela proeminente e importante discordância regional pré-Urucutuca

(pré-Cenomaniana?), segundo Chang et. al. (1991).

Megasseqüência Marinha Transgressiva Ao final do Albiano, estabeleceu-se o aumento do volume de águas oceânicas e,

consequentemente, a plataforma carbonática foi afogada. Espessos pacotes de

sedimentos caracterizadamente de ambiente marinho mais profundo, de nerítico

13

profundo a batial raso, se depositaram. É durante o Cenomaniano-Turoniano que se

observa um importante evento anóxico de máximo afogamento, quando a

profundidade teria alcançado cerca de 250 m (Chang et al., 1991). Sismo-

estratigraficamente, o caráter transgressivo do pacote é determinado pelo padrão

predominantemente de onlap sobre os sedimentos sotopostos. Intercalados aos pelitos

encontram-se turbiditos arenosos ao longo de toda a margem, grande parte deles

associada ao rebaixamento do nível do mar.

Na bacia de Almada, os turbiditos aflorantes fazem parte de uma seção

maastrichtiana-campaniana e todo o pacote de folhelhos e arenitos turbidíticos da

seqüência transgressiva é chamada de Formação Urucutuca.

Megasseqüência Marinha Regressiva A passagem da fase transgressiva para a regressiva varia de idade ao longo da

margem continental, começando mais cedo nas bacias mais meridionais. Admite-se

que o início desta fase na Bacia de Almada teria ocorrido a partir do Meso-eoceno.

Compõe a seqüência regressiva um conjunto de sistemas deposicionais

sincrônicos, onde estão presentes clásticos de “fan-deltas”, de fluvio-deltaicos e de

plataforma terrígena (Formação Rio Doce), plataforma carbonática (Formação

Caravelas) e sedimentos de bacia e talude (folhelhos e turbiditos arenosos da

Formação Urucutuca).

Figura 2.6 – Quadro da estratigrafia de bacias marginais do Leste Brasileiro, modificado de Feijó (2000).

14

Figura 2.7 – Reconstruções paleogeográficas das seqüências Sin-Rifte I (D. João), II (Rio da Serra-Aratu), III (Buracica-Jiquiá), e as megaseqüências Evaporítica Transicional (Alagoas) e Plataforma Carbonática Rasa (Albiano), segundo Chang et al. (1991).

2.4 – TURBIDITOS

O conceito de turbiditos vem sendo alvo de grandes discussões. Bouma (1962)

sistematizou as principais feições para a identificação dos turbiditos, reunindo

características diferenciadas referente à deposição, ocorrendo na parte proximal ou

na distal do turbidito. A deposição do material sedimentar efetua-se em seqüência,

designada por seqüência de Bouma, composta por 5 níveis (figura 2.8):

A – areia maciça, com base bem definida e topo, passando gradualmente ao nível

seguinte;

B – areia com laminação plano-paralela;

C – areia com ripples;

D – silte e argila com laminação plano-paralela;

E – argilas correspondentes à acumulação calma e lenta, não relacionada à corrente

de turbidez.

15

Figura 2.8 - Esquema de um depósito turbidítico em domínio profundo, com indicação dos níveis da sequência de Bouma que se depositam em cada zona (Dias, 2004).

Já Mutti et al. (1999) definiram turbiditos como os depósitos resultantes das

correntes de turbidez, um tipo de fluxo gravitacional bipartido, composto por uma

camada basal granular que flui devido à sobrepressão de poros e a condições

inerciais, sobre a qual desenvolve-se uma camada superior mais diluída, totalmente

turbulenta, que eventualmente retrabalha e ultrapassa o depósito final da camada

inercial. Conglomerados, arenitos conglomeráticos e fácies arenosas grossas são os

depósitos típicos da porção granular da corrente de turbidez.

Figura 2.9 - Modelo de fácies (Mutti et al. 1999).

16

Os turbiditos, no Brasil assim como em termos mundiais, constituem-se num dos

mais importantes plays para a indústria petrolífera. Afora as descomunais reservas do

Golfo Pérsico, onde Arábia Saudita, Iraque, Emirados Árabes Unidos, Kuwait e Irã

totalizam cerca de 60-65 % das reservas mundiais de petróleo, grande parte do esforço

exploratório das companhias de petróleo está focado em turbiditos no chamado

triângulo dourado: Golfo do México, margem brasileira e costa oeste africana (D’Ávila &

Paim, 2003). Na década de 90 foram descobertos 22 campos gigantes em turbiditos

(reserva explorável > 500 milhões de barris), com volume total de 21 BBOE (bilhões de

barris de óleo recuperável), cujo valor de mercado hoje se aproxima dos US$ 565

bilhões (Pettingill, 2001). Cerca de 90% das reservas de petróleo do Brasil,

descobertas pela PETROBRAS, estão contidas em depósitos gerados por correntes de

turbidez e/ou fluxos gravitacionais similares.

O estudo de turbiditos recentes é tarefa difícil, por serem as correntes de turbidez

eventos catastróficos em ambientes marinhos ou lacustres geralmente profundos, cuja

visualização é dificultada pela cobertura de água e por sua energia extremamente

elevada, que normalmente elimina as evidências deixadas por estes eventos. Desta

forma, os turbiditos correspondentes ao Cânion de Almada, aflorantes, constituem

importante banco de dados que oferece a oportunidade de realizarem-se análises in

loco e em tamanho natural, um cânion análogo aos cânions mapeados em

subsuperfície da margem divergente brasileira.

2.5 – CÂNION DE ALMADA

Segundo d’Ávila et al. (2004), os depósitos do Cânion de Almada correspondem a

canais turbidíticos hiperpicnais de alta energia, gerados por fluxo de moderada a alta

eficiência, intercalados a depósitos pelíticos com influência prodeltaica, frequentemente

remobilizados como fluxo de massa, desenvolvendo depósitos caóticos, com domínio

de slumps e debris flows.

Bruhn & Moraes (1989) consideraram que o Cânion de Almada teria se originado

pela escavação provocada pela passagem de inúmeras correntes de turbidez. Os

dados do projeto, do qual esta tese faz parte, diferentemente, indicam que este cânion

teve como causa inicial o controle tectônico (Valeriano et al., 2004). Segundo estes

autores, a origem deste cânion está possivelmente ligada a movimentações destas

antigas falhas do embasamento durante o cretáceo, gerando zonas de fraqueza, que

17

condicionaram a erosão subaérea e submarina e a captação de sistemas fluviais

nesta região. Estes sistemas de falhas atuariam, dominantemente, como sistemas

transcorrentes, durante a fase rifte e no Albiano, reativadas em função de fases

compressivas N-S e E-W. Já para a fase que controlou a deposição da Formação

Urucutuca, estas falhas foram reativadas como falhas normais de gravidade,

gerando um conduto submarino que se propagava desde o continente, onde

possivelmente condicionava um estuário entre montanhas, até a parte profunda da

bacia. Esta depressão submarina recebeu, então, inúmeras descargas fluviais, que

desenvolviam cheias e fluxos hiperpicnais, que seguiam através do cânion, como

correntes de turbidez, provocando erosão do substrato e levando grande volume de

sedimentos para a bacia, d’Ávila et al. (2004).

O condicionamento de fácies de conglomerados e arenitos grossos, por estas

falhas, é registrado por longo período na história da bacia, e estes depósitos estão

associados com as falhas, tanto para a fase pré-rifte e rifte da bacia como para a

Formação Urucutuca (Ferreira, 2003). Os pacotes mais espessos de

conglomerados, amostrados pelos furos de sondagem deste projeto, estão situados

nas proximidades de falhas do embasamento, que delineiam a borda do cânion,

d’Ávila et al. (2004).

2.6 – SEÇÃO AFLORANTE DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA

Os afloramentos da região próxima a Ilhéus foram estudados e mapeados

pioneiramente por Carvalho (1965), que definiu a Formação Urucutuca, composta

por folhelhos cinza escuro, com conglomerados e arenitos subordinados, de idade

Campaniano/Maestrichtiano. Posteriormente, Nascimento (1987) elaborou um mapa

geológico-estrutural da bacia, definindo pela primeira vez os afloramentos da

Formação Urucutuca, como a seção exumada da seção de preenchimento do

Paleocânion de Almada. Bruhn e Moraes (1989) realizaram estudos detalhados

identificando seis afloramentos da Formação Urucutuca (figura 2.1), fazendo

analogia de seus contextos geológicos aos reservatórios produtores de

hidrocarbonetos dos paleocânions de Regência e fazenda Cedro, Bacia do Espírito

Santo.

18

Netto & Sanches (1991) e Mendes (1998) abordaram os afloramentos de

turbiditos da Fm. Urucutuca. Mais recentemente, os estudos do Projeto Turbiditos

geraram as dissertações de Ferreira (2003), que enfocou a geologia e o arcabouço

estrutural da Bacia de Almada, Jesus (2004) que estudou a proveniência sedimentar

e a evolução diagenética dos arenitos e conglomerados da Formação Urucutuca, e

Ceia (2004), que realizou um levantamento de GPR (Ground Penetrating Radar)

sobre os afloramentos 2 e 3 (figura 2.1).

Segundo D’Ávila et al. (2004), os afloramentos turbidíticos do Cânion de

Almada, pertencentes à Formação Urucutuca, apresentam mergulho suave para leste,

de maneira que nos afloramentos situados a oeste, e que iniciam com o afloramento

2, afloram rochas mais antigas que nos afloramentos situados a leste, cujo último

ponto aflorante é o afloramento 6. Nestes afloramentos, o padrão geral de

preenchimento do cânion é transgressivo, com fácies mais profundas, recobrindo

paulatinamente fácies mais rasas. Nos dados de subsuperfície, o mesmo padrão é

observado. Assim, o afloramento 2 apresenta fácies depositadas em contexto mais

raso que nos afloramentos situados mais para leste.

2.7 - DESCRIÇÃO DOS FUROS DE SONDAGEM

Com o objetivo inicial de realizar estudos sedimentológicos, foram locados e

perfurados três poços (figura 2.1) como parte do Projeto Turbiditos, com base em

mapas geológicos da PETROBRAS e dados de campo deste projeto,que incluíam

dados sedimentológicos, estruturais e de gravimetria. Estes poços foram perfurados

com sondas para poços de água e cortaram cerca de 600m de rocha no total,

recuperando, em média, cerca de 50% de testemunhos que são utilizados nesta tese

para calibração de perfis elétricos e ainda foram gerados perfis de core gama para

cada furo de sondagem. D’Ávila et al. (2004) interpretaram estes furos (figuras 2.10,

2.11 e 2.12) e os dividiram em:

Associação de Fácies de Turbiditos Hiperpicnais

Representadas por fácies conglomeráticas e arenosas, cujos pacotes têm

espessura (recuperada) em torno de 2 a 5 m. Estes pacotes mostram uma tendência

de granodecrescência ascendente, com conglomerados na base, arenitos grossos e

muito grossos na parte intermediária e arenitos mais finos para o topo. Esta

19

característica também foi observada na descrição pelo autor das amostras de calha do

poço SA-01 (Apêndice A).

a) Fácies de Ortoconglomerados e Paraconglomerados de Matriz Arenosa

Dentre os conglomerados, podem-se distinguir ortoconglomerados e

paraconglomerados, fácies que estão, freqüentemente, associadas. Os

ortoconglomerados são polimíticos, com seixos e grânulos de diversas rochas do

embasamento (granitóides, sienitos, gnaisses, xistos), normalmente alinhados ou

imbricados. Os paraconglomerados possuem matriz arenosa muito grossa ou

grossa, são maciços ou apresentam orientação dos clastos de embasamento ou dos

intraclastos argilosos. Mostram, freqüentemente, uma tendência de organização

para o topo das camadas, gradando aos ortoconglomerados. A base das camadas

apresenta contato erosivo com o substrato. As fácies conglomeráticas passam,

normalmente, em direção ao topo, para arenitos maciços ou laminados.

b) Fácies de Arenitos Grossos e Muito Grossos e Arenitos Finos

Os arenitos, presentes na seção, estão representados por fácies de alta

energia, com granulação grossa a muito grossa e fácies de baixa a moderada

energia, nas quais os arenitos mostram grãos dominantemente finos e médios a

finos. Comumente, estes arenitos mais grossos passam ao topo para arenitos finos

a médios, bem selecionados, com laminação plano-paralela. Os depósitos mais

grossos representam o produto de correntes de turbidez arenosas, de alta

densidade, que evoluíram dos fluxos turbidíticos conglomeráticos, dos quais foram

segregados.

Os turbiditos arenosos mais finos desenvolvem-se pela diluição das correntes

turbidíticas arenosas de alta densidade, como pode ser observado em algumas

camadas onde estas fácies finas desenvolvem-se, transicionalmente, no topo dos

turbiditos de grão mais grosso.

Associação de Fácies de Depósitos Lamosos de Preenchimento de Cânion

A maior parte da seção amostrada pelos três testemunhos cortados, nos furos

de sondagem, é constituída por sedimentos argilosos. Estes sedimentos atingem

espessuras contínuas de pelo menos 30m, caracterizados por fácies de folhelhos

20

sílticos, siltitos e paraconglomerados de matriz lamosa (também chamados de

lamitos seixosos ou diamictitos). Na maior parte, estes depósitos estão

remobilizados, reconhecendo-se depósitos de slump, com folhelhos e siltitos com

feições de escorregamento, e depósitos de paraconglomerados lamosos, gerados

por debris flows, configurando depósitos caóticos, com dezenas de metros de

espessura.

a) Fácies de folhelhos cinza escuros e siltitos blocosos

Os folhelhos são cinza escuros ou pretos; apresentam boa fissilidade, quando

ainda in situ, mas geralmente quebradiços, pela deformação imposta por slump,

quando estão muito brechados e, por vezes, mostram microfalhamentos e dobras

(figura 2.13). Possuem níveis ricos em fragmentos de vegetais oriundos do

continente, escamas de peixes, grandes conchas e conchas de gastrópodos.

Figura 2.10 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST- 01 D’Ávila et al. (2004).

21

Figura 2.11 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 02 D’Ávila et al. (2004).

22

Figura 2.12 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 03 D’Ávila et al. (2004).

23

Figura 2.13 - Microfalhas desenvolvidas pela deformação por slump em prováveis sedimentos de prodelta escorregados (D’Ávila et al., 2004).

2.8 – IMPORTÂNCIA ECONÔMICA DA BACIA DE ALMADA

O sistema petrolífero da Bacia de Almada está restrito estratigraficamente às

seqüências pré-rifte e rifte nas porções Oeste e Sul da bacia. O petróleo provém dos

folhelhos lacustres da Formação Morro do Barro (Fase rifte – Cretáceo Inferior), sendo

que a maior parte das acumulações encontradas está restrita aos reservatórios

associados a essa formação. A segunda ocorrência mais importante está relacionada

aos reservatórios da Formação Sergi (pré-rifte) e da Formação Rio de Contas (rifte) ,

de acordo com Gonçalves et al. (2000). Entretanto, as características do sistema

petrolífero em águas profundas ainda são pouco conhecidas, o que torna de extrema

importância as pesquisas que venham a caracterizar reservatórios também na seção

pós-rifte, como os da Formação Urucutuca.

O interesse econômico pela bacia pode ser bem expresso pela disputa dos

blocos exploratórios oferecidos nos últimos leilões da ANP. A Sexta Rodada de

Licitações da ANP foi realizada nos dias 17 e 18 de agosto de 2004, com 154 blocos

concedidos (39.657 km²) a 19 empresas. Na Bacia de Camamu-Almada, foram

24

oferecidos 19 blocos, todos em área marítima da bacia, com lâmina d’água entre

1000 e 3000 m sendo que 10 foram concedidos. A PETROBRAS arrematou

sozinha apenas o bloco de número 188, localizado em área de águas profundas de

Nova Fronteira Exploratória, na bacia Camamu-Almada (BA), pelo qual ofereceu

bônus de assinatura de R$ 2,3 milhões (site http://www.fontesenergia.com.br,

acessado em 17/08/2004). A Sétima rodada de Licitações foi realizada nos dias 17,

18 e 19 de outubro de 2005, com um total de 194.651 km² concedidos. Na Bacia de

Camamu-Almada, foram oferecidos 9 blocos todos em áreas marítimas da bacia,

sendo que dois blocos situados em lâmina d’água entre 2000 e 3000 m foram

concedidos (site http://www.bdep.gov.br, acessado em 07/12/2005).

Cabe ressaltar que, com relação à presença de rochas geradoras nesta bacia,

Trindade & Gaglianone (1984) avaliaram geoquimicamente o poço 1-BAS-36 (figura

2.4), e observaram que as bases das Formações Candeias e Itaparica apresentam

teores de carbono orgânico entre 1 e 4% e potencial gerador superior a 5

kgHC/tonelada de rocha, estando dentro da janela de geração (topo da zona matura a

2000 m de profundidade).

25

CAPÍTULO III – REVISÃO DE MÉTODOS E CONCEITOS

3.1 – INTRODUÇÃO

Este Capítulo tem como objetivo realizar uma revisão dos métodos e

fundamentos teóricos, utilizados nesta tese, com vistas a aplicações em áreas bastante

específicas. O objetivo aqui é, portanto, fornecer subsídios para facilitar o entendimento

dos temas tratados. Neste contexto, são agrupados em tópicos os métodos aqui

utilizados, como perfilagem de poços, petrofísica e sísmica de interpretação de

reservatórios.

Estes métodos compõem atualmente as principais ferramentas de caráter

geofísico, utilizadas na exploração e explotação de hidrocarbonetos, em todo o mundo.

É importante, inicialmente, compreender as propriedades físicas das rochas

para melhor entender os princípios de funcionamento das ferramentas de perfilagem,

seus perfis, assim como os parâmetros petrofísicos e também os métodos sísmicos.

3.1.1 – Propriedades Físicas das Rochas

As propriedades físicas mais importantes das rochas, para a técnica de

perfilagem, são as elétricas, as radioativas e as acústicas, sendo esta última também

importante no estudo de propagação de ondas sísmicas.

3.1.1.1 - Propriedades Elétricas

São três os parâmetros que caracterizam elétrica e magneticamente uma

rocha: a permeabilidade magnética, a resistividade (ou condutividade) elétrica e a

permitividade elétrica.

Na maioria dos casos, as rochas se compõem de minerais não magnéticos;

mas, mesmo incluindo a possibilidade da presença de minerais magnéticos, a

permeabilidade relativa para um especimen de rocha é aproximadamente igual a 1,

em relação ao seu valor no vácuo. Devido a esta falta de resolução, tal parâmetro

tem pouco uso prático na geofísica de poço.

A resistência elétrica é definida como sendo a medida da capacidade de um

material qualquer de contrapor a passagem da corrente elétrica. A resistência (r) é

26

diretamente proporcional ao comprimento (L), a ser percorrido pela corrente elétrica,

e inversamente proporcional à seção transversal (S) atravessada, sendo dada por

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

SLRr (3.1)

A constante (R), introduzida nesta proporcionalidade, é denominada de

resistência específica ou resistividade. A unidade de resistência é o Ohm (Ω) e a

unidade de resistividade, portanto, Ohm.m (Ω m).

A condutividade é o inverso da resistividade (C=1/R). A unidade de

condutividade é o Siemens/m. Como esta unidade é relativamente grande, para as

condutividades observadas nas rochas, utiliza-se, na técnica de perfilagem, o

submúltiplo miliSiemens/m (mS/m), isto é, C=1.000/R (mS/m), portanto, R=1.000/C.

Como a matriz da rocha é formada, quase que na sua totalidade, por minerais

altamente resistivos, a corrente elétrica não se propaga pelos grãos, mas sim

através das soluções eletrolíticas, muito mais condutivas, que ocupam os espaços

vazios interligados.

A resistividade das rochas sedimentares varia entre 0,5 e 1.000 Ωm.

Resistividade acima de 1.000 Ωm é rara. A resistividade das soluções eletrolíticas

intersticiais (que estão nos poros das rochas, e em vesículas ou fraturas), variam

entre 0,05 e 100 Ωm. Desta forma, uma rocha se torna mais ou menos condutora da

corrente elétrica, a depender da maior ou menor interconexão entre seus poros

(porosidade) e da maior ou menor concentração iônica de sua solução. A escassez

de fluidos condutores ou então a presença de fluidos isolantes, como o petróleo,

torna a rocha menos condutiva.

As argilas, além de serem freqüentes, ocorrem, geralmente, em razoáveis

proporções volumétricas e apresentam uma elevada quantidade de cátions

adsorvidos às suas superfícies de contato com o a solução eletrolítica. Essa

propriedade adsortiva e a capacidade de troca iônica influenciam,

caracteristicamente, a condutividade das rochas argilosas. Um arenito sem argila é

mais resistivo que um arenito com alguma argila, desde que ambos tenham o

mesmo tipo de fluido intersticial e porosidade.

27

Nos casos de poços para petróleo, quando a resistividade de fluido se

assemelha à da água doce, usa-se o parâmetro permitividade elétrica da rocha, ou

constante dielétrica.

A tabela 3.1 lista a resistividade de vários componentes de interesse na

perfilagem de formações sedimentares.

Material

Resistividade ( .Ω .m a 18-20 ºC)

Quartzo 1012 a 3 x 1014

Petróleo 10 9 a 10 16

Água destilada a 2 kppm NaCl 3,4





Argila/Folhelho 2-10

Arenito com água salgada 0,5 – 10

Arenito com óleo 5 – 103

Calcário compactado 103 a 10 4

Dolomita 103 a 10 4

Tabela 3.1 – Resistividades elétricas de materiais (modificado de Tittman, 1986)

3.1.1.2 – Propriedades Radioativas

As propriedades radioativas são determinadas pelo número de prótons nos

núcleos atômicos e caracterizam diferentes elementos químicos. Um mesmo

elemento pode ter um número definido de prótons podendo, entretanto, variar o seu

número de nêutrons. Átomos com o mesmo número de prótons e diferentes números

de nêutrons são denominados de isótopos. Alguns isótopos são estáveis, isto é, eles

não mudam suas estruturas atômicas ou seu estado energético. Por outro lado,

quando as forças nucleares se desestabilizam, os isótopos modificam suas

estruturas, passando a emitir energia em forma de radiação, na tentativa de retornar

à estabilidade, e se transformar em elementos diferentes. De quase 1400 isótopos

28

conhecidos, atualmente, 1130 deles são instáveis e apenas 65 ocorrem

naturalmente, os demais são artificiais.

A maior parte da energia radiante, espontaneamente liberada por esses

núcleos, durante a fase de instabilidade temporária, consiste de partículas (raios

alfa) de elevada velocidade, composta de um núcleo de hélio, carga positiva, de

partículas (raios beta) de carga negativa, constituídas de um elétron (e-), e onda

eletromagnética de elevada freqüência, denominada de raios gama. Os raios gama

representam reajustes internos do núcleo, podendo aparecer sozinhos ou

acompanhados das duas outras espécies de radiação. Apenas a liberação de raios

gama não promove mudança na estrutura do elemento instável, isto é, não há

transformação em outro elemento.

As emissões alfa e beta possuem distância de penetração relativamente

curta, restringindo seu interesse na área geofísica; já os raios gama possuem

penetração muito maior e pode ser detectada por uma ferramenta de contagem

simples (Doveton, 1986). A energia liberada em forma de partículas ou energia

eletromagnética é emitida na forma de pulsos (cps = counts per second). Para um

mesmo tempo de medição, em contagens sucessivas, obtem-se diferentes números

de cps.

A magnitude de radioatividade natural das rochas depende do seu teor de

três elementos: urânio, tório e do isótopo radioativo do potássio (K40). A importância

destes elementos deve-se à relativa abundância litológica, em relação a outros

elementos radioativos, e também às suas meia-vidas elevadas, se aproximando à

idade da Terra.

As rochas sedimentares podem ser divididas, de acordo com sua

radioatividade natural, em três grandes grupos:

- Rochas altamente radioativas – folhelhos de águas profundas, folhelhos pretos

betuminosos, evaporitos potássicos e algumas rochas ígneas e metamórficas;

- Rochas medianamente radioativas – folhelhos e arenitos argilosos de águas rasas,

carbonatos e dolomitos argilosos;

- Rochas de baixa radioatividade – grande maioria de arenitos, carvões e evaporitos

não potássicos (halita, anidrita, gipsita).

29

3.2.2.3 – Propriedades Acústicas

Dois tipos importantes de mecanismos de transporte de energia são

suportados pelo meio elástico: ondas compressionais e cisalhantes (figura 3.1).

Figura 3.1 – Onda compressional (P) transmitida através de fluidos e sólidos, com movimento da partícula paralelo à direção de deslocamento. Onda cisalhante (S) transmitida somente através dos sólidos, com movimento da partícula perpendicular à direção de deslocamento. Fonte: site U.S. Geological Survey (2005).

As rochas podem ser consideradas como corpos elásticos, dentro de

determinados limites de esforços e tensão, capazes de absorver e/ou dispersar a

energia das ondas elásticas.

A velocidade de propagação do som depende do meio em que viajam as

ondas elásticas, sendo muito mais rápidas nos sólidos que nos fluidos. Portanto, a

velocidade de propagação da onda depende do material (mineralogia), da separação

entre os componentes sólidos (geometria porosa) e da concentração dos

componentes fluidos nos grãos. Desta forma, o tempo que o som leva, para

percorrer um determinado espaço de um material, pode ser usado para

determinação das constantes elásticas deste material e análise quantitativa da

porosidade.

As ondas acústicas descrevem um movimento semelhante ao das ondas da

ótica geométrica e física.

O princípio de Huygens governa a reflexão da onda, informando que o ângulo

de reflexão ( rθ ) da onda é igual ao ângulo de incidência ( iθ ):

30

ir θθ = (3.2)

A lei de Snell, da refração, diz que a razão do seno do ângulo de incidência

da onda, iθ , para sua velocidade, iv , tem o mesmo valor para a onda refletida (r) e

para a onda transmitida (t):

t

t

r

r

i

i

vvvθθθ sensensen

== (3.3)

Esta relação é mostrada na figura 3.2.

O comprimento de onda, λ , do pulso de onda é uma função de velocidade v :

1

2

2

1

vv

=λλ (3.4)

E a soma de energia, W, transmitida através da interface mais a soma de

energia refletida é igual a soma de energia incidente:

tri WWW += (3.5)

Figura 3.2 - Transmissão e reflexão da onda (Hallenburg, 1998).

31

3.2 – PERFILAGEM DE POÇOS

As primeiras aplicações da perfilagem de poços foram realizadas na década de

20 para correlação de padrões similares de condutividade elétrica de um poço a outro,

algumas vezes sobre grandes distâncias. Com o aperfeiçoamento e aumento das

técnicas de aquisição, as aplicações começaram a ser direcionadas para avaliações

quantitativas de reservatórios de hidrocarbonetos.

O processo de perfilagem envolve um número de elementos, que estão

esquematicamente ilustrados na figura 3.3. O primeiro é a ferramenta de medida, a

sonda. Existem vários tipos de sondas de perfilagem que utilizam diferentes funções e

geram diferentes informações. Algumas delas são ferramentas de medidas passivas,

isto é, não geram um sinal; outras exercem influência na formação, cuja propriedade

ela está medindo. Estas medidas são transmitidas para a cabine laboratório, instalada

em um caminhão, na superfície, por um cabo blindado, conhecido como “wire line”

(Ellis, 1987).

Figura 3.3 – Elementos que compõem a perfilagem de poços (modificado de Ellis, 1987).

32

A execução de um poço representa uma importante fase da prospecção de

hidrocarbonetos, pois é a partir daí que os prognósticos serão validados ou não; além

disso, com base nos dados do poço o modelo geológico, caso já exista, é atualizado

com a amarração (em profundidade) de novas superfícies identificadas.

Os procedimentos para avaliação de um poço podem ser divididos em duas

etapas: a primeira, realizada durante a perfuração do poço, através do estudo de

amostra de calha e/ou de testemunhos; e a segunda, realizada após ou durante a

perfuração do poço, através do estudo da perfilagem geofísica e dos testes de

bombeamento ou vazão, para medir a capacidade de produção das camadas (Nery,

1997). Para efeito de estudo de perfis, que genericamente são denominados de perfis

elétricos, uma rocha constitui-se de uma matriz (material sólido), espaços vazios

(poros e fraturas) e fluidos intersticiais (água de formação, petróleo e/ou gás).

A perfilagem de poço é definida (Ellis, 1987) como um registro das

características da formação litológica atravessada por uma ferramenta de medida em

um poço. Entretanto, perfilagem de poço possui diferentes significados para diferentes

áreas de especialidade. Para os geólogos, é principalmente uma técnica que auxilia o

conhecimento das rochas e fluidos e a correlação geológica (exploratória ou geologia

de reservatório) em subsuperfície. Para os petrofísicos, é uma ferramenta de avaliação

do potencial de produção (de hidrocarboneto) de reservatórios. Para o geofísico, é uma

importante fonte de dados para análises de horizontes (sísmicos, elétricos etc.) e

correlação com o poço. Para o engenheiro de reservatório, ela constitui fonte de

valores para utilizar em simulações.

3.2.1 – Perfil de Indução

As ferramentas de perfilagem que utilizam eletrodos de contatos necessitam

de um meio relativamente condutivo (perfuração com lama de argila) para

proporcionar um razoável contato ôhmico entre os eletrodos e as rochas. Deste

modo, elas não podem ser usadas em poços perfurados com lama demasiadamente

condutiva (salgada – situação em que o sistema entra em curto circuito) ou isolante

(á base de óleo, gás, ar ou água muito doce – situação nas quais as correntes não

penetram nas rochas). Além do mais, sabe-se que o campo elétrico sofre distorções,

na dependência do contraste de resistividade lama/rochas, razão pela qual as

equações conduzem a valores aparentes de resistividade. Para solucionar este

33

problema, foi introduzido na indústria de petróleo o perfil de indução, cujo princípio

físico tem por base o acoplamento eletromagnético (indutivo) entre os sensores e o

transmissor, princípio este capaz de minimizar o efeito lama/poço. Por outro lado, o

campo eletromagnético penetra indistintamente no meio lama e nas rochas para

qualquer contraste resistivo.

A ferramenta de indução foi desenvolvida para ler medidas de resistividades

profundas na formação com o mínimo de distorção provocada pela zona invadida.

Um diagrama esquemático é mostrado na figura 3.4.

A ferramenta possui uma bobina transmissora com uma corrente alternada

usada para energizar as rochas adjacentes ao poço (figura 3.4). A maior parte desta

corrente é focalizada através do poço, atravessando a zona lavada, e sua magnitude

é uma aproximação da condutividade da zona virgem. Desta forma, as voltagens

induzidas na bobina receptora estimam a condutividade da formação (Doveton,

1986).

Figura 3.4 – Ferramenta de indução esquemática. A ferramenta é composta de material isolante (Telford et al., 1990).

A utilização do sistema focalizado oferece uma determinação mais direta da

condutividade das formações, o que resulta numa delimitação mais clara das

34

fronteiras de cada camada, reduzindo as influências do poço e da zona invadida

(Doll, 1949).

A obtenção da resistividade verdadeira da rocha (Ro) através do perfil de

Indução proporciona condições mais realistas para a determinação do Fator de

Formação

mw

o aRR

Fφ

== (3.6)

e demais características petrofísicas, quando comparadas àquelas obtidas a partir

dos perfis elétricos mono e multieletrodos. Em (3.6) Rw é a resistividade da água, e

os coeficientes a e m (fator de referência e de cimentação, respectivamente) são

parâmetros influenciados pela geometria porosa da rocha e o grau de compactação

dos grãos minerais, e estão compreendidos nos seguintes intervalos, de acordo com

Keller (1967):

Arenitos Carbonatos

0,62 ≤ a ≤ 0,88 0,55 ≤ a ≤ 0,80

1,37 ≤ m ≤ 1,95 1,85 ≤ m ≤ 2,30

O perfil de indução é amplamente utilizado na indústria do petróleo por ser um

ótimo método indicador de contato óleo/água devido ao contraste dos valores destes

fluidos e normalmente corre conjuntamente com duas outras curvas: uma normal

curta (RSN) e o Potencial Espontâneo, comumente conhecido como curva do SP

(Spontaneous Potencial).

O perfil de SP é o registro de pequenas diferenças de potencial (milivolts) que

ocorrem em contatos entre o filtrado do fluido de perfuração, os folhelhos ou argilas

e as águas das formações permeáveis, atravessadas pelos poços.

3.2.2 – Perfil de Microresistividade

O perfil de microresistividade possui menor penetração, investigando assim a

resistividade da zona lavada (Rxo). Possui eletrodos montados em patins da

ferramenta que são pressionados contra a parede do poço. Seu raio de investigação

35

se restringe à zona alterada, porém essa ferramenta possui uma resolução vertical

superior às de ferramentas de resistividade convencionais e ainda gera um perfil de

caliper.

Uma zona impermeável (folhelho ou anidrita) não sofre invasão nem

apresenta zonas de separação fluida. As curvas registradas pelo microperfil, neste

caso, deverão ter, aproximadamente, o mesmo valor de resistividade. Se for um

folhelho não consolidado, com água, ambas as resistividades serão baixas. Caso

seja uma anidrita, dolomita ou calcário, impermeáveis, ou de baixa porosidade, as

leituras de ambas as curvas serão altas.

Uma zona permeável, por outro lado, facilita naturalmente o processo de

invasão. A investigação mais rasa (microinversa - MI), influenciada pelo reboco,

apresentará um valor mais baixo que aquela curva de investigação mais profunda

(micronormal - MN). Assim, as curvas mostrarão uma separação visual entre si

(convencionada de positiva). Além desta identificação qualitativa da permeabilidade

absoluta das rochas, o perfil de microresistividade é usado para identificação de

camadas delgadas e através das medidas obtidas com sua ferramenta de caliper

ainda é possível também detectar a presença de reboco, auxiliando na identificação

das zonas permo-porosas.

3.2.3 – Perfil de Raios Gama

O perfil de raios gama ou GR responde à radiação natural da formação. Mede

a amplitude de um pulso radioativo, proveniente das rochas, sendo função da

energia do fóton que penetra no detector. A intensidade, ou quantidade da radiação,

está relacionada com o número de fótons detectados por unidade de tempo. Este

método começou a ser utilizado no final dos anos 30, sendo o primeiro perfil de poço

não resistivo. Nessa época, foi utilizado para distinguir formações argilosas de

formações com pouca argila (limpas). As ferramentas que adquirem dados deste

método sofrem o máximo efeito ambiental, como será mostrado no capítulo V.

Mesmo que o perfil GR seja uma importante ferramenta para a análise

tradicional de formações argilosas, a interpretação de suas medidas requer

cuidados, pois impregnações radioativas alteram suas respostas, como, por

exemplo, a presença de arenitos monazíticos ou com muitos K-feldspatos, que

geram valores semelhantes à dos folhelhos.

36

De maneira a indicar quais isótopos ocorrem naturalmente, sendo

responsáveis pela atividade de raios gama da formação, é importante comparar a

meia vida com a idade estimada da Terra em cerca de 4x109 anos. Há somente três

isótopos com meia-vida nesta magnitude: 40K:1,3x109 anos, 232Th:1,4x1010 anos e 238U:4,4x109 anos. O decaimento do 40K é acompanhado pela emissão de um raio

gama simples com energia de 1,46 MeV. O tório e o urânio decaem através de duas

séries diferentes de doze ou mais isótopos intermediários para um isótopo estável de

chumbo. Este fator torna o espectro de raios gama complexo, com emissões de

diferentes energias, como mostra a figura 3.5. A emissão de raios gama

proeminentes da série do urânio é devida a um isótopo de bismuto, enquanto que o

da série do tório é de tálio (Ellis, 1987).

O perfil de raios gama convencional é, ainda hoje, um dos melhores

indicadores litológicos, principalmente nas rochas sedimentares. Esta é a razão pela

qual ele é utilizado nos trabalhos de correlação entre poços, uma vez que se podem

distinguir arenitos e/ou carbonatos dos folhelhos, desde que os dois primeiros tipos

não estejam contaminados.

Figura 3.5 – A distribuição dos raios gama de três ocorrências naturais de isótopos radioativos (Ellis, 1987).

O potássio natural contém cerca de 0,012 % do isótopo radioativo K40.

Ele é abundante nos feldspatos e nas micas, que se decompõem em argilominerais,

37

que por sua vez, concentram outros elementos pesados através dos processos de

trocas catiônica e de adsorção. O folhelho é, portanto, a litologia mais

radioativamente natural entre as rochas sedimentares, exceção feita aos evaporitos

potássicos. Desta forma, o perfil de raios gama reflete a proporção de folhelho ou

argila de uma formação e pode-se então utilizá-lo como um indicador do teor de

folhelho ou argilosidade.

A expressão Perfil de Porosidade é um termo genérico e informal que se

refere aos perfis geofísicos, registrados pelas ferramentas: sônica, densidade e

neutrônica. Cada uma dessas ferramentas mede diferentes propriedades físicas,

sensíveis à matriz da rocha e à porosidade. Desta forma, este trabalho dará maior

ênfase a estes perfis tendo em vista o enfoque petrofísico aqui abordado.

3.2.4 – Perfil Sônico

O perfil sônico ou acústico foi introduzido nos anos 50, com o objetivo de

prestar apoio à prospecção sísmica; posteriormente, passou a ser exaustivamente

utilizado para estudos da porosidade total (φt) das rochas, atravessadas pelo poço.

O estudo desta terceira classe de propriedade para aplicação em perfis de

poços foi estimulado pela exploração de hidrocarbonetos. Diferentemente da medida

de resistividade que pode ser usada diretamente na detecção de petróleo, e das

medidas radioativas que foram inicialmente voltadas para determinação de

porosidade, o perfil acústico iniciou como um método complementar para a

exploração sísmica.

A ferramenta sônica consiste, basicamente, no registro do tempo decorrido

entre o momento em que um pulso sonoro compressional é emitido por um

transmissor, montado em um mandril no interior do poço, até sua chegada a dois

receptores distintos sobre o mesmo mandril. A diferença entre os dois tempos de

chegada (transmissor - receptor perto T-RP e transmissor - receptor longe T-RL) é

chamada de tempo de trânsito )( t∆ ou delay time (DT), que é obtido em sua forma

teórica com base na figura 3.6, de modo que se pode escrever:

para o tempo de chegada da onda P, transmissor – receptor perto

VLc

VRb

VLat ++=1 , (3.7)

38

e para o tempo de chegada da onda P, transmissor – receptor longe

VLe

VRd

VRb

VLat +++=2 . (3.8)

Como as trajetórias a, c e e são iguais, tem-se o tempo de trânsito expresso

na forma:

VRdttt =−= 12∆ (3.9)

onde:

VL = velocidade do som na lama;

VR = velocidade do som na rocha ;

t1 = tempo T - R1;

t2 = tempo T - R2;

t∆ = tempo de trânsito registrado no perfil;

a, c, e = trajetória do sinal acústico na lama;

b, d = trajetória do sinal acústico na rocha;

T = transmissor;

R1 = receptor perto;

R2 = receptor longe.

Ambos os receptores encontram-se posicionados no mesmo mandril em que

se encontra o transmissor (figura 3.6), a uma distância fisicamente determinada em

cerca de 30,48 cm, para que não sejam detectadas reflexões, mas somente

refrações.

O tempo de trânsito ( t∆ ) guarda uma relação direta com a porosidade da

rocha. Quanto maior o t∆ , maior a separação entre os grãos, portanto, maior a

porosidade, sendo a recíproca verdadeira. Consequentemente, a maior vantagem do

perfil sônico provém da relação direta que existe entre o tempo de trânsito de uma

onda sonora em uma rocha e a sua porosidade (Willye, 1956). Eventualmente,

tempos elevados podem representar fraturas, desmoronamentos ou presença de

gás no poço.

39

Figura 3.6 – Ferramenta Sônica, mostrando o traçado ideal do raio refratado na parede do poço (Tittman, 1986).

A porosidade total (φt) de um reservatório pode ser calculada através da

equação do tempo médio de Wyllie (1956), que nada mais é do que uma aplicação

direta da regra das misturas, na forma:

mf ttttt ∆φ∆φ∆ )1(. −+= , (3.10)

assim a porosidade é expressa como:

mf

m

tttt

t∆∆

∆∆φ

−−

= . (3.11)

Onde os subscritos m e f significam, respectivamente, matriz e fluido e ∆ t o

tempo de trânsito medido no perfil. Na tabela 3.2, mostra-se o tempo de trânsito em

alguns materiais comuns em estudos de reservatórios.

40

Material Tempo de trânsito )/( msµ

Quartzo 16,8

Calcita 14,5

Dolomita 13,3

Petróleo (média) 72,5

Água doce 56,7

Tabela 3.2 –Tempo de trânsito dos principais constituintes das rochas sedimentares (Doveton, 1986)

Raymer et al. (1980) demonstraram, em laboratório, que a resposta do perfil

sônico não é linear, conforme definida por Wyllie (1956) através da equação (3.10) e

passaram a calcular a porosidade na forma:

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ −×=

ttt

t m

∆∆∆

φ 625,0 . (3.12)

Observa-se que esta equação não requer o conhecimento do tempo de

trânsito no fluido (∆tf), como na equação de Wyllie, mas somente do tempo de

trânsito na matriz (∆tm). Para os valores de porosidade até 30% ambas as equações

são bem coincidentes. Para camadas com porosidades acima deste valor é

preferível usar a equação (3.11).

As principais utilizações do perfil sônico são:

- Cálculo da porosidade total e efetiva das rochas.

- Cálculo da velocidade compressional e das constantes elásticas das rochas.

- Calibração sísmica x poço.

3.2.5 – Perfil de Densidade

O perfil de densidade consiste em um registro contínuo das variações das

massas específicas (densidade) das formações atravessadas por um poço. Nos

casos de rochas reservatório (permo-porosa), a medição realizada pelo perfil inclui

tanto a densidade da matriz da rocha, quanto a dos fluidos contidos no espaço

poroso.

41

A ferramenta de densidade consiste de uma fonte radioativa de raios gama,

geralmente césio-137, montada em um mandril com patins metálicos, os quais são

pressionados contra a parede do poço, como mostrado na figura 3.7. A fonte é a

responsável pela emissão de raios gama de alta energia, que interagem com os

elétrons dos átomos da formação. Esta interação pode ser de três modos diferentes:

efeito fotoelétrico, efeito Compton e produção do par elétron-pósitron; onde

destacaremos apenas os dois primeiros, de interesse para a geofísica de poço.

Figura 3.7 – Modelo da ferramenta de densidade (Ellis, 1987).

O efeito fotoelétrico resulta da interação do raio gama com um elétron,

liberando-o da atração do núcleo do átomo. Neste processo, o raio gama incidente é

absorvido e transfere toda a sua energia para o elétron, que é ejetado de sua órbita

natural. Se a energia do raio gama incidente é suficientemente grande, o elétron é

expelido do átomo interagindo com o material adjacente. Normalmente, o elétron

ejetado é substituído por outro, próximo, com energia que depende do número

atômico do material, porém geralmente abaixo de 100 keV.

O efeito Compton também envolve interações dos raios gama com os elétrons

orbitais. É um processo no qual somente parte da energia do raio gama é cedida

para o elétron. O efeito Compton é de grande importância em técnicas de medição e

também como um mecanismo de interação entre raios gama e a formação. A figura

42

3.8 ilustra o processo no qual um raio gama incidente interage com um elétron do

material. A diferença entre a energia do raio gama incidente e a energia do raio

gama dispersado é cedida para o elétron.

O processo Compton se evidencia no intervalo energético de 0,1 a 1,0 MeV, e

é o modo preferencial de interação entre os raios gama e as rochas.

Figura 3.8 - Representação esquemática do efeito Compton. O raio gama incidente de energia E0 transfere parte de sua energia para um elétron, e um raio gama de energia reduzida (E’) deixa o local da colisão com a direção θ em relação à direção de incidência.

A primeira geração da ferramenta de densidade era constituída de uma fonte

de raio gama e um único detector de radiação (cintilômetros de NaI). Contudo, para

compensar a constante interferência do filtrado de lama e do reboco, a segunda

geração de ferramentas (figura 3.7) incorporou dois detectores de radiação em um

mandril para captar a radiação espalhada pela rocha. A ferramenta é mantida em

contato com a parede do poço por um braço hidráulico, que tem também como

função fazer a leitura do diâmetro do poço, que auxiliará nas correções da

densidade.

A estimativa de porosidade em um reservatório utiliza a relação de balanço de

massas, na qual a densidade total de uma zona é a soma das densidades dos

materiais desta zona, multiplicado por suas respectivas proporções volumétricas

(Doveton, 1986). Para uma formação sem argilosidade, a equação apropriada é

escrita na forma:

maDfDb ρφρφρ )1(. −+= , (3.13)

43

onde:

ρb = densidade total da zona.

ρf = densidade do fluido no espaço poroso.

ρma = densidade da matriz mineral.

Dφ = porosidade de densidade.

Quando se avalia reservatórios do tipo arenito argiloso, deve-se fazer uma

correção da influência da argila na determinação da porosidade efetiva, através da

incorporação da contribuição da argila na equação básica, como:

shshmashDfDb VV ρρφρφρ .)1(. +−−+= , (3.14)

onde:

shρ = densidade do folhelho sotoposto ao reservatório.

shV = proporção volumétrica de argila (volume de argila).

3.2.6 – Perfil Neutrônico

Os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com massa quase

idêntica a do átomo de hidrogênio. Sendo partículas neutras, elas podem penetrar

profundamente na matéria, atingindo os núcleos dos elementos que compõem a

rocha, onde interagem através de choques elásticos e/ou inelásticos.

As ferramentas neutrônicas são constituídas por uma fonte de nêutrons e de

um, dois (figura 3.9) ou quatro detectores. A fonte emite nêutrons rápidos que

penetram nas camadas adjacentes ao poço. Através das sucessivas colisões

elásticas, os nêutrons perdem parte da energia com que foram emitidos. Esta perda

de energia depende da massa relativa ou da seção eficaz do núcleo com o qual o

nêutron colide. Sabe-se que a maior quantidade de perda ocorre quando os

nêutrons se chocam com núcleo de massa praticamente igual à sua, portanto, com

um núcleo de hidrogênio.

44

Figura 3.9 – Representação esquemática de Ferramenta Neutrônica com dois detectores (adaptado de Ellis, 1987).

O cálculo da porosidade é uma função com características específicas do

hardware, do diâmetro do poço e da litologia da formação. Há uma relação

exponencial da porosidade com a leitura neutrônica que possui a seguinte forma:

CNe NK =− φ , (3.15)

onde:

Nφ = Porosidade.

N = Leitura neutrônica da zona.

K e C = Constantes relacionadas à ferramenta, ao tamanho do poço e à

litologia.

Esta relação (3.15) tem sido aproximada por uma equação logarítmica do tipo:

KNCN −=φlog . (3.16)

45

Esta equação é usada na calibração da escala neutrônica, em termos de

unidade de porosidade, e requer no mínimo dois pontos para sua definição. Uma

calibração sistemática pode ser feita igualando a contagem neutrônica das zonas

com porosidades estimadas de outras fontes, como medidas de perfis ou

testemunhos geológicos (Doveton, 1986).

Já as ferramentas modernas são aritmética e diretamente escalonadas em

unidade de porosidade equivalente, relacionadas à matriz de calcário, arenito e

dolomita. Isto tem sido alcançado por ferramentas que possuem fonte e detector

montados em um patim de borracha que é pressionado diretamente contra a

formação, reduzindo, deste modo, a influência da variação do diâmetro do poço. Ao

mesmo tempo, o registro alcançado é transmitido a uma estação ligada à

ferramenta, que converte leitura neutrônica em unidade de porosidade equivalente,

por contagem monitorada de nêutrons, levando em conta as variações do poço.

Para qualquer uma das ferramentas neutrônicas, o amortecimento do nível

energético dos nêutrons rápidos depende da quantidade de hidrogênio por unidade

de volume das camadas próximas às paredes do poço. O elemento hidrogênio é

encontrado na água e também nos hidrocarbonetos, preenchendo os espaços

porosos das rochas. Alguns óleos, a depender de sua densidade, têm

aproximadamente a mesma concentração de hidrogênio por unidade de volume que

a água. Já o gás ou óleos leves (condensados) apresentam uma concentração de

hidrogênio menor, fazendo com que esta ferramenta, combinada com a de

densidade, se torne um ótimo procedimento na identificação da presença de gás nas

rochas reservatório.

3.2.7 – Perfil de Caliper

É um perfil auxiliar que consta do registro das variações para mais

(desabamento) ou para menos (reboco ou estrangulamento) do diâmetro nominal da

broca usada para perfurar o poço. Pode apresentar dois ou mais braços, articulados,

geralmente acoplados a bobinas, o movimento constante destes braços abrindo e

fechando, geram respostas elétricas nestas bobinas que são relacionadas à

geometria da parede do poço, podendo desta forma ainda calcular seu volume.

É importante no processo de correção dos efeitos ambientais em alguns tipos

de perfis elétricos, como será visto no capitulo V. O perfil de caliper também pode

46

dar razoáveis indícios sobre a litologia como nos casos de rochas permeáveis, como

arenito, que apresenta redução no diâmetro do poço pela gradual deposição de

materiais sólidos compostos na lama de perfuração, formando reboco nas paredes

internas do poço, enquanto que o filtrado (parte líquida) penetra na camada

permeável. No caso dos folhelhos, eles se incorporam à lama ou desmoronam,

aumentando, deste modo, o diâmetro do poço que, teoricamente, deveria ser igual

ao diâmetro nominal da broca.

3.2.8 – Perfil de Imagem Ultra - Sônico

O método ultra-sônico de imagem utiliza ondas refletidas para criar imagem

orientada similar a um corte da parede do poço. Pulsos de ultra-sons (500 KHz) são

gerados por ressonador piezo-elétrico no interior de um transdutor de acrílico

transparente (figura 3.10). Esses pulsos se deslocam através do óleo em que o

ressonador está imerso e atravessam o acrílico e se propagam através do fluido do

poço; a energia é refletida na parede do poço e captada pelo mesmo transdutor, que

registra a amplitude e o tempo de trânsito do pulso decorrido. Filtros são utilizados

para evitar que o transdutor registre reflexões do acrílico. O poço deve estar

preenchido com fluido para possibilitar o deslocamento dos pulsos ultra-sônicos.

A amplitude do pulso que retorna é uma função da refletividade da parede do

poço. Se o mandril atravessar uma rocha compacta, a energia que retornará

provocará um registro mais forte no transdutor. Se a formação for “mole”, então

menos energia será refletida. Também, se a superfície do poço for áspera ou

irregular devido à presença de fraturas ou outras estruturas, então a energia será

dispersada e um retorno fraco será registrado (Robertson Geologging, 2000).

O tempo de trânsito nesta ferramenta é uma simples função do diâmetro do

poço e a velocidade do som no fluido do poço (geralmente 1,5 Km/s).

Este método é utilizado principalmente para localização e orientação de

fraturas, cavernas e danos no revestimento.

47

Figura 3.10 – Transdutor da ferramenta ultra-sônica de imagem.

3.3 – PARÂMETROS PETROFÍSICOS

A obtenção dos parâmetros petrofísicos, como porosidade, volume de argila,

permeabilidade e índice de saturação, é de extrema importância no estudo do

reservatório, tanto para sua caracterização, como para sua avaliação econômica;

pois a acumulação e explotação de hidrocarbonetos estão fortemente vinculadas a

essas propriedades e aos processos de fluxo nas rochas.

3.3.1 - Relação Perfilagem de Poços e Petrofísica

Uma das mais importantes atividades da interpretação visual ou manual de

perfis, realizada pelo geofísico de poço, para avaliação de reservatórios de

hidrocarbonetos é a identificação, em profundidade, das rochas reservatório e,

consequentemente, dos seus limites verticais (topo e base). A partir disto, podem-se

determinar as espessuras passíveis de conter acumulações de fluidos. A este

procedimento, dá-se o nome de zoneamento do perfil, que é a separação formal das

rochas reservatório, de interesse para o geofísico de poço, das rochas selantes,

através da correspondência entre as propriedades físicas das rochas, mensuradas

pela ferramenta de perfilagem, e suas propriedades petrofísicas.

A mais importante atividade quantitativa do intérprete de perfis é a

determinação dos parâmetros petrofísicos das rochas reservatório, com o intuito de

identificar a presença e quantificar o volume de hidrocarbonetos. Este procedimento

48

combina tanto uma atividade visual, na identificação dos pontos representativos de

uma particular rocha reservatório no perfil, como a escolha adequada e a correta

aplicação das relações petrofísicas que correlacionam determinadas medidas físicas

das rochas com suas propriedades petrofísicas. As propriedades petrofísicas

não são fornecidas diretamente pelos perfis geofísicos, elas são inferidas a partir dos

parâmetros registrados pelos sensores em forma de medições elétricas, acústicas,

radioativas, mecânicas etc.

3.3.2 – Volume de Argila (Argilosidade) A argila, encontrada nas rochas, é distribuída de diversas formas: dispersa

(preenchendo poros), estrutural (como grãos) ou laminar (em camadas), sendo que

cada forma influencia de maneira diferente as propriedades petrofísicas.

A partir dos perfis de poços são realizadas também estimativas quantitativas

da argila existente na rocha, a chamada argilosidade. A argilosidade é um parâmetro

muito importante no estudo das características petrofísicas, uma vez que influencia

diretamente em todas elas (velocidade, porosidade, permeabilidade, densidade, etc)

e sua determinação continua sendo um tema em discussão, existindo diversos

métodos, sendo que os mais utilizados serão comparados com base nos dados

obtidos neste estudo (capítulo V).

Dentre os métodos de determinação do volume de argila, vale ressaltar o

raios gama linear, a partir do perfil de raios gama. Adota-se um determinado valor

acima do qual a amostra será considerada folhelho (apesar de que nem sempre a

argila existente justificaria chamar de folhelho). Para tanto, utiliza-se uma expressão

do tipo

GRmínimoGRmáximo

GRmínimoGRlidoVsh−

−= (3.17)

onde Vsh é o volume de argila, GR lido é o valor obtido na leitura do perfil de raios

gama, GR mínimo é o valor de referência inferior da curva de raios gama e GR

máximo é o valor escolhido como referência, acima do qual todas as amostras serão

consideradas folhelho.

49

A argila disseminada no espaço poroso também influencia, em muito, as

respostas físicas das rochas, mensuradas pelas ferramentas de perfilagem e

refletidas nos perfis de porosidade, tais como o perfil neutrônico e o perfil de

densidade.

A determinação da argilosidade é essencial para a avaliação da porosidade

efetiva (isenta de argila) e consequentemente a qualificação de reservatórios

argilosos. A partir desta determinação é estabelecido o volume passível de ser

ocupado pelo hidrocarboneto.

No caso de ambientes geológicos simples, como no caso das seqüências

transgressivas e regressivas, caracterizadas por depósitos cíclicos de arenitos e

folhelhos, conceitua-se o chamado modelo arenito-folhelho (Crain, 1986). A

ciclicidade litológica é refletida em uma seqüência cíclica de padrões nos perfis. O

fator preponderante, para propiciar um correto zoneamento e uma eficiente

avaliação de formação, para este tipo de modelo geológico, é a correta

determinação da porosidade dos reservatórios argilosos.

3.3.3 - Porosidade

A porosidade vem definida pela relação entre o volume poroso ou de vazios

(VV) de uma rocha e o volume total (VT) da mesma, dada por

T

V

VV

=φ (3.18)

onde φ é a porosidade total da rocha

A relação entre o volume de vazios interconectados e o volume total da rocha

é denominada porosidade efetiva. No estudo de reservatórios, a porosidade efetiva é

a que interessa realmente, uma vez que os fluidos contidos nos poros que estão

isolados não podem ser deslocados.

Em geral, a porosidade tende a ser menor em rochas mais antigas e profundas. Este

decréscimo é devido principalmente à cimentação e compactação das rochas devido

a pressão das camadas sobrepostas. Porém, há muitas exceções a esse padrão,

principalmente quando as condições normais de sobrecarga não prevalecem.

50

Os folhelhos seguem o mesmo padrão de porosidade dos arenitos, exceto por

ser sua porosidade normalmente menor. Por exemplo, em lamas recentes, a

porosidade fica em torno de 40%. Este valor decresce rapidamente com a pressão

de sobrecarga até à profundidade de cerca de 3.000 m, onde as porosidades

normais estão em torno de 5%. Isso ocorre porque os folhelhos são plásticos e, por

esta razão, se comprimem muito mais facilmente que as areias.

Esta tendência básica do comportamento da porosidade com a profundidade

não é observada nos carbonatos, para os quais a porosidade é determinada mais

em função do ambiente deposicional e processos secundários, ambos não

relacionados à profundidade ou soterramento.

A porosidade secundária é criada por alteração na rocha, geralmente por

processos como dolomtização, dissolução e fraturamento. Um exemplo de

porosidade secundária pode ser encontrado na dissolução de calcário ou dolomita

com a água subterrânea, um processo pelo qual são criados vulgos ou cavernas. O

processo de fraturamento também gera porosidade secundária. A dolomitização

resulta em uma redução no volume dos grãos, como resultado da transformação do

calcário em dolomita, gerando um acréscimo correspondente na porosidade. Na

maioria dos casos, a porosidade secundária resulta em uma permeabilidade muito

maior que a permeabilidade primária granular.

A porosidade total é a soma da porosidade primária ou intergranular com a

porosidade secundária e o espaço vazio não interconectado.

A porosidade efetiva é a soma da porosidade primária com a secundária,

desde que o espaço ocupado pela argila não contribua efetivamente para a

performance ou volume do reservatório, isto é, supondo não haver água móvel na

parte argilosa da rocha.

A porosidade derivada diretamente de um perfil, sem correção para o volume

de argila, é denominada porosidade aparente ou total. Se a zona não possui argila, a

porosidade total é igual a porosidade efetiva. Se a zona contiver argila, a correção

deve ser aplicada para obter a porosidade efetiva. Não se usa leituras de perfis

diretamente, a menos que o volume de argila seja zero. Esse cuidado também se

aplica a perfis efetuados em PU (porosity units), quando a escala do perfil não se

iguala à litologia real (Crain, 1986).

51

3.3.3.1 – Cálculo da Porosidade

A aplicação dos métodos numéricos para o cálculo da porosidade das rochas

atravessadas pelo poço utiliza a álgebra matricial para o desenvolvimento de

programas computacionais, com base nos valores registrados nos perfis de

porosidade.

O cálculo convencional da porosidade envolve as soluções simultâneas da

equação resposta para os dois perfis. A equação resposta para o perfil de densidade

em PU é expressa na forma clássica:

∑

=

∗∗−−+∗+

+∗−∗+∗∗=m

iDiieshsh

DheDweD

VVV

SxoSxo

Dsh1

)()1(

)1(

φφφ

φφφφφ, (3.19)

onde:

folhelhodorelativoVolumeVmatrizdacomponenteésimoidoVolumeV

invadidazonanaáguadeSaturaçãoSxoefetivaPorosidade

águaemperfildoLeiturafolhelhoemperfildoLeitura

perfildoLeituramatrizdacomponenteésimoinoemperfildoLeitura

netohidrocarboemperfildoLeitura

sh

i

e

Dw

Dsh

D

Di

Dh

=−=

==

==

=−=

=

φφφφφφ

%100%100

%100%100

A equação resposta para o perfil neutrônico também segue a forma clássica

similar:

∑

=

∗∗−−+∗+

+∗−∗+∗∗=m

iNiieshNshsh

NheNweN

VVV

SxoSxo

1)()1(

)1(

φφφ

φφφφφ, (3.20)

onde:

52

folhelhodorelativoVolumeVmatrizdacomponenteésimoidoVolumeV

invadidazonanaáguadeSaturaçãoSxoefetivaPorosidade

águaemperfildoLeiturafolhelhoemperfildoLeitura

perfildoLeituramatrizdacomponenteésimoinoemperfildoLeitura

netohidrocarboemperfildoLeitura

sh

i

e

Nw

Nsh

N

Ni

Nh

=−=

==

==

=−=

=

φφφφφφ

%100%100

%100%100

Várias suposições são feitas para resolver estas duas equações (3.19 e 3.20)

simultaneamente para a porosidade. A segunda variável determinada pelo par é

geralmente o volume de argila ou a densidade da matriz, que pode determinar o tipo

de rocha. Se uma dessas é suposta conhecida, a outra deve ser calculada.

3.3.3.2 - Ensaios Petrofísicos

Outra possibilidade de determinar a porosidade é através de ensaios

petrofísicos, utilizando-se amostras de testemunhos. O maior problema desses

ensaios é produzir em laboratório as condições do reservatório. Existem problemas

quando a rocha não é consolidada, sendo necessária a utilização de técnicas de

congelamento e encapsulamento.

Existem vários métodos, mas normalmente nos ensaios laboratoriais a

medição da porosidade é feita determinando-se, pelo menos, dois de três

parâmetros básicos: volume total, volume de sólido e volume de poros. Utilizam-se

aparelhos para injetar fluidos conhecidos nas amostras de rochas de volume

também conhecido, com isso sendo possível calcular os parâmetros desejados, pois:

Volume total = Volume de sólidos + Volume de poros (3.21)

3.3.4 – Saturação

O termo coeficiente de saturação é empregado pelos intérpretes de perfis,

para se referirem a uma quantidade relativa de um determinado fluido contido no

espaço poroso, expressa em fração ou em porcentagem. Por exemplo, se o espaço

53

poroso de uma rocha estiver completamente preenchido por água, então esta rocha

está 100% saturada por água, ou com saturação de água de 100%.

Como foi visto no tópico 3.3.3, a porosidade representa a fração do volume

total de rocha que é espaço vazio. Então, o coeficiente de saturação é algo que é

uma fração de outra fração. O coeficiente de saturação de água é uma fração do

volume poroso que está ocupado com água, e o volume poroso é, por sua vez, uma

fração do volume de rocha. Se os poros estiverem preenchidos em sua metade por

água (saturação de água 50%) e o espaço poroso ocupar 10% do volume total de

rocha (10% de porosidade), então o volume de água compõe 5% do volume da

rocha. Esta parte fracionária do volume de rocha que contém água é definida,

comumente, como volume bulk (bruto) de água (BVW), e calculado pela expressão:

wSBVW ×=φ (3.22)

onde,

Sw é o coeficiente de saturação de água

É importante, também, salientar que mesmo após a migração do óleo, uma

pequena fração de água permanece na rocha, essa fração é dita saturação de água

irredutível (Swi). Sua ordem de grandeza vai depender de fatores como: diâmetro e

interconexão entre os poros, porosidade e fenômenos elétricos relacionados com o

tipo de grãos.

3.3.5 – Permeabilidade

Permeabilidade é a medida da capacidade de um fluido passar através de um

volume de um meio poroso, expressa pela quantidade de fluido que passa por uma

seção unitária na unidade de tempo. Para um volume de forma cilíndrica, vem dada

por:

)( 21 PPA

LQk−

=µ (3.23)

onde,

k = permeabilidade do meio em darcys,

54

µ = viscosidade do fluido em centipoise,

L = comprimento do cilindro em cm,

Q = vazão do fluido em cm3/s,

A = área de seção transversal em cm2,

P1 = pressão de entrada em atmosferas,

P2 = pressão de saída em atmosferas.

Esta expressão advém da lei de Darcy, que explica o fluxo laminar dos fluidos

no sistema poroso da rocha, expressa pela equação (3.23) em função da vazão

(figura 3.11):

L

PkAQµ∆

= (3.24)

Q

Área = A

Figura 3.11 – Lei de Darcy para fluxo de fluidos em meio porosos.

A equação (3.24) pode ser usada em laboratório para calcular a

permeabilidade de uma amostra de rocha. Esta equação é para casos de fluxos de

fluidos de uma fase, em que somente um tipo de fluido está preenchendo o espaço

poroso. Desta forma, a permeabilidade obtida com a equação (3.23) geralmente é

chamada permeabilidade absoluta.

Infelizmente, medidas de permeabilidade de laboratório podem ser

consideradas uma das menos fidedignas medidas quantitativas que podem ser

realizadas no testemunho. A ação da broca de perfuração quando recolhe o

testemunho sempre altera a permeabilidade da rocha. Além disso, os reservatórios

de petróleo freqüentemente contêm mais de um tipo de fluido em seu sistema

poroso (Etnyre, 1988). Quando mais de um fluido está presente, é necessário saber

a permeabilidade relativa, que é definida pela equação:

55

a

nn K

Kk = (3.25)

onde,

kn = permeabilidade relativa na enésima fase fluida

Kn = permeabilidade efetiva na enésima fase fluida, quando mais de uma fase

fluida ocupa o sistema poroso

Ka = permeabilidade absoluta

Em um sistema de fluido multi-fase, a permeabilidade efetiva de uma

determinada fase fluida e a permeabilidade relativa serão funções das proporções

relativas das fases fluidas que estão presentes no sistema poroso. A permeabilidade

relativa sempre terá um valor entre zero e um, posto que a permeabilidade efetiva de

qualquer fase fluida não pode exceder a permeabilidade absoluta.

A permeabilidade relativa pode ser medida em laboratório se as saturações

relativas das fases fluidas presentes na amostra são variadas. A figura 3.12 ilustra

as curvas típicas para um sistema de duas fases. Pode-se notar que, no sistema

água-óleo, a permeabilidade relativa para a água (kw) decresce com o aumento da

saturação do óleo So e que, a certo valor de saturação de óleo, a permeabilidade

relativa do óleo se torna maior que a permeabilidade relativa da água. Isto é

chamada saturação de óleo crítica, e a rocha tenderá a fluir o óleo.

Kef

etiv

a

So

Água

Óleo

1

10

Figura 3.12 – Permeabilidade efetiva de um sistema óleo-água.

56

3.4 – MÉTODOS SÍSMICOS APLICADOS A CARACTERIZAÇÃO DE

RESERVATÓRIOS

A caracterização de reservatórios está ganhando extrema importância no

gerenciamento de reservas e, consequentemente, na otimização dos recursos para

o desenvolvimento de campos petrolíferos. As novas ferramentas que são

constantemente desenvolvidas têm sido usadas para alcançar metas mais

desafiadoras. Neste sentido, pode-se dizer que a aquisição sísmica 3D é atualmente

uma exigência mandatória para obter uma ótima imagem do reservatório. Muitos

campos petrolíferos, porém, continuam sendo explorados com o suporte de dados

sísmicos 2D, por várias razões, na maioria das vezes econômica e logística, não

obstante o Brasil ser atualmente um país líder no uso da aquisição 3D.

O levantamento sísmico inicia-se com a detonação de uma fonte que gera

ondas elásticas, que se propagam pelo interior da Terra, onde são refletidas e

refratadas nas interfaces que separam rochas com diferentes constituições

petrofísicas, e retornam à superfície, onde são captadas por equipamento de

registro, geofone na aquisição terrestre e hidrofone na marítima.

3.4.1 – Método Sísmico de Reflexão

É o método de prospecção mais utilizado atualmente na indústria do petróleo,

representando cerca de 90% dos investimentos em exploração geofísica, pois

fornece excelente resolução de feições geológicas em subsuperfície, propícias à

acumulação de hidrocarbonetos, a um custo/benefício relativamente vantajoso. Os

produtos finais são, entre outros, imagens das estruturas e camadas geológicas em

subsuperfície, apresentadas sob as mais diversas formas, que são disponibilizadas

para o trabalho dos intérpretes (Thomas, 2001).

3.4.2 – Ondas Sísmicas

As ondas sísmicas podem ser divididas em: (a) compressionais (P), com

direção de deslocamento na mesma direção de propagação da onda e velocidade

de propagação sendo uma função das constantes elásticas do meio. Esta função,

calculada pela teoria da elasticidade, vem dada pela equação (Ylmaz, 2001):

57

ρ

µλα

2+==pV (3.26)

onde:

α = Velocidade das ondas P

λ = Constante de Lamé

µ = Módulo de rigidez

ρ = Densidade;

e (b): ondas cisalhantes (S), com a direção de deslocamento perpendicular à

direção de propagação da onda, e velocidade de propagação dada pela equação:

ρµβ ==sV (3.27)

onde:

β = Velocidade das ondas S

Com base nas equações (3.26) e (3.27), pode-se perceber que as

velocidades com que estas ondas se propagam são função da densidade e das

constantes elásticas do meio que elas atravessam. Desta forma, estão

intrinsecamente relacionadas com propriedades como compactação, porosidade,

saturação e constituição mineralógica da rocha. Conhecendo a velocidade, é

possível então estimar parâmetros das rochas (figura 3.13).

58

Figura 3.13 – Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo (Thomas, 2001).

3.4.3 – Sismograma Sintético

Sismograma sintético é o registro sísmico teórico, construído a partir de um

modelo geológico ou dados de poços, simulando a resposta sísmica de um pacote

litológico. Esta resposta pode ser simulada a partir do conhecimento das velocidades

(e densidades das rochas) que compõem a assinatura da fonte, já que a sísmica de

reflexão responde somente ao contraste de impedância acústica, que é uma

propriedade definida para uma camada em subsuperfície dada por:

iVIi

.ρ= (3.28)

onde:

Ii = Impedância acústica da camada i

ρ = Densidade média (g/cm3)

Vi = Velocidade intervalar (m/s) da camada i

A quantidade de energia refletida em cada interface é dada pelo coeficiente

de reflexão, que é um parâmetro relacionado com o contraste de impedância

acústica entre duas camadas sobrepostas, com propriedades acústicas distintas.

Sua definição para o caso de ondas com incidência normal à interface é:

59

12

12

IIII

CR+−

= (3.29)

onde:

CR = Coeficiente de reflexão

I2 = Impedância acústica da camada na qual a onda incide

I1 = Impedância acústica da camada a partir da qual a onda incide

Tendo como base a litologia (figura 3.14A) obtida do poço, gera-se a

impedância acústica (figura 3.14B), da qual se calcula a função refletividade (figura

3.14C), utilizando a equação (3.29) em todas as interfaces. Nesta função, cada

coeficiente vai refletir para a superfície a mesma assinatura da fonte gerada no

ponto de tiro, mantendo as mesmas relações de amplitude e polaridade. A resposta

sísmica final para a seqüência sedimentar representa o somatório das reflexões

individuais de cada interface (figura 3.14D). O mecanismo de geração do traço

sísmico é representado na figura 3.14E (Thomas, 2001).

Figura 3.14 – Exemplo ilustrativo de um sismograma sintético. (A) Litologia. (B) Impedância acústica. (C) Função refletividade. (D) Traço sísmico sintético final. (E) Reflexões individuais de cada interface (modificado de Thomas, 2001).

3.4.4 – Amplitude sísmica

A amplitude sísmica é a magnitude do sinal sísmico registrado. É a máxima

oscilação da onda em relação ao seu ponto de equilíbrio. Este parâmetro está

relacionado com a energia transportada pelas ondas sísmicas. Quando estas

(A) (B) (C) (D) (E)

60

encontram uma interface, caracterizada por contraste de impedância acústica,

ocorre uma partição da energia gerando ondas refletidas e transmitidas, a partir da

onda incidente. Esta partição de energia está relacionada com as impedâncias

acústicas das camadas envolvidas e portanto com o coeficiente de reflexão. As

amplitudes das ondas refletidas e transmitidas são dadas por:

Ap, R = CR.Ap, I (3.30)

e

Ap, T = (1-CR) . Ap, I (3.31)

onde:

Ap, R = Amplitude da onda refletida,

Ap, I = Amplitude da onda incidente,

Ap, T = Amplitude da onda transmitida.

Sheriff (1975) discorre sobre os fatores que afetam a amplitude sísmica,

afirmando que a amplitude varia consideravelmente, e que os fatores responsáveis

pelas variações nem sempre são resultados de características de subsuperfície.

Portanto, relacionar as variações da amplitude às propriedades físicas das camadas

geológicas exige a eliminação ou redução da influência dos fatores sem significado

geológico. Além dos fatores inerentes à aquisição sísmica, existem aqueles

associados ao processamento e à visualização dos sinais, como, por exemplo,

polaridade, escala, ganhos e balanceamento de traços, que influenciam nossa

capacidade de perceber as variações da amplitude. Geralmente, nas etapas iniciais

do processamento sísmico, é empregado um processamento com consistência

superficial, que tem como objetivo minimizar os efeitos relacionados à força e ao

acoplamento da fonte, atenuação e ao espalhamento próximo à superfície, à

sensibilidade e ao acoplamento dos geofones, etc.

Outro fenômeno condicionador dos valores da amplitude sísmica é a

absorção, devido à transformação da energia sísmica em outras formas de energia,

como, por exemplo, calor.

61

Além desses aspectos, inúmeros outros fatores afetam a transmissão de

energia e, consequentemente, provocam alterações nas amplitudes sísmicas, sendo

os principais: a perda de energia devida à transmissão através de interfaces;

reflexões múltiplas; fenômenos de focalização e desfocalização relacionados à

curvatura dos refletores; ângulo de incidência da onda e distância entre refletores.

Ruijtenberg et al. (1992) afirmam que a amplitude das reflexões sísmicas

pode ser alterada por três fatores principais, de natureza geológica: mudanças nas

propriedades da rocha capeadora (densidade, velocidade, litologia etc.); mudança

nas propriedades do reservatório causadas por variações na porosidade,

mineralogia ou tipo de fluido; mudança na geometria das interfaces (fraturamentos,

falhamentos e variações no mergulho). Como as propriedades das rochas

capeadoras geralmente são constantes por grandes áreas, as mudanças locais na

amplitude são frequentemente relacionas à mudanças internas no reservatório e/ou

na geometria dos mesmos.

3.4.5 – Resolução Sísmica Vertical

Existe um limite físico para a espessura mínima de uma camada, que pode

ser resolvido pelos métodos sísmicos. A resolução máxima – a habilidade para

reconhecer ou individualizar o topo e base de um intervalo (figura 3.15) – é função

da banda de freqüências e da freqüência dominante do sinal sísmico registrado, e

também do nível de ruído na profundidade do alvo (Buyl et al., 1988). Quanto maior

a base de freqüências e mais alta a freqüência dominante, melhor a resolução

vertical.

Devido à atenuação elástica do sinal sísmico pelas camadas sobrejacentes

aos reservatórios, limites são impostos às mais altas freqüências, que são refletidas

e retornam aos medidores na superfície; assim, quanto mais profundo o alvo, ou

maior a distância percorrida pela onda sísmica, maior é a absorção das altas

freqüências e, consequentemente, pior a resolução.

Sheriff (1986) afirma que a resolução sísmica pode ser entendida como o

grau de detalhe estratigráfico que pode ser extraído a partir do dado sísmico, ou

seja, é a capacidade de afirmar que mais do que uma única feição está contribuindo

para o efeito observado.

62

Figura 3.15 – Relação entre a onda sísmica, o perfil sônico e a determinação dos limites da camada de interesse (para a freqüência de 50Hz a velocidade da onda sísmica é igual a 3500 ms-1 e o comprimento de onda λ = 70m). Para espessuras inferiores a 2

λ ocorre interferência destrutivas entre as reflexões do topo e da base

e a onda passa praticamente ignorando o obstáculo (Buyl et al., 1988). 3.4.6 – Resolução Sísmica Horizontal

A resolução horizontal se refere a quão perto dois pontos refletores podem

estar situados horizontalmente, e ainda assim serem reconhecidos como dois pontos

separados em vez de um. Considerando uma frente de onda esférica incidente em

um plano horizontal refletor AA’ (figura 3.16), que pode ser visualizado como uma

sucessão de pontos difratores, para uma fonte coincidente com um receptor na

superfície (S), a energia refletida pelo ponto em subsuperfície (O) que chega em S

leva o tempo t0= 2z0/v. Agora, vamos considerar que a frente de onda incidente, que

avança em profundidade 4λ , alcançará os pontos A ou A’ no tempo t1= 2(z0+ 4

λ )/v.

A onda refletida por todos os pontos dentro do disco de reflexão com raio OA’

chegará em algum instante no intervalo de tempo entre t1 e t0. A energia total de

chegada dentro de um intervalo de tempo (t1 – t0), que é igual à metade do período

dominante (T/2), interfere construtivamente. O disco de reflexão AA’ é conhecido

como primeira zona de Fresnel (Sheriff, 1991). Dois pontos de reflexão que caem

nesta zona geralmente são considerados indistinguíveis ao serem observados da

superfície terrestre.

63

S X

40λ

+Z

Z0

A O A’

z

Figura 3.16 – Definição da zona de Fresnel AA’ (adaptado de Yilmaz, 2001).

Sabendo que a zona de Fresnel depende do comprimento de onda, também

dependerá da freqüência. Por exemplo, se o sinal sísmico que caminha ao longo da

frente de onda possui freqüência relativamente alta, então a zona de Fresnel é

relativamente estreita. Quanto menor a zona de Fresnel, mais fácil será diferençar

dois pontos de reflexão. Consequentemente, a largura da zona de Fresnel é uma

medida da resolução lateral. Além da freqüência, a resolução lateral também

depende da velocidade e da profundidade da interface de reflexão, e o raio da frente

de onda é expresso aproximadamente, quando por 2λ << Z0, por:

20λZ

r = (3.32)

onde, Z0 é a profundidade inicial e λ é o comprimento de onda. Em termos de

freqüência dominante f, a dimensão da zona de Fresnel pode ser obtida de (3.32)

como:

ftvr 0

2= (3.33)

64

A tabela 3.3 mostra o raio da zona de Fresnel, onde r = OA’ na figura 3.16

para uma combinação de um determinado intervalo de freqüência e velocidade a

diferentes profundidades t0=2z/v. Nota-se desta tabela que, quanto mais raso o

evento (e mais alta a freqüência), menor será a zona de Fresnel. Visto que a

dimensão da 1ª zona de Fresnel geralmente cresce com a profundidade, a resolução

espacial também deteriora com a profundidade (Yilmaz, 2001).

to (s) v(m/s) f (Hz) r (m)

1 2000 50 141

2 3000 40 335

3 4000 30 632

4 5000 20 1118

Tabela 3.3 - Limiar para a resolução lateral (primeira zona de Fresnel, Yilmaz, 2001).

3.4.7 – Integração de Métodos Sísmicos com Perfilagem de Poços

Os métodos sísmicos, diferentemente dos dados de perfis de poços, possuem

baixa resolução vertical e alta densidade de amostragem horizontal, possibilitando a

sua utilização em regiões com baixa densidade de poços. Para que a sísmica possa

ser utilizada em conjunto com as informações de poços, deve-se dispor das

propriedades sísmicas das rochas, sendo as mais comuns o tempo de trânsito, a

densidade e a impedância.

A integração dos métodos sísmicos com a perfilagem de poços é realizada

através da calibração poço – sísmica, que é uma forma de realizar um upscale

passando da escala de poço (pontual) para a escala sísmica (regional). É importante

salientar a diferença de freqüência de aquisição em que operam estes dois métodos,

a sísmica correspondendo a freqüências de aquisição bem menores que as

ferramentas de perfilagens sônicas.

65

CAPÍTULO IV – AQUISIÇÃO DE DADOS


Para o desenvolvimento desta tese, foram utilizados dados de linhas sísmicas

2D e poços. A base de dados utilizada foi composta por uma malha de 45 linhas

sísmicas 2D migradas pós-empilhamento, fornecidas pela PETROBRAS e

localizadas na porção submersa da bacia. Esta malha abrangeu cerca de 30 km de

extensão de linhas sísmicas (figura 4.1), que acompanham a trajetória do

Paleocânion de Almada. Foram utilizados ainda 17 poços, sendo 13 perfurados e

fornecidos pela PETROBRAS, 3 perfurados pelo Projeto Turbiditos, com objetivo de

obter testemunhos geológicos, e um último, perfurado e perfilado pelo Projeto

Turbiditos, com objetivo de detalhar a porção oeste da bacia, junto ao afloramento 2

descrito por Bruhn & Moraes (1989); pois, no mesmo, afloram as rochas mais

antigas dos turbiditos do Cânion de Almada, pertencentes à Formação Urucutuca,

com mergulho suave para leste. Este poço, que se tornou o mais ocidental da bacia,

representou a etapa de campo desta tese, tendo sido acompanhado em todas as

etapas pelo autor.

Vale ressaltar que tanto as linhas sísmicas quanto os poços disponibilizados

pela PETROBRAS são classificados como públicos pela ANP.

Figura 4.1 – Disposição dos dados utilizados (linhas sísmicas e conjunto de poços).

66

A etapa de campo desta tese consistiu, assim, na sondagem e perfilagem de

um poço com 256 m de profundidade, denominado SA-01 (figura 4.2) localizado à

margem da estrada, no distrito de Sambaituba, a 21,5 Km do centro do Município de

Ilhéus (Sul do Estado da Bahia), com coordenadas: 14º 39’ 31’’ S e 39º 06’ 05’’ W.

Este poço situa-se a 5,7 m de distância do furo de sondagem SST-01 (etapa de

testemunhagem), e a 10 m do afloramento 2 (descrito por Bruhn & Moraes 1989,

figura 4.2 e 4.3); foi acompanhado em todas as etapas pelo autor deste estudo.

Decidiu-se pela construção de um novo poço e não realizar um retrabalhamento no

furo de sondagem SST-01 por dois motivos: o primeiro é que durante a perfuração

do poço SST-01 houve a perda de uma haste que não foi pescada, podendo então

causar avarias no maquinário de uma nova perfuração; o outro motivo é que se

buscava realizar correlação entre o poço SA-01 com os outros poços testemunhados

do projeto (SST-01, SST02 e SST03) e desta forma as amostras de calhas

provenientes de um poço novo seriam bem mais representativas.

Imediatamente após a perfuração, foi realizada a etapa de perfilagem, que se

subdividiu em duas fases, sendo a primeira realizada pela empresa HYDROLOG –

Serviços de Perfilagens Ltda, que utilizou ferramentas de resistividade,

microresistividade, caliper, raios gama e sônico. Na segunda fase, foi utilizado o

conjunto de ferramentas Borehole Televiewer (BHTV) do Laboratório de Engenharia

e Exploração de Petróleo LENEP/CCT/UENF.

O objetivo desta etapa foi realizar a primeira perfilagem de poço na Bacia de

Almada com fins acadêmicos, gerando dados importantes para análises de litologias

e parâmetros petrofísicos (volume de argila, porosidade e permeabilidade) dos

turbiditos da Formação Urucutuca.

67

Figura 4.2 – Mapa de localização do poço SA – 01. Modificado de Bruhn & Moraes, 1989.

4.2 – PERFURAÇÃO

Nesta etapa, foi perfurado um poço de 256 m com 81/2’’ de diâmetro em 11

dias, trabalhando 24 horas, através de uma sonda rotativa que utilizou duas brocas

tricônicas de insertos de tungstênio (figura 4.4). A ação da estrutura cortante destas

brocas envolve a combinação de ações de raspagem, lascamento, esmagamento e

erosão por impacto dos jatos de lama (Thomas, 2001). Este tipo de broca foi

escolhido por ser o mais apropriado para as condições litológicas esperadas da

área, ou seja, intensa variação entre camadas muito e pouco compactadas

(conglomerado cimentado e folhelho), mesmo assim a litologia perfurada causou um

desgaste demasiado na primeira broca, que perfurou até 168 m e foi trocada por

outra do mesmo modelo para a conclusão da obra.

Durante a perfuração deste poço, foram coletadas amostras de calha (figura

4.5) em intervalos regulares de 1 m, totalizando 256 amostras armazenadas em 4

caixas de zinco e devidamente identificadas. A descrição destas amostras, pelo

autor, encontra-se no Apêndice, anexo ao final desta tese, e a sua discussão feita no

Capítulo VII.

SST - 01SST - 02

SST - 03

SA - 01

68

Figura 4.3 – Sonda de perfuração montada para perfurar o poço SA-01.

Figura 4.4 - Broca tricônica de insertos de tungstênio.

Afloramento 2

Poço Sa-01

69

Figura 4.5 – Coleta de amostras de calha.

4.2.1 – Tempo de Perfuração

O tempo de perfuração representa o avanço da perfuração por minuto,

descontando o tempo de stand by. Com base nesta premissa foram geradas as

figuras 4.6, 4.7 e 4.8, que indicam o tempo de perfuração do poço SA-01 e de onde

se pode estimar de forma qualitativa o grau de compactação da litologia perfurada,

pois as rochas mais compactadas, assim como as mais plásticas, tendem a causar

maiores atrasos na perfuração.

Através do perfil comparativo entre tempo de perfuração, tempo de trânsito

(DT) e o perfil litológico (obtido a partir de amostras de calha), pode-se constatar o

comportamento inversamente proporcional entre o tempo de trânsito e a velocidade

de penetração; este aumento do tempo de perfuração é resultante da presença de

rocha mais compactada (conglomerado), que dificulta a penetração da broca, e, por

outro lado, induz o aumento na velocidade de propagação da onda acústica e, por

conseguinte, redução no tempo de trânsito, como pode ser visto na figura 4.9.

Visualizando de forma integrada, pode-se concluir que o perfil de tempo de

perfuração é um bom indicador litológico qualitativo para esta área com grande

variação estratigráfica, onde maiores tempos de perfuração indicam geralmente a

presença de conglomerado, tempos médios indicam arenito e os tempos de

penetração mais curtos corresponde principalmente a folhelhos.

70

Tempo de penetração (01 - 85)

1

6

11

16

21

26

31

36

41

46

51

56

61

66

71

76

81

0 50 100 150 200 250

Tempo (minutos)

Prof

undi

dade

(met

ros)

Figura 4.6 – Tempo de penetração para o intervalo entre 1 e 85 m.


85

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140

145

150

155

160

165

170

0 50 100 150

Tempo (minutos)

Pro

fund

idad

e (m

etro

s)


71


170

175

180

185

190

195

200

205

210

215

220

225

230

235

240

245

250

255

0 50 100 150 200

Tempo (minutos)

Prof

undi

dade

(met

ros)


Os maiores valores de tempo de penetração neste poço estão indicando a

presença de conglomerados, como, por exemplo, o pacote de conglomerado entre

42 e 43 m e entre 46 e 47 m (figura 4.9) e entre 39 e 40 m nas descrições de fácies

presentes nos testemunhos do furo SST-01 (figura 2.10), que mostra um forte

aumento no tempo de perfuração. A presença de folhelho plástico causa também um

atraso na penetração, pois ele preenche os espaços entre os dentes da broca

fazendo com que a mesma, deslize sobre a formação; isto é mostrado no trecho de

folhelho entre 78 e 79 m (figura 4.9 e 2.10), onde o acréscimo de tempo é menor em

relação ao aumento ocasionado pelo conglomerado, mas mesmo assim significativo.

72

Figura 4.9 – Perfil comparativo de tempo de perfuração, tempo de trânsito (DT) e perfil litológico, respectivamente

4.3 – PERFILAGEM DE POÇO

Após a perfuração, foi realizada a etapa de perfilagem geofísica, que é o

método mais conhecido para caracterização de camadas potencialmente produtoras

e permite uma análise detalhada do conteúdo de fluido das rochas de subsuperfície.

Esta etapa se subdividiu em duas fases, a primeira executada pela empresa de

perfilagem HYDROLOG, que operou com auxílio da torre de perfuração da

HIDROCON, a segunda realizada pelo conjunto de ferramentas de imagem da

UENF, que operou independentemente.

4.3.1 – Perfilagem HYDROLOG

Para realizar a etapa de perfilagem contratada pelo Projeto Turbiditos, atuou a

empresa HYDROLOG, que oferece serviços de perfilagem geofísica dentro do

padrão API (American Petroleum Institute), usando as seguintes ferramentas:

0 Min 25 200 µseg/ftMin 50

73

4.3.1.1 - IEL – Perfil Elétrico-Indução

A ferramenta utilizada foi a 6FF40 (figura 4.10), que focaliza as respostas de

áreas específicas da formação e tem uma maior profundidade de investigação para

melhor análise de invasão. É composta por 6 bobinas e é utilizada conjuntamente

com a ferramenta de SP e normal, caracterizando assim um arranjo de indução. Sua

profundidade de penetração fica em torno de 1 m, que representa a zona virgem

para os casos em que não existam grandes invasões, e resolução vertical de

aproximadamente 1,5 m (Hallenburg, 1998).

Os perfis gerados por este arranjo foram: resistividade profunda (DIR), Normal

Curta (SN) e SP (potencial espontâneo). Fornecem as características de

resistividade das camadas, diretamente relacionadas com a salinidade e a

quantidade da água intersticial porosa das rochas.

4.3.1.2 – Perfil de Microresistividade

A ferramenta de microresistividade (figura. 4.11) possui eletrodos montados

em patins da ferramenta que são pressionados contra a parede do poço. Seu raio de

investigação tem menor penetração que a ferramenta 6FF40, restringindo-se assim,

à resistividade da zona lavada (Rxo). Esta ferramenta, porém, possui uma resolução

vertical superior às ferramentas de resistividades convencionais.

Figura 4.10 - Ferramenta de resistividade 6FF40.

74

A ferramenta de microresistividade corre conjuntamente com a sonda de

Raios Gama e seus patins, além de auxiliar para focalizar a corrente diretamente

contra a formação, têm a finalidade de efetuar a leitura de diâmetro do poço

(caliper). Ela foi a primeira a descer para realizar a leitura para poder realizar uma

espécie de avaliação prévia das condições e litologia presente no poço.

Os perfis obtidos foram: Microresistividade Inversa (MI), Microresistividade

normal (MN) e micro-caliper. Como visto no capítulo III, a separação entre MI

(investigação mais rasa) e MN (investigação mais profunda) nos fornece idéia

qualitativa da permeabilidade hidráulica das rochas, a ser explorada no capítulo V.

4.3.1.3 - GR – Perfil de Raios Gama

Nesta etapa, foi utilizada a ferramenta de perfilagem de raios gama

convencional, que mede o teor total de K40, U e Th (figura 4.11), de alta resolução.

Inicialmente, esta ferramenta foi calibrada com amostra de contagem radioativa

conhecida em Unidades ou Graus API. O objetivo da utilização deste método de

perfilagem, neste trabalho, foi inicialmente a determinação de litologia, tendo em

vista a intensa variação litológica característica da formação estudada; além disso,

este perfil foi empregado para correlação de zonas e determinação do teor de argila

(argilosidade) nos poros das rochas. O conhecimento do volume de argila, em uma

rocha, é importante, pois, quanto maior o porcentual de argila na rocha, maior a sua

capacidade de retenção de água, diminuindo sua permeabilidade.

4.3.1.4 - BCS – Perfil Sônico Compensado

A ferramenta sônica utilizada nesta etapa (figura 4.12) possui dois

transmissores e dois receptores de forma que as leituras são corrigidas pelos efeitos

do poço. Suas principais utilidades são: a determinação da porosidade total e

efetiva, através da subtração do teor de argila interporosa (calculada com a ajuda do

perfil de raios gama), que afeta a porosidade total. Além disso, é importante para a

correlação com dados sísmicos, resguardando as diferenças de freqüência entre os

métodos, visto que as ferramentas de perfilagem possuem freqüências bem mais

elevadas que as empregadas na sísmica.

75

Figura 4.11 - Foto mostrando o conjunto microresistividade e raios gama. A ferramenta de microresistividade encontra-se na extremidade (esquerda) do conjunto e a de raios gama próxima ao cabo.

Figura 4.12 - Ferramenta sônica.

4.3.1.5 - Caliper

A empresa contratada empregou duas ferramentas de caliper, sendo a

primeira já vista, a micro-caliper, corrida juntamente com a ferramenta de

microresistividade, que foi o primeiro conjunto ferramental a descer, objetivando

observar o comportamento do poço; a segunda, a ferramenta caliper XY com

76

calibrador de quatro braços (figura 4.13), independentes dois a dois, para

investigação do diâmetro do poço, visualização da ovalização e cálculo do volume

total do poço ou do volume do anular entre o revestimento ou filtro e a parede do

poço. Esta ferramenta é calibrada antes de descer ao poço para aferição de suas

leituras, comparando com valores conhecidos do braço de calibração. A ferramenta

de caliper, neste trabalho, foi empregada para avaliação das condições do poço,

para auxiliar a correção ambiental e para estimativa de permeabilidade, pois, em

zonas de maior permeabilidade, há tendência de formar reboco, reduzindo o

diâmetro do poço.

A figura 4.14 mostra o conjunto de perfis gerados nesta etapa.

Figura 4.13 - Ferramenta de caliper, durante calibração.

4.3.2 – Perfilagem LENEP (Perfil de Imagem)

Após a retirada da empresa contratada, iniciou-se a segunda etapa de

perfilagem, quando foi usado o conjunto de ferramentas da Robertson Geologging,

adquirida pelo Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo da Universidade

Estadual do Norte Fluminense. Este conjunto é composto de uma ferramenta de

caliper e raios gama, acoplados juntos no mesmo mandril (figura 4.15), que correm

inicialmente para ter-se idéia das condições do poço e tipo de litologia. A distância

da fonte à parede do poço, medida com esse conjunto, vem a ser utilizada pela

ferramenta de imagem acústica (Borehole Televiewer - BHTV) e magnetômetro

(figura 4.16), que correm em seguida, e que emite pulsos de ultra-som (500 KHz) por

77

ressonador piezo-elétrico, captando valores que estão associados à amplitude e ao

tempo de trânsito.

Figura 4.14 – Perfis gerados na etapa de perfilagem Hydrolog.

78

Figura 4.15 – Conjunto de ferramentas de caliper e raios gama

Figura 4.16 – Ferramenta BHTV com dois centralizadores (esquerda) e magnetômetro para orientação (direita). Depois de concluídas todas as fases propostas na etapa de perfilagem do

Projeto Turbiditos, a área foi cuidadosamente aterrada e o poço tamponado, para

evitar futuros problemas de acidentes tanto com a população quanto com os animais

do local.

79

CAPÍTULO V – TRATAMENTO DOS DADOS E GERAÇÃO DE PERFIS SINTÉTICOS

5.1 - INTRODUÇÃO

Na elaboração desta tese, foram usados dados geológicos, geofísicos e

petrofísicos da Bacia de Almada, sendo que este capítulo compreende duas etapas:

a primeira, composta pelo tratamento de dados de 17 poços, sendo 4 perfurados

pelo Projeto Turbiditos e 13 fornecidos pela PETROBRAS e Agência Nacional do

Petróleo (ANP), classificados como públicos pelo Banco de Dados de Exploração e

Produção da ANP (Fonte: site da ANP - BDEP); a segunda compreende 51 linhas

sísmicas 2D, também classificadas como públicas, sendo 5 delas fornecidas pela

ANP e as restantes disponibilizadas pela PETROBRAS.

Na etapa de tratamento dos dados de perfis, foi utilizada a plataforma

comercial Openworks, articulada com o software Petroworks e LogM (Landmark),

amplamente utilizada na indústria do petróleo, para realizar a correção ambiental

para efeito de lama e diâmetro de poço e obter os parâmetros petrofísicos a partir de

dados de perfis e parâmetros de poço. Também foi utilizada a Plataforma

Geoframe (Schlumberger), através dos programas WellEdit, para edição de perfis e

WellPix para correlação de poços. Para processar os dados da ferramenta ultra-

sônica, BHTV, foi utilizado o programa RglDip v6, da própria empresa (Robertson

Geologging).

Na etapa de sísmica, utilizou-se a plataforma Geoframe, inicialmente através

do software Synthetics para a calibração poço x sísmica (etapa de amarração). A

etapa de interpretação sísmica dos principais horizontes foi realizada pelo programa

IESX, estes horizontes sendo convertidos para profundidade pelo software InDepth e

visualizados em 3D através do GeoViz.

As etapas acima sumarizadas estão organizadas em fluxograma, na figura

5.1, e estão dispostas de acordo com os projetos em que foram trabalhados.

80

Figura 5.1 – Fluxograma das etapas do tratamento dos dados utilizados.

Carregamento de dados

Pré-Processamento

Correção Ambiental

Geração de Parâmetros Petrofísicos

Criação de Projeto Sísmico

2D

Criação de Projeto de Poços

Calibração Sísmica x Poço

Conversão Tempo x

Profundidade

Interpretação Sísmica

Criação do Projeto da

Ferramenta Ultra-Sônica

Geração dos perfis de

imagem e desvio do

poço

Dados de Poços

Dados Sísmicos

81

5.2 – ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS DE POÇOS

Dos 17 poços estudados na Bacia de Almada, os dados de 13 foram

fornecidos pela PETROBRAS, consistindo de perfis elétricos, parâmetros de

perfuração e checkshots (3 poços); dos 4 poços perfurados pelo Projeto Turbiditos, 3

permitiram coleta de testemunhos e 1 permitiu a obtenção de perfis elétricos e coleta

de amostra de calha (visto no capítulo IV).

5.2.1 – Descrição dos Poços

Estes poços estão descritos de forma sucinta e divididos de acordo com sua

localização, porção emersa (dez poços, figura 2.1 e 2.4) e porção submersa (sete

poços, figura 4.1) da bacia.

5.2.1.1 - Porção Emersa

2NBST0001 BA (NBST-1)

O Nova Brasília Estratigráfico 1 foi o primeiro poço perfurado nesta bacia

objetivando a exploração de petróleo. Trata-se de um poço vertical estratigráfico de

exploração, perfurado em 1966, com 3 perfis com profundidade atingida de 1464 m

já representando o embasamento. Teve como resultado “seco com indícios de gás”.

Fonte de dados: PETROBRAS.

2NBST0001D BA (NBST-1D)

Nova Brasília Estratigráfico 1D, perfurado em 1966, poço direcional

estratigráfico de exploração, aproveitando a mesma boca do poço NBTS-1. Teve

apenas 1 perfil corrido e atingiu a profundidade medida de 1495,5 m (embasamento)

e como resultando “seco sem indícios de petróleo”. Fonte de dados: PETROBRAS.

1NB 0002 BA (NB-2)

Nova Brasília 2, perfurado em 1978, poço vertical de exploração com 4 perfis

com profundidade atingida de 1245,5 m correspondendo ao embasamento e teve

como resultado “seco sem indícios de petróleo”. Fonte de dados: PETROBRAS.

1FZT 0001 BA (FZT-1)

Denominado de Fazenda Tijuca 1, poço vertical pioneiro de exploração,

perfurado em 1982 e com 11 perfis e profundidade medida de 418 m, não tendo

82

apresentado indícios de óleo. A estrutura final atingida foi o embasamento. Fonte de

dados: PETROBRAS.

1FMB 0001 BA (FMB-1)

Denominado Fazenda Monte Belo 1, perfurado em 1982, poço vertical

pioneiro de exploração, com 3 perfis com profundidade atingida de 493 m que

corresponde ao embasamento, tendo como resultado “seco sem indícios de

petróleo”. Fonte de dados: PETROBRAS e ANP.

1SSA 0001 BA (SSA-1)

Poço vertical pioneiro de exploração Sítio Santo Antônio 1, perfurado em

1982, alcançando o embasamento a 1609 m e chegando à profundidade final

medida de 1650 m; neste poço correram 7 perfis e foi classificado como “seco com

indícios de óleo”. Fonte de dados: PETROBRAS e ANP.

SST 01

Furo de sondagem perfurado em 2002 com o objetivo de detalhar a Formação

Urucutuca, através de testemunhos geológicos, tendo atingido a profundidade

medida de 249 m, de onde houve um percentual de recuperação de 39,72% (99,30

m). Fonte de dados: Projeto Turbiditos (Dias (ed.), 2004).

SST 02

Furo de sondagem perfurado em 2002 com o objetivo de detalhar a Formação

Urucutuca, através de testemunhos geológicos, tendo atingido a profundidade

medida de 185 m, de onde houve um percentual de recuperação em torno de 55%,

que correspondeu a 100 m de testemunhos. Fonte de dados: Projeto Turbiditos

(Dias (ed.), 2004).

SST 03

Furo de sondagem perfurado também com o objetivo de detalhar a Formação

Urucutuca, através de testemunhos geológicos, concluído com a profundidade

medida de 144 m, de onde houve um percentual de recuperação em torno de 54%

que representa cerca de 78 m de testemunhos. Fonte de dados: Projeto Turbiditos

(Dias (ed.), 2004).

SA 01

Denominado Sambaituba 01, foi perfurado em 2003 e representa o poço mais

ocidental já perfurado na Bacia de Almada, atingindo a profundidade medida de 256

m de onde foram obtidos 11 perfis, objetivando detalhar a Formação Urucutuca.

83

5.2.1.2 - Porção submersa

1BAS 0003 BA (BAS 03)

Bahia Submarino-71, perfurado em 1971, com lâmina de água de 37 m, poço

pioneiro com profundidade medida de 3526 m e com 16 perfis corridos, sendo

classificado como “seco sem indícios de petróleo”. Fonte de dados: PETROBRAS.

1BAS 0014 BA (BAS 14)

Bahia Submarino-14, trata-se também de poço pioneiro, perfurado em 1972,

em lâmina de água de 49 m e profundidade medida de 2071 m, com 8 perfis

corridos. Foi classificado como “seco sem indícios de petróleo”. Fonte de dados:

PETROBRAS.

1BAS 0036 BA (BAS-36)

Poço denominado Bahia Submarino-36, foi perfurado em 1977, locado a 1 km

da linha de praia, na plataforma continental, com lâmina d'agua de 11 m, tendo

atingido o embasamento a 2212 m de profundidade, tendo recuperado gás sendo

então avaliado como “sub-comercial” nos intervalos 1050-1080 m e 1230-1270 m,

possuindo 9 perfis. Fonte de dados: PETROBRAS e ANP.

1BAS 0071 BA (BAS 71)

Bahia Submarino-71, perfurado em 1982, com lâmina de água de 34 m, poço

pioneiro que atingiu a profundidade medida de 2942 m, tendo corridos 20 perfis e,

após análises, classificado como “seco sem indícios de petróleo”. Fonte de dados:

PETROBRAS.

1BAS 0079 BA (BAS 79)

Poço Bahia Submarino-79, perfurado em 1985, com lâmina de água de 41 m,

poço pioneiro com profundidade medida de 2956 m e com 16 perfis corridos, tendo

sido classificado como “produtor sub-comercial de óleo”. Fonte de dados:

PETROBRAS.

1BAS 0082 BA (BAS 82)

Denominado de Bahia Submarino-82, perfurado em 1988, com lâmina de

água de 38 m, poço pioneiro vertical que atingiu a profundidade medida de 2215 m,

que corresponde à Formação Rio de Contas, nele tendo corridos 8 perfis e, após

análises, classificado como “seco sem indícios de petróleo”. Fonte de dados:

PETROBRAS.

84

1BAS 0083 BA (BAS 83)

Bahia Submarino-83, poço pioneiro vertical, perfurado em 1988 sobre lâmina

de água de 44 m e profundidade medida de 2904 m, que corresponde à Formação

Rio de Contas, tendo 6 perfis corridos, classificado como “seco sem indícios de

petróleo”. Fonte de dados: PETROBRAS.

5.2.2 – Pré-processamento

Antes de iniciar o processamento dos dados, foi realizado um controle de

qualidade no Poço SA-01, que consistiu na revisão e análise detalhada dos perfis

brutos, obtidos na perfilagem sem nenhum processamento, verificando nesta

ocasião a seção repetida dos perfis para verificar a coerência entre os mesmos.

Nesta fase, foi descartado o trecho da ferramenta de imagem BHTV perfilado

abaixo de 100 m por não possuir resolução suficiente para gerar informações

confiáveis; esse fato ocorreu provavelmente devido a limitações da ferramenta para

poços com diâmetro superiores a 8 polegadas e também às condições do poço por

não estarem adequadas a este tipo de levantamento, pois o fluido do poço já estava

bastante turvo, dificultando a leitura da ferramenta.

Também foi analisada a ocorrência de arrombamentos e rebocos que

pudessem indicar falseamento dos dados; com este objetivo, foi realizada uma

modelagem 3D, para o caso especifico de desmoronamento nas paredes do poço

SA-01, utilizando um algoritmo testado com modelos sintéticos e comparado com

outros algoritmos (Carrasco, 2004). Na Figura 5.2, aparecem as respostas obtidas

como produtos deste modelo. A curva vermelha contínua representa a informação

do campo, a curva preta tracejada corresponde à resposta obtida com a modelagem

e as linhas retas azuis correspondem aos valores de resistividade resultante da

modelagem direta. Desta maneira podemos notar uma boa aproximação entre as

curvas dos dados reais (vermelho) e da resposta 3D (preto). Este resultado foi

esperado devido à utilização de um arranjo de indução profunda na modelagem e

também devido ao pequeno diâmetro de desmoronamento e invasão da lama de

perfuração dentro dos dois intervalos modelados (superior e inferior). O efeito da

lama de perfuração nas respostas não é significativo para este tipo de arranjo (ILD)

devido a que sondas focalizadas têm uma tendência de diminuir este efeito (Lima, et

al., 2005).

85

Figura 5.2 - Respostas obtidas da modelagem 3D para o trecho 116 – 135 m usando ILD do poço SA-01 Lima, et al., 2005.

Ainda no pré-processamento foi gerada a curva de temperatura (figura 5.3)

para o poço SA-01, que servirá de parâmetro de entrada para correção ambiental

dos perfis neutrônico e resistividade, obtida através da equação (Atlas, 1985):

100

.D

gTT Gmsf += (5.1)

onde:

gG = coeficiente do gradiente geotérmico, dado pelo número ºC que aumentará a

temperatura a cada 100 m de profundidade. O valor normal é de 3ºC, ou

equivalentemente, 1ºC/33m.

Tms = temperatura medida na superfície,

Tf = temperatura na formação

D = profundidade.

86

Gráfico de Temperatura

0

50

100

150

200

250

25 27 29 31 33 35 37 39

Temperatura (Celsius)

Prof

undi

dade

(m)

Figura 5.3 – Curva de temperatura para o poço SA – 01.

5.2.3 – Correção Ambiental

As ferramentas de perfilagem são desenhadas para adquirir dados sob uma

ampla variação das condições do poço. Fatores do ambiente do poço, como

diâmetro do poço e propriedades da lama, afetam de modo significante as medidas

de perfis. Portanto, antes de qualquer análise de perfil torna-se fundamental a

correção destes efeitos, ou seja, a correção ambiental, para melhor descrição das

propriedades físicas da formação.

Neste trabalho, foi realizada a correção ambiental dos perfis de indução (ILD),

microresistividade (MRes) e raios gama (GR) do poço SA-01, retirando assim os

efeitos da lama e do diâmetro do poço, gerando desta forma 3 novos perfis livres de

influências espúrias, portanto mais representativos da litologia perfilada

(ILD_EnvCorr, MRes_EnvCorr e GR_EnvCorr).

Com base nestes novos perfis, pôde-se confirmar que o perfil mais

influenciado pelo efeito do poço é o perfil de GR (figura 5.4), por ter maior influência

da lama e diâmetro do poço sobre a leitura de raios gama natural da formação. O

GR corrigido apresenta valores maiores que o original, principalmente nas zonas de

folhelhos mais superficiais e nos trechos de arenitos e conglomerados arcosianos,

como entre 125 e 135 m.

87

Na correção ambiental de GR os parâmetros de entrada são: tipo de fluido do

poço, tipo de lama de perfuração, diâmetro do poço (perfil caliper) e peso da lama.

Já o perfil ILD não sofre influência significativa dos efeitos do poço, para este

caso particular, em que foi utilizado como fluido de perfuração a baritina.

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150

API

Prof

undi

dade

(m)

GRGR_EnvCorr I

Figura 5.4 – Comparação entre o perfil GR bruto e o obtido após a correção ambiental 5.2.4 – Geração de Curvas Sintéticas

É rotina, em diversos segmentos da área de E&P da indústria do petróleo,

empregar métodos de regressão para estimar propriedades petrofísicas em

intervalos não-perfilados a partir de medidas obtidas através de ferramentas de

perfilagem. Para isto, utilizam-se curvas de perfis como variáveis independentes.

Como estas ferramentas são projetadas para registrar variações na porosidade, tipo

de fluido e litologia, admite-se que qualquer curva de perfil pode ser considerada

Folhelho

Arenito arcosiano

88

função de outras variáveis (as outras curvas de perfis), medidas para os mesmos

níveis de profundidade (Bucheb & Rodrigues, 1997).

A análise por regressão linear foi executada usando o método dos mínimos

quadrados para ajustar uma linha em um conjunto de observações. Neste caso,

analisa-se como uma única variável dependente é afetada pelos valores de uma ou

mais variáveis independentes. Isto é representado pela equação linear na forma:

Perfil sintético = interseção + (C1 * log1) + (C2 * log2) +

+ (C3 * log3) + .....+ (Cn * logn) (5.1)

onde:

Interseção = Coeficiente da variável independente (perfil original).

C1, C2, ..., Cn = Coeficientes multiplicativos das variáveis independentes (perfis

auxiliares).

log1, log2, ..., logn = Perfis auxiliares

Tanto a interseção como C1, C2, ...Cn são constantes obtidas na análise de

regressão.

As medidas descritivas do grau de associação linear entre X e Y foram

observadas através do coeficiente de determinação (R2). Este coeficiente é um

número entre 0 e 1 que revela o grau de correspondência entre os valores

estimados para a linha de tendência e os dados reais. A linha de tendência é mais

confiável quando o valor de R2 é 1 ou próximo de 1, conhecido também como

coeficiente de determinação (figura 5.5).

SQTSQE

SQTSQRR −== 12 (5.2)

onde,

SQR = Soma de quadrados da regressão,

SQE = Soma de quadrados do erro ou resíduo e

SQT = Soma de quadrados total.

89

R2 representa o quanto a variabilidade total dos dados é explicada pelo

modelo de regressão. Quanto maior o R2 mais a variação total de Y é reduzida pela

introdução da variável preditora X no modelo.

Figura 5.5 – A) A variável preditora X é responsável por toda a variação nas observações Y. B) A variável X não ajuda na redução da variação de Y com a regressão linear.

5.2.4.1 – Perfil Sintético GR

Neste trabalho, foram geradas curvas sintéticas a partir dos perfis de poços,

através do método da regressão linear, principalmente os perfurados no Projeto

Turbiditos que possuíam números mais limitados de curvas, sendo que os poços

perfurados para obtenção de testemunhos (SST-01, SST-02 e SST-03) apenas

possuíam perfis de core gamma, o que torna mais difícil suas correlações e

obtenção de parâmetros petrofísicos.

Para obter perfis sintéticos a partir de core gamma, foi necessário,

inicialmente, realizar interpolação dos dados obtidos de testemunhos, pois estes não

apresentam intervalo de amostragem regular. Para isto utilizou-se o software LogM

(Landmark) para interpolar os valores dos três perfis coregama, obtendo-se o

mesmo intervalo dos perfis estudados (0.01 m).

O poço de calibração escolhido para a geração dos perfis sintéticos de

coregama foi o SA-01 por ser o mais próximo (5 m) do furo SST-01, a partir do qual

foi gerado um perfil sintético de GR para o poço SST-01

Através de análise de regressão linear, usando o método dos mínimos

quadrados, foram obtidos parâmetros para a equação linear, que representasse o

perfil de raios gama sintético.

X

A) B)

90

GR_sintético = interseção + (X1 * coregama) (5.3)

A partir desta equação puderam-se gerar os perfis sintéticos para os demais

poços (SST-02 e SST-03)

5.2.4.2 – Perfil Sônico Sintético

O objetivo da geração do perfil sônico sintético é auxiliar na caracterização

litológica e principalmente visando amarração poço x sísmica, para poço em que o

perfil sônico não foi realizado. O perfil sônico sintético inicial foi gerado a partir do

poço SSA-01, por ser um poço bem representativo da área estudada e possuir as

curvas de ILD, GR, neutrônico (NPHI) e densidade (RHOB) (que serviram como

parâmetros) e DT para poder ser realizada a comparação perfil convencional x

sintético. A metodologia utilizada foi de regressão linear: inicialmente foram testadas

combinações de curvas auxiliares para geração do sônico sintético como RHOB vs

NPHI, GR vs ILD e todas estas juntas (RHOB, NPHI, GR, ILD); as respostas foram

analisadas através de linhas de tendências traçadas graficamente em séries de

dados (figura 5.6). A linha inclinada para cima representa um aumento gradativo nos

valores de DT, o valor final sendo exibido como valor de R2.

Após obter os valores de R2 para cada conjunto chegou-se à conclusão que o

melhor conjunto foi aquele reunindo todos os perfis (tabela 5.1); entretanto, o

resultado obtido com apenas os perfis RHOB e NPHI ficou bastante próximo (figura

5.7). Este resultado era teoricamente esperado, pois estes perfis (DT, RHOB e

NPHI) conhecidos como perfis de porosidades, apesar de terem princípios

ferramentais diferentes, se assemelham muito por serem fortemente influenciados

pela porosidade da formação; porém, nem sempre eles são os mais indicados para

realizar este tipo de metodologia.

Desta forma, os coeficientes obtidos para a equação 5.1 (tabela 5.2) geraram

a equação utilizada para obter os perfis sônicos sintéticos para outros poços da

mesma área.

91

Poço SSA01 (ILD RG RHOB NPHI)

R2 = 0,866

60

70

80

90

100

110

120

130

60 70 80 90 100 110 120 130

DT (ms/ft)

DTS

int

(ms/

ft)

DT

Linha detendência

SSA-01 (RHOB NPHI)

R2 = 0,8374

60

70

80

90

100

110

120

130

60 70 80 90 100 110 120 130 140

DT (ms/ft)

DTS

int (

ms/

ft)

DTLinear (RHOB NPHI)

SSA-01 (RG ILD)

R2 = 0,4869

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

40 50 60 70 80 90 100 110 120 130

DT (ms/ft)

DTS

int (

ms/

ft)

RG ILDLinear (RG ILD)

Figura 5.6 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço SSA-01 para os casos A) utilizando os perfis RHOB, NPHI, GR, ILD; B) com base nos perfis RHOB, NPHI; e C) através dos perfis GR e ILD.

A

B

C

92

Poço SSA01

650

700

750

800

850

900

950

1000

55 65 75 85 95 105 115 125

ms/ftPr

ofun

dida

de(m

)

dtdts

Figura 5.7 - Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético utilizando os perfis RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço SSA-01.

POÇO SSA-01 R2

GR, ILD 0,4869

RHOB, NPHI 0,8374

GR, ILD, RHOB, NPHI 0,866

Tabela 5.1 – Valores de R2 obtidos a partir de análises de regressão das curvas DT, ILD, GR, RHOB e NPHI do poço SSA-01.

93

SSA-01 Coeficientes

Interseção 64,70699386 Variável X 1 (GR) -0,150002676 Variável X 2 (ILD) -0,23268407

Variável X 3 (NPHI) 1,604428048

Variável X 4 (RHOB) 1,80224303 Tabela 5.2 – Valores obtidos na regressão linear do poço SSA-01 utilizando como variável dependente DT e variáveis independentes DT, RHOB e NPHI.

Assim a equação ficou:

DT Sint = 64,71 – (0,15 * GR) – (0,23 * ILD) +

+ (1,60 * NPHI) + (1,80 * RHOB) (5.4)

Com base nesta equação foram geradas as curvas de sônico sintético para

outros poços da área. Para efeito de validação da equação, optou-se por gerar

inicialmente uma curva sintética para o poço BAS-36, que já possuía perfil sônico

convencional, desta forma sendo possível então comparar os resultados (figura 5.8).

Observa-se que o perfil sintético gerado para o poço BAS-36, com base em

regressão linear a partir do poço SSA-01, possui grande correlação com o sônico

convencional, como pode ser comprovada pelo ábaco da figura 5.9, mostrando um

R2 de 0,8842 .

94

Poço BAS36

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

40 50 60 70 80 90 100 110 120 130

ms/ft

Prof

undi

dade

(m)

DTDTSint

Figura 5.8 – Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético utilizando os perfis GR, ILD, RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço BAS-36.

DTSint_BAS36 (RG ILD NPHI RHOB)

R2 = 0,8842

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

40 50 60 70 80 90 100 110 120 130

DT (ms/ft)

DTS

int (

ms/

ft)

DTSint_BAS36Linha de Tendência

Figura 5.9 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço BAS-36 com R2=0,8842.

95

5.2.4.3 – Perfil de Densidade Sintético

A curva de densidade sintética é gerada usando uma relação empírica. As

constantes usadas são valores padrão para ambientes clásticos (Gardner et al.,

1974), conforme apresentado a seguir:

Densidade Sintético = (C) * Velocidade ^ (Exp) (5.5)

Onde:

C = 309,545 (quando o perfil de densidade é em unidades métricas)

(Exp) = Expoente = 0,250

Velocidade = 1/Perfil sônico

O resultado obtido para o poço SA-01 pode ser visualizado no traçado 4 da

figura 5.10; vale ressaltar que o perfil de densidade é importante para a calibração

poço x sísmica como será visto no tópico 5.3.1.

Figura 5.10 – Comparação entre os perfis obtidos no campo (caliper, GR, DT) com o perfil sintético de densidade (traçado 4).

96

5.2.5 – Processamento dos dados da ferramenta BHTV

Após obter os perfis do conjunto de ferramentas de imagem, os dados foram

processados através do software de interpretação RGLDIP v6, desenvolvido em C++

pra Windows 98, pelo mesmo fabricante da ferramenta (Robertson Geologging).

Os dados processados geraram os seguintes perfis:

5.2.5.1 - Perfil de Amplitude

Através deste perfil é possível estimar-se comportamento litológico com

análise visual direta, como na figura 5.11. A figura 5.11-A mostra a imagem do poço

junto com seu corte; já a figura 5.11-B mostra os quatro cortes do poço (N, S, E e

W), as cores mais fortes indicando as menores amplitudes e consequentemente os

maiores tempos de trânsito; desta forma, a figura 5.11-C mostra um trecho entre 44

e 46 m, o qual foi anteriormente interpretado tanto pelo perfil sônico quanto por

amostras de calha como intercalação de arenito e conglomerado. Observa-se que o

trecho mais esbranquiçado indica as maiores amplitudes, ou seja, o conglomerado,

podendo-se inclusive estimar um mergulho para leste, que é coerente com o padrão

de mergulho da área.

97

Figura 5.11 – Perfil de amplitude da ferramenta de imagem ultra-sônica, indicando a presença de conglomerados.

5.2.5.2 - Perfil Breakout

Este perfil mostra o comportamento da parede do poço podendo fornecer

indícios como zonas de fraqueza. Os resultados obtidos com este perfil foram

comprometidos pelo diâmetro do poço de 8,5 polegadas, sendo que a ferramenta

opera preferencialmente em poços de diâmetros até 7 polegadas.

5.2.5.3 - Perfil de Desvio Vertical

Estes perfis fornecem valores de profundidade mais precisos que os perfis

convencionais, pois apresentam maior resolução vertical, sofrendo menor influência

A B

C

Nível conglomerático

Pro

fund

idad

e (m

)

98

das camadas adjacentes, por trabalhar com faixas de alta freqüência e ainda por

contar com a ferramenta auxiliar de magnetômetro que estima o mergulho do poço.

Através deste perfil, pode-se observar a variação do poço perfurado (figura

5.12), e desta forma fazer eventuais correções de posicionamento no perfil

geológico, além de auxiliar na correlação entre os poços SST-01 e SA-01, distantes

entre si em cerca de 5 m.

Figura 5.12 - Perfil de desvio vertical do poço SA-01 para os 100 m iniciais.

5.3 – ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS SÍSMICOS

Os dados sísmicos, utilizados nesta tese, foram gentilmente cedidos pela

PETROBRAS e ANP e tratam-se de dados categorizados como públicos pela ANP.

Foram 51 linhas sísmicas 2D, entregues em formato SEG-Y, adquiridas com

intervalo de amostragem de 4 ms no período de 1989 a 1996. Como as linhas

estavam processadas, o tratamento necessário foi realizar a calibração sísmica –

poço, para se obter o ajuste necessário para realizar interpretação segura.

99

5.3.1 – Calibração Sísmica - Poços

A calibração sísmica-poços é realizada com base no sismograma sintético,

criado pela convolução do coeficiente de reflexão com um definido pulso (Ricker). O

pulso Ricker (figura 5.13) é simétrico, formado por um pico central positivo e dois

picos laterais negativos, definido pela expressão:

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−=

22 421exp41)(

Tt

Tttw (5.6)

Onde t representa o tempo e T, o intervalo de tempo entre os dois picos negativos

(Ricker, 1945).

Figura 5.13 – Forma do pulso Ricker.

Este pulso será adicionado a cada ponto de reflexão com a amplitude

equivalente ao tamanho da reflexão. O objetivo do sismograma sintético é gerar a

curva de tempo profundidade para poder efetuar a calibração poço x sísmica.

A seguir será descrita, passo a passo, a metodologia utilizada para realizar

esta calibração

1º passo:

Correção do perfil sônico usando “checkshot”, que são pontos do poço com

profundidade e tempo conhecidos. A correção é feita usando as velocidades médias

das formações, baseadas no tempo de trânsito que uma onda sísmica leva da

0 10 20 30 40 Tempo em ms

- 0.4- 0.2

00.20.40.60.8

1

Amplitude

100

superfície a um determinado ponto no interior do poço. É usado o algoritmo de

regressão para determinar o tempo de transito integrado (ITT), resultando no perfil

sônico corrigido.

2º passo:

A ponte entre os dados dos poços (em profundidade) e a sísmica (em tempo)

é a conversão tempo/profundidade usando: o perfil sônico corrigido, os checkshots,

profundidade dos poços e tempo duplo de trânsito (DT). A ordem pode ser alterada

3º passo:

A impedância acústica sintética é calculada usando o perfil sônico e/ou o perfil

de densidade, podendo também usar a velocidade modelo. Ela é calculada

multiplicando-se a densidade pela velocidade. Na falta de uma das variáveis, pode

ser utilizado a equação de Gardner para estimativa da variável não conhecida:

ρ = K Vp 1/4 (5.7)

onde,

ρ = Densidade da rocha

Vp = Velocidade da onda P

K = 0,3365 para unidade metros por segundo (m/s)

4º passo:

Através do perfil de impedância acústica sintética são calculados os

coeficientes de reflexão sintéticos. O coeficiente de reflexão é uma diferencial da

impedância acústica que define a potência de reflexão dos vários limites geológicos.

O coeficiente de reflexão é calculado de um intervalo definido, pela relação.

).().().().(

1122

1122

ρρρρ

VVVV

RC+−

= (5.8)

onde,

V1 = Velocidade no meio 1

V2 = Velocidade no meio 2

1ρ = Densidade no meio 1

101

2ρ = Densidade no meio 2

5º passo:

A escolha de um pulso (wavelet) conhecido natural ou sintético. Nesta tese,

optou-se por gerar uma wavelet para cada poço-base, na linha sísmica

correspondente, limitando-a entre 50 e 1500ms; utilizando método estatístico de

autocorrelação de fase zero (figura 5.14).

Figura 5.14 – Painel de geração de wavelet do aplicativo Syntetics (Geoframe – versão 4.4.2).

6º passo:

É a criação do sismograma sintético através da convolução da função

refletividade com a wavelet definida. O perfil sônico é utilizado em conjunto com o

perfil densidade (figura 5.15).

102

Figura 5.15 – Seqüência sintetizada para geração do sismograma sintético: o primeiro perfil é a curva tempo-profundidade, o segundo é o perfil sônico, já o terceiro mostra o coeficiente de reflexão, o perfil 4 representa a wavelet gerada, o quinto perfil é o sismograma sintético e o sexto é a sísmica para comparação; o sétimo mostra os marcadores deste poço. 7º passo:

A calibração entre os registros do levantamento sísmico e os registros dos

perfis de poços (figura 5.15). Nesta etapa, é realizado um ajuste dos marcadores

geológicos (sétimo perfil, figura 5.15) entre o sismograma sintético (quinto perfil,

figura 5.15) e a seção sísmica (sexto perfil, figura 5.15).

103

CAPÍTULO VI – OBTENÇÃO DE PARÂMETROS PETROFÍSICOS A PARTIR DE PERFIS Nesta etapa, foram utilizados diferentes métodos para gerar curvas de

parâmetros petrofísicos representativos do poço SA-01, utilizando principalmente o

aplicativo Petroworks da Landmark.

6.1 - VOLUME DE ARGILA

A estimativa do volume de argila (Vsh) torna a determinação da porosidade

efetiva e saturação de água mais acurada. Todos os cálculos de volume de argila

produzem curvas que são limitadas entre zero e um, neste tópico sendo comparadas

seis metodologias diferentes para obter este parâmetro petrofísico, a saber:

6.1.1 - Vsh GR Linear

Esta equação (Crain, 1986) compara Vsh com o índice de radioatividade,

sendo a mais utilizada e ainda serve como base para outras metodologias, sendo

dada por:

cleansh

cleanLinearGRsh GRGR

GRGRV

−

−= log (6.1)

onde,

Vsh GR Linear = Volume de argila determinado usando o método GR Linear

GR log = Raios Gama medido

GR clean = Raios gama limpo (ponto do perfil com menor intensidade gama)

GR sh = Raios gama do folhelho (ponto do perfil com maior intensidade gama)

6.1.2 - Vsh GR Power Law

Esta equação não linear sempre calcula um valor de Vsh menor ou igual ao

valor linear (Landmark, 2000), obtido a partir do Vsh Linear.

100

)100(06078.0 58527.1LinearGRsh

LawPowerGRsh

VV = 58527,1)(9,0 LinearGRshV≅ (6.2)

104

quando Vsh GR Linear ≤ 0.55 ;

100

667.81)100(1212.2 −= LinearGRsh

LawPowerGRsh

VV 81667,01212,2 −= LinearGRshV (6.3)

quando 0.55 < Vsh GR Linear ≤ 0.73 ;

GRLinearshGRPowerLawsh VV = , (6.4)

quando Vsh GR Linear > 0.73 .

6.1.3 - Vsh GR Larionov (rochas terciárias) (Crain, 1986)

)0.10.2(083.0 7.3 −= LinearGRVshTercLariGRVsh (6.5)

6.1.4 - Vsh GR Larionov (rochas antigas) (Crain, 1986)

)0.10.2(33.0 0.2 −= LinearGRVshantrochasLariGRVsh (6.6)

6.1.5 - Vsh GR Streiber (Bassiouni, 1994)

LinearGRVsh

LinearGRVshStreiberGRVsh0.20.3 −

= (6.7)

6.1.6 - Vsh GR Clavier (Clavier et. al., 1977)

2)7.0(38.37.1 +−−= LinearGRVshV ClavierGRsh (6.8)

Mesmo não havendo dados suficientes para efetuar uma comparação

estatística entre os diversos métodos, observou-se que os métodos Linear, Clavier,

Larionov (old) para rochas antigas e Power Law apresentaram, pela ordem, valores

mais próximos aos valores observados em laboratório por JESUS (2004). Além

disso, o método Linear se manteve mais estável às variações de argilosidade (figura

105

6.1). Por esta razão, o método GR Linear foi adotado para caracterização de

argilosidade e para a determinação da porosidade efetiva a ser discorrida no

capítulo VII.

Figura 6.1 – A) Comparação entre os métodos de obtenção do volume de argila; B)

Amostra de calha.

6.2 - POROSIDADE

Para gerar as curvas de porosidade para o poço SA-01, que não possui curva

de NPHI, foram utilizados os seguintes métodos:

6.2.1 - PhiE_OnePhi

Este método gera porosidade efetiva utilizando apenas um perfil de

porosidade OnePhi; neste caso, a porosidade foi obtida do perfil sônico através das

equações abaixo e a curva resultante é mostrada na figura 6.2.

Equação de Wyllie (Wyllie et. al., 1956):

[ ]

CptttttVsht

mafl

mamashe

1.)(

∆−∆∆−∆−∆−∆

=Φ (6.9)

A B

106

Equação Empírica:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∆∆

−−⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛∆∆

−=Φsh

mamae t

tVsh

tt

k 11 (6.10)

onde,

Φ e = porosidade efetiva

∆t = tempo de trânsito da onda acústica registrado

Vsh = volume de argila

∆tsh = tempo de trânsito do folhelho

∆tma = tempo de trânsito da matriz

∆tfl = tempo de trânsito do fluido

Cp = correção de compactação do tempo de trânsito

k = Fator de Raymer-Hunt-Gardner

6.2.2 - PhiApp_QI

Esta função se aplica ao cálculo da porosidade aparente e é gerada usando a

metodologia Quick Interp do aplicativo Petrowoks através da seguinte equação

(Wyllie et. al., 1956):

Cptt

tt

mafl

maapS

1.∆−∆∆−∆

=Φ (6.11)

obtida da equação (6.9), fazendo Vsh = 0, onde:

Φ S ap = porosidade sônica aparente

∆t = tempo de trânsito da onda acústica registrado

∆tma = tempo de trânsito da matriz


Cp = correção de compactação do tempo de trânsito

107

6.2.3 - PhiSss_Recon

Esta função porosidade sônica aparente é gerada pelo método “Preliminary

Reconnaissance” (Wyllie et. al., 1956), e vem dada por

mafl

maapS tt

tt∆−∆∆−∆

=Φ (6.12)

Ela é obtida da equação (6.11), fazendo Cp=1, onde:

Φ S ap = porosidade sônica aparente

∆t = tempo de trânsito da onda acústica

∆tma = tempo de trânsito da matriz da rocha


No presente trabalho, foi adotado o método de cálculo de porosidade

“PhiE_OnePhi”, por tratar-se da expressão mais completa para a porosidade efetiva

e ter podido ser calibrada em dois pontos medidos em laboratório por Dias et al.

(2004).

PHIe_OP

0

50

100

150

200

250

0 0,1 0,2 0,3Porosidade Efetiva

Prof

undi

dade

(m)

PHIe_OP

Figura 6.2 – Porosidade efetiva obtida a partir do método OnePhi.

108

A figura 6.3 relaciona volume de argila com a porosidade total, de onde se

pode concluir que em zonas em que ambos valores se apresentam baixos pode

indicar grande compactação com matriz arenosa, reduzindo assim a porosidade e a

argilosidade. Este é o caso no intervalo entre 180 e 183 m, que corresponde a um

pacote conglomerático maciço, que mantém valores de volume de argila baixos em

relação ao pacote superior (arenito) e decréscimo de porosidade.

Observa-se, também, que a partir da profundidade de 183 m as curvas de

volume de argila passam a apresentar valores maiores e a curva de porosidade

valores baixos; isso se dá devido à litologia correspondente a este trecho (folhelho),

contrastando com o pacote superior de arenito ‘limpo”.

Figura 6.3 – Gráfico relacionando porosidade total com o volume de argila.

109

6.3 – PERMEABILIDADE

A permeabilidade, neste trabalho, foi obtida pela equação de Wyllie-Rose que

desenvolveram uma expressão empírica para a determinação da permeabilidade

absoluta em arenitos, com base na porosidade efetiva e coeficiente de saturação da

água (Crain, 1986), dada por

23)(⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ Φ=

w

e

SC

K (6.13)

onde,

K = permeabilidade (mD)

C = constante de permeabilidade para óleo e gás

Φ e = porosidade efetiva

Sw = coeficiente de saturação de água

Pode-se observar na curva da figura 6.4 que a curva de permeabilidade

mostra uma tendência a reduzir o seu valor com a profundidade> A base do pacote

mais conglomerático é mais cimentada, por conseqüência, menos permeável que o

topo do pacote, que é mais arenoso e apresenta menor grau de cimentação, sendo

assim, mais permeável. Isso fica claro no trecho de maior compactação entre 175 e

185 m, onde a permeabilidade fica muito reduzida. Chama-se atenção, contudo,

para o fato de que a permeabilidade é, dentre os parâmetros petrofísicos aqui

determinados, aquele de menor confiabilidade. Para arenitos “limpos”, todavia, a

expressão (6.13) possui maior grau de consistência (Lima, 1995).

110

0

50

100

150

200

250

0 5000 10000

K (mD)

Prof

undi

dade

(m)

Figura 6.4 – Gráfico de permeabilidade (mD) obtida a partir da equação de Wyllie-Rose para arenitos.

111

CAPÍTULO VII – INTERPRETAÇÃO E INTEGRAÇÃO DOS DADOS


Neste Capítulo, buscar-se-á interpretar os dados gerados no Capítulo anterior

de forma seqüenciada através de upscale, partindo da escala de amostra de calha

(rocha), passando para interpretação de perfis, chegando posteriormente em escala

sísmica, onde há a integração de resultados, tendo em vista que a sísmica utiliza

como input os perfis de poços tanto para calibração como indicador litológico.

7.2 – DESCRIÇÃO DAS AMOSTRAS DE CALHA

As amostras de calha obtidas na etapa de campo foram descritas (Apêndice

A) no laboratório de petrofísica do LENEP, através de microscópio óptico com

aumento de 10 x.

Esta seqüência litológica descrita apresenta analogia, em escalas diferentes,

com a seção representativa do sistema deposicional proposto para estes turbiditos

por Bruhn & Moraes (1989), depositada em intervalo de tempo menor (um único

fluxo) e mostrada na figura 7.1-A,: iniciando por grande quantidade de material

intraclástico (Ci – conglomerado intraclástico), segue-se a deposição rápida que

ocorreu no sistema turbidítico da Formação Urucutuca, a partir de carga em

suspensão, responsável pelo predomínio do caráter maciço (fácies conglomerado

seixosos maciços, Csm, e fácies arenito grosso maciço, Agm), pois o fluxo não

permaneceu estável por tempo suficiente para desenvolver formas de leito. Já as

correntes de turbidez mais diluídas que escoaram pelos condutos são responsáveis

pelo aparecimento de fácies arenito grosso (Age), e os folhelhos (Flh) sobrepostos

estão associados à erosão de sedimentos finos nas margens dos canais.

Esta seção ocorre, frequentemente, na descrição da amostra de calha do

poço SA-01, com predominância de pacotes espessos de folhelhos; pode-se, porém,

ressaltar o trecho entre 168 e 184 m (figura 7.1-B), que se ajusta melhor como

análogo ao modelo acima citado. Este intervalo corresponde a um conjunto de

camadas depositadas por n fluxos decrescentes, e que constituem, possivelmente,

um estágio de um sistema turbidítico.

112

Figura 7.1 – A - Seqüência típica de fácies dos turbiditos da Bacia de Almada, modificada de Bruhn & Moraes, 1989. B – Seqüência da descrição de calha do poço SA-01 no trecho entre 168 e 184 m.

7.3 – INTERPRETAÇÃO DOS PERFIS DE POÇOS

Através da integração dos dados das descrições de amostra de calha com

perfis elétricos, foi verificado que quase todos os perfis elétricos possuem coerência

com as litologias lidas, não apresentando grandes anomalias que pudessem falsear

suas interpretações. Este fato pode ser visualizado pela relação entre os perfis

corridos no poço SA-01 (figura 7.2) e suas amostras de calha e também através da

figura 7.2, que compara a litologia obtida a partir de amostra de calha com o perfil de

resistividade da zona invadida.

A zona que apresenta maiores resistividades (177 a 185 m) corresponde às

rochas mais cimentadas (arenitos e conglomerados maciços) que reduzem a

presença de fluidos, o principal responsável pelo aumento da condutividade e

conseqüente redução da resistividade. E, consequentemente, os trechos com

menores valores de resistividade, correspondem às rochas com maior presença de

eletrólito, como o arenito do trecho entre 162 e 167 m.

Prof. (m) 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4

A B

113

Figura 7.2 – Perfil comparativo entre a resistividade da zona invadida e a litologia obtida a partir da descrição de amostra de calha.

As anomalias mais marcantes foram observadas nos perfis de raios gama,

coerentemente com os resultados de estudos realizados em lâminas confeccionadas

a partir dos testemunhos dos poços SST-01, SST-02 e SST-03 por Jesus (2004).

Estas análises apontaram como característica dos arenitos e conglomerados da

Formação Urucutuca, presentes nos testemunhos, o fato de que eles possuem

composição arcosiana, sendo que a razão feldspato/quartzo varia de acordo com a

granulação: é maior nas amostras de granulação fina e menor nas amostras de

granulação grossa. O principal componente no conjunto das amostras é o K-

feldspato, predominante em relação ao plagioclásio (média: FK-feld=22,5%,

Fplg=3,3%).

No poço SA-01 isto pode ser observado no trecho entre 117 e 161 m (figura

7.3), no qual os arenitos e o conglomerado no trecho entre 124 e 137 m apresentam

valores de raios gama semelhantes aos valores apresentados pelo folhelho

imediatamente abaixo, desta forma, tornando-se necessária a utilização de perfil

auxiliar para identificar a litologia correspondente. Neste caso, utilizou-se o perfil

Prof

undi

dade

(m)

114

sônico que apresenta contraste de valores de acordo com a litologia, ou seja, maior

velocidade e consequentemente menor tempo de trânsito no conglomerado e menor

velocidade nos arenitos não compactados como pode ser visto na figura 7.3.

Figura 7.3 – Trecho do poço SA-01 mostrando a resposta anômala para os arenitos e conglomerados para os perfis RG e o perfil auxiliar DT como ferramenta para identificar a litologia. O círculo vermelho mostra a uniformidade dos valores de RG.

7.3.1 – Parâmetros Petrofísicos

Dentre os poços utilizados nesta tese, foram selecionados para obtenção dos

parâmetros petrofísicos os poços BAS-03, BAS-14, BAS-71, BAS-79, BAS-82, BAS-

83, FMB-01, NB-02, SSA-01 e, principalmente, SA-01. Estes poços foram

selecionados por possuir perfis suficientes no intervalo da Formação Urucutuca

(tabela 7.1). Desta forma, foram descartados o poço BAS-36, que não possui curvas

neste trecho, o poço FZT-01, que não atravessou esta formação, e o poço NBST-01

que não possui perfil RG e os resultados do seu perfil sintético não foram totalmente

satisfatórios.

115

Poços

Lâmina d’água (m)

Topo Urucutuca (m)

em cota

Base da F. Urucutuca (m)

em cota

Espessura Urucutuca

(m)

Indícios de HC

BAS-03 37 -234 -449 215 Não

BAS-14 49 -249 -962 713 Não

BAS-36 11 -233 -676 443 Gás

BAS-71 34 -125 -437 312 Não

BAS-79 41 -410 -457 47 Óleo

BAS-82 38 -376,7 -1829,7 1453 Não

BAS-83 44 -601,3 -1625,3 1024 Não

FMB-01 Terrestre 25 -277 302 Não

FZT-01 Terrestre Não atravessou

Não atravessou

_ Não

NBST-01 Terrestre -52 -694 642 Gás

NB-02 (a) Terrestre -36 -309 273 Não

SSA-01 (a) Terrestre -24,5 -688,5 664 Óleo

Tabela 7.1 – Principais características dos poços comerciais utilizados.

7.3.1.1 – Argilosidade

As análises de testemunhos e amostra de calha mostraram que os arenitos

turbidíticos da Formação Urucutuca apresentam grande variação de argilosidade,

passando de limpos (em torno de 5%) a bastante argilosos (acima de 40%) nas

seções. O estudo de perfis consubstanciado pelos dados obtidos em laboratório,

forneceu importantes parâmetros para melhor caracterizar estes arenitos.

O método Linear para a obtenção de argilosidade foi o que gerou a curva

mais próxima aos valores obtidos em laboratório.

A relação entre os dados de laboratório do poço SST-01 e de perfis do poço

SA-01 é mostrada na tabela 7.2, que correlaciona inicialmente os valores de

profundidade destes poços, afastados entre si por 5 m. Posteriormente, são

comparadas a argilosidade obtida pelo estudo petrográfico (Dias et al., 2004) e

finalmente com os valores gerados pelo estudo petrográfico de Jesus (2004), que

separou as amostras em três classes granulométricas: conglomerados e arenitos

grossos, arenitos médios e arenitos finos a muito finos.

116

A comparação com todos os valores obtidos através de estudo petrográfico

de lâminas delgadas de testemunhos através de contagens modais dos constituintes

detríticos mostrou boa correlação (figura 7.4), não havendo inclusive necessidade de

calibração do perfil.

Correlação de poços Comparação de argilosidade

Profundidade (m)

Poço SST-01

Profundidade (m)

Poço SA-01

Estudo Petrográfico

(Dias et al., 2004)

Perfil de Poço

233,3 235 4,5% 7,5%


(Jesus, 2004)

Granulação grossa

170,95 ~172 22,0% 21%

177,15 ~179 16,7% 12%

233,2 ~235 16,0% 10%

Granulação média

165,25 ~167 18,0% 9%

Granulação fina

102,65 ~103 28,3% 29%

162,3 ~164 19,7% 10%

216,25 ~218 23,7% 40%

Tabela 7.2 – Comparação dos vares de argilosidade para o poço SA-01 e SST-01. Dados de estudo petrográfico e raios x obtidos por Dias et al. (2004) e dados de estudo petrográfico determinados por Jesus (2004).

117

70

90

110

130

150

170

190

210

230

250

0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 0,700 0,800 0,900 1,000

VSH

Prof

undi

dade

(m)

Estudo Petrográfico de Dias et al. (2004)Petrofísica Gran. Grossa de Jesus (2004)Petrofísica Gran. Média de Jesus (2004)Petrofísica Gran. Fina de Jesus (2004)Vsh_Linear

Figura 7.4 – Trecho da curva de argilosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de correlação com os dados de laboratório (círculos).

7.3.1.2 – Porosidade

Para geração das curvas de porosidade efetiva utilizou-se apenas perfil de DT

e GR, pois alguns dos poços estudados que possuem perfis RHOB e NPHI não

cobrem o trecho que compreende a Formação Urucutuca. Quando os mesmos foram

perfurados, esta formação não representava zona de interesse.

A porosidade obtida através de perfis foi inicialmente calibrada com valores

de laboratório obtidos através estudo petrográfico em lâminas delgadas em

testemunhos do poço SST-01 por Dias et al. (2004). Posteriormente a nova curva

calibrada foi comparada com os valores obtidos através da mesma metodologia

anterior por Jesus (2004).

A relação entre os dados de laboratório do poço SST-01 e de perfis do poço

SA-01 é mostrada na tabela 7.3, que correlaciona inicialmente os valores de

profundidade destes poços. Posteriormente são comparadas as porosidades obtidas

pelo método da condutividade elétrica que serviu para calibração do perfil e

finalmente com os valores gerados pelo estudo petrográfico.

118

Correlação de poços Comparação de porosidade

Profundidade (m)

Poço SST-01

Profundidade (m)

Poço SA-01

Estudo petrográfico

Dias et al. (2004)

Curva Calibrada

233,3 235 11,5% 10%


Jesus (2004)

Granulação grossa

170,95 ~172 29,7% 22%

177,15 ~179 17,7% 14%

233,2 ~235 8,0% 10%

Granulação média

165,25 ~167 4% 2%

Granulação fina

102,65 ~103 3,3% 12%

162,3 ~164 1,7% 18%

216,25 ~218 0,3% 5%

Tabela 7.3– Comparação dos valores de porosidade para o poço SA-01 e SST-01. Dados de estudo petrográfico obtidos por Dias et al. (2004) e por Jesus (2004).

Estes resultados mostram que a curva calibrada de porosidade gerada para o

poço SA-01 se ajustou também aos valores obtidos a partir do estudo petrográfico

para as classes granulométricas grossa e média (figura 7.5), ficando apenas dois

pontos conflitantes com o perfil (103 e 164 m) correspondentes à granulometria fina.

A granulação fina faz com que os dados de perfil sônico, utilizado para obter a

porosidade, possuam menor precisão em relação a granulometrias média e grossa,

gerando valores de porosidade, algumas vezes, díspares em relação às medidas de

laboratório.

A análise destes dados através de linha de tendência (figura 7.6) mostrou um

valor de R2 de 0,42, que foi considerado satisfatório, tendo em vista a diferença de

escala entre estas metodologias e também o fato de os perfis realizarem leituras

indiretas de porosidades.

119

Poço SA-01

80

100

120

140

160

180

200

220

240

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30

Porosidade

Prof

undi

dade

(m)

Estudo Petrográfico Gran. Grossa de Jesus (2004)

Estudo Petrográfico Gran. Média de Jesus (2004)

Estudo Petrográfico Gran. Fina de Jesus (2004)

Estudo Petrográfico de Dias et al.(2004)Condutividade Elétrica

Figura 7.5 – Trecho da curva de porosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos de correlação com os dados de laboratório (círculos).

R2 = 0,4201

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%

PHI_laboratório

PHI_

perf

il

Figura 7.6 – Linha de tendência da correlação entre os dados de laboratório e de perfis para o poço SA-01.

Após ser realizada esta análise para o poço SA-01, que é o único com perfil e

testemunho, o estudo de porosidade se estendeu para outros poços da área, com

objetivo de melhor caracterizar os arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca. Este

estudo gerou valores de porosidade média para os arenitos dos poços terrestres

SSA-01 (figura 7.7), FMB-01 (figura 7.8) e NB-02 (figura 7.9), e também para a

camada de calcarenito do poço marítimo BAS-79 (figura 7.10). Os valores mais

baixos de porosidade no poço NB-02 são devidos a suas leituras terem sido

120

registradas nas maiores profundidades e os valores mais altos do poço NB-02 são

devidos a uma diferente litologia, um calcarenito que consiste de um calcário clástico

de granulação predominantemente arenosa. Desta forma, os poços com arenitos

turbidíticos com maior porosidade média foram o SSA-01 (25%) perfurado na praia e

com 352 m de isólita de conglomerados e/ou arenitos da Formação Urucutuca e

também o poço BAS-79 perfurado em lamina d’água de 41 m, com porosidade

média em torno de 24%.

Poço SSA-01

0

20

40

60

80

100

120

140

0,123

0,131

0,140

0,149

0,158

0,166

0,175

0,184

0,193

0,201

0,210

0,219

0,228

0,236

0,245

0,254

0,263

0,272

0,280

0,289

0,298

0,307

0,315

0,324

0,333

0,342

Porosidade

Freq

uênc

ia

Figura 7.7 – Histograma de valores de porosidade do poço SSA-01.

Poço FMB-01

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0,01 0,03 0,05 0,07 0,08 0,10 0,12 0,14 0,15 0,17 0,19 0,21 0,22 0,24

Porosidade

Freq

uênc

ia

Figura 7.8 – Histograma de valores de porosidade do poço FMB-01.

121

Poço NB-02

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0,120 0,128 0,135 0,143 0,151 0,159 0,167 0,175

Porosidade

Freq

uênc

ia

Figura 7.9 – Histograma de valores de porosidade do poço NB-02.

BAS-79

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0,03 0,08 0,12 0,17 0,21 0,26 0,30

Porosidade

Freq

uênc

ia

Figura 7.10 – Histograma de valores de porosidade do poço BAS-79.

7.3.1.3 - Permeabilidade

Neste trabalho, também se estimou a permeabilidade através dos perfis de

microresistividade, mas de maneira qualitativa, aqui chamado K qualitativo. Isto é

possível pelo fato de este perfil possuir baixa penetração, ou seja, realizar leitura da

zona lavada, uma zona permeável que facilita naturalmente o processo de invasão;

como vimos no capítulo III, a investigação mais rasa (microinversa - MI), influenciada

pelo reboco, apresentará um valor mais baixo que aquela curva de investigação

mais profunda (micronormal - MN). Assim, as curvas mostrarão uma separação

122

visual entre si (convencionada de positiva). O perfil de K qualitativo absoluto (figura

7.11b) foi gerado através da subtração:

KQualitativo = [ ]MNMI − (7.1)

Percebe-se existir coerência, principalmente no trecho entre 33 e 38 m que

representa intercalação de arenito e conglomerado, na qual o conglomerado

representa os picos de baixos valores de K. O perfil obtido pela equação de Wyllie-

Rose tem como característica ser mais oscilatório, que o perfil de permeabilidade a

partir de ferramenta de microresistividade (figura 7.11) para uma mesma litologia.

Isto é percebido no trecho entre 10 e 33 m que corresponde a um pacote de folhelho

(Apêndice A), que torna os valores de microresistividade estáveis. Traçando-se uma

linha de tendência, neste trecho, a partir do perfil Wyllie-Rose, é possível observar

semelhança com o perfil de permeabilidade de microresistividade. Outra forma de

avaliar a permeabilidade qualitativamente é através do perfil de caliper, pois onde há

regiões com alta permeabilidade forma-se reboco no poço, mais facilmente

reduzindo seu diâmetro.

Kphi (mD)

10

20

30

40

50

0 5000 10000 15000

Pro

fund

idad

e

MKabs (MI-MN em Ohm-m)

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40

Prof

undi

dade

Figura 7.11 – Comparação qualitativa entre a permeabilidade obtida pela equação de Wyllie-Rose (a) e a obtida através do perfil de microresistividade (b).

a b

Linha de Tendência

123

7.3.2 – Espessura Porosa

Além dos parâmetros petrofísicos que fornecem as características intrínsecas

do reservatório, outro fator importante no estudo do potencial petrolífero de uma

formação é sua espessura porosa. Essa espessura está diretamente relacionada

com a quantidade de fluido que um reservatório é capaz de armazenar. Desta forma,

não basta haver apenas bons parâmetros petrofísicos, mas também boas dimensões

estratigráficas para tornar uma camada porosa economicamente viável para

explotação.

Neste sentido, o estudo aqui proposto realizou análise dos intervalos da

Formação Urucutuca dos poços estudados, descritos a partir de amostras de calha

(tabela 7.4). Foi observada grande variação de espessura da formação e também de

sua porção porosa, compreendida de arenito e calcarenito.

Poços

Espessura F.

Urucutuca (m)

Espessura total de

arenito (m)

Maior espessura de arenito

(m)

Espessura total de

calcarenito (m)

Maior espessura de

calcarenito (m)

SA-01 256 76,0 9,0 X X

BAS-03 215 76,0 11,0 11,0 7,0

BAS-14 716 54,7 15,9 35,9 3,0

BAS-36 444 142,8 70,9 11,0 9,0

BAS-79 47 X X 6,0 6,0

BAS-82 1453 834,0 196,0 217,0 93,0

BAS-83 1024 56,0 11,0 25,0 13,0

FMB-01 303 126,0 34,0 8,0 8,0

NBST-01 642 64,0 9,0 14,0 3,0

NB-02 (a) 273 67,0 15,0 X X

SSA-01 (a) 664 350,8 243 3,0 3,0

Tabela 7.4 – Espessura porosa da Formação Urucutuca para os poços estudados. O poço SA-01 não atingiu a base da Formação Urucutuca.

Os poços BAS-82 e 83 apresentam maiores espessuras da formação, porém

apenas o poço BAS-82 refletiu isso em espessura porosa, totalizando 1051 m. Este

fato pode ser relacionado à grande variação lateral que ocorre com estes turbiditos,

verificada inclusive em afloramentos; desta forma, o poço BAS-36 representaria um

124

pinchamento lateral dos turbiditos. Através da tabela 7.1 verificamos que o topo da

Formação Urucutuca para o poço BAS-82 está mais raso em 224,6 m que o poço

BAS-83, em uma distância entre eles de cerca de 3800 m, isso evidenciando a

intensa variação lateral que sofre esta área. Os poços com maiores espessuras de

arenito foram o SSA-01 (243 m) e BAS-82 (196 m), que estão localizados próximo

ao eixo do cânion. A maior espessura de calcarenito está representada também no

poço BAS-82 (93 m). O poço SA-01 apresentou a mais baixa espessura máxima de

arenito (9 m), porém este poço não representa toda a Formação Urucutuca, tendo

em vista que ele não atingiu sua base.

7.4 - INTERPRETAÇÃO SÍSMICA

As linhas sísmicas 2D (em tempo), em conjunto com os dados de poços

utilizados neste trabalho, possibilitaram obter importantes resultados para a

caracterização do Cânion de Almada, se estendendo desde a parte emersa da bacia

em direção offshore até à lâmina d’água em torno de 1000 m. Após os dados

sísmicos terem sidos devidamente calibrados com os poços, foi realizada então a

interpretação sísmica 2D (seção por seção). Foram interpretados os horizontes

estratigráficos: fundo do mar, topo da Formação Urucutuca, base da Formação

Urucutuca, que, na parte das seções, estava associada á geometria do Cânion de

Almada.

7.4.1 – Fundo do Mar

O horizonte fundo do mar foi o primeiro a ser mapeado, por possuir a camada

sobrejacente (Mar) com velocidade sísmica conhecida (em torno de 1500 m/s) e o

forte contraste de impedância ser importante também na calibração dos dados

sísmicos. Este horizonte caracteriza-se por apresentar um pico forte positivo,

representando a passagem da água do mar para rocha, isso gerando um contraste

de impedância bastante marcante que torna a interpretação mais segura (figura

7.12).

125

Figura 7.12 – Seção sísmica (SW-NE) indicando os horizontes: fundo do mar (azul), topo da Formação Urucutuca (amarelo), base da Formação Urucutuca (laranja) e falhas tectônicas e de acomodação (linha pontilhada). 7.4.2 – Topo da Formação Urucutuca

Sismicamente representado por anomalia de amplitude positiva (pico preto),

indicando geralmente a passagem de arenito para os folhelhos da Formação

Urucutuca, resultando no acréscimo no perfil de densidade e redução no perfil

sônico (figura 7.13), esse contraste sísmico não é bem marcante, dificultando a

amarração sísmica e consequentemente sua interpretação. Na área estudada, este

horizonte interpretado mostrou um comportamento bem suave, como se indicasse

uma superfície de deposição, muitas vezes apresentando geometria semelhante ao

fundo do mar (figura 7.12).

7.4.3 – Cânion de Almada A interpretação sísmica do Cânion de Almada foi associada à base da

Formação Urucutuca (figura 7.12). Essa relação foi observada através dos

marcadores de poços, que na maior parte dos poços estavam posicionados na base

do cânion. Deste modo, procurou-se estabelecer correlação deste horizonte com o

subjacente, por meio da variação litológica, obtida na descrição do poço

conjuntamente com a variação dos perfis DT e RHOB, obtendo assim a função

refletividade que indica o sinal da amplitude.

Falhas de acomodação

Falhas tectônicas

a b se

g

126

Tomando como exemplo o poço BAS-79, observou-se o contato da base da

Formação Urucutuca (folhelho) com o topo da Formação Algodões (calcarenito) a

483 m (figura 7.13). Este contato representa uma anomalia de amplitude positiva,

pois há redução de valores da curva de DT e aumento no perfil de densidade

(RHOB). Isto quer dizer que a litologia neste ponto passou de uma rocha menos

compactada (folhelho) para outra mais compactada (calcarenito), aumentando assim

a velocidade de propagação da onda do perfil sônico; já o perfil de densidade teve

incremento nos seus valores, o que indica mudança de um meio menos denso para

um mais denso.

Com base nestas informações, interpretou-se então este horizonte na

anomalia de amplitude positiva para a área dos poços BAS-79, BAS-14 e BAS-03,

que possuem características semelhantes; porém, em outros poços, a base da

Formação Urucutuca mostrou variação de comportamento, a depender do seu

contato com a formação subjacente. No poço BAS-36, o contato se dá entre arenito

(Urucutuca) com folhelho (Formação Rio de Contas); o BAS-71 tem contato

Urucutuca (folhelho) com a Formação Taipus-Mirim (conglomerado). Nestes poços,

também foi observado o comportamento das curvas indicadoras de refletividade para

orientar na interpretação deste horizonte.

O conjunto destas seções sísmicas interpretadas representando o cânion foi

gridado através de interpolação, gerando um mapa de isócronas, representando

este horizonte como superfície, em tempo (figura 7.14). Esta superfície gerou a

primeira imagem representando o comportamento regional do Cânion de Almada:

percebe-se que, na verdade, seria a junção de dois cânions, um de direção NW-SE

e aproximadamente 1000 m de largura, que seria tributário de um outro cânion com

direção W-E e largura bem maior (cerca de 2500 m), estes juntando-se e formando

um cânion maior preservando a direção W-E.

A estrutura que representa estes cânions foi observada em todas as seções

sísmicas strike, mostrando seu prolongamento offshore, pelo menos, até a lâmina

d’água em torno de 1000 m, que corresponde ao limite da área estudada. Este fato

evidencia uma conexão com a porção proximal da bacia, fato importante para

geração de reservatórios expressivos, pois os sedimentos erodidos das áreas

continentais elevadas são transportados pelo sistema aluvial e descarregam nestes

cânions, focalizando expressivos volumes de sedimentos arenosos para o contexto

de águas profundas, depositando um grande volume de arenitos e conglomerados

127

nos cânions e calhas submarinas e na desembocadura destes sistemas, no que

pode ser chamado de focalização de rochas reservatórios (D’Ávila, 2004).

Figura 7.13 – Amarração do topo e base da Formação Urucutuca para o poço BAS-79.

Através do horizonte gridado pode-se também constatar que a zona

distal do continente apresenta as maiores inclinações do cânion, como se

representasse uma quebra de talude da sua época de formação

128

Figura 7.14 – Horizonte gridado (em tempo) a partir da interpretação sísmica representando o Cânion de Almada.

Após gridar o horizonte, foi realizada a conversão tempo-profundidade com

base na teoria do raio vertical, disponível no software de interpretação InDepth

(Geoframe). Foram usados os dados de poços e checkshots para criar inicialmente o

modelo de velocidade e os horizontes gridados para limitar as camadas. O resultado

desta conversão gerou um modelo 3D em profundidade representando o fundo do

mar (figura 7.15). Já o modelo tridimensional do Cânion de Almada em profundidade

(figura 7.16 e 7.17) confirmou a idéia de dois cânions se conectando na parte

submersa da bacia; através do modelo em profundidade foi possível também estimar

melhor seu comprimento e largura.

Figura 7.15 – Fundo do mar em profundidade e disposição dos poços da área estudada.

Eixos dos cânions

129

Figura 7.16 – Visualização longitudinal em profundidade do Cânion de Almada, indicando o comprimento para a área estudada; os pontos azuis são os marcadores do horizonte base da Formação Urucutuca.

Figura 7.17 – Visualização transversal em profundidade do Cânion de Almada, indicando sua largura correspondente ao afastamento entre os poços BAS-82 e BAS-03.

Comprimento aproximado do

cânion: 26940 m

Largura aproximada do

cânion: 14890 m

Plano de falha

N

130

7.4.4 – Falhas

A maior parte das falhas interpretadas da área está relacionada com o Cânion

de Almada

A seção sísmica representada na figura 7.12 mostra os principais tipos de

falhas mapeadas neste trabalho, tectônicas e de acomodação. As falhas de origem

tectônicas controlam o cânion formando um graben; as falhas da borda SW da seção

estão com baixa resolução, podendo ser devido a planos de falhas irregulares

causando difração, o que não ocorre na borda NE que possui falhas melhores

definidas. As seções sísmicas indicam que estas falhas foram os principais

controladores da geometria do cânion (figura 7.17) e, sendo assim, as principais

responsáveis pela sua origem. Através da figura 7.17, percebe-se que o plano de

falha indicado, está delimitando a borda NE do cânion, consubstanciando a idéia da

sua forte influencia tectônica.

Outro conjunto de falhas, observado na interpretação, diz respeito às falhas

de acomodação (figura 7.12), que ocorreram devido ao processo de compactação

dos sedimentos depositados na calha dos cânions; estas falhas são menos

expressivas e se propagam pouco, lateralmente.

7.5 – CORRELAÇÃO DE POÇOS

Um caráter marcante dos corpos conglomeráticos e arenitos na Formação

Urucutuca, na Bacia de Almada, é sua descontinuidade lateral, que Bruhn & Moraes

(1989) observaram com base em afloramentos. Este fato foi comprovado nas

correlações dos poços e em seções sísmicas, que mostram uma baixa continuidade

dos refletores (figura 7.18) . Por esse motivo, a correlação de poços torna-se uma

tarefa mais difícil, pois as características observadas num perfil, muitas vezes, não

se estendem aos poços próximos. Para auxiliar a correlação de poços, lançou-se

mão então de marcadores regionais (topo e base da Formação Urucutuca),

identificados em amostras de calha e amarrados em profundidade.

Através da correlação de poços, associados a marcadores, pode-se estimar o

comportamento estrutural do Cânion de Almada, como pode ser observado nas

seções de poços A e B dispostas no mapa da área (figura 7.19). A seção A (figura

131

7.20) correlaciona os poços terrestre SA-01, FMB-01 e SSA-01 e os de mar BAS-36

e BAS-71.

A correlação dos poços terrestres mostra que a base da Formação Urucutuca,

nesta área, possui a geometria correspondente ao Cânion de Almada, evidenciada

pelo forte declive que ocorre do poço mais continental FMB-01 para o poço SSA-01,

perfurado próximo à linha de costa; esse fato ocorre por conta de que o intervalo

entre estes poços está acompanhando o Cânion de Almada, ou seja, para a região

estudada, a calha do paleocânion representa a base da Formação Urucutuca.

Já na continuação da seção (dos poços SSA-01 e BAS-36 para o poço BAS-

71), que representa a saída do eixo do cânion tributário, verifica-se o espessamento

de seção, concordando com as informações obtidas a partir de seções sísmicas.

Este intervalo também mostra relação quanto à geometria da Formação Urucutuca

com o Paleocânion de Almada. Esta característica também é evidenciada pelas

seções estratigráficas destes poços, obtidas das descrições de amostras de calhas,

que indicam contato com o topo da Formação Rio de Contas para os poços SSA-01,

BAS-36 , e com a Formação Taipus-Mirim para o poço BAS-71 e com a Formação

Itaípe para o poço FMB-01.

No poço BAS-71, devido à ausência de perfis, o topo da formação Urucutuca

foi identificado apenas com base em amostras de calha.

A seção B (figura 7.21) também mostra esta relação, através dos poços NB-

02, NB-01 e BAS-36, que possuem contato estratigráfico da Formação Urucutuca

com o topo da Formação Rio de Contas e com a base da Formação Rio Doce. Com

base nestas interpretações, conclui-se também que o Cânion de Almada possui alto

ângulo de inclinação, ainda na porção continental, como foi evidenciado na etapa de

interpretação sísmica.

132

Figura 7.18 – Seção sísmica mostrando a baixa continuidade lateral dos refletores que representam os Arenitos da Formação Urucutuca.

Figura 7.19 – Mapa de localização das seções: A) correlação entre os poços SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71 (linha preta), B) correlação entre os poços NB-02, NBST-01 e BAS-36 (linha laranja) e C) Seção sísmica strike ao cânion .

Seção A

FMB-01

Baixa continuidade dos arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca

Seção C a

b

SA-01

SSA-01

BAS-36

BAS-71

NB-02 NBST-01

Seção B

Eixos dos cânions

seg

b a

133

Figura 7-20 – Seção A correlacionando a Formação Urucutuca (área pontilhada) nos poços: SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71.

Figura 7.21 – Seção B correlacionando a Formação Rio Doce e Urucutuca nos poços: NB-02, NB-01 e BAS-36.

134

7.6 – INTEGRAÇÃO DOS DADOS COM VISTAS À EXPLORAÇÃO

A interpretação do Cânion de Almada mostrou que este avança

significativamente do continente para águas profundas (figura 7.14, 7.16 e 7.17),

indicando transporte de grandes volumes de sedimentos de alta granulação, sendo

depositados no sistema marinho, que por sua vez possui melhor condição de selo

pelos pelitos marinhos profundos ou mesmo pelos espessos pacotes de folhelhos da

própria formação, além da proximidade a possíveis rochas geradoras marinhas e

geradoras lacustres da feição rifte geradas nas laterais e no fundo do cânion

segundo d’Ávila (comunicação verbal).

Estas características, somadas aos resultados dos estudos petrofísicos, que

mostraram porosidade efetiva média em torno de 20% e argilosidade variando

consideravelmente, conquanto hajam trechos expressivos de arenito limpos, e ainda

espessuras de até 70 m de arenitos sem intercalações (BAS-36), tornam a

Formação Urucutuca um bom reservatório, propício a acumulações de

hidrocarbonetos, pois encontram-se aí, em um mesmo sistema, rocha geradora,

reservatório e rocha selante.

A presença de indícios de óleo, nesta bacia, foi comprovada em arenitos das

Formações Morro do Barro e Sergi, nos poços SSA-01 e NB-01, e também a

ocorrência de gás sub-comercial no poço BAS-36.

135

CAPÍTULO VIII – CONCLUSÕES

Esta tese é de caráter aplicado, compreendendo os seguintes resultados

principais:

1) Ancorado na evolução dos atuais softwares de interpretação, bem como,

na gama de novos dados obtidos no “Projeto Turbiditos” (Dias (ed.), 2004), foi

possível determinar como, na Bacia de Almada, este “campo de petróleo exumado”

se comporta em subsuperfície. Estes resultados provêm de um estudo em diversas

escalas, indo desde a microscópica (lâmina), passando pela análise de poços,

chegando até a escala regional (sísmica), compreendendo nesse processo a porção

emersa (afloramentos e poços) e a parte submersa (sísmica e poços) da bacia,

alcançando uma vasta amplitude de visão desta bacia.

2) O estudo aqui desenvolvido engloba duas das principais subáreas da

geofísica para a exploração de hidrocarbonetos (perfilagem de poços e sísmica),

além de análises geológicas de poços. Para tal, foram empregadas plataformas

computacionais muito utilizadas atualmente na indústria do petróleo (Landmark e

Geoquest) e também método de regressão linear para gerar perfis sintéticos para

auxiliar na interpretação da área:

2.1 - Na primeira etapa deste trabalho, foram analisados dados de poços,

incluindo amostra de calha, testemunhos geológicos e perfis, gerando novos

resultados petrofísicos para caracterizar as litologias atravessadas e obter um

modelo petrofísico para a Formação Urucutuca:

a) Foram gerados perfis sintéticos de GR, DT e Densidade para poços da

área. No caso dos poços SST-01, SST-02 e SST-03, que não foram perfilados,

foram obtidos perfis RG sintéticos através de método de regressão linear a partir de

coregamma, sendo nova esta metodologia para poços não perfilados;

b) A comparação dos perfis com amostras de calha e lâminas mostrou que os

perfis de RG desta formação apresentaram valores anômalos para arenitos arcósios,

que apresentam alto teor de feldspatos. Esta interpretação requer um cuidado

especial, neste tipo de perfil, pois pode gerar comportamentos semelhantes aos

folhelhos, camuflando assim a presença destes arenitos;

c) O valor da argilosidade interpretada nesta área mostrou grande variação,

apresentando trechos de arenitos com argilosidade em torno de 10% e outros com

argilosidade em torno de 60%; já os valores de laboratório se mantiveram no

136

intervalo entre 5% a 30 %. Houve, porém, concordância entre os valores obtidos

apartir de perfis com os valores de laboratório;

d) O estudo da porosidade efetiva dos arenitos da Formação Urucutuca

mostrou que as maiores porosidades foram encontradas no poço SSA-01, em torno

de 25%, perfurado no limite entre a parte emersa e a submersa da bacia e próximo

ao eixo principal do Cânion de Almada. Estas análises mostraram ótima calibração

com os métodos laboratoriais disponíveis.

e) A espessura de arenito na área mostrou intensa variação, porém chegando

a atingir 243 m, como no caso do poço terrestre SSA-01 e 196 m no poço submarino

BAS-82, que inclusive apresenta um pacote de calcarenito de 93 m.

2.2 - Na etapa de análises de dados sísmicos, os dados gerados para os

poços da área foram extrapolados lateralmente com base nos valores de amplitude.

A análise dos dados sísmicos mostrou inicialmente que a base da Formação

Urucutuca, em grande parte da área estudada, coincide com a base do Cânion de

Almada, evidenciada pela sua geometria e também pelas suas seções sismo-

estratigráficas, que mostraram que o marcador referente à base desta formação

geralmente é coincidente com a calha do cânion:

a) Os estudos das seções sísmicas comprovam a forte influência tectônica

orientando e determinando a geometria deste cânion, não sendo encontradas

evidências de estruturas erosivas. Portanto, este resultado confirma a conclusão de

D’Ávila et al. (2004) e discorda da sugestão de Bruhn e Moraes (1989) sobre a

origem do Cânion de Almada;

b) A interpretação do Cânion de Almada mostrou que este se prolonga pelo

menos por 27 Km em direção offshore, determinando o limite da área estudada. Isto

evidencia a ligação com a porção proximal da bacia, fato esse importante para

geração de reservatórios expressivos, pois os sedimentos erodidos das áreas

continentais são transportados e descarregam nestes cânions, focalizando

expressivos volumes de sedimentos arenosos para o contexto de águas profundas;

c) Quando se gerou o mapa de superfície representando o Cânion de Almada,

foi observada uma nova geometria, mostrando a ocorrência de uma junção de dois

cânions na área, um de direção NW-SE com aproximadamente 1000 m de

espessura, que seria tributário de outro cânion com direção W-E e espessura bem

maior (cerca de 2500 m), juntando-se e formando um cânion maior, preservando a

direção W-E e com espessuras de até 14 Km;

137

d) Foi comprovada, pelas seções sísmicas, a descontinuidade lateral dos

corpos de conglomerados e arenitos da Formação Urucutuca, em acordo com a

observação de Bruhn e Moraes (1989), principalmente na porção de preenchimento

do cânion, onde se verificou a presença de falhas de acomodação, que interrompem

a prolongação das camadas; já nos flancos há continuidade, evidenciada pelas

interfaces sísmicas. A definição destas heterogeneidades é importante para

identificar as barreiras de permeabilidade.

3) A integração destes resultados permite diagnosticar o Cânion de Almada

como uma importante estrutura, que torna a Formação Urucutuca uma potencial

detentora de reservatórios com possibilidade de armazenar hidrocarbonetos, além

de que segundo Trindade e Gaglianone (1984), sua porção marinha profunda acha-

se associada à presença de rochas geradoras:

a) Os poços perfurados nas décadas de 80 e 90 tinham como alvos apenas

as formações mais profundas, relacionadas a ambientes de rift, por analogia com a

Bacia do Recôncavo, que possui seus reservatórios associados a este tipo de

ambiente, sendo importante salientar, porém, que a porção rift da Bacia do

Recôncavo é mais espessa que a porção da Bacia de Almada. Já a porção marinha

da Bacia de Almada, englobando a Formação Urucutuca, é mais espessa que a

Bacia do Recôncavo;

b) Desta forma, o trabalho aqui apresentado ressalta a Formação Urucutuca

como um potencial horizonte petrolífero, e indica a porção de ambiente marinho

desta bacia como alvo para futuras locações.

4) Para continuidade deste trabalho, sugere-se processar e interpretar as

linhas sísmicas disponibilizadas pela ANP da porção terrestre da bacia, que, em

primeira análise, mostrou qualidade razoável, ao compararem-se os resultados aqui

obtidos com os outros dados obtidos no “Projeto Turbiditos” (Dias (ed.), 2004).

138

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APÊNDICE

147

APÊNDICE DESCRIÇÃO DAS AMOSTRAS DE CALHA DO POÇO SA-01

RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO POÇO PAG

DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA SA-01 1

PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES Espessura

(m) 1 solo 2 arenito 80 cinza claro grossa ruim 20% argila 1 3 conglomerado 80 cinza claro ruim 20% argila 1 4 conglomerado 80 cinza claro ruim 20% argila 2 5 arenito 80 cinza claro grossa ruim 20% argila 1 6 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 2 7 conglomerado 70 cinza claro ruim 30% areia 1 8 conglomerado 70 cinza claro ruim 30% areia 2 9 conglomerado 70 cinza escuro ruim 30%areia 3

10 folhelho 80 cinza escuro 20% seixos 1 11 conglomerado 80 cinza escuro 20% argila 1 12 folhelho 80 cinza escuro 20% seixos 1 13 folhelho 100 cinza escuro 2 14 folhelho 100 cinza escuro 3 15 folhelho 100 cinza escuro 4 16 folhelho 100 cinza escuro 5 17 folhelho 100 cinza escuro 6 18 folhelho 100 cinza escuro 7 19 folhelho 100 cinza escuro 8 20 folhelho 100 cinza escuro Alguns seixos 9 21 folhelho 100 cinza escuro 10

Legenda folhelho arenito

conglom Tabela 1A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho de 01 a 21 m.

148

RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO POÇO PAG DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA SA-01 2


(m) 22 folhelho 100 cinza escuro 11 23 folhelho 100 cinza escuro 12 24 folhelho 100 cinza escuro 13 25 folhelho 100 cinza escuro 14 26 folhelho 100 cinza escuro 15 27 folhelho 100 cinza escuro 16 28 folhelho 100 cinza escuro 17 29 folhelho 100 cinza escuro 18

32 folhelho 100 cinza claro alguns seixos

máficos 21 33 arenito 80 cinza claro 20% argila 1 34 conglomerado 80 cinza escuro 20% argila 1 35 conglomerado 80 cinza escuro 20% argila 2 36 conglomerado 80 cinza escuro 20% argila 3 37 conglomerado 80 cinza escuro 20% argila 4 38 arenito 90 cinza claro grossa ruim 10% seixos 1 39 arenito 80 cinza claro médio ruim 20% argila 2 40 folhelho 100 cinza escuro 1 41 arenito 80 cinza escuro médio ruim 20% argila 1 42 conglomerado 70 cinza claro 30% areia 1 43 conglomerado 90 cinza claro 10% areia 2 44 arenito 100 cinza claro médio ruim 1 45 arenito 90 cinza claro médio ruim 10% seixos 2 46 conglomerado 80 cinza claro 10% areia 1 47 conglomerado 90 cinza escuro 10% argila 2 48 arenito 80 cinza escuro medio ruim 20% argila 1 49 arenito 80 cinza claro grossa ruim 15% seixos 2 50 arenito 80 cinza claro grossa ruim 15% seixos 3 51 arenito 80 cinza claro grossa ruim 15% seixos 4 52 arenito 80 cinza escuro ruim 20% argila 5 53 arenito 80 cinza escuro ruim 20% argila 6 54 arenito 80 cinza escuro médio ruim 20% argila 7 55 arenito 80 cinza escuro 20% argila 8 56 arenito 80 cinza escuro 20% argila 9 57 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 1 58 arenito 80 cinza escuro 20% argila 1 59 arenito 70 cinza escuro fino 30% argila 2 60 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 1 61 arenito 80 cinza claro médio 20% seixo e argila 1 62 arenito 80 cinza escuro médio ruim 20% argila 2 63 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 1 64 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 2 65 folhelho 90 cinza escuro 10% seixos 3 66 folhelho 90 cinza escuro 10% seixos 4


conglom Tabela 2A - Descrição de amostra de calha para o trecho 22 a 66 m.

149



(m) 67 conglomerado 60 cinza escuro 40% argila 1 68 folhelho 60 cinza escuro 40% seixos 1 69 folhelho 60 cinza escuro 40% seixos 2 70 folhelho 60 cinza escuro 40% seixos 3 71 folhelho 90 cinza escuro 10%seixos 4 72 folhelho 90 cinza escuro 10%seixos 5 73 folhelho 90 cinza escuro 10%seixos 6 74 folhelho 90 cinza escuro 10%seixos 7 75 arenito 60 cinza escuro médio 40% argila 1 76 folhelho 100 cinza escuro 1 77 folhelho 100 cinza escuro 2 78 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 79 folhelho 100 cinza escuro 4 80 folhelho 100 cinza escuro 5 81 folhelho 100 cinza escuro 6 82 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 7 83 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 8 84 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 9 85 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 10 86 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 11 87 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 12 88 arenito 70 cinza escuro 30% argila 1 89 arenito 70 cinza escuro 30% argila 2 90 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 91 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 2 92 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 93 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 4 94 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 5 95 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 6 96 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 7 97 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 1 98 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 2 99 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 1 100 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 2 101 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 3 102 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 4 103 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 5 104 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 6 105 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 7 106 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 8 107 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 9 108 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 10 109 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 11


conglom Tabela 3A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 67 a 109 m.

150



(m) 110 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 12 111 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 13 112 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 14 113 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 15 114 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 16 115 arenito 80 cinza claro grossa boa 20% argila 1 116 arenito 80 cinza claro grossa boa 20% argila 2 117 arenito 80 cinza claro grossa boa 20% argila 3 118 arenito 70 cinza claro m. gros ruim 30% argila 4 119 arenito 60 cinza escuro grossa ruim 40% argila 5 120 folhelho 100 cinza escuro 1 121 folhelho 100 cinza escuro 2 122 folhelho 100 cinza escuro 3 123 folhelho 100 cinza escuro pouca areia 4 124 arenito 80 cinza claro grossa boa 20% argila 1 125 arenito 80 amarela grossa boa 20% argila 2 126 arenito 80 amarela m. gros ruim 20% argila 3 127 arenito 80 amarela m. gros ruim 20% argila 4 128 arenito 80 amarela m. gros ruim 20% argila 5 129 arenito 70 amarela m. gros ruim 30% argila 6 130 folhelho 100 cinza claro 1 131 arenito 60 cinza claro m. gros ruim 40% argila 1 132 arenito 60 cinza claro m. gros ruim 40% argila 2 133 arenito 60 cinza claro m. gros ruim 40% argila 3 134 conglomerado 60 cinza claro m. gros ruim 40% argila 1 135 conglomerado 70 cinza ruim 30% argila 2 136 arenito 80 cinza 20% argila 1 137 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 138 folhelho 100 cinza 2 139 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 140 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 4 141 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 5 142 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 6 143 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 7 144 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 8 145 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 9 146 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 10 147 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 11 148 folhelho 100 cinza escuro 12 149 folhelho 100 cinza escuro 13



151



(m) 150 folhelho 100 cinza escuro 14 151 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 15 152 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 16 153 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 17 154 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 18 155 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 19 156 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 20 157 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 21 158 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 22 159 arenito 80 cinza grossa ruim 20% argila 1 160 arenito 80 cinza grossa ruim 20% argila 2 161 follhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 162 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 1 163 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 2 164 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 3 165 arenito 70 cinza escuro médio ruim 30% argila 4 166 arenito 80 cinza escuro médio ruim 20% argila 5 167 arenito 80 cinza escuro grossa ruim 20% argila 6 168 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 1 169 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 2 170 Folhelho 70 cinza escuro 30% areia 3 171 Folhelho 80 cinza escuro 20% argila 4 172 Folhelho 80 cinza escuro 20% argila 5 173 Arenito 90 cinza claro médio 10% argila 1 174 Arenito 90 cinza claro médio 10% argila 2 175 Arenito 90 cinza claro médio 10% argila 3 176 Arenito 90 cinza claro médio 10% argila 4 177 Arenito 90 cinza claro médio 10% argila 5 178 Arenito 90 cinza claro médio 10% argila 6 179 Arenito 90 cinza claro grossa 10% argila 7 180 conglomerado 90 cinza claro 10% areia 1 181 conglomerado 90 cinza claro 10% areia 2 182 conglomerado 90 cinza claro 10% areia 3 183 conglomerado 90 cinza claro 10% areia 4 184 Folhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 185 Folhelho 80 cinza escuro 20% areia 2 186 Folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 187 Folhelho 80 cinza escuro 20% areia 4 188 Folhelho 80 cinza escuro 20% areia 5 189 Arenito 90 cinza claro grossa 10% argila 1



152



(m) 190 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 191 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 2 192 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 193 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 4 194 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 5 195 folhelho 90 cinza escuro 20% areia 6 196 folhelho 90 cinza escuro 20% areia 7 197 folhelho 100 cinza escuro 8 198 folhelho 100 cinza escuro 9 199 folhelho 100 cinza escuro 10 200 folhelho 100 cinza escuro 11 201 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 12 202 folhelho 100 cinza escuro 13 203 folhelho 100 cinza escuro 14 204 folhelho 100 cinza escuro 15 205 folhelho 100 cinza escuro 16 206 folhelho 100 cinza escuro 17 207 folhelho 100 cinza escuro 18 208 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 19 209 arenito 70 cinza escuro grossa 30% areia 1 210 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 211 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 2 212 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 213 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 4 214 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 5 215 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 6 216 arenito 80 cinza escuro médio 20% argila 1 217 arenito 81 cinza escuro médio 20% argila 2 218 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 1 219 folhelho 100 cinza escuro 2 220 folhelho 100 cinza escuro 3 221 folhelho 100 cinza escuro 4 222 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 5 223 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 6 224 folhelho 90 cinza escuro 10% areia 7 225 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 8 226 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 9 227 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 10 228 arenito 70 cinza escuro 30% argila 1 229 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 1


Conglom Tabela 6A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 190 a 229 m.

153



(m) 230 arenito 70 cinza escuro 30% argila 1 231 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 1 232 arenito 80 cinza claro 20% seixos 1 233 arenito 80 cinza escuro grossa 20% argila 2 234 arenito 80 cinza escuro grossa 20% argila 3 235 arenito 80 cinza escuro grossa 20% argila 4 236 arenito 80 cinza escuro grossa 20% argila 5 237 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 1 238 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 2 239 folhelho 80 cinza escuro 20% areia 3 240 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 4 241 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 5 242 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 6 243 folhelho 100 cinza escuro 7 244 folhelho 100 cinza escuro 8 245 arenito 80 cinza escuro 20% argila 1 246 arenito 80 cinza escuro 20% argila 2 247 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 1 248 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 2 249 folhelho 70 cinza escuro 30% areia 3 250 arenito 70 cinza escuro 30% argila 1 251 arenito 70 cinza escuro 30% argila 2 252 arenito 70 cinza escuro 30% argila 3 253 arenito 90 cinza 10% argila 4 254 arenito 80 cinza escuro 20% argila 5 255 arenito 90 cinza 10% argila 6



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