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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.
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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
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
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
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 (E
0
) 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
2
λ
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 R
2
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
Tabela 4A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 110 a 149
m...............................................................................................................................150
Tabela 5A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 150 a 189
m...............................................................................................................................151
Tabela 6A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 190 a 229
m...............................................................................................................................152
Tabela 7A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 230 a 255
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 km
2
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 km
2
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
-
SST
-
SST
-
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:
¾ 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.
¾ 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
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
=
S
L
Rr
(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 10
12
a 3 x 10
14
Petróleo 10
9
a 10
16
Água destilada a 2 kppm NaCl 3,4
Água destilada a 10 kppm NaCl 0,72
Água destilada a 20 kppm NaCl 0,38
Água destilada a 100 kppm NaCl 0,09
Água destilada a 200 kppm NaCl 0,06
Argila/Folhelho 2-10
Arenito com água salgada 0,5 – 10
Arenito com óleo 5 – 10
3
Calcário compactado 10
3
a 10
4
Dolomita 10
3
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 (K
40
). 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 (
r
θ
) da onda é igual ao ângulo de incidência (
i
θ
):
30
ir
θ
θ
=
(3.2)
A lei de Snell, da refração, diz que a razão do seno do ângulo de incidência
da onda,
i
θ
, para sua velocidade,
i
v
, tem o mesmo valor para a onda refletida (r) e
para a onda transmitida (t):
t
t
r
r
i
i
vvv
θ
θ
θ
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
v
v
=
λ
λ
(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 (R
o
) através do perfil de
Indução proporciona condições mais realistas para a determinação do Fator de
Formação
m
w
o
a
R
R
F
φ
==
(3.6)
e demais características petrofísicas, quando comparadas àquelas obtidas a partir
dos perfis elétricos mono e multieletrodos. Em (3.6)
R
w
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 4x10
9
anos. Há somente três
isótopos com meia-vida nesta magnitude:
40
K:1,3x10
9
anos,
232
Th:1,4x10
10
anos e
238
U:4,4x10
9
anos. O decaimento do
40
K 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 K
40
.
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 (
φ
t
) 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
VL
c
VR
b
VL
a
t ++=
1
, (3.7)
38
e para o tempo de chegada da onda P, transmissor – receptor longe
VL
e
VR
d
VR
b
VL
a
t
+++=
2
. (3.8)
Como as trajetórias a, c e e são iguais, tem-se o tempo de trânsito expresso
na forma:
VR
d
ttt
=−=
12
∆
(3.9)
onde:
VL = velocidade do som na lama;
VR = velocidade do som na rocha ;
t
1
= tempo T - R
1
;
t
2
= tempo T - R
2
;
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;
R
1
= receptor perto;
R
2
= 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 (
φ
t
) 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
tt
tt
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 )/( ms
µ
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:
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−
×=
t
tt
t
m
∆
∆∆
φ
625,0 . (3.12)
Observa-se que esta equação não requer o conhecimento do tempo de
trânsito no fluido (
∆t
f
), como na equação de Wyllie, mas somente do tempo de
trânsito na matriz (
∆t
m
). 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 E
0
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
ρ
φ
ρ
φ
ρ
)1(.
−
+
= , (3.13)
43
onde:
ρ
b
= densidade total da zona.
ρ
f
= densidade do fluido no espaço poroso.
ρ
ma
= densidade da matriz mineral.
D
φ
= 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
ρ
ρ
φ
ρ
φ
ρ
.
)1(.
+
−
−
+
=
, (3.14)
onde:
sh
ρ
= densidade do folhelho sotoposto ao reservatório.
sh
V = 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
N
K
=
−
φ
, (3.15)
onde:
N
φ
= 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:
KNC
N
−
=
φ
log . (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
GRmínimoGRlido
Vsh
−
−
=
(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
(V
V
) de uma rocha e o volume total (V
T
) da mesma, dada por
T
V
V
V
=
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
i
Diieshsh
DheDweD
VVV
SxoSxo
Dsh
1
)()1(
)1(
φφφ
φ
φ
φ
φ
φ
, (3.19)
onde:
folhelhodorelativoVolumeV
matrizdacomponenteésimoidoVolumeV
invadidazonanaáguadeSaturaçãoSxo
efetivaPorosidade
águaemperfildoLeitura
folhelhoemperfildoLeitura
perfildoLeitura
matrizdacomponenteésimoinoemperfildoLeitura
netohidrocarboemperfildoLeitura
sh
i
e
Dw
Dsh
D
Di
Dh
=
−=
=
=
=
=
=
−=
=
φ
φ
φ
φ
φ
φ
%100
%100
%100
%100
A equação resposta para o perfil neutrônico também segue a forma clássica
similar:
∑
=
∗∗−−+∗+
+
∗
−
∗
+
∗∗=
m
i
NiieshNshsh
NheNweN
VVV
SxoSxo
1
)()1(
)1(
φφφ
φ
φ
φ
φ
φ
, (3.20)
onde:
52
folhelhodorelativoVolumeV
matrizdacomponenteésimoidoVolumeV
invadidazonanaáguadeSaturaçãoSxo
efetivaPorosidade
águaemperfildoLeitura
folhelhoemperfildoLeitura
perfildoLeitura
matrizdacomponenteésimoinoemperfildoLeitura
netohidrocarboemperfildoLeitura
sh
i
e
Nw
Nsh
N
Ni
Nh
=
−=
=
=
=
=
=
−=
=
φ
φ
φ
φ
φ
φ
%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:
w
SBVW
×
=
φ
(3.22)
onde,
S
w
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 (S
wi
). 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
LQ
k
−
=
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 cm
3
/s,
A = área de seção transversal em cm
2
,
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
PkA
Q
µ
∆
=
(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
n
n
K
K
k =
(3.25)
onde,
k
n
= permeabilidade relativa na enésima fase fluida
K
n
= permeabilidade efetiva na enésima fase fluida, quando mais de uma fase
fluida ocupa o sistema poroso
K
a
= 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 (k
w
) decresce com o aumento da
saturação do óleo S
o
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.
K
efetiva
S
o
Água
Óleo
1
1
0
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
µλ
α
2+
==
p
V
(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:
ρ
µ
β
==
s
V (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:
i
VI
i
.
ρ
= (3.28)
onde:
I
i
= Impedância acústica da camada i
ρ
= Densidade média (g/cm
3
)
V
i
= 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
II
II
CR
+
−
=
(3.29)
onde:
CR = Coeficiente de reflexão
I
2
= Impedância acústica da camada na qual a onda incide
I
1
= 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:
A
p, R
= CR.A
p, I
(3.30)
e
A
p, T
= (1-CR) . A
p, I
(3.31)
onde:
A
p, R
= Amplitude da onda refletida,
A
p, I
= Amplitude da onda incidente,
A
p, 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 t
0
= 2z
0
/v. Agora, vamos considerar que a frente de onda incidente, que
avança em profundidade
4
λ
, alcançará os pontos A ou A’ no tempo t
1
= 2(z
0
+
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 t
1
e t
0
. A energia total de
chegada dentro de um intervalo de tempo (t
1
– t
0
), 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
4
0
λ
+Z
Z
0
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
2
λ
<< Z
0
, por:
2
0
λ
Z
r =
(3.32)
onde, Z
0
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:
f
tv
r
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 t
0
=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).
t
o
(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
4.1 – INTRODUÇÃO
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 8
1/2
’’ 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
-
SST
-
SST
-
SA
-
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)
Profundidade (metros)
Figura 4.6 – Tempo de penetração para o intervalo entre 1 e 85 m.
Tempo de penetração (85 - 170)
85
90
95
100
105
110
115
120
125
130
135
140
145
150
155
160
165
170
0 50 100 150
Tempo (minutos)
Profundidade (metros)
Figura 4.7 – Tempo de penetração para o intervalo entre 85 e 170 m.
71
Tempo de penetração (170 - 255)
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)
Profundidade (metros)
Figura 4.8 – Tempo de penetração para o intervalo entre 170 e
255 m.
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:
0Min25
200
µ
seg/ft
Min
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 K
40
, 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
p
o
ç
o
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:
g
G
= 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.
T
ms
= temperatura medida na superfície,
T
f
= 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)
Profundidade (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
Profundidade (m)
GR
GR_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 * log
1
) + (C2 * log
2
) +
+ (C3 * log
3
) + .....+ (Cn * log
n
) (5.1)
onde:
Interseção = Coeficiente da variável independente (perfil original).
C1, C2, ..., Cn = Coeficientes multiplicativos das variáveis independentes (perfis
auxiliares).
log
1
, log
2
, ..., log
n
= 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 (R
2
). 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 R
2
é 1 ou próximo de 1, conhecido também como
coeficiente de determinação (figura 5.5).
SQT
SQE
SQT
SQR
R −== 1
2
(5.2)
onde,
SQR = Soma de quadrados da regressão,
SQE = Soma de quadrados do erro ou resíduo e
SQT = Soma de quadrados total.
89
R
2
representa o quanto a variabilidade total dos dados é explicada pelo
modelo de regressão. Quanto maior o R
2
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 R
2
.
Após obter os valores de R
2
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)
R
2
= 0,866
60
70
80
90
100
110
120
130
60 70 80 90 100 110 120 130
DT (ms/ft)
DTSint (ms/ft)
DT
Linha de
tendência
SSA-01 (RHOB NPHI)
R
2
= 0,8374
60
70
80
90
100
110
120
130
60 70 80 90 100 110 120 130 140
DT (ms/ft)
DTSint (ms/ft)
DT
Linear (RHOB NPHI)
SSA-01 (RG ILD)
R
2
= 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)
DTSint (ms/ft)
RG ILD
Linear (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/ft
Profundidade (m )
dt
dts
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 R
2
GR, ILD 0,4869
RHOB, NPHI 0,8374
GR, ILD, RHOB, NPHI 0,866
Tabela 5.1 – Valores de R
2
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
R
2
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
Profundidade
(
m
)
DT
DTSint
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)
R
2
= 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)
DTSint (ms/ft)
DTSint_BAS36
Linha de Tendência
Figura 5.9 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço BAS-36
com R
2
=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 con
g
lomerático
Profundidade (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
4
2
1
exp
4
1)(
T
t
T
t
tw
(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
0
0.2
0.4
0.6
0.8
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 V
p
1/4
(5.7)
onde,
ρ
= Densidade da rocha
V
p
= 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
ρρ
ρ
ρ
VV
VV
RC
+
−
=
(5.8)
onde,
V1 = Velocidade no meio 1
V2 = Velocidade no meio 2
1
ρ
= Densidade no meio 1
101
2
ρ
= 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
clean
LinearGRsh
GRGR
GRGR
V
−
−
=
log
(6.1)
onde,
V
sh 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
58527.1
LinearGRsh
LawPowerGRsh
V
V =
58527,1)(9,0
LinearGRsh
V
≅
(6.2)
104
quando Vsh GR Linear
≤
0.55 ;
100
667.81)100(1212.2
−
=
LinearGRsh
LawPowerGRsh
V
V
81667,01212,2 −
=
LinearGRsh
V
(6.3)
quando 0.55 < Vsh GR Linear
≤
0.73 ;
GRLinearsh
GRPowerLaw
sh
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
−=
LinearGRVsh
TercLariGRVsh
(6.5)
6.1.4 - Vsh GR Larionov (rochas antigas) (Crain, 1986)
)0.10.2(33.0
0.2
−=
LinearGRVsh
antrochasLariGRVsh (6.6)
6.1.5 - Vsh GR Streiber (Bassiouni, 1994)
LinearGRVsh
LinearGRVsh
StreiberGRVsh
0.20.3 −
=
(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):
[
]
Cptt
tttVsht
mafl
mamash
e
1
.
)(
∆−∆
∆−∆−∆−∆
=Φ
(6.9)
A B
106
Equação Empírica:
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
∆
∆
−−
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
∆
∆
−=Φ
sh
mama
e
t
t
Vsh
t
t
k 11
(6.10)
onde,
Φ
e
= porosidade efetiva
∆t = tempo de trânsito da onda acústica registrado
V
sh
= volume de argila
∆t
sh
= tempo de trânsito do folhelho
∆t
ma
= tempo de trânsito da matriz
∆t
fl
= 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
ma
apS
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
∆t
ma
= tempo de trânsito da matriz
∆t
fl
= tempo de trânsito do fluido
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
ma
apS
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
∆t
ma
= tempo de trânsito da matriz da rocha
∆t
fl
= tempo de trânsito do fluido
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 0,3
Porosidade Efetiva
Profundidade (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
2
3
)(
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
Φ
=
w
e
S
C
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)
Profundidade (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
7.1 – INTRODUÇÃO
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: F
K-feld
=22,5%,
F
plg
=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
Profundidade (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%
Estudo Petrográfico
(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
Profundidade (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%
Estudo Petrográfico
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 R
2
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
Profundidade (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).
R
2
= 0,4201
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%
PHI_laboratório
PHI_perfil
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
0,1
31
0,140
0,149
0,158
0,16
6
0
,175
0,1
84
0
,193
0,201
0,2
10
0,219
0,2
28
0,236
0,245
0,254
0,263
0,2
72
0,280
0
,289
0,298
0,30
7
0,315
0,3
24
0
,333
0,342
Porosidade
Frequência
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
Frequência
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
Frequência
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
Frequência
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:
K
Qualitativo
=
[
]
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
Profundidade
MKabs (MI-MN em Ohm-m)
10
20
30
40
50
0 10203040
Profundidade
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
seg
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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Velocities in Heterogeneous and Porous Media”, Geophysics, Vol. 21, n.1, p.
41-70.
YILMAZ, O, 2001 – Seismic Data Analysis. Processing, Inversion, and Interpretation
of Seismic Data, Vol. 2, p.1001-2024.
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
PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES
Espessura
(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
Legenda
folhelho
arenito
conglom
Tabela 2A - Descrição de amostra de calha para o trecho 22 a 66 m.
149
RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO
POÇO PAG
DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA
SA-01 3
PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES
Espessura
(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
Legenda
folhelho
arenito
conglom
Tabela 3A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 67 a 109 m.
150
RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO
POÇO PAG
DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA
SA-01 4
PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES
Espessura
(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
Legenda
folhelho
arenito
conglom
Tabela 4A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 110 a 149 m.
151
RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO
POÇO
PAG
DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA
SA-01
5
PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES
Espessura
(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
Legenda
folhelho
arenito
conglom
Tabela 5A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 150 a 189 m.
152
RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO
POÇO
PAG
DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA
SA-01
6
PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES
Espessura
(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
Legenda
folhelho
arenito
Conglom
Tabela 6A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 190 a 229 m.
153
RELATÓRIO GEOLÓGICO DE POÇO
POÇO
PAG
DESCRIÇÃO DE AMOSTRA DE CALHA
SA-01
7
PROF(m) ROCHA % COR TON GRAN SEL OBSERVAÇÕES
Espessura
(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
Legenda
folhelho
arenito
conglom
Tabela 7A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 230 a 255 m.
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