7 BSL

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6. PERFIL SÔNICO 
 
6.1 - Generalidades 
 
 Os parâmetros previamente considerados (resistividade e potencial espontâneo), 
têm origem nas características elétricas das rochas. Existem, todavia, outras características 
físicas tais como magnetismo, condutividade térmica, radioatividade etc., que podem ser 
igualmente úteis na quantificação do conteúdo fluido das rochas. A determinação do tempo 
gasto pelo som para percorrer um determinado espaço de formação, é uma delas. 
A velocidade do som varia segundo o meio em que suas ondas se propagam. Ela é 
mais rápida nos sólidos que nos líquidos e gases. Velocidade de propagação maior significa 
tempo menor. Assim, o tempo gasto pelo som para percorrer uma mesma distância fixa nos 
sólidos é bem menor que nos líquidos e nos gases . 
Ao se considerar duas rochas semelhantes, a que contiver mais fluidos dentro de seus 
poros (maior porosidade) mostrará um tempo de trânsito maior do que uma com menos 
fluidos (menor porosidade). Conseqüentemente, o perfil sônico mostra uma relação direta 
entre o tempo de propagação do som e a porosidade das rochas. 
 
6.2 - Princípio da Medição do Tempo de Trânsito 
 
 A ferramenta do sônico usa um transmissor de freqüência constante, ultra-sônica 
baixa, e dois receptores. Um impulso sonoro emitido pelo transmissor propaga-se nas 
camadas até ativar dois receptores posicionados em distâncias fixas e predeterminadas. O 
equipamento mede a diferença do tempo gasto pelo som (tempo de trânsito) entre os dois 
receptores, i.é., o inverso da velocidade de propagação entre os mesmos. 
O princípio ferramental, em si, é simples. A figura abaixo, mostra a trajetória do 
impulso sonoro que sai do transmissor T, percorre a-b-c até atingir o receptor R1 e a-b-a-d-e 
até atingir o receptor R2. Os tempos calculados, representam o diferencial de tempo (∆t) final 
percorrido na distância R1-R2 ou no trecho “d”. 
 
VLama
c
VFm
b
VLama
a
1
++=TR 
 T a 
 
VLama
e
VFm
d
VFm
b
VLama
a
2
+++=TR 
 
 c caso : a = c = e , então, 
 R1 
 
 R2 e ∆T = TR2 – TR1 = 
VFm
d
 
 
 
 
 
 
 
 
 
b 
 
 
d (=1pé) 
 
 LAMA FORMAÇÃO 
Figura 6.1 – Esquema da aquisição do tempo de trânsito de uma ferramenta com 1T e 2Rs. 
 
 Esta ferramenta, desde que centralizada (a=c=e), dentro de um poço preenchido por 
uma lama de velocidade Vlama, circundado por uma formação de velocidade VFm registrará, 
de acordo com o princípio de Fermat, o menor tempo gasto pela onda para percorrer a 
distância fixa entre os dois receptores, dividido pela velocidade da formação. A unidade usada 
para o tempo de trânsito é o µs/pé (ou µs/m). A velocidade é expressa em pés/s (ou m/s). 
 Para minimizar os efeitos de desmoronamentos e/ou rugosidades que possam afetar 
a centralização (a=c=e), as ferramentas são constituídas de 2 Transmissores, um superior e 
GGN -2004-BHC-1 
outro inferior, e 4 Receptores, que operam alternadamente na obtenção de 4 tempos e, por 
conseguinte, 2 ∆ts, cuja média aritmética é o valor registrado. 
Os transmissores e os receptores consistem de transdutores feitos de cristais, 
cerâmica ou bobinas magnéticas. Eles têm a função de produzir uma deformação mecânica 
em resposta a um sinal elétrico (caso seja um transmissor), ou produzir um sinal elétrico 
quando ele se deforma (caso seja um receptor). 
Um sinal acústico pode ser caracterizado por quatro parâmetros principais: 
1. Tempo de chegada, pelo qual se pode determinar a velocidade de propagação 
do meio; 
2. Amplitude, que apresenta um decréscimo exponencial à medida que se afasta 
do transmissor; 
3. Atenuação, que é a medida do decréscimo da amplitude com a distância do 
transmissor, e, 
4. Freqüência (ou sua recíproca, período), que fornece o número de oscilações por 
unidade de tempo. 
O perfil sônico registra o parâmetro 1, enquanto que o CBL (perfil usado pela 
Engenharia de Perfuração/Produção para a determinação da pega do cimento ao 
revestimento e rocha), o parâmetro 2. 
 
 Receptor Superior 
Figura 6.2 – Osciloscópio 
mostrando as chegadas das 
ondas compressionais, mais 
rápidas que as cisalhantes e 
 
 
6.3 - O Pe
 
An
(1949), es
demonstro
rochas se
fornecidas
origens na
 Se
ponderado
impulso so
 
 
por último as ondas diretas da 
lama. O trem de onda contém 
todos os dados possíveis de 
serem analisados, os quais, 
muito embora sem uso prático 
para o cálculo daФs, são de 
grande valia para a definição 
das constantes elásticas e 
escolha de brocas para a 
perfuração. 
 
Receptor Inferior 
rfil Sônico como determinante da Porosidade 
tigamente o Sônico era utilizado como uma ferramenta auxiliar da Sísmica. Wyllie 
tudando a correlação que existe entre o tempo de trânsito e a porosidade, 
u que ele poderia ser usado para a determinação da porosidade intergranular das 
dimentares. Atualmente, em função dos cálculos mais realistas das porosidades 
 pelos perfis radiativos (densidade e neutrônicos), o sônico está retomando as suas 
 indústria do petróleo, como suporte à sísmica. 
gundo Wyllie, o tempo de trânsito (∆t) nada mais é do que um valor médio, 
 volumetricamente entre os tempos dos elementos envolvidos na trajetória do 
noro, isto é : 
GGN -2004-BHC-2 
 ∆tm = tempo de trânsito na matriz (sólidos) 
∆tf = tempo de trânsito na mistura de fluidos 
∆t = tempo de trânsito em 1 pé de rocha (sólidos+fluidos) 
 Φ = porosidade total da rocha 
∆t = Φ . ∆tf + (1 – Φ) . ∆tm (6.1) 
∆tm∆tf
∆tm∆t
S −
−=φ (6.2) 
 
 
 
 
MATRIZ 
 
 
( 1 – Φ ) 
 
 
 
POROS 
 
 
Φ 
 
 
 
Figura 6.3 – Modelo geológico de uma rocha e definição de cada um dos seus constituintes. 
 
 
Esta equação, denominada do tempo médio de Wyllíe, somente calcula porosidades 
realistas das rochas quando elas estiverem saturadas com água (Sw = 1), compactadas, com 
porosidade intergranular e isentas de argila (VSH = 0). Condições estas estabelecidas 
experimentalmente pelo seu autor. Na prática, como ignoramos inicialmente quanto de 
óleo/gás/água tem a rocha, calculamos sempre Φs com o ∆tf igual ao da água, como veremos 
a seguir, conscientes, entretanto, de que cometemos erros com tal procedimento, os quais 
aprenderemos, mais adiante do curso, corrigi-los. 
 
6.4 - Efeito da Ausência de Compactação sobre a Φs 
 
Nas rochas não compactadas, a água suporta a pressão das camadas sobrepostas. 
Uma maior quantidade de água, em relação a matriz, promove uma atenuação nas ondas em 
forma de leve estiramento (“stretch”) das amplitudes e, conseqüentemente, aumento do 
tempo medido. Em vista disso, as porosidades calculadas pelo Sônico necessitam de algum 
tipo de correção para compatibilizá-las com as rochas compactadas. Convencionou-se 
considerar uma camada permoporosa como sendo compactada, quando o tempo médio dos 
folhelhos sobre e sotopostos estiverem na ordem de ∆tsh < 100µs/pé. 
tsh.c
100
xWyllieScorrigidaS ∆= φφ (6.3) 
O fator “c” varia, de acordo com a área, ambiente, formação etc, entre 0,8 e 1,2. Tais 
valores resultam de observações práticas e experimentais. Ocorrendo folhelhos com valores 
inferiores àquele limite estabelecido, não se deve efetuar a correção. 
Dois arenitos de iguais porosidades, não têm que ter, necessariamente, o mesmo 
tempo de trânsito, pois o ∆t depende da compactação da rocha. Exemplificando : 
 
• Arenito 1 (∆tm=55,5µs/pé), compactado (∆tsh=100µs/pé), saturado com água salgada 
(∆tf=189µs/pé) e Φ = 25,84 %, tem um ∆t igual a (equação 6.1) : 
∆t = 0,2584 x (189) + (1-0,2584) x 55,5 ≅ 90 µs/pé. 
 
• Arenito 2 (∆tm=55,5µs/pé), não compactado (∆tsh=120µs/pé), saturado com água 
salgada (∆tf=189µs/pé) e Φ = 25,84% (admitindo-se o “ c “ =1,0), terá um∆t = ? : 
 s/pé97∆t
120
100
x
55,5189
55,5∆t
0,2584 µ≅⇔+
−= 
 
O arenito 2, por não ser c
um pouco atenuada, e seu temp
1, compactado. Caso a correção
no valor da porosidade, na ordem
0,3109
55,5189
55,597
S =−
−=φ
ompactado, mostrará sua primeira amplitude compressional 
o será 7µs/pé a mais do que os 90µs/pé observado no arenito 
 não seja realizada, se incorrerá em erro para mais (otimista) 
 de 20%. Senão vejamos : 
31,09%= (isto é, um erro de 31,09/25,84 = 1,2032). 
GGN -2004-BHC-3 
 lembrar que as rochas endógenas (calcários e dolomitos) não apresentam este 
tipo de problema (ausência de compactação), as quais, por serem produtos de precipitações 
químicas e/ou crescimento orgânico, são naturalmente compactadas. 
 
6.5 -
ao r
rece
Sôn
espa
equa
serã
 
6.6 -
 
 
Ф=1
 
 
 
 
Convém
A
 
 
B
 Efeito da Porosid
 
O Sônico reg
eceptor, independ
ptor. O som na m
ico tende a registr
ços vazios isola
ção de Wyllie pa
o por demais pess
 Efeito da Matriz 
Considerar o 
0%. 
 
55,5 µs/pé 
47,6 µs/pé 
 
 
F
Figura 6.4 – Definição do
parâmetro ∆tsh para uso 
na equação 6.3. 
 
Os arenitos A e B devem 
ser corrigidos pela falta de 
compactação vez que 
estão entre folhelhos (F) 
com ∆tsh da ordem de 
140 µs/pé, isto é : 
 
 
Φscorrigido = Φs x 100/140 
 
F 
 
F
ade Secundária sobre o Perfil Sônico 
istra sempre o menor tempo de trânsito ou o primeiro evento chegado 
entemente da trajetória percorrida pela onda, entre o transmissor e o 
atriz das rochas tem maior velocidade que nos fluidos, de modo que o 
ar somente a porosidade Interligada ou intergranular, “by passando” os 
dos, tipo cavidades ou vesículas. Assim, não é aconselhável usar a 
ra litologias que apresentem tais tipos de porosidade, porquanto as ΦS 
imistas. 
da Rocha sobre o Perfil Sônico 
modelo abaixo, de rocha compactada com 50% de cada litologia e 
 A Lei das Misturas dará o tempo da matriz : 
Φ=10% 
200 
µs/pé 
∆tm = 0,5 (55,5) + 0,5 (47,6) = 51,55 µs/pé 
 
 bem como o valor que a ferramenta registrará : 
 
GGN -2004-BHC-4 
∆t = 0,9 (51,55) + 0,1 (200) = 66,395 µs/pé 
 
Figura 6.5 - Modelo geológico para uma mistura pura de carbonato e sílica. 
 
 Ao se usar os 66,395µs/pé na equação de Wyllie (6.2 - ΦSW), três situações poderão 
ser encontradas : 
 
9 Caso se considere a camada como um arenito puro : 
%7,540,0754
55,5200
55,566,395
SW ==−
−=φ 
9 Caso se considere a camada como calcário puro : 
%10,360,1036
47,6200
47,666,395
SW ==−
−=φ 
9 Caso se tenha conhecimentos precisos acerca da litologia da camada (testemunhos, 
formação, ambiente, etc), os erros acima serão evitados, uma vez que se usará o ∆tm 
real da rocha, i.é., 51,55µs/pé : 
%10,000,1000
51,55200
51,5566,395
SW ==−
−=φ 
 A primeira situação foi pessimista, a segunda otimista e a terceira a realista. 
 
6.7 - Efeito da Argilosidade (VSH) das 
 
A presença de argila nas cam
intersticial (comparadas àquelas limp
aumenta o ∆t registrado. Para se estu
 
 
 
 (1-Φ-VSH) VSH Φ 
 
 ∆tm ∆tsh ∆f 
 
 
 
 
 
 
Figura 6.6 – Modelo geológico para u
segu
 
∆t =
=φ
 Denominando-se os termos (∆
∆tm)/(∆tf-∆tm) de porosidade aparente
Φsc = Φsw - VSH . ΦSSH 
 
onde, Φsw é a porosidade sônica cal
(sem argilosidade) e VSH é a argilosid
dedução da equação acima, o ∆tm 
folhelho, considerando-se portanto, co
ΦSSH é o de uma porosidade “aparente
folhelhos adjacentes (sobre e sotopos
camada analisada. 
 
6.8 - Efeito da Presença de Hidrocarbo
 
O tempo de trânsito na água
respectivamente), o do óleo (menos d
da ordem de 600µs/pé. Pelo visto, c
camadas sobre o Perfil Sônico 
adas permoporosas aumenta a quantidade de água 
as ou sem argila), atenua a velocidade do som e 
dar este tipo de efeito, adota-se o modelo abaixo. 
ma camada areno-argilosa. 
Fazendo-se um balanço dos tempos e materiais, 
ndo Wyllie, obtém-se : 
( ) ∆tf.∆tsh.VSHVSH1.∆tm φφ ++−− 
 



−
−−−
−
∆tm∆tf
∆tm∆tsh
VSH
∆tm∆tf
∆tm∆t
 (6.4)
t-∆tm)/(∆tf-∆tm) de porosidade sônica (ΦSw) e (∆tsh-
 dos folhelhos adjacentes (ΦSSH), tem-se: 
 
 (6.5) 
culada, segundo Wyllie, como se a rocha fosse limpa 
ade calculada pelos Raios Gama etc. Observar que na 
usado é o mesmo, tanto para a areia como para o 
mo ambos tendo o mesmo ∆tm. Assim, o conceito de 
” média, calculada (ainda segundo Wyllie), a partir dos 
tos), admitindo-se que eles tenham o mesmo ∆tm da 
neto sobre o Perfil Sônico 
 é da ordem de 189 ou 200µs/pé (salgada ou doce, 
enso) é de 236µs/pé e do gás (menos denso ainda) é 
amadas portadoras de hidrocarbonetos têm um ligeiro 
GGN -2004-BHC-5 
(óleo) ou exagerado (gás) aumento no ∆t, em função da diferença de tempos de trânsito entre 
seus diversos fluidos. Em outras palavras, observa-se um retardamento no tempo total de 
propagação de uma onda sonora em camadas contendo uma mistura de óleo e água, quando 
comparados àquelas contendo apenas água. Aumentos do ∆t, intuitivamente nos leva, a 
pensar em aumentos da porosidade, o que não é verdade. Uma rocha com 10% de 
porosidade continuará tendo 10% mesmo que tenha em seus poros água, óleo, gás 
isoladamente ou misturados em quaisquer proporções. O que muda é o tempo registrado pelo 
perfil sônico (∆t), uma função do tempo de trânsito dos fluidos (∆tf). 
Analisemos tal fato usando a equação de Wyllie, e o modelo abaixo (VSH=0), 
admitindo-se três casos, onde o tempo do fluido será dado pelo balanço entre as duas 
saturações presentes na zona de investigação da ferramenta, i.é, a lavada. 
 
O tempo da mistura fluida será : 
 Sxo 
 (1 – Φ) ∆tmf ( ) ∆tmf.Sxo∆thcSxo1∆tf +−= 
 
 (1-Sxo) e por sua vez o tempo no perfil será : 
∆tm ∆thc 
 ( ) ∆tf.∆tm1t φφ +−=∆ 
 
Figura 6.7 – Modelo geológico de uma camada portadora de hidrocarboneto 
 
• 1o. Caso : Arenito saturado somente com água salgada (Sw = 100%) e Φ = 10 % 
∆tf = ∆tmf = ∆tw = 189 µs/pé 
∆t = 0,9 (55,5) + 0,1 (189) = 68,85 µs/pé (leitura do perfil) 
 
 Φs = % 10 0,10
55,5189
55,568,85 ==−
−
 
O cálculo foi realizado em rocha contendo efetivamente só água, portanto, sem erro. 
 
• 2o. Caso : Arenito portador de óleo com as seguintes características : Φ = 10 %, ∆thc 
= 236 µs/pé, ∆tm = 55,5 µs/pé, ∆tmf = 189 µs/pé e Sxo = 50 %. 
 ∆tf = 0,5 (236) + 0,5 (189) = 212,5 µs/pé 
∆t = 0,9 (55,5) + 0,1 (212,5) = 71,2 µs/pé (leitura do perfil) 
 
Φs = 0,1176
55,5189
55,571,2 =−
−
 ou 11,76 % 
Ao se admitir a rocha com água (189) e não com a mistura água e óleo (212,5) a 
porosidade calculada foi quase 20% maior que a real. 
 
• 3o. Caso : Arenito portador de gás com as seguintes características : Φ = 10 %, ∆thc 
= 666 µs/pé, ∆tm = 55,5 µs/pé, ∆tmf = 189 µs/pé e Sxo = 50 % 
 ∆tf = 0,5 (666) + 0,5 (189) = 427,5 µs/pé 
∆t = 0,9 (55,5) + 0,1 (427,5) = 92,7 µs/pé (leitura do perfil) 
 
Φs = 0,2786
55,5189
55,592,7 =−
−
 ou 27,86 % 
Ao se admitir a rocha com água (189) e não com uma mistura de gás e água (427,5) a 
porosidade calculada foi quase 3 vezes maior que a real. 
 
Pelo demonstrado, um mesmo tipo de rocha com Ф=10%, pode apresentar tempos 
diferenciados, 68,85, 71,2 e 92,7µs/pé (somente água, e misturas de óleo/água e gás/água, 
GGN -2004-BHC-6 
respectivamente), sem que isto tenha implicado em aumentos de porosidade, mas sim na 
influência do tipo do fluido interporoso. 
Na prática, caso se deseje calcular a Φs, em cada um dos arenitos acima, pelo fato de 
se desconhecer, ainda no estágio exploratório de uma área, qual o porcentual de 
hidrocarboneto e água dentrodeles, convenciona-se calcular Φsw como se tivesse somente 
água, conscientes de que estaremos cometendo um erro, mas que é a primeira aproximação 
que se faz da porosidade. Assim procedendo, é comum ouvir-se dizer que em zonas com 
hidrocarbonetos a porosidade sônica "aumenta". 
A porosidade "in situ" de uma rocha é imutável. O intérprete conscientemente erra em 
seus cálculos, admitindo em uma primeira etapa, que o fluido seja água, para mais adiante, 
com dados e perfis mais realistas, corrigir este erro. Eventualmente, o erro pode decorrer por 
total desconhecimento ou falta de dados da área. 
 
6.9 - Problemas Operacionais e Imprecisões das Leituras de ∆t 
 
Apesar do cuidado que se possa ter em relação aos itens anteriormente discutidos, 
ainda assim, os ∆ts apresentam problemas outros, principalmente, em poços bastante 
desmoronados ou rugosos, ou quando a ferramenta encontra-se em situações tal que suas 
inclinações provocam uma assimetria admitida para o trajeto da onda sonora. Para minimizar 
tais possibilidades, a segunda geração de ferramentas sônicas foi denominada de BHC (Bore 
Hole Compensated) e dispõe de um sistema simétrico de 2 transmissores (um superior e 
outro inferior) e 2 ou 4 receptores, em posições fixas e intermediárias. Obtém-se com elas 4 
medidas de ∆ts e registra-se a sua média. 
Entretanto, apesar de se utilizar sistemas simétricos, esta ferramenta ainda tende a 
apresentar algum problema nos casos de grandes desmoronamentos ou rugosidades da 
parede do poço. O perfil cáliper (calibre do poço) é peça fundamental na interpretação do 
sônico. 
Outro problema que prejudica bastante a qualidade das leituras deste perfil é o 
aparecimento de saltos de ciclo ("cycle skipping"). Eles se caracterizam pelo não 
acionamento de um dos detectores devido à ocorrência de zonas de gás, altíssimas 
porosidades, fraturas horizontais preenchidas por fluidos etc, onde as ondas percorrem meio 
atenuante, diminuindo amplitudes, tornando-as incapazes de impressionar os detectores. 
 
6.10 - Integração do Tempo de Transito (TTI) 
 
O perfil sônico realizar a integração dos tempos de trânsito (∆t) com a profundidade. A 
cada 1.000µs (i.é., 1ms) o equipamento registra um pequeno traço ou sinal gráfico qualquer à 
margem de uma das faixas da malha API. A cada 10.000µs (ou 10ms) é registrado um traço 
de maior tamanho, para uma rápida visualização na contagem dos tempos. 
Deve ser observado que em uma seção de litologia uniforme, quanto maior for o valor 
do ∆t, menor será o espaçamento entre picos consecutivos. A recíproca é verdadeira, ou seja, 
quanto menor o ∆t maior será o espaçamento entre traços. Desta maneira, em se tendo a 
distância entre traços (espaço = e) e o tempo gasto pela onda sonora para percorrer um 
determinado trecho de formação (∆t), torna- se fácil calcular a Velocidade lntervalar (VI) no 
intervalo considerado, utilizando-se : VI = e/∆t. 
 O resultado deste cálculo será diretamente proporcional à qualidade das curvas 
registradas e, por conseqüência, da integração realizada. Para isto torna-se necessário um 
controle da qualidade mais apurado da integração (calibração do TTI), que é feito da seguinte 
maneira: escolhe-se um trecho de ∆t relativamente constante na seção perfilada e conta-se, 
defronte a ele, o traços de TTI registrado em ms. Ao mesmo tempo lê-se o ∆t no intervalo 
correspondente a intervalo escolhido do TTI. Em seguida calculam-se duas Velocidades 
Intervalares, compatibilizando-se as unidades : 
 
GGN -2004-BHC-7 
• 
(segundos)picossrespectivoentrelidoTTI
(metros)osconsecutivpicosentredistância
1VI = (6.6) 
 
• 
(segundos)1VIemusadospicososentrelido∆t
(metros)pé1vizinhosReceptoresentrepadrãodistância
2VI
== (6.7) 
 
 VI1 deve ser aproximadamente igual a VI2 (erro máximo admitido = 10%). 
 
Estes valores (TTIs e VIs) são utilizados pela sísmica na verificação dos topos das 
formações em suas seções sísmicas, nas calibrações de suas interpretações e, pelos 
exploracionistas em geral, para a interrupção ou continuação da perfuração de um poço em 
perfuração. 
É conveniente lembrar que o uso de freqüências diferentes entre os métodos sísmicos 
de poço e de superfície, resulta em algumas diferenças interpretativas entre ambos. Enquanto 
no Sônico a freqüência é de 20 KHz, na sísmica é da ordem de 50 Hz. Deste modo, a 
resolução vertical do sônico é muito maior (melhor definição de camadas finas) que a da 
sísmica, que identifica pacotes de rocha. Por outro lado a profundidade de investigação do 
sônico compensado é bastante superficial, da ordem de 3 λ . 
 
VELOCIDADES (m/s) λ SÔNICO (m) λ SÍSMICA (m) 
7.620 0,38 152,4 
1.905 0,10 38,1 
1.524 0,08 30,5 
608 0,03 12,2 
 
6.11 - Equação de Raymer, Hunt & Gardner (Trans. Symposium SPWLA, paper P, 1980) 
 
Estes autores, baseados na correlação entre tempos de trânsitos e porosidades 
medidas, em um sem número de testemunhos, definiram uma equação diferente da de Wyllie, 
para calcular a Φs em arenitos consolidados e não consolidados, sem a correção pela falta de 
compactação ou uso do ∆tf, entre os valores de zero e 37% de porosidade, abrangência 
maior da realidade das rochas reservatórios. Abaixo as equações definidas em ambas as 
metodologias: 
 
Wyllie : (6.1)( ) ft∆.mt∆.1 t∆ φφ +−= 
Raymer et al. : ( )
ft∆mt∆
21
t∆
1 φφ +−= (6.8) 
 
Observar que para os dois casos, quando Ф = 0, ∆t = ∆tm e quando Ф = 1, ∆t = ∆tf. 
 
Raymer et al, estabeleceram, também, a seguinte equação prática, usando ∆tm = 58 
(arenitos), 49 (calcários) e 44µs/pé (dolomitos): 
 
∆t
∆tm∆t
.cSR
−=φ (6.9) 
 
onde, ФSR é a porosidade calculada pela equação (6.9) e “c” é uma constante empírica que 
varia de acordo com a área, etc. Recomendam um “c” da ordem de 0,625. 
 De acordo com as equações (6.1 e 6.8), conclui-se que Wyllie considera ∆t como 
sendo um sistema rocha-fluido em série, resolvido pela média ponderada volumetricamente 
entre os tempos dos diversos materiais componentes da rocha (fluidos e matriz). Raymer et 
al., admitem um sistema em paralelo, resolvido pela média harmônica do sistema. 
GGN -2004-BHC-8 
GGN -2004-BHC-9 
 
6.12 - Resumo do Perfil Sônico 
 
6.12.1 - Medição 
 
A menor diferença de tempo decorrido para uma onda compressional percorrer o espaço 
entre dois detectores localizados a distâncias fixas entre si. 
Unidade = µs/pé ou µs/m. 
 
6.12.2 - Usos 
 
Cálculo da Porosidade Intergranular 
Detecção ocasional de zonas fraturadas e com perda de circulação 
Auxiliar a Produção através de princípio similar Î CBL e VDL 
Auxiliar a Sísmica de Superfície na Calibração de suas seções 
Auxiliar a Perfuração / Geotecnia Î Constantes Elásticas 
 
6.12.3 - Problemas 
 
Litologia ou matriz desconhecida 
Presença de Hidrocarbonetos 
Presença de Argilominerais 
Presença de Porosidade Secundária 
Presença de grandes desmoronamentos e/ou rugosidades 
Presença de Saltos de Ciclos 
 
 
6.13 – Referências Bibliográficas 
 
Raymer, L.L., Hunt, E.R., & Gardner, J.S. – 1980 – Na Improved Sonic Transit Time-to-
Porosity Transform. Trans. SPWLA Annual Logging Symposium.