Curso de Perfilagem

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PERFILAGEM
CONCEITOS E APLICAÇÕES
COMPILADO POR:
VÂNIA SILVA CAMPINHO
AIMBERÊ CARLOS CHINAPPI FLORES
LUIZ CARLOS FORBRIG
IVAN SERGIO SIQUEIRA DUPUY
E&P-BA/ GEXP/ GEAGEO
ABRIL/2000
ÍNDICE
1. PERFILAGEM.............................................................................................................................................. 1
1.1. HISTÓRICO ............................................................................................................................................... 1
1.2. DEFINIÇÕES E CONCEITOS........................................................................................................................ 2
1.3. PROPRIEDADES FÍSICAS DAS ROCHAS ...................................................................................................... 3
1.4. AMBIENTE DE PERFILAGEM ..................................................................................................................... 6
1.5. EQUIPAMENTO DE PERFILAGEM............................................................................................................... 7
2. PERFIS BÁSICOS........................................................................................................................................ 9
2.1. POTENCIAL ESPONTÂNEO - SP................................................................................................................. 9
2.2. RAIOS GAMA - GR................................................................................................................................. 11
3. PERFIS DE RESISTIVIDADE ................................................................................................................. 13
3.1. ELÉTRICO - CONVENCIONAL - ES .......................................................................................................... 13
3.2. INDUÇÃO................................................................................................................................................ 13
3.2.1. Indução - Elétrico - IES ................................................................................................................ 14
3.2.2. Indução Esférico Focalizado - ISF ............................................................................................... 14
3.2.3. Duplo Indução - DIT..................................................................................................................... 15
3.2.4. Array Induction Imager Tool - AIT ............................................................................................... 15
3.3. PERFIS COM ELETRODOS FOCALIZADOS - LATERO-PERFIS .................................................................... 17
3.3.1. Dual Latero Log - DLL ................................................................................................................. 18
3.3.2. High-Resolution Azimuthal Laterolog Sonde - HALS ................................................................... 20
3.4. PERFIS DE MICRORESISTIVIDADE - MSFL ............................................................................................. 22
4. PERFIS DE POROSIDADE ...................................................................................................................... 25
4.1. PERFIS ACÚSTICOS................................................................................................................................. 25
4.1.1. Sônico - BCS/BHC ........................................................................................................................ 25
4.1.2. Sônico Dipolar - DSI..................................................................................................................... 27
4.2. PERFIS RADIOATIVOS............................................................................................................................. 30
4.2.1. Lithodensity Tool - LDT ................................................................................................................ 30
4.2.2. Compensated Neutron Logging - CNL.......................................................................................... 32
5. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS.............................................................................. 35
5.1. FÓRMULA DE ARCHIE ............................................................................................................................ 35
5.2. CÁLCULO RESISTIVIDADE DA ÁGUA DA FORMAÇÃO (RW) ..................................................................... 38
5.2.1. Salinidade da Água da Formação................................................................................................. 38
5.2.2. Método do Rwa Mínimo ................................................................................................................ 39
6. PERFIS SÍSMICOS.................................................................................................................................... 40
6.1. PERFIL SÍSMICO VERTICAL - VSP ........................................................................................................... 41
6.2. PERFIL DE REFERÊNCIA SÍSMICA - CHECK SHOT...................................................................................... 45
7. PERFIS ESPECIAIS .................................................................................................................................. 47
7.1. ESPECTROMETRIA DE RAIOS GAMA......................................................................................................... 47
7.2. PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR - RMN...................................................................... 48
7.3. PERFIS DE MERGULHO E DE IMAGENS.................................................................................................... 50
7.3.1. Perfis de Mergulho - Dipmeter ..................................................................................................... 50
7.3.2. Perfis de Imagens.......................................................................................................................... 53
7.3.2.1. Perfis de Imagens Resistivas ................................................................................................................. 53
7.3.2.2. Perfis de Imagens Acústicas.................................................................................................................. 56
7.4. FERRAMENTAS DE AMOSTRAGEM LATERAL ........................................................................................... 59
7.5. FERRAMENTAS DE TESTE DE FORMAÇÃO A CABO ................................................................................... 60
7.5.1. Ferramentas Convencionais - RFT/SFT ....................................................................................... 60
7.5.2. Modular Formation Dynamics Tester - MDT ............................................................................... 62
7.6. PERFIS DE AVALIAÇÃO A POÇO REVESTIDO........................................................................................... 65
7.6.1. Perfis de Decaimento de Nêutrons Termais - TDT/TMD.............................................................. 65
7.6.2. Perfis de Espectrografia de Raios Gama - RST/PSGT.................................................................. 66
7.7. PLATFORM EXPRESS............................................................................................................................... 67
8. BIBLIOGRAFIA......................................................................................................................................... 68
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1. PERFILAGEM
Uma perfilagem é realizada com objetivo principal de fornecer um registro contínuo,
expedito e confiável das propriedades físicas das rochas atravessadas pelo poço. Analisados
tais registros, definem-se atributos fundamentais para caracterização da potencialidade de umaacumulação de hidrocarbonetos.
É fundamental se ter em mente que avaliação de formações inicia-se nos primeiros
metros de perfuração de um poço, sendo necessário identificar os vários tipos litológicos
atravessados pela broca, localizar os reservatórios mais promissores e avaliar a
comercialidade das ocorrências de hidrocarbonetos.
A perfilagem é um dos passos da avaliação de formação. Trabalha-se com dados
indiretos resultantes da interação de vários fatores físicos, mecânicos, químicos e físico-
químicos da rocha, fluido de perfuração e da própria ferramenta de perfilagem.
Em uma perfilagem obtém-se uma grande quantidade de registros que deverão ser
processados para definir as verdadeiras propriedades de um reservatório. A cada dia surgem
novas ferramentas no mercado que prometem melhor caracterizar os reservatórios portadores
de hidrocarbonetos ou não, da forma mais realista possível, mas a relatividade dos seus
registros deve ser sempre considerada.
Novas fórmulas, técnicas de aquisição, processamento e interpretação são aplicadas
aos novos dados. É de fundamental importância a correlação dos perfis com a rocha, uma vez
que somente a integração de dados de amostras de calhas, amostras laterais e testemunhos
esclarecem de fato as propriedades físicas de um reservatório e os fatores que influenciam na
aquisição de um perfil.
Este trabalho deve ser contínuo e aplicado de forma a definir parâmetros para um
determinado reservatório, podendo ser decisivo para a avaliação de uma zona produtora de
hidrocarbonetos.
Esta apostila tem como objetivo descrever os princípios das ferramentas mais
utilizadas e disponíveis hoje no mercado.
1.1. HISTÓRICO
Os primeiros registros de perfilagem de poço ocorreram em 1927, realizado pelos
irmãos Schlumberger que trabalhavam em pesquisa geofísica de eletrorresistividade de
superfície, em um poço no campo de Pechelbronn, na França, e consistia em uma única curva
contínua de resistividade. Em 1930, o perfil de resistividade já era registrado comercialmente
em vários países.
A partir de 1931 seguiu-se uma série novas aplicações em perfilagem de poços,
iniciando-se pelo perfil de potencial espontâneo (SP), teleclinômetro eletromagnético (1932)
para medir a inclinação do poço, medidor contínuo de temperatura (1933) e medidor de
mergulhos a partir do SP, em 1935 (Tabela 1).
Deste momento até os dias atuais, a evolução dos processos e tecnologias de
perfilagem foi rápida e intensa, principalmente após a digitalização dos dados, resultando em
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novas e avançadas formas de registro. As soluções de problemas específicos, tais como
medições de fraturas, propriedades petrofísicas das rochas, perfilagem durante a perfuração
(LWD), definição de óleo móvel, distribuição dos tamanhos de poros e gargantas, saturação
de óleo através da razão carbono/oxigênio têm evoluído.
Tabela 1 - Marcos históricos da evolução dos perfis e técnicas de perfilagem. (modificado de E.J.B.Silva &
O.R.Souza).
HISTÓRICO
PERÍODO ANOS PERFIS / EVOLUÇÃO
INICIAL 1930 / 1940 Resistividade (uma curva)
Potencial Espontâneo (SP)
Medidor de mergulho (Anisotrópico - SP)
INTERMEDIÁRIO 1940 / 1960 Fórmula de Archie (1941)
Primeiros perfis sônicos (1950)
Medidor de mergulho (Resistividade)
Perfis Radioativos
Resistividade focalizada
Perfis Eletromagnéticos (incipientes)
Fórmula de Willie
Plote de óleo móvel
DIGITAL 1960 / 1980 Digitalização (armazenamento, processamento e
teletransmissão)
Maior precisão dos parâmetros medidos
Maior confiabilidade nas leituras
Interpretação mais confiável (Plotes cruzados)
RECENTE 1980 / 1998 Sônico Amplitude (compressional e cisalhante)
Espectrometria com identificação de elementos
Teletransmissão com e sem cabo
Ressonância Magnética
Perfis de Imagem Acústica e Resistiva
1.2. DEFINIÇÕES E CONCEITOS
É necessário definir alguns parâmetros e conceitos utilizados pelo analista de perfis
para a avaliação de um intervalo de interesse, pois diferem um pouco daqueles conhecidos em
sedimentologia e petrografia.
Reservatório - Alvo principal de uma perfilagem e se refere a qualquer rocha capaz
de acumular hidrocarbonetos. Seus componentes básicos, matriz, poros e argila, definem
propriedades como porosidade e permeabilidade e, assim como o tipo de matriz, o tipo de
fluido presente nos poros e o grau de argilosidade da rocha-reservatório, influenciam as
leituras de todos perfis.
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Matriz - Para um intérprete de perfis é todo material sólido da rocha, incluindo
arcabouço (grãos), cimento e matriz propriamente dita (argila).
Poro - Todo espaço existente na rocha preenchido por fluido (água, óleo ou gás).
Argila - Tem importância fundamental na qualidade de um reservatório. Ocorre
principalmente disseminada. As argilas tendem a obliterar os poros, diminuindo
sensivelmente a porosidade e a permeabilidade das rochas.
Porosidade - Razão entre volume de espaços vazios e volume total da rocha. A
porosidade lida pelos perfis é a porosidade total da rocha, sendo difícil a distinção entre a
primária e a secundária.
A porosidade primária é definida pelo sistema deposicional e depende dos elementos
texturais da rocha (tamanho, forma, seleção e arranjo dos grãos), enquanto a porosidade
secundária é resultado dos agentes que atuaram durante o processo diagenético da rocha, tais
como fraturamento e disssolução, sendo, portanto, posterior a deposição da rocha.
Permeabilidade - É a capacidade da rocha de permitir a passagem de fluido por seus
poros interconectados.
Permeabilidade absoluta é uma propriedade intrínseca à rocha. A unidade de
permeabilidade é o Darcy. Um Darcy é a permeabilidade de uma rocha que permite o fluxo de
1cm3/seg de fluido de viscosidade 1cp, através de uma seção transversal de 1cm2 submetido a
um diferencial de pressão de 1 atm.
Permeabilidade efetiva é a permeabilidade de um fluido na presença de outro. A
permeabilidade efetiva é sempre menor que a absoluta, isto porque o fluido que molha o grão
reduz a mobilidade do outro fluido.
Permeabilidade relativa a um dado fluido é a razão entre a permeabilidade efetiva
deste fluido e a permeabilidade absoluta da rocha.
1.3. PROPRIEDADES FÍSICAS DAS ROCHAS
As propriedades físicas das rochas mais importantes na avaliação de perfis são as
propriedades elétricas, radioativas e acústicas. Somente as propriedades elétricas serão
apresentadas.
RESISTIVIDADE
É a propriedade física de uma determinada substância de impedir a circulação de
corrente elétrica. O inverso da resistividade é a condutividade elétrica. A unidade de
resistividade é ohm.m.
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O princípio de resistividade é fundamental para a identificação de hidrocarbonetos em
perfis, já que os mesmos são maus condutores, registrando resistividades elevadas. A água
salgada, devido aos ions de Na+ e Cl- dissolvidos, é boa condutora, resultando baixas
resistividades em perfis. Assim, uma rocha saturada com óleo apresenta uma resistividade
muito mais elevada do que outra, de igual natureza e idêntica porosidade, mas saturada por
água salgada.
RESISTIVIDADE X SALINIDADE
A quase totalidade dos ions presentes na água das formações são de Na+ e Cl-,
condutores de corrente elétrica. Quanto maior a salinidade, maior a condutividade elétrica e
menor a resistividade da rocha (Figura 1).
Figura 1 – Gráfico mostrando a relação entre condutividade e concentração
iônica para vários substâncias.
RESISTIVIDADE X TEMPERATURA
Em soluções salinas, quanto maior a temperatura, maior a condutividade elétrica e, por
isso, menor a resistividade (Figura 2). A unidade de temperatura usualmente utilizada na
interpretação de perfis é Farenheit.
oF = 1,8 x oC + 32
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Figura 2 – Gráfico mostrando a relação entre resistividade e temperatura para várias
concentrações de NaCl.
RESISTIVIDADE X POROSIDADE
A porosidade é determinada pela textura da rocha, grau de compactação, cimentação,
etc. A resistividadeé inversamente proporcional à porosidade (Figura 3).
Figura 3 – Gráfico mostrando a relação entre resistividade e porosidade.
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1.4. AMBIENTE DE PERFILAGEM
Durante a perfuração de um poço há uma constante interação entre o fluido de
perfuração e as rochas atravessadas pelo poço. Esta interação é responsável, muitas vezes, por
respostas em perfis diferentes do esperado. Assim, se faz necessária uma constante
preocupação com o tipo de fluido utilizado para a perfuração de um poço e a interação entre
fluido e ferramenta de perfilagem. A utilização de um determinado fluido pode limitar o uso
de uma ferramenta ou mesmo comprometer as condições mecânicas do poço.
Uma das principais funções do fluido de perfuração é evitar a produção de fluidos das
rochas perfuradas. Por isso, o fluido de perfuração é geralmente elaborado com argila e outros
componentes químicos em suspensão na água, com densidade apropriada, produzindo uma
pressão hidrostática maior que a pressão estática da formação. Como resultado deste
diferencial de pressão, haverá a invasão da fração líquida do fluido de perfuração (filtrado de
lama) nos intervalos permoporosos, em direção ao meio de menor pressão. Esta filtração
provoca, após determinado tempo, a formação do reboco, que é uma camada constituída pelos
componentes sólidos da lama (argila, barita, etc), com espessura variando de milímetros a
poucos centímetros, que impede a continuidade da invasão. A profundidade de invasão é
diretamente proporcional ao diferencial de pressão e às mobilidades dos fluidos da formação e
do filtrado e inversamente proporcional à porosidade da rocha.
As leituras dos diferentes tipos de perfis são afetadas pelo reboco e pela zona invadida,
conforme o raio de investigação das ferramentas. O esquema apresentado na Figura 4 mostra
simplificadamente o que ocorre em uma rocha porosa quando em contato com o fluido de
perfuração.
A interação que ocorre entre uma rocha e o fluido de perfuração deve ser bem
compreendida, pois o raio de investigação das ferramentas é limitado, sendo as leituras
influenciadas por esta interação. Horizontalmente pode-se dividir o ambiente de perfilagem
em três principais zonas de influência.
Poço – área limitada ao diâmetro perfurado, onde atua a pressão hidrostática (PH) e
onde se forma o reboco que se desenvolve nas paredes das rochas porosas.
Zona Lavada – zona invadida pelo filtrado da lama. O diâmetro da zona lavada é
diretamente proporcional à permeabilidade e inversamente proporcional à porosidade. É
necessário considerar o tempo de exposição do reservatório ao fluido e a diferença entre as
pressões hidrostática e estática da rocha.
Zona Virgem – zona livre do fenômeno de invasão, que mantém as características
originais da rocha. Nesta zona atua a pressão estática (PE) que é a pressão da formação.
Considera-se também uma Zona de transição, contendo uma mistura de filtrado e
fluido da formação.
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Figura 4 – Ambiente de perfilagem, sendo Rm = resistividade da lama, Rmf = resistividade do filtrado
da lama, Rmc = resistividade do reboco, Rxo = resistividade da zona lavada, Sxo = saturação de água
da zona lavada, Sw = saturação de água, So = saturação de óleo, Rt = resistividade da zona virgem e
Rw = resistividade da água da formação.
1.5. EQUIPAMENTO DE PERFILAGEM
Para a realização de perfilagens de poços são utilizados basicamente dois tipos de
unidades de aquisição:
• Unidade móvel – todos os equipamentos são instalados em um caminhão que
desloca-se para a locação onde foi perfurado o poço e realiza a aquisição dos
dados. É utilizada em poços terrestres (Figura 5);
• Cabine fixa – os equipamentos estão instalados em uma cabine ou unidade que é
transportada para a locação por helicóptero ou via marítima. É utilizada nas
perfurações off-shore e nas áreas remotas (Bacia do Amazonas/Solimões).
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Figura 5 – Equipamentos de perfilagem utilizados atualmente nas operações terrestres.
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2. PERFIS BÁSICOS
2.1. POTENCIAL ESPONTÂNEO - SP
Esta ferramenta registra a diferença de potencial entre um eletrodo móvel colocado no
poço e outro eletrodo de referência na superfície. A condição essencial para ocorrer deflexão
na curva de SP é o contraste de salinidade entre o filtrado da lama e a água da formação, isto
porque as deflexões do SP (Spontaneous Potential) expressam uma diferença de potencial
dentro do poço, criada a partir de movimentações iônicas entre fluidos de diferentes
salinidades.
A movimentação de ions nas paredes do poço pode ser atribuída basicamente a dois
processos:
Potencial Eletrocinético ou de Filtração - ocorre em formações permeáveis onde
houve formação de reboco. Portanto, existiu um diferencial de pressão entre o poço e a
formação, que permitiu a filtração e, conseqüentemente, a movimentação de cargas elétricas
positivas (cátions) do filtrado, através do reboco e da zona lavada e nos folhelhos, causando
um desbalanceamento elétrico. A força eletromotriz gerada na zona lavada será muito
pequena porque a maior parte da pressão diferencial é dissipada no reboco. Frente a litologias
impermeáveis, como folhelho, há filtração de ions e a deflexão na curva SP é uma resultante
do diferencial de pressão entre a zona de folhelho e a zona permeável.
O Potencial Eletrocinético pouco contribui para a deflexão do SP, isto porque as forças
eletromotrizes que se desenvolvem frente aos folhelhos são compensadas por aquelas que
atuam no reboco. 
Potencial Eletroquímico - é a interação entre dois fluidos, o filtrado presente na rocha
permeável e a água intersticial dos folhelhos adjacentes. Esta interação ocorre através de dois
processos:
• Transferência de ions de Na+, através dos folhelhos, da solução mais concentrada
para menos concentrada, gerando o chamado Potencial de Membrana, que é
responsável por quase 80% da deflexão (Figura 6);
• Transferência de ions Cl- , cuja mobilidade é maior do que a do Na+, produzida na
borda da zona invadida da solução mais concentrada para menos concentrada,
equivalente a um fluxo de corrente convencional em sentido oposto, originando o
Potencial de Líquido-Junção. Este potencial equivale a um quinto do Potencial
de Membrana.
CARACTERÍSTICAS DO PERFIL
A curva de SP é apresentada no primeiro track (pista 1) do perfil, junto com as curvas
de Raios Gama, Cáliper e Tensão, em combinação com os perfis de resistividade. As escalas
mais comuns são de 10 ou 20 mV por divisão da pista.
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Esta curva apresenta, frente a folhelhos e a litologias impermeáveis, um
comportamento retilíneo, denominado de linha-base dos folhelhos. Frente a litologias
permeáveis, o SP apresenta deflexões a partir desta linha-base. Ocorre deflexão para direita
(positiva), quando o filtrado da lama possui salinidade maior que a da formação e para
esquerda (negativa), quando a salinidade do filtrado for menor que a da água de formação.
Figura 6 – Deflexão da curva de SP diante das litologias permeáveis.
APLICAÇÕES
• Avaliação qualitativa da permeabilidade;
• Indicador de argilosidade e qualidade do reservatório;
• Correlação;
• Determinação da resistividade da água de formação.
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2.2. RAIOS GAMA - GR
A ferramenta de raios gama mede a radioatividade natural das formações, com base no
decaimento dos átomos entre isótopos, acompanhada por emissão de partículas α, β e γ e
geração de calor.
O perfil GR é básico e indispensável em qualquer programa de perfilagem de poço
exploratório e explotatório. Em rochas sedimentares, a curva de raios gama reflete o conteúdo
argiloso da rocha, pois os elementos radioativos tendem a se concentrar em minerais argilosos
e por conseguinte, em folhelhos. As formações “limpas”, arenitos quartzosos por exemplo,
têm um nível radioativo baixo. Arenitos feldspáticos, no entanto, apresentam alto índice
radioativo.
PRINCÍPIOS E CARACTERÍSTICAS DO PERFIL
Os raios gama podem ser entendidos como ondas eletromagnéticasde alta energia
(0,1 e 10 MeV) emitidas por elementos radioativos tais como 40K, 232U e 238Th, responsáveis
por quase toda radiação gama da Terra.
O equipamento consiste em um cintilômetro com um cristal capaz de emitir um fóton
ao ser atravessado pelo raio gama (Figura 7). O fóton é detectado por um fotomultiplicador,
produzindo um impulso elétrico que é registrado e transformado em uma curva. A escala
utilizada para dimensionar tal energia é linear e expressa em unidade API. Uma unidade API
é definida como 1/200 da diferença nas medições do perfil entre duas zonas de diferentes
intensidades de raios gama de um poço-teste na Universidade de Houston.
A curva de GR é sempre registrada no primeiro track, com escala linear que pode
variar desde 0-150 a 0-300 unidades API, conforme a área pesquisada.
Figura 7 – Princípio da ferramenta raios gama, onde a radioatividade natural passa por um cintilômetro
capaz de emitir fóton, que é detectado por um fotomultiplicador produzindo um impulso elétrico e
transformado em uma curva.
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APLICAÇÕES
• Identificação litológica;
• Correlação geológica;
• Correlação para intervenção e completação de um poço;
• Estimativa de argilosidade tanto qualitativamente quanto quantitativamente;
• Análise sedimentológica, inferências sobre ambientes deposicionais;
• Identificação de discordâncias geológicas.
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3. PERFIS DE RESISTIVIDADE
Os perfis de resistividade são fundamentais na avaliação de formações, pois possuem
as seguintes aplicações:
• Determinação da resistividade da formação (Rt);
• Identificação de zonas portadoras de hidrocarbonetos e contatos entre fluidos;
• Cálculo de saturação de água.
Apresenta-se abaixo uma descrição sucinta das várias ferramentas de resistividade,
separadas em três grupos, de acordo com seus princípios de funcionamento: Elétrica-
Convencional (ES), Indução e Latero-Perfil. Embora muitas destas ferramentas já estejam
fora de uso, é importante conhecer suas características, pois em poços antigos estes registros
são os únicos disponíveis.
3.1. ELÉTRICO - CONVENCIONAL - ES
PRINCÍPIO
Na ferramenta ES (Elétrico - Convencional) os valores de resistividade são
determinados pela diferença de potencial entre dois eletrodos ao se fazer passar, através da
formação, uma corrente elétrica. Quanto maior o espaçamento entre os eletrodos, mais
profunda é a investigação da ferramenta. 
Este perfil mede a resistividade aparente da formação, visto que é muito afetado pelo
diâmetro do poço, pela zona invadida e pela camada adjacente. Só funciona em lamas
condutivas. Atualmente está fora de uso.
3.2. INDUÇÃO
Os perfis de indução apresentam uma grande vantagem em relação aos elétricos, pois
podem ser corridos em lamas não condutivas (base óleo). São mais indicados para formações
com baixas resistividades e não apresentam boa resolução em lamas muito condutivas (acima
de 100.000 ppm de NaCl).
PRINCÍPIO
As ferramentas de indução emitem uma corrente alternada de alta freqüência e
intensidade constante através de uma bobina transmissora. O campo magnético criado induz
correntes secundárias alternadas na formação, que, por sua vez, geram campos magnéticos
que induzem sinais na bobina receptora (Figura 8). A corrente induzida na bobina receptora é
proporcional à condutividade da formação.
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Figura 8 – Sistema básico de indução com duas
bobinas.
3.2.1. INDUÇÃO - ELÉTRICO - IES
Registra duas curvas de resistividade com raios de investigação de 16” (Normal Curta)
e 40” (Indução). O dispositivo que gera a curva Normal Curta possui princípio semelhante ao
da ferramenta ES.
O perfil é apresentado no track 2, com escala linear de 0 a 20 ohm.m e back-up de 20
a 200 ohm.m. No track 3 é apresentada a curva de condutividade.
Atualmente está ultrapassada e fora de utilização.
3.2.2. INDUÇÃO ESFÉRICO FOCALIZADO - ISF
A ferramenta fornece duas curvas, ambas representadas no track 4 (2+3), com escala
logarítmica de 0,2 a 2000 ohm.m que apresentam as seguintes características:
• SFL (esférica focalizada) - obtida pela presença de correntes focalizadas que dão
uma forma aproximadamente esférica para as superfícies eqüipotenciais. Essa
curva tem um raio de investigação em torno de 16”, sendo indicada para a leitura
da resistividade da zona invadida, mas com efeitos do poço minimizados quando
comparada com a Normal Curta da ferramenta IES.
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• ILD (indução profunda) - obtida através de uma variação na disposição de
eletrodos e bobinas resultando numa leitura de resistividade com menor influência
da zona invadida.
Observações:
As curvas ILD e SFL, quando comparadas, podem fornecer informações quanto à
permeabilidade ou quanto à extensão da zona invadida. Por exemplo, uma separação entre as
duas curvas frente a um intervalo pode caracterizar uma zona com boa permeabilidade,
enquanto que a coincidência entre estas curvas pode indicar baixa permeabilidade.
3.2.3. DUPLO INDUÇÃO - DIT
Esta ferramenta é mais moderna e substituiu a ferramenta ISF. Apresenta duas curvas
de indução, uma média (ILM) e outra profunda (ILD), além da curva SFL do Indução
Esférico Focalizado (ISF).
3.2.4. ARRAY INDUCTION IMAGER TOOL - AIT
A ferramenta AIT representa a última geração em equipamentos de indução. O
princípio de funcionamento é semelhante ao das outras ferramentas de indução, porém com
várias inovações (Figura 9).
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Figuras 9 – Configuração da ferramenta AIT e comparação das dimensões da ferramenta AIT
convencional com a AIT do Platform Express.
A ferramenta AIT tem um transmissor que opera, simultaneamente, em 3 freqüências e
8 sensores de indução balanceados, com espaçamento que variam desde algumas polegadas a
vários pés (Figura 9). Os sinais são enviados em fase, de forma a obter 28 leituras de
resistividade a cada intervalo de 3 polegadas. Essas 28 medidas geram 5 curvas com raios de
investigação de 10, 20, 30, 60 e 90 polegadas, permitindo uma melhor definição do fluido,
não só da zona virgem, como também zona invadida.
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A grande inovação desta ferramenta provém do processamento que gera imagens do
reservatório em dimensões resistivas radiais e volumétricas. Estas imagens profundas de
resistividade são apresentadas em duas dimensões, mostrando o reboco e efeitos da invasão e,
quando submetidas a técnicas de interpretação, podem ser convertidas em imagens de
saturações.
3.3. PERFIS COM ELETRODOS FOCALIZADOS - LATERO-PERFIS
As ferramentas de latero-perfis funcionam através da emissão de corrente elétrica e,
portanto, necessitam de lamas condutivas para o registro dos perfis. São indicadas nos casos
em que as ferramentas de indução não apresentam boa resolução, ou seja:
• Lamas muito condutivas (acima de 100.000 ppm de NaCl);
• Altas resistividades.
PRINCÍPIO
A ferramenta emite uma corrente elétrica constante através de um eletrodo central Ao.
Simetricamente a este, existem eletrodos compensadores (A1 e A2) que enviam correntes
ajustáveis com o objetivo de focalizá-la perpendicularmente ao poço para dentro da formação.
A ferramenta registra a diferença de potencial entre um eletrodo monitor localizado na
ferramenta e outro na superfície. Esta diferença de potencial é proporcional à resistividade da
formação (Figura 10).
Foram desenvolvidos vários tipos de equipamentos com mesmo princípio, sempre com
objetivo de melhor focalizar as correntes na formação, buscando atingir a zona virgem. Entre
as ferramentas historicamente mais utilizadas estão o LL-3 e o LL-7.
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Figura 10 – Esquema da ferramenta evidenciando a focalização da corrente emitida.
3.3.1. DUAL LATERO LOG - DLL
Atualmente o DLL é o latero-perfil mais utilizado. Esta ferramenta fornece duas
curvas de resistividade, uma rasa (LLS) e outra profunda (LLD).
O princípio de funcionamento é o mesmo dos outros latero-perfis, mas apresenta
mudanças na quantidade e arranjo dos eletrodos (Figura11).
Figura 11 –Distribuição de eletrodos principais (A) e monitores (M) na ferramenta DLL.
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APLICABILIDADE DAS FERRAMENTAS DE INDUÇÃO E DLL
O contraste entre as resistividades do filtrado da lama (Rmf) e da água da formação
(Rw), associado à variação da porosidade, é que define as situações onde deve-se,
preferencialmente, usar DLL ou perfil de indução. Para facilitar esta decisão, utiliza-se
basicamente o gráfico mostrado na Figura 12.
Mais recentemente, além da relação Rmf / Rw, utiliza-se a influência do sinal do poço,
que é função da resistividade da lama (Rm), do cáliper e do standoff da ferramenta, para a
escolha da ferramenta de resistividade mais apropriada às características do poço e do
ambiente de perfilagem.
Figura 12 – Aplicabilidade da ferramenta de indução
ou DLL em função da porosidade e do contraste Rmf /
Rw (Schlumberger, 1979).
20
3.3.2. HIGH-RESOLUTION AZIMUTHAL LATEROLOG SONDE - HALS
Esta ferramenta tem princípio semelhante ao DLL, desenvolvida especialmente para o
novo sistema de perfilagem compacto da Schlumberger, denominado de Platform Express
(Figura 13).
O perfil apresenta duas curvas, uma de resistividade rasa e outra profunda, que,
quando processadas, geram imagens de resistividade.
21
Figura 13– Características da ferramenta HALS da Schlumberger desenvolvida para o sistema
Platform Express.
22
3.4. PERFIS DE MICRORRESISTIVIDADE - MSFL
As ferramentas de microrresistividade possuem um dispositivo esférico focalizado
(SFL) em menor escala, com eletrodos montados em patim de borracha flexível. A
focalização é obtida através de eletrodos auxiliares que, em vez de forçar a corrente a
concentrar-se em um raio estreito, impede apenas que a mesma circule na lama e no reboco
(Figura 14).
Figura 14 – Representação esquemática da ferramenta MSFL.
A principal utilização do MSFL é fornecer medidas da resistividade da zona invadida
(Rxo). Essa informação é fundamental para avaliar reservatórios com grande invasão e
também para identificar e calcular a saturação de hidrocarbonetos em zonas de água doce
(Figura 15).
23
Figura 15 – Exemplo esquemático de um reservatório com água doce e óleo. Utilizando-se as duas
curvas de resistividade é possível diferenciar reservatórios com água doce e salgada.
24
Tabela 2 – Resumo prático para ferramentas de resistividade.
FERRAMENTA PRINCÍPIO APRESENTAÇÃO APLICAÇÕES OBSERVAÇÕES
IES
(INDUÇAO ELÉTRICO)
* Emite corrente de alta
freqüência e intensidade
constante, gerando campo
magnético.
* Perfil apresentado no track 2,
em escala linear (0 a 20 ohm.m).
Fornece duas curvas: Indução
(40”) / Normal Curta (16”).
* Ferramenta fora de uso.
ISF
(INDUÇÃO ESFÉRICO
FOCALIZADO)
* Princípio idêntico ao IES, mas
trabalha com correntes
focalizadas, gerando superfícies
eqüipotenciais.
* Perfil apresentado no track 4,
em escala logarítmica (0,2 a
2000 ohm.m). Fornece duas
curvas: Indução Profunda (40”) e
Esférica Focalizada (SFL – 16”).
* Determinação de Rt.
* Identificação de hidrocarbonetos
e contatos entre fluidos.
* Cálculo de saturação.
DIT
(DUPLO INDUÇÃO)
* Princípio semelhante ao ISF. * Perfil apresentado no track 4,
em escala logarítmica (0,2 a
2000 ohm.m). Fornece três
curvas: Indução Média (ILM),
Indução Profunda (ILD) e
Esférica Focalizada (SFL).
* Salinidade máxima de 100.000
ppm de NaCl para fluido de
perfuração.
* Mais indicado para baixos
valores de Rt.
AIT
(ARRAY INDUTION
IMAGER TOOL
* Princípio semelhante ao ISF,
porém com maior número
eletrodos e arranjo diferente.
* Perfil apresentado no track 4,
em escala logarítmica (0,2 a
2000 ohm.m). Fornece cinco
curvas de indução com raios de
investigação de 10, 20, 30, 60 e
90”.
DLL
(DUAL LATEROLOG)
* Funciona com dois eletrodos
compensadores, simétricos,
emitindo correntes focalizadas
que penetram na formação
perpendicularmente.
* Perfil apresentado no track 4,
em escala logarítmica (0,2 a
2000 ohm.m). Fornece duas
curvas de investigação: profunda
(LLD) e rasa (LLS).
* Aplicações idênticas a dos
perfis de indução acima, sendo
que o DLL tem melhor resolução
vertical.
* Indicada para zonas com alta
resistividade.
*Não funciona em lama de base
óleo.
MSFL
MICRORESISTIVIDADE
Ferramenta com dispositivo
esférico focalizado (SFL) em
menor escala, com eletrodos
sobre um patim de borracha.
* Perfil apresentado no track 4,
em escala logarítmica (0,2 a
2000 ohm.m).
* Permite medir resistividade da
zona invadida (Rxo).
*Delimita camadas permeáveis.
* Fundamental na avaliação de
zonas portadoras de
hidrocarboneto associado à água
doce.
25
4. PERFIS DE POROSIDADE
4.1. PERFIS ACÚSTICOS
4.1.1. SÔNICO - BCS/BHC
O perfil sônico é um dos mais utilizados na pesquisa de hidrocarbonetos. A ferramenta
determina o tempo que uma onda sonora compressional necessita para percorrer a distância de
1 pé na formação, sendo denominado tempo de trânsito (∆t), cuja unidade é µsec/ft. 
O perfil sônico apresenta as seguintes aplicações:
• Determinar a porosidade da formação investigada;
• Checar seção sísmica e correlação com outros poços;
• Identificar fraturas, associado a outros perfis.
PRINCÍPIO
A ferramenta emite uma onda sonora que viaja pela formação e é detectada pelos
receptores. O que se mede é o tempo decorrido entre a emissão da onda e a detecção do
primeiro sinal, que é denominado de tempo de trânsito ou ∆t.
As ferramentas BHC (BoreHole Compensated) / BCS (Borehole Compensated Sonic)
funcionam com dois transmissores e quatro receptores arranjados em pares, sendo dois
receptores para cada transmissor. Os transmissores são ativados alternadamente e as leituras
de ∆t são feitas em pares de receptores também alternados, sendo computada uma média das
leituras ponto a ponto, automaticamente, visando eliminar problemas como irregularidades do
poço e inclinação da ferramenta. O próprio software utilizado fornece o que se denomina de
tempo de trânsito integrado (TTI), ficando registrado no lado esquerdo do track 2 em
milisegundos, permitindo calcular a velocidade de propagação da onda na rocha, diretamente
do perfil, em qualquer profundidade.
O tempo de trânsito (∆t) é função da litologia e da porosidade, podendo-se obter
indiretamente a porosidade total da rocha por meio da fórmula de Willie (experimental).
φs = ∆t lido - ∆t ma 
∆t f - ∆t ma
Onde:
φs = porosidade sônica;
∆t lido = tempo de trânsito lido no perfil;
∆t ma = tempo de trânsito da rocha matriz;
∆t f = tempo de trânsito no fluido, geralmente 189 µsec/ft
26
O perfil sônico é muito afetado pela argilosidade, pois a presença de argila nos poros
da rocha aumenta o valor do ∆t, fazendo com que a porosidade calculada seja maior do que a
real.
Com a evolução eletrônica na década de 90, novas ferramenta acústicas foram
disponibilizadas, tais como as ferramentas LSS - sônico de espaçamento longo e SDT - sônico
digital .
A ferramenta sônico de espaçamento longo (LSS) possui 2 transmissores e 2
receptores, porém com maior espaçamento entre os mesmos. Enquanto que na BHC/BCS o
espaçamento transmissor/receptor é de 3 e 5 pés, na LSS o espaçamento é de 10 e 12 pés
(Figura 16). A grande vantagem desta ferramenta é fornecer ∆t a uma profundidade de
investigação maior, minimizando o problema de leitura de lama em poços com grandes
diâmetros ou cáliper excessivo.
Já a ferramenta sônico digital (SDT) é mais moderna, representando um
aperfeiçoamento da LSS através da utilização de um arranjo de 8 receptores, possibilitando a
leitura de ∆t com vários espaçamentos (3/5, 5/7, 8/10 e 10/12 pés). Este arranjo, somado à
possibilidade de operação em duas freqüências (alta e baixa), permite o registro da forma da
onda completa, ou seja, ondas compressionais, cisalhantes e stoneley, porém apenas em
formações com alta velocidades (∆t menor do que 100 µsec/ft).
Figura16 – Comparação esquemática entre as ferramentas BHC e LSS mostrando as diferenças entre
arranjos de transmissores e receptores.
27
EFEITOS QUE AFETAM AS LEITURAS DO TEMPO DE TRÂNSITO
• Saltos de Ciclo - ocorre quando os receptores não conseguem detectar a primeira
chegada devido à baixa amplitude da mesma. Assim, será registrada a segunda ou
terceira frente de onda e o ∆t será maior que o real. Os saltos de ciclo são comuns
em poços com cáliper excessivo, zonas fraturadas e portadoras de gás;
• Ruídos - qualquer sinal detectado pelo receptor que chegue antes daquele emitido
pelo transmissor, produzindo um ∆t menor do que o real. Tal problema ocorre
devido à alta velocidade da perfilagem ou pelo atrito dos centralizadores com as
paredes do poço;
• Diâmetro do poço - em poços com diâmetro maior que 24” é impraticável a
utilização do sônico.
OBSERVAÇÕES IMPORTANTES
• Controle de qualidade das leituras – verificar leitura do ∆t no revestimento que
deve ser igual a 57 µsec/ft;
• Checar integração do TTI - lê-se, em um intervalo de tempo de trânsito
aproximadamente constante, o valor de ∆t entre dois picos. A distância em metros
entre os dois picos do perfil deve ser igual a 304,8 / ∆t.
4.1.2. SÔNICO DIPOLAR - DSI
A ferramenta do sônico dipolar, assim como a monopolar (SDT), foi concebida para
registrar o trem de ondas, sendo possível individualizar as ondas compressionais (P),
cisalhantes (S) e stoneley. A diferença em relação ao sônico monopolar é o registro da onda
cisalhante em formações com baixas velocidades (pouco consolidadas), mesmo quando estas
apresentam ∆t maior que o do fluido de perfuração.
PRINCÍPIO
A ferramenta DSI utiliza uma fonte de emissão de onda dipolar (Figura 17) que
funciona como um pistão, gerando um aumento de pressão em um lado da parede do poço e
um decréscimo do outro. Com este processo gera-se uma onda direcional/flexural, diferindo
do sônico monopolar que gera uma onda multidirecional. Essa onda flexural produz na
formação ondas compressionais, cisalhantes e stoneley que são registradas nos receptores
(Figura 18).
A emissão do sinal da ferramenta é feita por dois transmissores dipolares e um
monopolar, enquanto que a recepção se dá através de 8 estações compostas de 4 hidrofones
cada, espaçadas de 6 polegadas.
28
Figura 17 – Esquema de transmissores e receptores da ferramenta Dipolar.
APLICAÇÕES
• Avaliação de formações - um dos parâmetros da rocha que a ferramenta DSI
pesquisa é a Razão de Poisson, que traduz a deformação lateral de um material
quando sujeito a uma pressão longitudinal. A saturação de gás tende a reduzir a
Razão de Poisson, muitas vezes drasticamente, de modo que valores extremamente
baixos podem indicar uma formação saturada de gás;
• Interpretação Sísmica - elaboração de sismograma sintético e calibração de AVO
(anomalia sísmica de amplitude e velocidade);
• Determinação das propriedades mecânicas da rocha - usadas para cálculo da
pressão de poros e estabilidade do poço;
• Identificação de fraturas.
29
Figura 18 – Esquema de uma fonte dipolar que emite ondas direcionais, gerando uma onda flexural
que caminha nas paredes do poço. 
30
4.2. PERFIS RADIOATIVOS
4.2.1. LITHODENSITY TOOL - LDT
A ferramenta determina dois atributos fundamentais de uma rocha reservatório:
densidade (ρb) e índice de absorção fotoelétrico (Pe). Também fornece o cáliper de poço e a
correção de densidade (∆ρ).
PRINCÍPIOS
A ferramenta emite raios gama através de uma fonte radiativa (60Co ou 137Cs) colocada
em um patim que é pressionado contra a parede do poço (Figura 19). A colisão destes raios
gama com os átomos da formação produz dois tipos de interação:
• Efeito Compton - ocorre quando um fóton incidente colide com um elétron, sendo
sua energia dividida entre a energia cinética do elétron e um fóton (raio gama)
“dissipado”. O Efeito Compton é proporcional à densidade eletrônica da formação,
gerando assim a curva de densidade (ρb) no perfil LDT;
• Efeito Fotoelétrico - ocorre quando o raio gama incidente apresenta baixo nível de
energia (devido ao Efeito Compton), sendo totalmente absorvido pelo átomo
durante a colisão, transmitindo sua energia para o átomo em forma de energia
cinética. Esta interação constitui a base do perfil litológico ou fator fotoelétrico
(Pe), pois este fenômeno depende do elemento que interage. O fator fotoelétrico
(Pe) é muito pouco afetado pelas variações da porosidade, porém é muito sensível
a qualquer mudança litológica.
A ferramenta determina a densidade da rocha (ρb) através da intensidade dos raios
gama “dissipados” pelo Efeito Comptom, que é medida a uma distância fixa da fonte. Assim,
em formações densas, poucos raios gama são detectados, visto que o número de colisões é
alto e os raios gama perdem energia em cada colisão, até serem absorvidos sob o efeito
fotoelétrico. Em formações com baixa densidade poucas colisões acontecem, menor energia é
perdida e, conseqüentemente, maior número de raios gama é detectado. Na realidade, a
ferramenta mede a densidade eletrônica da formação que, na maioria das rochas, é igual a
densidade (ρb).
A porosidade é obtida a partir da densidade pela seguinte fórmula:
φD = ρma - ρb 
 ρma - ρf
onde: φD = porosidade obtida a partir do perfil de densidade;
ρma = densidade de matriz, 
ρb= densidade lida no perfil;
ρf = densidade do fluido que satura a rocha
31
Figura 19 - Esquema da ferramenta LDT, ressaltando a proximidade com parede do poço.
FERRAMENTA E PERFIL
A ferramenta LDT é constituída por um patim que passa rente à parede do poço, onde
se localiza uma fonte radioativa e um conjunto de 2 detectores de raios gama (Figura 19). O
perfil normalmente é apresentado no track 4 com as curvas de ρb, Pe e Neutrão, no track 3
com a curva de correção do densidade (∆ρ) e no track 1 com as curvas de Raios Gama e
Cáliper.
FATORES QUE AFETAM AS LEITURAS DO LDT
• Zonas de gás - podem afetar leituras de ρb, aumentando a porosidade lida.
Efetuam-se correções adequadas aplicando-se a equação de Gaymard;
• Argilas - tendem a baixar as leituras de ρb, embora seja o perfil menos
influenciado pela argilosidade;
• Diâmetro do poço e rugosidade;
• Fraturas;
• Reboco - depende da espessura e da composição. O LDT tem um patim que raspa
a formação e tende a remover parte do reboco;
• Baritina - substância química da lama que possui alta capacidade de captura de
raios gama.
32
APLICAÇÕES
• Determinação da densidade da rocha;
• Determinação da porosidade (é o melhor perfil de porosidade);
• Identificação de zonas de gás em conjunto com o perfil Neutrão;
• Avaliação de arenitos argilosos;
• Litologia e correlação;
• Interpretação de litologias complexas, através da análise de curvas de Pe;
• Identificação de minerais pesados;
• Medidas de densidade em formações com baixa porosidade, com precisão de 0,01
g/cc num intervalo de 2,0 a 3,0 g/cc.
4.2.2. COMPENSATED NEUTRON LOGGING - CNL
Ferramenta utilizada para determinar a porosidade, com base na quantidade de
hidrogênio existente numa rocha reservatório. É utilizada, principalmente, na identificação de
zonas de gás e, secundariamente, para análise litológica e correlação. 
PRINCÍPIOS
A ferramenta CNL consiste numa fonte radioativa que emite continuamente neutrons
de alta energia (4 Mev) que se chocam com núcleos de átomos da formação e vão perdendo
parte de sua energia a cada colisão. A quantidade de energia perdida será proporcional à
massa do núcleo com o qual se choca e será maior quando o choque ocorrer com átomo de
hidrogênio pois este possui massa atômica idêntica a do nêutron. A energia média perdida
nesta colisão é da ordem de 50% (Figura 20).
Figura 20 – Esquema mostra como a energia emitida pela fonte é dissipada na formação.
33
Desta forma, a velocidade da perda de energia é proporcional à quantidade de
hidrogênioda formação. À medida que perdem energia, os neutrons mudam de estágio,
passando por epitermal (100 a 0,025eV) e termal (abaixo de 0,025eV), quando então se
dispersam sem ordem, sem perder energia, até que sejam capturados por núcleos de átomos
tais como Cl, H, Si ou detectados pela ferramenta (Figura 21).
Figura 21 – Estágios de energia do nêutron.
A ferramenta mede a quantidade de neutrons termais, que é inversamente proporcional
à concentração de hidrogênio na rocha. Se a concentração de hidrogênio da formação próxima
à fonte for alta, a maioria dos neutrons serão retardados e capturados. Caso contrário, os
neutrons viajarão mais longe antes de serem aprisionados. Como a distância da fonte ao
detector é fixa, uma maior leitura de neutrons termais corresponderá a uma menor
concentração de hidrogênio na formação.
FERRAMENTA E PERFIL
A ferramenta CNL consiste em uma fonte de emissão de neutrons e dois detectores,
um mais próximo e outro mais distante da fonte (Figura 22).
Figura 22 - Esquema da ferramenta CNL.
34
Quanto à apresentação em perfil, a curva de Neutrão é apresentada junto à curva do
LDT no track 4, à direita das curvas Raios Gama e Cáliper. A ferramenta CNL é calibrada
para rochas carbonáticas, fornecendo leituras de porosidades diretas, enquanto que, para
arenitos, deve-se adicionar 4% de porosidade à leitura do perfil.
FATORES QUE AFETAM AS LEITURAS DA FERRAMENTA CNL
• Os perfis neutrônicos respondem à quantidade de hidrogênio presente na formação,
o que corresponde ao espaço poroso preenchido por líquidos em formações
"limpas" (não argilosas), uma vez que o óleo e a água possuem a mesma
quantidade de hidrogênio por unidade de volume. Quando existe gás no
reservatório, o perfil neutrão fornecerá uma porosidade mais baixa do que a real
(alta concentração de neutrons no detector), refletindo uma baixa concentração de
hidrogênio. Fatores como argilosidade e profundidade da zona invadida mascaram
esse efeito;
• As porosidades lidas são confiáveis somente em formações "limpas", pois o CNL é
muito influenciado pela argilosidade, uma vez que folhelhos e argilas possuem
muita água estrutural;
APLICAÇÕES
• Avaliação de porosidade;
• Indicação de argilosidade;
• Detecção de gás;
• Identificação de litologias;
• Correlação;
• Aquisição também a poço revestido.
35
5. INTERPRETAÇÃO QUANTITATIVA DE PERFIS
A interpretação quantitativa de perfis fornece os valores básicos para se determinar o
volume de hidrocarboneto em determinada zona. Os dados mais importantes são:
resistividade, porosidade efetiva, espessura porosa com hidrocarboneto, que podem ser lidos
diretamente do perfil, e o calculo da saturação de água (Sw).
Existem várias fórmulas para determinação de Sw, sendo a mais simples a fórmula de
Archie. Atualmente, executam-se cálculos mais sofisticados, com correções ambientais e de
argilosidade, feitos em computador por sistemas complexos (Workbench e Desktop
Petrophysics).
O objetivo deste capítulo é mostrar apenas o método expedito (de campo), ou seja, a
avaliação através da fórmula de Archie. 
5.1. FÓRMULA DE ARCHIE
O cálculo da saturação de água em uma rocha-reservatório depende,
fundamentalmente, de três parâmetros: resistividade da água de formação (Rw), resistividade
da formação (Rt) e porosidade (φ). Sabe-se que a água salgada é pouco resistiva, enquanto
que os hidrocarbonetos têm resistividades altas.
Assim, uma rocha, com determinada porosidade, saturada de água salgada é muito
menos resistiva do que se estivesse saturada com hidrocarbonetos (óleo e/ou gás). Esta
constatação é o princípio básico para o cálculo de saturação de água.
FATOR DE FORMAÇÃO
É a relação entre a resistividade de uma rocha, com determinada porosidade,
totalmente saturada de água (Ro) e a resistividade da água que satura os poros da rocha (Rw).
Esta relação (Ro/Rw) é fundamental para a avaliação de formações.
Se a resistividade da água da formação (Rw) diminui, ou seja, sua salinidade aumenta,
a resistividade da rocha (Ro) decresce. Foi demonstrado experimentalmente por Archie
(1941) que este decréscimo de Ro é proporcional à redução do Rw, ou seja, para um dado
decréscimo de Rw, Ro decresce de um determinado valor, de modo que o fator de
proporcionalidade permanece constante. O Fator de Formação é, portanto, uma propriedade
intrínseca da rocha.
Ro α Rw
36
Este fator de proporcionalidade é denominado de Fator de Formação (F), que é
expresso por:
F = Ro / Rw
onde:
Ro = Resistividade da rocha 100% saturada de água
Rw = Resistividade da água de formação
INFLUÊNCIA DA POROSIDADE NO FATOR DE FORMAÇÃO
Considere-se uma rocha com determinada porosidade totalmente saturada de água
salgada. Se sua porosidade diminui, observa-se que o Fator de Formação (Ro/Rw) aumenta,
pois a resistividade da rocha (Ro) cresce, comprovando que o Fator de Formação é
inversamente proporcional a porosidade, ou seja:
Ro α 1/φ
Foi demonstrado em laboratório que o Fator de Formação varia inversamente com a
porosidade segundo a equação abaixo:
F = a / φm = 1 / φ2 
Onde:
φ = porosidade;
a = coeficiente litológico que varia de 0,6 a 2 dependendo da rocha;
m = fator de cimentação ou tortuosidade. Varia de 1 a 3, de acordo com o tipo de
sedimento, geometria do poro, tipo de porosidade, sua distribuição e grau de compactação.
A obtenção de “a” e “m’ é realizada através de gráficos do tipo Ro/Rw x φ, mas a
PETROBRAS adota, genericamente, os seguintes procedimentos:
• Arenitos (a = 0,81 e m = 2): F = 0,81 / φ2
• Calcários (a = 1 e m = 2): F = 1 / φ2
37
RELAÇÃO SATURAÇÃO VERSUS RESISTIVIDADE
Os hidrocarbonetos comportam-se como isolantes elétricos, portanto apresentam alta
resistividade. Assim, para uma mesma porosidade, a formação terá uma resistividade mais
alta se for portadora de hidrocarbonetos ao invés de água salgada.
Considerando as equações:
F = Ro / Rw 
F = a / φm 
E igualando-as, temos:
Ro = a. Rw/ φm
Ou seja, para uma rocha 100% saturada de água, a resistividade da rocha (Ro) depende
de Rw, da porosidade e dos coeficientes litológico (a) e de cimentação (m). 
Caso certa quantidade de água de uma rocha 100% saturada seja substituída por
hidrocarboneto, a resistividade da rocha aumentará e será chamada, então, Rt, que é a
resistividade total da rocha independente do fluido. Archie realizou esta experiência em
laboratório medindo Rt para vários valores de saturação de água e de óleo e chegou a seguinte
relação:
Rt = Ro/Swn
sendo “n” aproximadamente igual a 2.
Substituindo Ro por (a.Rw / φ2), obtém-se a fórmula de Archie para cálculo da
saturação de água para arenitos não argilosos (limpos).
Sw2 = 0.81 x Rw para arenitos
 φ2 x Rt
Sw2 = Rw para calcários
 φ2 x Rt
38
Observa-se nestas equações a necessidade de se conhecer a resistividade da água da
formação (Rw) para o cálculo da saturação de água (Sw).
5.2. CÁLCULO RESISTIVIDADE DA ÁGUA DA FORMAÇÃO (RW)
Conforme a fórmula de Archie, visto que “a” é constante, são necessários três
parâmetros para o cálculo da saturação de água (Sw), quais sejam: resistividade total da
formação (Rt), porosidade (φ) e resistividade da água da formação (Rw). Rt e φ são lidos
diretamente nos perfis e Rw pode ser obtido através de vários métodos, sendo que os dois
mais utilizados são: salinidade da água da formação obtida por análise laboratorial e o
artifício da resistividade aparente da água (Rwa).
5.2.1. SALINIDADE DA ÁGUA DA FORMAÇÃO
É o método mais utilizado para o cálculo de Rw, pois, conhecendo-se a salinidade da
água da formação e sua temperatura no ponto desejado, obtém-se Rw diretamente através do
gráfico Gen-9 (Figura 23) do Log Interpretation Charts - Schlumberger, 1997.
Para determinar a temperatura (T) na profundidade requerida, procede-se do seguinte
modo:
• lê-se no perfil a temperatura do fundo do poço (BHT)ou a extrapolada (TE);
• calcula-se o gradiente geotérmico (∇T) através da fórmula
∇T = T fundo – T superfície / profundidade do poço
• calcula-se a temperatura no ponto desejado
T = ∇T x Profundidade + T superfície
A temperatura de superfície utilizada usualmente nos poços terrestres é de 80oF.
39
Figura 23 – Resistividade de soluções de NaCl versus
temperatura (Gráfico Gen-9, Schlumberger, 1997).
5.2.2. MÉTODO DO RWA MÍNIMO
Escolhe-se um reservatório com boa porosidade, "limpo" (sem argilosidade) e
claramente saturado por água salgada. Utiliza-se a fórmula:
Ro = a . Rw/φm onde Rw = Ro . φm / a
Substituindo Ro por Rt, Rw equivalerá a Rwa e obtém-se:
Rwa = Rt . φm / a
Como o ponto escolhido para o cálculo refere-se a uma zona saturada de água, Rt =
Ro, então Rwa = Rw.
Na prática calculam-se vários valores de Rwa e o menor deles, chamado Rwa mínimo,
é definido como Rw.
40
6. PERFIS SÍSMICOS
A sísmica de poço é uma técnica na qual um pulso sísmico é gerado próximo à
superfície e gravado por um sistema composto por unidade computadorizada, em superfície, e
geofone posicionado por cabo em diferentes profundidades e alinhado com o eixo do poço
(Figura 24).
A sísmica de poço é efetuada tanto em terra quanto no mar.
Os dados obtidos auxiliam a interpretação estrutural, estratigráfica e litológica dos
registros sísmicos de superfície e permitem ao geofísico determinar as velocidades sísmicas
com precisão, identificar camadas litológicas nas seções sísmicas, controlar a qualidade dos
dados sísmicos de superfície e prever as situações geológicas abaixo do fundo do poço.
Atualmente, no Brasil, aplicam-se duas técnicas de sísmica de poço:
• Perfil Sísmico Vertical (VSP);
• Tiros de controle ou Perfil Sísmico de Velocidade (check shot).
Figura 24 – Esquema de aquisição do check shot. Observar que a fonte está próxima ao poço com um
geofone de referência ao lado, que é responsável por medir o tempo e registrar o próprio sinal.
41
6.1. PERFIL SÍSMICO VERTICAL - VSP
O VSP é uma técnica que permite estudar a resposta sísmica da coluna geológica
acima e abaixo da posição do geofone no poço, o qual varia de profundidade em
espaçamentos regulares, pré-determinados, independente da seção litoestratigráfica
atravessada. Fornece traços sísmicos de alta qualidade nas proximidades do poço, com melhor
resolução e penetração que a sísmica de superfície, ajudando no seu reprocessamento,
calibração e interpretação.
Com a utilização do VSP, a propagação da onda sísmica pode ser estudada em cada
estação pesquisada, em função do tempo e da profundidade, propiciando acesso a informações
importantes sobre a origem de eventos primários e múltiplos e sobre a possível existência de
horizontes refletores abaixo do fundo do poço, além de possibilitar medidas da atenuação do
sinal sísmico.
PRINCÍPIO
As ondas geradas próximo à superfície se propagam até o geofone posicionado em
profundidade dentro do poço. O geofone registra duas frentes de onda, uma descendente e
outra ascendente resultante da reflexão da primeira nas interfaces rochosas localizadas abaixo
da posição do geofone e suas múltiplas. As ondas refletidas possuem energia extremamente
baixa quando comparadas com ondas descendentes (Figura 25).
A discriminação das ondas se faz através da obtenção de vários registros em diversos
níveis. O uso de técnicas especiais de processamento, similares às utilizadas em sísmica de
superfície (uso de filtros e deconvolução), permitem a eliminação de múltiplas e ruídos,
obtendo-se como produto final o registro dos refletores situados em níveis abaixo da
profundidade que o poço atingiu.
FERRAMENTA
As ferramentas usadas na aquisição de dados sísmicos de poço trabalham com dois
tipos de equipamentos:
• equipamentos de superfície - sistema de controle, sistema registrador, compressor
de ar, canhão, hidrofone e geofones de superfície;
• equipamentos de subsuperfície - dispositivo de ancoragem, sistema hidráulico de
alta pressão, geofones e amplificador.
42
Figura 25 – Esquema simplificado de aquisição do VSP, onde se ressalta a presença de três tipos de
ondas registrados em tempos distintos.
FUNCIONAMENTO E AQUISIÇÃO
São empregados vários tipos de fontes sísmicas para aquisição dos perfis sísmicos,
sendo três as principais características necessárias:
• potência - o poder de penetração das ondas sísmicas depende da quantidade de
energia liberada pela fonte. Quanto maior a potência, maior será a profundidade de
investigação;
• assinatura - a fonte deverá proporcionar uma assinatura de curta duração,
semelhante a um impulso (spike) e livre de distorções e ruídos;
• repetitividade - a forma do pulso sísmico não deve variar ao longo da perfilagem,
para não afetar a qualidade dos dados obtidos.
No Brasil, as fontes mais utilizadas são o canhão de ar (air gun) e dinamite. Em outras
partes do mundo, também é utilizado o caminhão vibrador (Figura 26).
43
Figura 26 – Formas mais comuns de arranjos para operações em terra e no mar com e sem offset.
Fonte: Sísmica de Poço – WEC Brasil, 1985.
A fonte sísmica mais versátil é o canhão de ar (air gun) que pode ser usado tanto no
mar quanto em terra, sendo que, neste caso, o canhão fica posicionado dentro de um poço
escavado previamente e completado com lama (Figura 27). Este canhão, alimentado por um
compressor de ar, é acionado de forma a gerar um pulso sísmico, na superfície, que será
registrado pelo geofone posicionado, em profundidade, dentro do poço. O sinal também será
captado por um geofone/hidrofone na superfície, posicionado próximo a fonte, registrando o
que se denomina de tempo de referência (tempo zero). Mede-se a partir daí o tempo entre o
sinal de referência e o geofone dentro do poço. Ambos os sinais são registrados em fita
magnética na unidade de perfilagem.
A fim de controlar a consistência dos tempos registrados e de eliminar possíveis ruídos
são efetuados diversos disparos de canhão com o geofone em uma mesma posição, em geral 5
ou 7.
44
Figura 27 – Utilização do air gun em terra e especificações para o poço de disparo.
Fonte: Sísmica de Poço – WEC Brasil, 1985.
A localização da fonte nas operações de VSP é um parâmetros de grande importância,
devendo a escolha do melhor offset ser feita em função da geometria das camadas, da
velocidade média da coluna litológica em estudo, da profundidade do intervalo a ser
registrado e das características locais dos ruídos.
PROCEDIMENTOS DE CAMPO
No campo, antes de iniciar uma operação de VSP, o geólogo fará a escolha dos níveis
para posicionar os geofones que devem ficar firmemente ancorados na parede do poço.
Durante a execução da operação, deve haver um monitoramento do desempenho da fonte a
fim de assegurar que os pulsos de saída sejam uniformes e que haja manutenção da qualidade
dos dados na relação sinal/ruído.
Os dados do perfil VSP podem ser processados na unidade da companhia
(Halliburton/Schlumberger) logo após a conclusão da perfilagem, permitindo decidir, de
45
forma rápida, a próxima programação a ser executada no poço. O VSP processado na locação
fornece dois dados fundamentais para se decidir a continuidade ou não da perfuração que são:
relação entre profundidade do poço e escala de tempo na seção sísmica e previsão de
horizontes refletores ainda não atingidos.
APLICAÇÕES
A grande aplicação deste perfil é o posicionamento do poço em relação as previsões
baseadas na seção sísmica. Com isso, pode-se aprofundar o poço ou mesmo suspender o
prosseguimento da perfuração. Em perfilagens intermediárias, é importante para correções de
tempos sônicos e, evidentemente, ajuste das previsões. Em perfilagens finais, é fundamental
para a correlação entre fundo do poço e um refletor ou objetivo. Os dados obtidos pelo VSP
são de grande valor para o futuro desenvolvimento de uma área, pois serãoutilizados para
correções de velocidades e tempos, no reprocessamentos das seções sísmicas. 
As aplicações do VSP podem ser resumidas em:
• previsão da profundidade e características de horizontes ainda não atingidos pelo
poço;
• identificação dos eventos primários e múltiplos por correlação do VSP com a
sísmica de superfície;
• obtenção da impedância acústica através da técnica de inversão do traço sísmico,
permitindo prever propriedades da rocha, tais como, pressão de poros e
porosidade, abaixo da profundidade do poço;
• reconhecimento lateral preciso de refletores através do processamento do Offset
VSP , o que permite estudos estruturais e estratigráficos nas vizinhanças do poço.
6.2. PERFIL DE REFERÊNCIA SÍSMICA - CHECK SHOT
O Perfil de Referência Sísmica tem como objetivo medir o tempo que um pulso de
onda sonora, gerada na superfície, leva para chegar a um geofone colocado a uma
profundidade determinada, no poço. São amostrados pontos onde se tem interesses
sismoestratigráficos, tais como: topos das formações, marcos elétricos e sísmicos,
reservatórios-objetivos, mudanças litológicas, mudanças de características identificadas em
outros perfis.
O Perfil de Referência Sísmica geralmente é corrido em perfilagens finais de poços
exploratórios. Pode ser registrado em poços já revestidos.
A ferramenta e os procedimentos são os mesmos utilizados no Perfil Sísmico Vertical
(VSP), diferindo, essencialmente, no espaçamento dos pontos amostrados e registrando
apenas a primeira chegada de energia (first break).
APLICAÇÕES:
46
O Perfil de Referência Sísmica é muito útil para correção de velocidades intervalares
em seções sísmicas. As aplicações desta ferramenta limitam-se basicamente a:
• obtenção do tempo sônico dos horizontes litológicos, a fim de checar os tempos
utilizados na interpretação das seções sísmicas;
• calibração do perfil sônico e confecção do sismograma sintético.
47
7. PERFIS ESPECIAIS
7.1. ESPECTROMETRIA DE RAIOS GAMA
Ferramenta desenvolvida para suprir a necessidade de informações não fornecidas pela
ferramenta de Raios Gama em determinadas áreas.
PRINCÍPIOS
A ferramenta, denominada de NGT pela companhia Schlumberger, visa medir a
proporção relativa de cada um dos três principais elementos produtores de radioatividade
(tório - Th), urânio - U) e potássio - K), já que a ferramenta de Raios Gama convencional
fornece somente a contagem de pulsos totais.
Os elementos Th, U e K, em seu decaimento até isótopos estáveis, passam por
isótopos intermediários e produzem raios gama com diferentes níveis de energia.
O espectro analisado pela ferramenta é dividido em cinco janelas de energia onde são
medidas as contas (pulsos por segundo) em cada uma, sendo essa contagem proporcional às
concentrações destes elementos na formação.
Na computação das concentrações destes elementos são usados os dados das 5 janelas,
visando minimizar os efeitos das variações estatísticas.
FERRAMENTA
A ferramenta NGT é composta por um cartucho com um detector que consiste em um
cristal de iodeto de sódio (NaI) ativado com tálio (Tl), acoplado a um fotomultiplicador
(cintilômetro), a um amplificador e a um analisador de múltiplos canais.
APLICAÇÕES
• Todas as aplicações da ferramenta Raios Gama, permitindo uma avaliação mais
precisa do volume de argila e uma análise dos tipos de argilas a partir das
percentagem de Th, U e K;
• Detecção de minerais pesados;
• Identificação de fraturas.
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7.2. PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR - RMN
HISTÓRICO
O princípio da ressonância magnética, embora já conhecido desde a década de 40, não
conseguiu bom desenvolvimento na indústria do petróleo.
A ferramenta NMR lançada pela Schlumberger, em 1978, não obteve muito sucesso.
Após a identificação e resolução dos principais problemas que levaram ao fracasso o
lançamento desta ferramenta, a Schlumberger e a Numar (companhia de perfilagem)
conceberam novas versões de ferramentas de ressonância magnética nuclear, com as
denominações de CMR (Combinable Magnetic Ressonance) e MRIL (Magnetic Ressonance
Immaging Logging), respectivamente.
PRINCÍPIOS
Magnetos localizados na ferramenta geram uma força magnética (170 Gauss) que
alinham os protons de hidrogênio presentes na formação (Figura 28). Entre estes magnetos
existe uma antena que emite pulsos de radiofreqüência que deslocam os protons 90o em
relação à direção imposta pelos magnetos. O movimento de precessão, retorno ao alinhamento
inicialmente produzido pelos magnetos, gera um sinal que é detectado pela antena ao longo de
pulsos de medição.
A constante de tempo da razão de decaimento de energia destes sinais é denominada
de tempo de relaxação transversal (T2) e é função da distribuição de poros na formação e não
da litologia. O processamento destes dados produz a saída primária desta ferramenta que é a
curva de distribuição do tempo de relaxação (T2), através da qual é possível chegar a vários
parâmetros de reservatório.
FERRAMENTAS
A ferramenta CMR–200, resultado da evolução da ferramenta CMR, fornece uma
medida confiável da microporosidade que é obtida pelo ao aumento da razão sinal/ruído em
até 50% e redução no espaçamento de registro de pulsos de 320 para 200 µs, permitindo
registrar o tempo de relaxamento referente à água adsorvida pelas argilas, que situa-se no
range de 0,3 a 3 ms.
49
Figura 28 –Seção do patim da ferramenta (CMR) mostrando a antena e os dois magnetos permanentes
que forçam o alinhamento dos protons de hidrogênio na formação. Os plotes mostram que o tempo de
relaxação transversal (T2) é função do tamanho do poro.
APLICAÇÕES
• Porosidade efetiva;
• Porosidade e volume de fluido livre;
• Estimativas de permeabilidade através de fórmulas empíricas;
• Volume de hidrocarbonetos na zona invadida, a partir do cut-off de T2;
• Porosidade total independente da litologia (ferramentas CMR-200 e MRIL).
50
7.3. PERFIS DE MERGULHO E DE IMAGENS
7.3.1. PERFIS DE MERGULHO - DIPMETER
A função primária das ferramentas de Dipmeter é fornecer o ângulo e o sentido do
mergulho de feições sedimentares planares atravessadas pelo poço, em especial limites de
camadas e estratificações. Através destes dados, permite a realização de análises estruturais e
estratigráficas, possibilitando a identificação de importantes feições tectônicas e sedimentares.
Medidas de direção, inclinação e geometria do poço também são fornecidas pela ferramenta.
O princípio das ferramentas de Dipmeter consiste no registro da microrresistividade
através de eletrodos posicionados eqüidistantemente ao longo da circunferência do poço, num
plano perpendicular a este, em patins que correm encostados à parede do poço (Figura 29). As
ferramentas podem possuir quatro ou seis patins, com cada par de patins opostos fornecendo
um registro de cáliper do poço. A obtenção de mais de uma curva de cáliper permite
investigar a ovalização do poço, que pode indicar o regime de tensões horizontais atuantes na
área. Medidas de direção e mergulho do poço, assim como o posicionamento espacial da
ferramenta, são obtidos através de clinômetro e magnetômetro localizados no interior da
mesma.
PLANO NORMAL DOS ELETRODOS
EM RELAÇÃO AO EIXO DO POÇO
PONTOS DE
CORRELAÇÃO
QUE DEFINEM
O PLANO
PLANO
INCLINAD0
ATRAVESSANDO
O POÇO
TRAJETÓRIA
DOS
PATINS AO LONGO
DO POÇO
POÇO
CURVAS DE MICRORESISTIVIDADE
REGISTRADAS POR 4 ELETRODOS
PATIM 1 PATIM 2 PATIM 3 PATIM 4
Figura 29 – Princípio da ferramenta Dipmeter.
As ferramentas podem possuir um ou dois eletrodos por patim, e de acordo com o
maior número de curvas de microrresistividade registradas e de sua melhor distribuição na
circunferência do poço, permitem identificar eventos estruturais e estratigráficos mais sutis e
em escalas menores. As irregularidades da parede do poço podem ser contornadas, assim
como problemas com centralização da ferramenta,mesmo em poços com alta inclinação,
devido ao fato dos braços que sustentam os patins serem independentes. As variações de
velocidade durante a corrida são corrigidas através de um acelerômetro que, juntamente com
o clinômetro e o magnetômetro, forma o sistema de navegação da ferramenta.
51
Durante a perfilagem são geradas, de acordo com a ferramenta, 4, 6 ou 8 curvas de
microrresistividade, correspondentes a cada eletrodo, uma curva de azimute e uma de
mergulho do poço, duas ou três curvas de cáliper e uma da rotação da ferramenta registrada
em um patim de referência. A posição deste patim é referenciada em relação ao norte
magnético, o que permite posicionar espacialmente a ferramenta. Feições semelhantes
presentes nas curvas de microrresistividade são correlacionadas através de processamento
matemático, definindo planos atravessados pelo poço, via de regra correspondentes a
estruturas geológicas (Figura 29). O processamento também permite, utilizando as demais
curvas obtidas, posicionar no espaço os planos identificados, levando em consideração a
declinação magnética. Diferentes tipos de processamento, obtidos com a utilização de
parâmetros matemáticos específicos, são utilizados, dependendo do tipo da análise objetivada,
seja estrutural ou estratigráfica.
Na apresentação final do perfil, os planos são representados, em profundidade, com
um símbolo composto de um círculo, do qual parte uma pequena reta. A posição do círculo
indica o ângulo de mergulho em uma escala horizontal e o sentido da reta indica o azimute do
mergulho, estando o norte no sentido do topo do perfil. O direcionamento do poço também
pode ser representado desta forma (Figura 30).
ÂNGULO DE MERGULHO (°)
INCLINAÇÃO
DO POÇO (°)
Figura 30 – Representação de um plano cortado pelo poço a
3000m com 20° de mergulho para o azimute 140°. O poço tem
inclinação de 2° para o azimute 45° nesta profundidade.
Diagramas de freqüência são geralmente apresentados em intervalos de profundidades
regulares, mostrando os azimutes preferenciais dos planos nestes intervalos. Seções do poço,
apresentando sua ovalização e excentricidade da ferramenta são representadas em
profundidades regulares. Também podem ser geradas curvas de cáliper máximo e mínimo
(Figura 31).
A ferramenta de Dipmeter corre acoplada com a de Raios Gama, que funciona como
indicador litológico e facilita a correlação. O ambiente de perfilagem deve ser de preferência
52
eletricamente condutivo e o poço não deve possuir rugosidades e desmoronamentos
excessivos.
Figura 31 – Apresentação padrão do perfil Dipmeter.
APLICAÇÕES
• Fornece direção e mergulho do acamamento e da estratificação sedimentares e,
ainda, desvio, inclinação, ovalização e calibre do poço.
• Possibilita a identificação de dobras, falhas, domos, discordâncias, direções de
paleocorrentes, ambientes e fácies sedimentares, breakouts e regimes tectônicos.
53
7.3.2. PERFIS DE IMAGENS
7.3.2.1. Perfis de Imagens Resistivas
As ferramentas de imagens resistivas são o resultado da evolução das ferramentas de
mergulho e são capazes de fornecer, além dos produtos do Dipmeter, imagens das paredes do
poço a partir de variações de microrresistividade, com resolução vertical de 0,2 polegadas.
Isto é possível devido ao número expressivo de eletrodos distribuídos pelos patins das
ferramentas, que pode chegar a um total de 192 (Figura 32). As variações de
microrresistividade são convertidas para uma escala de cores, onde as mais claras representam
valores altos de resistividade e as escuras refletem zonas com menor resistividade.
Figura 32 – Esquema de ferramenta de perfis de imagens resistivas mostrando
detalhe do patim com a distribuição dos eletrodos.
As imagens formam um mapa da resistividade de parte da parede do poço. A variação
de resistividade pode ser causada por heterogeneidades litológicas, composicionais, texturais
e estruturais, que são refletidas nas imagens. A natureza do fluido contido na zona lavada
também influencia as leituras, assim como as condições mecânicas da parede do poço. É
necessário também um ambiente de perfilagem eletricamente condutivo, o que contra-indica
sua utilização em poços com lama à base óleo.
O sistema de navegação é semelhante ao das ferramentas de Dipmeter e composto de
clinômetro, acelerômetro e magnetômetro, o que o permite posicionar espacialmente o poço e
as imagens. O mesmo princípio de correlação e processamentos semelhantes aos utilizados
pelo Dipmeter fornecem automaticamente as direções e mergulhos das feições sedimentares
atravessadas pelo poço.
A cobertura das imagens varia de acordo com a área ocupada pelos eletrodos e com o
diâmetro do poço. No caso de 196 eletrodos, por exemplo, a cobertura é de 80% da parede de
54
um poço de 8 ½”. As imagens são apresentadas em faixas paralelas que correspondem ao
caminho percorrido por cada patim no poço. O perímetro deste é representado em 2D, com o
azimute na horizontal variando de 0° a 360°, mostrando a posição real das imagens (Figura 33).
Além de permitir a visualização da parede do poço, outro grande diferencial dos perfis
de imagens em relação aos de mergulho convencionais é a possibilidade de interpretação das
imagens em estações de trabalho. As feições geológicas planares identificadas são assinaladas
manualmente, aparecendo como curvas senoidais que cortam as faixas de imagens. A sua
atitude é calculada automaticamente, sendo cada feição classificada de acordo com seu tipo
(acamamento, estratificação, fratura, discordância, etc), permitindo para cada família,
tratamentos estatísticos próprios (Figura 34).
55
 CAL 3
10 20
 CAL 2
10 20
 CAL 1
10 20
 GR
10 100
 TRUE DIP
ANGLE & DIRECTION
HOLE
DRIFT
 0° 10° 20° 30° 40° 50° 60°70°80°90° 0° 10° 
 9000
 9100
 9200
 RESISTIVE IMAGE
0 360
Figura 33 – Apresentação de um perfil de imagens
resistivas de seis patins.
56
0 120 240 360
Resistive DINAMIC IMAGE Condutive
Orientation North
Condutive Fracture
 (Sinusoid)
Orientation North
 Bed Boundary
 (Sinusoid)
Orientation North
Uncorformable Bed Boundary
 (Sinusoid)
 Orientation North
 Inter Cross Bed
 (Sinusoid)
Orientation North
Condutive Fracture
 True Dip
 Bed Boundary
 True Dip
 Uncorformable Bed Boundary
 True Dip
 Inter Cross Bed
 True Dip
0 Deg 90
0 Deg 90
0 Deg 90
0 Deg 90
Figura 34 – Interpretação do perfil em
workstation
APLICAÇÕES
• Análise estrutural, definindo acamamento, fraturas abertas e fechadas, falhas,
dobras e discordâncias angulares. Permite também a distinção entre fraturas
naturais e induzidas pela perfuração, além da determinação da geometria do poço.
• Análises sedimentógicas e estratigráficas, com caracterização litológica,
identificação de camadas finas e reconhecimento de truncamentos erosivos,
estruturas de escorregamento e estratificações cruzadas, possibilitando a
determinação da direção de paleocorrentes.
• Análise textural, com o reconhecimento de feições sedimentares diagenéticas e
secundárias, ligadas principalmente a dissolução e cimentação, tais como vugs,
estilolitos, moldes, concreções e superfícies de hard-ground. Outras feições
ligadas à bioturbação e escape de fluidos também podem ser reconhecidas. Auxilia
na caracterização de reservatórios, com o reconhecimento de anisotropias internas,