PUC-AULA-6-SONICO [MODO DE COMPATIBILIDADE]

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PERFIS DE POROSIDADE
• SÔNICO
• DENSIDADE
• NEUTRÃO
Perfilagem de Poços por: Paulo Soeiro
Perfil Sônico Generalidaes
• Ferramenta emite onda sonora que é 
detectada pelos receptores. Mede-se o 
tempo entre a emissão da onda e a detecção 
do primeiro sinal (tempo de trânsito)
Perfil Sônico Generalidaes
• Ferramenta emite onda sonora que é 
detectada pelos receptores. Mede-se o 
tempo entre a emissão dao onda e a 
detecção do primeiro sinal (tempo de 
trânsito)
Perfil Sônico Aplicações
• Checar seção sísmica e correlação com 
outros poços
• Permite melhorar conversão tempo x 
profundidade (Seção Sísmica adquirida em 
tempo e não em profundidade)
• Determinar a porosidade da formação 
• Permite detectar fraturas (associados a 
outros perfis) (skips)
Princípio das ondas Compressionais e Transversais ou de 
Cizalhamento
Princípio das ondas Compressionais e Transversais ou de 
Cizalhamento
Princípio de Huyghens
Princípio do Monopolo e a criação de ondas 
Compressionais e Transversais ou de Cizalhamento
Princípio do Dipolo e a criação de ondas Compressionais e 
Transversais ou de Cizalhamento
Desenvolvimento das frentes de onda dentro do poço
Transmissor Superior
Transmissor Inferior
R1
R2
R3
R4
ESQUEMA DO EQUIPAMENTO SÔNICO
COMPENSADO (BHC)
POÇO
E1
E2
T3
R1
R2
R3
R4
T2 T1T4
Compensação do Tempo 
de Trânsito
( )sµ
Velocidades Sônicas em Formações
Arenitos
Calcários
Dolomito
Anidrita
Halita
Tubos
Vma(pé/s)
18.000-19.500
21.000-23.000
23.000
20.000
15.000
17.500
DTma(µs/pé)
55,5 ou 51,2
47,6 ou 43,5
43,5
50,0
67,0
57,0
Perfilagem de Poços por: Paulo Soeiro
PERFIS DE POROSIDADE - SÔNICO
VELOCIDADE SÔNICA TEMPO DE TRÂNSITO
(ft/s) (µµµµs/ft)
ARENITO 18.000 - 19.500 55,5 - 51,2
CALCÁRIO 21.000 - 23.000 47,6 - 43,5
DOLOMITA 23.000 - 26.000 43,5 - 38,5
ANIDRITA 20.000 50,0
SAL 15.000 67,0
ARGILA 6.000 - 16.000 167,0 - 62,5
ÁGUA 5.000 - 5.300 200,0 - 189,0
PETRÓLEO 4.300 232,0
FERRO 17.500 57,0
MEIO
MATRIZ
TEMPO DE TRÂNSITO CARACTERÍSTICO
TEXTURA
↑↑↑↑ CONECTIVIDADE DOS GRÃOS v↑↑↑↑
( )( ) pmaf Cttt φϕ −+= 1
CÁLCULO DA POROSIDADE
FÓRMULA DE WYLLIE (1956)( ) maf ttt φϕ −+= 1
Cp →→→→ Coeficiente de Compactação
PARA ARENITOS INCONSOLIDADOS
FÓRMULA DE RAYMER et all (1980)
0,625 < C < 0,7
ÁGUA SALGADA: 189 µµµµseg/ft
ÁGUA DOCE: 200 µµµµseg/ft
EFEITO DE HIDROCARBONETOS
DESPREZÍVEL
Perfilagem de Poços por: Paulo Soeiro
Sinal de acoplamento direto, como impedir?
Tempos de trânsito simples e compensado
BHC (Borehole Compensated Sonic)
Utilização: Porosidade, Velocidade, Tempo, Auxílio na 
Determinação de Fraturas, Predição de zonas de pressão 
anormal e Definição de Litologia
Curva Registrada: DT(I 12”, RV 24”)
Apresentação:Pista 4, escala linear
Atenção:Cavernas, Hidrocarbonetos, Argilosidade
Outros Perfis:
LSS(Long Space Sonic)-Semelhante ao BHC
AS (Array Sonic)- Trem de Onda
DSI (Dipolar Shear Sonic Imager)-Trem de Onda
Perfilagem de Poços por: Paulo Soeiro
FERRAMENTAS SÔNICAS
• BOREHOLE COMPENSATED SONIC (BHC)
– Registra ondas compressionais. Em geral ferramenta de espaçamento curto 
entre transmissores e receptores.
• LONG SPACED SONIC (LSS)
– Registra onda compressional. Espaçamento longo entre os transmissores e 
receptores. Isto diminui problemas de poço e há um ganho na profundidade de 
investigação. 
• ARRAY SONIC IMAGER (ASI)
– Registra: onda compressional, cisalhante (shear) e stoneley
• DIPOLE SHEAR SONIC IMAGER (DSI)
– Registra: onda compressional, cisalhante (shear) e stoneley
APRESENTAÇÃO DO 
PERFIL SÔNICO
 
BR
PETROBRAS
DT240 40GR (UAPI)0 150
CAL (pol)4 14
BS= 6 1/8” AHT-90 (Ohm.m)0.2 2000
0.2 2000
0.2 2000
AHT-60 (Ohm.m)
AHT-10 (Ohm.m)
3000
3025
1:200AIT/BHC/GR
TTI
)/( pésµ
1-FF-1-GG
PISTA 4
Tempo de Trânsito Integrado-TTI
posicionado ao lado direito da
pista de profundidade. Para se
testar se o integrador está bem 
calibrado, lê-se em um intervalo
de tempo de trânsito 
aproximadamente constante
o valor de DT e, a distância entre
dois “pips” é definida como: 
DT
D 8,304=
mD 08,5
60
8,304
==
Perfilagem de Poços por: Paulo Soeiro
OBTENÇÃO DA POROSIDADE
EQUAÇÃO DE WYLIE 
Poros
Matriz φ−1
φ
100%
A resposta do perfil sônico vai ser a somatória
dos tempos de trânsito referentes aos poros e
a matriz da rocha, logo:
∆tlog=leitura do perifl
∆tfl=tempo de trânsito do filtrado (189 µs/ft)
∆tma=tempo de trânsito da matriz
)1(.log φφ −+= ∆∆∆ ttt mafl
ΔtΔt
ΔtΔt mafl
malog
−
−
=φ
ΔtΔt
ΔtΔt mafl
malog
−
−
=φ
100
50
0
P
o
r
o
s
i
d
a
d
e
 
(
%
)
50 125 200
∆t (µs/ft)
Equação de
Wylie
PERFIL SÔNICO
(LEITURA DA POROSIDADE)
∆tlog 
P
o
r
o
s
i
d
a
d
e
 
(
%
)
∆t (µs/ft)
Curvas para
Leitura de Ø
∆tma 
Ponto de fluido
PERFIL SÔNICO
(POROSIDADE RAYMER-HUNT)
P
o
r
o
s
i
d
a
d
e
 
(
%
)
∆t (µs/ft)
Raymer-Hunt (observação de campo) não 
concordam com Wylie, face existir muitas
variáveis além de ∆tma e ∆tfl que afetam a 
velocidade sônica. Isto inclui:
-Pressão de poros da formação
-Tamanho dos grãos
-Saturação de gás
-Densidade da Formação
-Temperatura da Formação
( )
tft
t
ma ∆
+
∆
−
=∆ φφ 21
1
Equação de Hunt-Raymer-Gardner
(Observações Empíricas) para porosidade
Variando de 0-37%
GRÁFICO PARA LEITURA DA POROSIDADE SÔNICA
Exemplo: ∆log=80µs/ft
Litologia Arenito: Vma=18.000 ft/s
Porosidade sônica=18,5%
18,5
EFEITO DE HC NA POROSIDADE 
SÔNICA
)238.189.( OWTF SS +=∆
FLUIDO ∆T(µs/ft)
Água 189
Óleo 238
Gás 706
Vamos admitir um arenito com uma mistura de 50% filtrado e 50% óleo. Neste caso 
o ∆tf será:
)238.5,0189.5,0( +=∆ TF
∆tf=213,5µs/ft
Se a leitura do tempo de trânsito neste arenito é 84µs/ft a porosidade 
será:
=
−
−
=
5,555,213
5,5584
Sφ 0,183 (18,3%) 
Se calcularmos a porosidade utilizando ∆tf=189µs/ft, obtemos:
=
−
−
=
5,55189
5,5584
Sφ 0,217 (21,7%) 
Apesar de sempre utilizarmos na
avaliação expedita um ∆tf= 189 µs/ft,
podemos estar superestimando a
porosidade do reservatório em zonas
portadoras de hidrocarbonetos. 
EFEITO DA ARGILOSIDADE SOBRE A
POROSIDADE SÔNICA
ma
∆tma
Vsh
∆tsh
Ø
∆tf
( ) φφ .).(1 tfSHSHSHma VtVtt ∆+∆+−−∆=∆
Explicitando o parâmetro Ø, obtemos:
A leitura do perfil sônico será:








∆−∆
∆−∆
−








∆−∆
∆−∆
=
matf
maSH
SH
matf
ma
t
ttV
t
ttφ
ØSH
SHSHSC V φφφ .−=
ØS
Exemplo de arranjo de grãos e como afetam a porosidade
Perfil Sônico Dipolar
• Registra trem de ondas , sendo possível 
individualizar as ondas compressionais, 
cizalhantes (S) e Stonely
• Dipolar :gera onda unidirecional
• Funciona como um pistão , gerando 
aumento de pressão em um lado da parede 
do poço e decréscimo no outro
Princípio do Monopolo, Dipolo e Quadrupolo
Perfil Sônico Dipolar
Aplicações
• Avaliaçao de Formação
• Razão de Poisson : traduz a deformação 
lateral de um material quando sujeito a uma 
pressão longitudinal.
• Saturação de Gás tende a reduzir a Razão de 
Poisson.
Perfil Sônico Dipolar
Aplicações
• Interpretação Sísmica (Elaboração de 
sismogramas sintéticos e calibração de 
AVO (anomalia de amplitude e velocidade
• Determinação de Propriedades Mecânicas 
das rochas (usados para cálculo de pressão 
de poros e estabilidade de poços)
• Identificaçaõ de Fraturas.
EXERCÍCIO 04
A=P(2997 m), DT( ), Phi( %)
B=P(3004 m), DT( ), Phi( %)
C=P(3009 m), DT( ), Phi( %)
D=P(3016 m), DT( ), Phi( %)
E=P(3026 m), DT( ), Phi( %)
Perfilagem de Poços por: Paulo Soeiro
EXERCÍCIO-04
Faça as leituras do tempo de trânsito (DT) nos pontos 
assinalados e obtenha os valores de porosidade.
BR
PETROBRAS
DT240 40GR (UAPI)0 150
CAL (pol)4 14
BS= 6 1/8” AHT-90 (Ohm.m)0.2 2000
0.2 2000
0.2 2000
AHT-60 (Ohm.m)
AHT-10 (Ohm.m)
3000
3025
1:200AIT/BHC/GR
)/( pésµ
CURSO
A
B
C
D
E
Ponto DT
A
B
C
D
E
Phis
ΔtΔt
ΔtΔt
mafl
malog
−
−
=φ