TCC CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA ENG PETROLEO 2014

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE 
ESCOLA DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO 
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
ANÁLISE DE CORRELAÇÃO LITOLÓGICA A PARTIR DE DADOS DE PERFIS 
DE POÇOS CONVENCIONAIS DO CAMPO DE NAMORADO USANDO 
SOFTWARE COMERCIAL 
 
 
 
 
 
 
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
 
CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA 
 
 
 
 
 
NITERÓI – RJ 
NOVEMBRO DE 2014 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE 
ESCOLA DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO 
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
 
 
 
CRISTIANO OLIVEIRA DE SOUZA 
 
 
 
ANÁLISE DE CORRELAÇÃO LITOLÓGICA A PARTIR DE DADOS DE PERFIS 
DE POÇOS CONVENCIONAIS DO CAMPO DE NAMORADO USANDO 
SOFTWARE COMERCIAL 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso 
de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de 
Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como 
requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em 
Engenharia de Petróleo. 
 
 
 
 
 
Orientador: Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco 
 
 
 
 
 
 
NITERÓI – RJ 
NOVEMBRO DE 2014 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
A DEUS, por ter me dado força, saúde, serenidade e perseverança nesta nova jornada. 
Ao corpo docente da Universidade Federal Fluminense. 
Ao professor Alfredo Carrasco, pelos seus ensinamentos e pelo grande apoio e paciência 
na realização deste trabalho. 
Ao coordenador Fernando Peixoto e ao professor Geraldo Souza, pelo apoio e incentivo. 
A todos os funcionários, desde o pessoal da limpeza aos bibliotecários por toda 
colaboração e presteza. 
A meus pais Antonio Paulo e Maria da Penha, por estarem sempre perto e sempre me 
apoiando. 
A Suellem Ouverney, pelo seu carinho, paciência e sempre estar ao meu lado. 
Aos colegas Mauricio Coutinho, Eduardo Mello, Elenilton Cabral, Thales Maia e a 
todos os outros por estarmos juntos nesta grande etapa da vida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 “Dias inteiros de calmaria, noites de ardentia, dedos no leme 
e olhos no horizonte, descobri a alegria de transformar 
distâncias em tempo. Um tempo em que aprendi a entender 
as coisas do mar, a conversar com as grandes ondas e não 
discutir com o mau tempo. A transformar o medo em 
respeito, o respeito em confiança. Descobri como é bom 
chegar quando se tem paciência. E para se chegar, onde quer 
que seja, aprendi que não é preciso dominar a força, mas a 
razão. É preciso, antes de mais nada, querer.” 
Amyr Klink 
Cem dias entre céu e mar 
RESUMO 
 
A análise de perfis geofísicos de poços de petróleo é um recurso que auxilia cada vez 
mais na tomada de decisões dos especialistas na Engenharia de Petróleo, em áreas como 
exemplo a Engenharia de Reservatórios e a Petrofísica, fornecendo dados de porosidade, 
litologia, densidade, tipo de fluido presente, localização de intervalos de interesse com 
hidrocarbonetos entre outros. Com as informações sobre o Campo Escola de Namorado, serão 
realizadas leituras das informações dos perfis geofísicos e cálculos sobre a saturação de água, 
usando a Equação de Archie e a Equação de Simandoux e o volume de argilosidade, usando a 
equação proposta por Clavier que faz o uso do perfil Raio Gama e outra equação para o cálculo 
de argilosidade que faz que faz o uso do perfil Neutrão e Densidade. 
Com essas informações será possível obter informações sobre a litologia da região dos 
poços estudados e a localização de possíveis reservatórios de óleo. Além disso, será gerada uma 
correlação dos poços, bidimensional, do tipo well-to-well, mostrando alguns tipos de rochas 
presentes em cada um dos poços escolhidos neste trabalho. 
Essas atividades foram realizadas no software MATLAB, onde tem grande aplicação 
em várias áreas da engenharia e ciências exatas, tornou-se bastante eficaz na leitura, elaboração 
de cálculos e na elaboração dos gráficos associados a perfilagem geofísica, mostrando com 
precisão os possíveis reservatórios de óleo. 
As informações obtidas no MATLAB foram comparadas com o software Interactive 
Petrophysics, um software especializado na área de petrofísica, onde geólogos, geofísicos e 
engenheiros de petróleo usam para fazer a interpretação de perfis geofísico de poços de 
petróleo. 
Esta comparação mostrou-se satisfatória e como consequência, o uso MATLAB pode 
ser estendido para a análise da perfilagem geofísica em outros poços de petróleo. 
 
Palavras-chave: Perfilagem, Campo de Namorado, Seção Transversal 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
Analysis of geophysical logs of oil wells is a resource that assists increasingly in 
decision making of experts in Petroleum Engineering in areas such as the Reservoir Engineering 
and Petrophysics to providing data of porosity, lithology, density, type this fluid, location of 
interest intervals hydrocarbon among others. With the information about the Field School 
Namorado, reads the information from geophysical logs and calculations of water saturation 
will be conducted using the Archie equation and the equation Simandoux and volume shaliness, 
using the equation proposed by Clavier making the use of Gamma Ray profile and another 
equation for calculating shaliness which is making use of Neutron and Density profile. 
With this information you can obtain information on the lithology of the area of the 
studied wells and the location of potential oil reservoirs. In addition, it generates a correlation 
of the wells, two-dimensional type well-to-well, showing some types of rocks present in each 
of the wells selected in this work. 
These activities were carried out in MATLAB software, which has wide application in 
various fields of engineering and sciences, has become quite effective in reading, performing 
calculations and preparation of graphs associated with geophysical logging, showing accurately 
the possible oil reservoirs . 
The information obtained in MATLAB were compared with Interactive Petrophysics 
software, specialized software in the area of petrophysics, where geologists, geophysicists and 
petroleum engineers use to make the interpretation of geophysical profiles of oil wells. 
This comparison was satisfactory and consequently, the use MATLAB can be extended 
to the analysis of other geophysical logging of oil wells. 
 
Keywords: Logs, Namorado Field, Cross Sections 
 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIAÇÕES 
 
ANP: Agência Nacional do Petróleo 
API: American Petroleum Institute 
BDEP: Banco de Dados de Exploração e Produção, órgão pertencente a ANP 
E&P: Exploração e Produção 
GR: Gamma Ray (perfil Raio Gama) 
HC: Hidrocarboneto 
ILD: Inducion Log Deep (Perfil de Indução) 
IP: Interactive Petrophysics 
LAS: Log ASCII Standard 
mD: miliDarcy 
milivolt: mV 
PU: Unidade de Porosidade (perfil porosidade Neutrônica) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos...... 17 
Figura 2.2 – Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade ............. 20 
Figura 2.3 – Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade............... 23 
Figura 2.4 – Categorias de seções transversais................................................................25 
Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos..................................................... 27 
Figura 3.2 – Perfil Estrutural do Campo de Namorado e Cherne...................................... 28 
Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado.............. 29 
Figura 3.4 – Carta estratigráfica da Bacia de Campos...................................................... 30 
Figura 3.5 – Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos.................................. 31 
Figura 4.1 – Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado.................... 32 
Figura 4.2 – Poços usados neste trabalho, em destaque................................................... 33 
Figura 4.3 – Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo........................................ 34 
Figura 4.4 – Perfis do poço 3NA02RJS............................................................................ 35 
Figura 4.5 – Perfis do poço 3NA04RJS............................................................................. 36 
Figura 4.6 – Perfis do poço 1RJS019RJ............................................................................. 37 
Figura 4.7 – Perfis do poço 4RJS042RJ........................................................................... 38 
Figura 5.1 - Interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama................................... 40 
Figura 5.2 - Volume de Argilosidade do poço 4RJS042RJ............................................ 43 
Figura 5.3 - Volume de Argilosidade do poço 3NA02RJS......................................... 44 
Figura 5.4 - Volume de Argilosidade do poço 1RJS019RJ........................................... 45 
Figura 5.5 - Volume de Argilosidade do poço 3NA04RJS........................................... 46 
Figura 5.6 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 4RJS042RJ.... 47 
Figura 5.7 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA02RJS..... 48 
Figura 5.8 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 1RJS019RJ....... 49 
Figura 5.9 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA04RJS.... 50 
Figura 5.10 – Perfis do poço 4RJS042RJ, com Saturação de Água.................................. 54 
Figura 5.11 – Perfis do poço 3NA02RJS, com Saturação de Água................................... 55 
Figura 5.12 – Perfis do poço 1RJS019RJ, com Saturação de Água................................... 56 
Figura 5.13 – Perfis do poço 3NA04RJS, com Saturação de Água.................................. 57 
Figura 5.14– Perfis do poço 4RJS042RJ, gerado no software Interactive Petrophysics... 58 
Figura 5.15 – Perfis do poço 3NA02RJS, gerado no software Interactive Petrophysics... 59 
Figura 5.16 – Perfis do poço 1RJS019RJ, gerado no software Interactive Petrophysics... 60 
Figura 5.17 – Perfis do poço 3NA04RJS, gerado no software Interactive Petrophysics... 61 
Figura 5.18 – Correlação dos poços 4RJS42RJ, 3NA02RJ, 1RJS019RJ, 3NA04RJ....... 62 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 2.1 – Perfis mais comuns e sua finalidade............................................................. 16 
Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus valores em API.............................. 18 
Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido................. 22 
Tabela 2.4 – Valores de velocidade para rochas consolidadas.......................................... 24 
Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos........... 
comportamentos................................................................................................................ 
24 
23 Tabela 4.1 – Tipos dos poços quanto a finalidade............................................................. 33 
Tabela 4.2 –Poços de petróleo escolhidos para análise de seus perfis geofísicos............. 34 
Tabela 5.1 –Volume de argilosidade em diferentes litologias.......................................... 41 
Tabela 5.2 – Valores para os coeficientes a e m................................................................ 52 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO....................................................................................... 13 
 1.1 APRESENTAÇÃO..................................................................................................... 13 
 1.2 OBJETIVO.................................................................................................................. 13 
 1.3 MOTIVAÇÃO............................................................................................................. 14 
 1.4 METODOLOGIA....................................................................................................... 14 
 1.5 ESTRUTURA............................................................................................................. 14 
CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS.................................... 16 
 2.1 PERFIL RAIO GAMA................................................................................................ 18 
 2.2 PERFIL RESISTIVIDADE......................................................................................... 20 
 2.3 PERFIL DENSIDADE................................................................................................ 21 
 2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA.................................................................. 22 
 2.5 PERFIL SÔNICO........................................................................................................ 23 
 2.6 RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS........................ 24 
 2.7 SEÇÃO TRANSVERSAL.......................................................................................... 24 
CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO...................................... 25 
CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO DE 
NAMORADO..................................................................................................................... 
 
32 
CAPÍTULO 5 - RESULTADOS 39 
 5.1 ANÁLISE DA ARGILOSIDADE............................................................................... 39 
 5.2 CÁLCULO DA SATURAÇÃO DE ÁGUA (Sw)...................................................... 51 
 5.3 ELABORAÇÃO DOS GRÁFICOS DE SATURAÇÃO DE ÁGUA NO MATLAB 
 E NO INTERACTIVE PETROPHYSICS................................................................. 
 
53 
CAPÍTULO 6- CONCLUSÕES....................................................................................... 63 
APÊNDICE A.................................................................................................................... 64 
APÊNDICE B..................................................................................................................... 65 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................................................ 67 
13 
 
 
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO 
 
1.1 APRESENTAÇÃO 
 
As atividades que envolvem a análise de dados na indústria do petróleo possuem grande 
importância no que se refere ao apoio a decisão nas operações de Exploração e Produção de 
hidrocarbonetos a curto, médio e longo prazo. 
 Os dados de perfis geofísicos recebem grande atenção pois a precisão de suas 
informações podem gerar grandes contribuições as decisões tomadas nas atividades de 
Exploração e Produção de hidrocarbonetos. Podem economizar tempo e dinheiro nas atividades 
ligadas a engenharia de petróleo. 
 O uso de perfis geofísicos fornecem informações de grande relevânciapara que os 
geofísicos, geólogos e engenheiros de petróleo tenham conhecimento de informações tais como 
a litologia, os fluidos presentes nas formações ou a zonas de interesse. Essas informações irão 
contribuir para um bom andamento das operações, para a segurança do poço e obter resultados 
satisfatórios. 
 O Campo de Namorado será analisado dentro desta perspectiva, onde um conjunto de 
poços de petróleo e seus respectivos perfis geofísicos serão estudados através de técnicas de 
análise de perfis geofísicos e ferramentas computacionais. Desta forma, serão realizadas 
análises, cálculos e geração de gráficos para determinar a localização das regiões de interesse 
que contenham hidrocarbonetos e por fim, a geração de correlações da litologia nos poços 
selecionados. 
 
1.2 OBJETIVO 
 
 Apresentar as principais características dos perfis utilizados neste trabalho, destacando 
o uso, vantagens e desvantagens de cada tipo de perfil e um resumo da interpretação. 
 Destacar os tipos de seções transversais existentes e mostrar qual o tipo de seção será 
elaborada neste trabalho. 
 Gerar programação no software MATLAB para obter a leitura dos perfis, realizar os 
cálculos de saturação da água, volume de argilosidade e porosidade e a elaboração dos gráficos 
relacionados a estas informações. 
14 
 
 
Comparar os resultados obtidos com o software Interactive Petrophysics, um software 
especializado na área de petrofísica, a fim de verificar as informações obtidas no MATLAB. 
Obter a correlação da litologia nos poços selecionados neste trabalho a partir das 
informações obtidas. 
 
1.3 MOTIVAÇÃO 
 
 A realização da análise dos perfis geofísicos através de informações dos poços que são 
à priori, representados por matrizes numéricas onde a profundidade está relacionada com um 
valor correspondente a propriedade do perfil, onde essas matrizes são introduzidas num 
software que tem múltiplas funções no meio acadêmico, embora não seja um software 
especialista na análise de perfis geofísicos. Transformar essas matrizes numéricas em gráficos 
e conseguir visualizar as propriedades físicas das rochas e através destes dados, obter 
informações adicionais através de equações empíricas, torna-se uma tarefa desafiadora e com 
uso bastante amplo na análise de outros dados de poços de petróleo. 
 
1.4 METODOLOGIA 
 
O material e os dados de perfilagem foram obtidos na Agência Nacional do Petróleo 
(ANP). Foram gerados dos poços de petróleo do Campo de Namorado, situado na Bacia de 
Campos (RJ), onde foram realizados o perfil Raio Gama, o perfil Sônico, perfil Resistividade, 
perfil porosidade Neutrônica e perfil Densidade ou RhoB. 
 Neste trabalho, foi usado o software MATLAB, versão R2013b - 64 bit, no qual foi 
gerado um código para leitura dos dados dos perfis e com isso, a análise dos perfis dos poços 
de petróleo, a fim de obter informações sobre sua litologia, tipos de fluidos e geração da seção 
transversal do tipo well-to-well. Foi realizada uma revisão bibliográfica de trabalhos 
relacionados ao Campo de Namorado com o objetivo de auxiliar a análise litológica e também 
foi usado o software Interactive Petrophysics, um software especialista na área de petrofísica, 
com o objetivo de validar os valores obtidos no MATLAB. 
 
1.5 ESTRUTURA 
 
Esta monografia é apresentada de acordo com a seguinte organização. 
 Capítulo 1: Introdução: apresentação do trabalho. 
15 
 
 
 Capítulo 2: Perfilagem e Seções Transversais: é realizado um estudo sobre os 
perfis utilizados neste trabalho, fazendo uma descrição de suas respectivas 
características e seus padrões. É apresentado um resumo com as principais 
características dos perfis e seus respectivos comportamentos. Também é 
realizada uma abordagem sobre seções transversais geradas através dos poços 
de petróleo. 
 Capítulo 3: Geologia do Campo de Namorado: é feita uma revisão bibliográfica 
da geologia do Campo de Namorado, área de estudo deste trabalho, realizando 
uma abordagem dos modelos estratigráficos e sedimentológicos. 
 Capítulo 4: Análise da Perfilagem dos Poços do Campo de Namorado: neste 
capítulo é realizada a análise da perfilagem dos poços do Campo de Namorado 
com o uso do software MATLAB, foi realizada a leitura dos dados, gerando 
gráficos relacionados aos perfis geofísicos. 
 Capítulo 5: Resultados: foi realizado o cálculo do Volume de Argilosidade (VSH) 
e Saturação de Água (Sw) na região dos poços estudados. Foi elaborado gráficos 
dos perfis e dos valores de saturação de água e volume de argilosidade respectivo 
a cada poço de petróleo escolhido neste trabalho. Esses gráficos foram 
elaborados no software MATLAB e no software Interactive Petrophysics. Foi 
obtida as informações relacionadas a litologia da região dos poços e a geração 
da seção transversal. A validação dos dados foi realizada com a comparação dos 
resultados obtidos no software MATLAB e o software Interactive Petrophysics. 
 Capítulo 6: Conclusões: considerações finais. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
16 
 
 
CAPÍTULO 2- PERFILAGEM E SEÇÕES TRANSVERSAIS 
 
 Atualmente, existe uma grande variedade de perfis de poços. A informação obtida dos 
perfis podem fornecer algum tipo de informação de modo direto ou indireto, por exemplo, 
usando parâmetros específicos para calcular a saturação de água ou utilizadas em conjunto para 
poder fazer uma interpretação, como exemplo, a correlação estratigráfica usando padrões de 
reconhecimento ou identificando uma seção com repetidas falhas. Há três principais categorias 
de perfis, tomando como base o parâmetro físico a ser mensurado: elétrico, radioativo e sônico, 
conforme apresentada na Tabela 2.1. 
Tabela 2.1 – Perfis mais comuns e sua finalidade 
 
Perfil 
 
Elétrico 
Radioativo 
L
it
o
lo
g
ia
 
P
o
ro
si
d
a
d
e 
H
id
ro
ca
rb
o
n
et
o
s 
E
st
ru
tu
ra
 
 
 
Correlações 
 
Principal 
uso na 
identificação 
 
Melhores 
condições 
para ser 
usado 
 
 
Unidades 
 
Resistividade 
 
X 
 
X 
 
Condutividade 
Camadas 
resistivas X não 
resistivas 
Poço sem 
revestimento 
Ohm.m 
 
SP 
 
X 
 
Permeabilidade 
Camadas 
permeáveis X não 
permeáveis 
Poço sem 
revestimento 
mV 
 
Raio Gama 
 
X 
 
Radioatividade 
Argilosidade e 
conteúdo orgânico 
Poço revestido 
ou sem 
revestimento 
API 
 
Neutrão 
 
X 
 
X 
 Contém 
hidrogênio 
 
Gás, porosidade 
Poço revestido 
ou sem 
revestimento 
% porosidade 
Densidade X X X Densidade Gás, porosidade Poço sem 
revestimento 
g/cm3 
Sônico X X Velocidade Porosidade, gás Poço sem 
revestimento 
µs/ft 
 
Dipmeter 
 
X 
Comporta-
mento das 
camadas 
Falhas, 
inconformidade, 
camadas 
Poço sem 
revestimento 
Direção e 
mergulho: 
Strike and dip 
Caliper X X Diâmetro do 
poço 
Fraturas Poço sem 
revestimento 
polegada 
Temperatura X X Temperatura do 
poço 
Falhas, fraturas, 
gás 
Poço sem 
revestimento 
ºF 
Fonte: Evenick (2008) 
17 
 
 
Os perfis elétricos e estruturais são tipicamente realizados em poços sem revestimento 
devido a necessidade dos sensores entrarem em contato com as paredes do poço, enquanto que 
os perfis radioativos podem ser realizados em poços com ou sem revestimento. 
 O entendimento de cada tipo de perfil é de grande importância na análise da geologia 
de subsuperfície. 
 Os perfis geofísicos disponíveis no Campo de Namorado são representados peloPerfil 
Raio Gama (GR), Perfil Sônico (DT), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica 
(NPHI) e Perfil Densidade (RHOB). 
A Figura 2.1 apresenta os padrões básicos dos perfis com suas respectivas litologias e 
fluídos. 
 
 
Figura 2.1 - Carta de resposta dos perfis para diferentes tipos de litologias e fluidos, 
Fonte: Rocha et al. (2009) 
 
 
 
18 
 
 
2.1 PERFIL RAIO GAMA (GR) 
 
Este perfil registra a radioatividade natural de uma formação. Este perfil é registrado em 
unidades padrão API (American Petroleum Institute) que é a medida radioativa de uma rocha 
padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio. Esta unidade é correlacionada 
com as intensidades do Raio Gama medidas por um contador cintilômetro1. 
 Os valores em API para folhelhos serão altos, enquanto para arenitos e calcários tem 
baixos valores API. A radioatividade encontrada em arenitos e calcários vai depender do 
conteúdo de argila que possa existir neste tipo de rocha reservatório, sempre e quando não seja 
identificado arcósios. Este é o perfil mais comum, usado em correlações estratigráficas, possui 
uma boa resolução vertical e fácil de interpretar. A Tabela 2.2 mostra alguns valores típicos da 
formação e seu respectivo valor API. 
 
Tabela 2.2 - Principais tipos de formações com seus respectivos valores em API 
Formação Unidade padrão API 
Carvão 20 
Arenito 20 
Folhelho 75-200 
Calcário 20 
Dolomita 20 
Sal 0 
Fonte: Evenick (2008) 
 
 No perfil Raio Gama, a escala é crescente da esquerda para a direita, em geral, de 0 a 
150 API. 
 Segundo Ellis et al. (2008), os principais usos do perfil de Raio Gama são: identificação 
litológica, correlação entre poços vizinhos, identificação de minerais radiativos, ambiente 
deposicional, história diagenética, quantificar o volume de argilosidade e pode ser utilizado em 
poços já revestidos. 
 Neste trabalho, foram analisados, a litologia e o volume de argilosidade (VSH) 
decorrentes do Perfil Raio Gama. 
 
1 Contador cintilômetro: realiza a contagem de cintilações produzidas por bombardeio de radiação em uma tela 
de sulfeto de zinco 
19 
 
 
 Existem numerosos modelos relatando o cálculo de argilosidade, usando o cálculo do 
Índice de Argilosidade (IGR), mostrado na Equação 2.1 (ELLIS et al., 2008). 
 
𝐼𝐺𝑅 =
𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 − 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛
𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥 − 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛
 (𝐸𝑞. 2.1) 
 
onde, 
GRlog: valor do perfil Raio Gama lido no ponto de interesse; 
GRmin: menor valor obtido no perfil Raio Gama; 
GRmax: maior valor obtido no perfil Raio Gama. 
 
Larionov (1969) propôs as equações empíricas não lineares para o cálculo de 
argilosidade, onde a Equação 2.2 está relacionada para rochas consolidadas e antigas, ilustrado 
em (2) e a Equação 2.3 está relacionada com as rochas consolidadas e do terciário (3), mostrado 
na Figura 2.2. 
 
𝑉𝑆𝐻 = 0,33 . [2
(2.𝐼𝐺𝑅) − 1,0] (𝐸𝑞. 2.2) 
 
𝑉𝑆𝐻 = 0,083 . [2
(3,7.𝐼𝐺𝑅) − 1,0] (𝐸𝑞. 2.3) 
 
Quando há densidades semelhantes entre arenitos e folhelhos, temos o caso linear, 
mostrado na igualdade VSH = IGR, ilustrado em (1) na Figura 2.2, onde o volume de argilosidade 
é igual ao índice de argilosidade. 
Neste trabalho, foi usada a equação proposta por Clavier et. al. (1977), Equação 2.4. 
 
𝑉𝑆𝐻 = 1,7 − √3,38 − (𝐼𝐺𝑅 + 0,7)2 (𝐸𝑞. 2.4) 
 
Esta equação empírica, não linear, faz uso do índice de argilosidade, tomando como 
base a Equação 2.1. Se houver falta de informações sobre a idade da rocha, esta equação mostra 
bons resultados. 
20 
 
 
 
Figura 2.2 – Relação entre o volume de argilosidade e o índice de argilosidade, 
Fonte: Ellis et al. (2008) 
 
2.2 PERFIL RESISTIVIDADE ILD 
 
Este perfil indica a característica de um material em resistir à condução elétrica, ou seja, 
o inverso da condutividade. A unidade deste perfil é ohm-metro (Ω.m). O perfil ILD significa 
Induction Log Deep, ou seja, possui investigação radial profunda (Deep). Segundo Rocha et 
al. (2009), a resistência das rochas dependerá de sua porosidade, da natureza do fluido contido 
em seus poros e do conteúdo de sal nele dissolvido. Em relação aos fluidos à resistividade dos 
fluidos, hidrocarbonetos não são condutores elétricos (óleo e gás), ou seja, possuem alta 
resistividade. Águas de formação (água salgada) são bons condutores elétricos, tendo uma baixa 
resistividade. Em relação a água doce, o perfil resistividade apresentará altos valores de 
resistividade. Esta característica pode apresentar interpretações incorretas do fluido presente 
em determinadas zonas de interesse. 
Em relação à porosidade da rocha, a redução com a profundidade é normalmente 
indicada por um aumento dos valores do perfil resistividade. Há outros fatores que podem afetar 
o perfil resistividade, dificultando sua interpretação. Temos: 
– temperatura que aumenta com a profundidade, resultando em um decréscimo na 
resistividade para água a uma determinada salinidade; 
– presença de hidrocarbonetos, que no espaço poroso da formação provoca aumentos 
consideráveis na resistividade; 
3 
1 
2 
21 
 
 
– matéria orgânica, que em grande volume também aumenta a resistividade; 
– arrombamentos do poço, devido a desmoronamentos, podendo aumentar o erro na 
medida da resistividade do folhelho. A análise do perfil caliper pode ajudar na 
correção desse fator. 
O perfil resistivo apresentado neste trabalho possui investigação radial profunda e por 
isso é denominada ILD (Induction Log Deep). 
Segundo Ellis et al. (2008), existe uma série de vantagens e desvantagens relativas ao 
uso desse perfil. 
Principais vantagens: 
– utilizadas em meios de baixa razão Rt/Rm; 
– pode ser utilizado em poços revestidos com fibra de vidro; 
– o sinal é quase independente das características da lama; 
– combinação de bobinas, enrolamentos, polaridades, detecção de fases, podem 
permitir maior capacidade de penetração; 
– não usa eletrodos nem contato elétrico com o fluido do poço. 
Desvantagens: 
– não pode ser utilizada em poços com lamas altamente condutoras. 
 
2.3 PERFIL DENSIDADE (RHOB) 
 
 O perfil densidade mede a porosidade da formação, baseada na densidade na densidade 
da rocha matriz e o fluido contido nela. A unidade é gramas por centímetro cúbico (g/cm3). A 
equação 2.5 mostra o cálculo da porosidade. 
 
ϕ =
𝜌𝑚 − 𝜌𝐵
𝜌𝑚 − 𝜌𝑓
 (𝐸𝑞. 2. 5) 
onde: 
ϕ: porosidade; 
𝜌𝑚: densidade da matriz da rocha; 
𝜌𝐵: densidade medida pelo perfil; 
𝜌𝑓: densidade do fluido da rocha. 
 
22 
 
 
 Segundo Evenick (2008), estes valores irão superestimar a porosidade de uma formação 
preenchida por gás. Consequentemente, quando superestimamos os valores de porosidade (do 
perfil densidade), serão cruzados com os valores subestimados da porosidade do perfil neutrão. 
O cruzamento é um indicador de gás na formação conhecido como gas effect. Camadas de 
folhelho, carvão e bentonita normalmente tem baixos valores de densidade, arenitos e 
carbonatos geralmente tem altos valores de densidade. Alguns valores típicos são mostrados na 
Tabela 2.3. 
 
Tabela 2.3 - Valores de densidade para variados tipos de formação ou fluido 
Tipo de formação ou Fluido Densidade (g/cm3) 
Folhelho 2,4-2,6 
Arenito 2,65 
Calcário 2,71 
Dolomita 2,87 
Sal 2,03 
Lama de perfuração 1 – 1,1 
Água 1,0 
Óleo cru 0,8-1,0 
Gás Natural 0,7 
Fonte: Evenick (2008) 
 
2.4 PERFIL POROSIDADE NEUTRÔNICA (NPHI) 
 
 Este perfil está presente nos dados fornecidos pela ANP. Segundo Rocha et al. (2009),os nêutrons são partículas destituídas de carga elétrica, com massa quase idêntica à do átomo 
de hidrogênio. Sendo partículas neutras elas podem penetrar profundamente na matéria, 
atingindo os núcleos dos elementos que compõem a rocha, interagindo elástica ou 
inelasticamente com eles. Este perfil registra diretamente as porosidades das rochas, tanto em 
poço aberto como em poço revestido, desde que as camadas estudadas sejam portadoras de 
água. Quando as rochas são portadoras de gás ou de hidrocarbonetos leves, ocorre uma 
diminuição nas porosidades calculadas com estes perfis, em relação ao perfil sônico e/ou perfil 
densidade. Portanto, quanto menor a densidade de hidrogênio, menor a quantidade de água na 
rocha, e desta forma, menor o valor registrado pelo perfil neutrônico em comparação ao sônico 
e/ou densidade (ROCHA et al., 2009). 
23 
 
 
 A unidade deste perfil é dada por Unidades de Porosidade (P.U.). Uma característica 
importante é que, defronte a rochas limpas, ou seja, aquelas com percentual de argila igual a 
zero, são lidos valores de porosidades, aproximadamente iguais, pelos perfis sônico, densidade 
e neutrônico. As aplicações deste perfil são relacionadas a aquisição de valores para porosidade, 
litologia, definição de zonas gás (combinando o perfil neutrão com o perfil densidade), 
mostrado na Figura 2.3 (ROCHA et al., 2009). 
 
Figura 2.3 – Região com gás exibida pelo perfil Neutrão e o perfil Densidade, 
Fonte: Rocha et al. (2009) 
 
2.5 PERFIL SÔNICO (DT) 
 
 O perfil sônico (acústico) registra a velocidade do som transmitida através de uma 
formação, medida em microssegundos por pé (µs/ft). A velocidade que a rocha permite a 
passagem da onda sônica e está relacionada com a porosidade da formação. A litologia de uma 
formação pode ser conhecida pela acurácia calculada da porosidade. Um perfil sônico é um 
24 
 
 
indicador aproximado da porosidade. Na Tabela 2.4, temos os valores típicos de velocidades 
para rochas consolidadas. 
 
Tabela 2.4 – Valores de velocidade para rochas consolidadas 
Formação Velocidade (µs/ft) 
Folhelho 62-167 
Arenito 55,5 
Calcário 47,5 
Dolomita 43,5 
Fonte: Evenick (2008) 
 
2.6 – RESUMO DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS PERFIS 
 
 Devido a uma grande variedade de informações e dados obtidos na análise dos perfis 
geofísicos, é importante resumi-los de forma que haja uma boa compreensão dos dados 
analisados. Segundo Ellis et al. (2008), resumiram os dados obtidos dos perfis geofísicos em 
relação a característica e o comportamento, apresentado na Tabela 2.5. 
 
Tabela 2.5 - Resumo das características dos perfis geofísicos e seus respectivos comportamentos 
Característica Perfil Geofísico Comportamento 
Limpo / Argila SP 
GR 
VSH ↑ 
VSH ↑ 
→ 
→ 
SP ↑ 
GR ↑ 
 
Porosidade (ϕ) 
Densidade 
Neutrão 
Acústico 
ϕ ↑ 
ϕ ↑ 
ϕ ↑ 
→ 
→ 
→ 
𝜌𝑏 ↓ 
ϕ𝑛↑ 
Δt ↑ 
 
Hidrocarbonetos 
 
Rt 
Sw ↑ 
So ↑ 
ϕ ↓ 
→ 
→ 
→ 
Rt ↓ 
Rt ↑ 
Rt ↑ 
 
Recuperável / 
mobilidade 
 
Rxo × Rt 
(raso × Profundo) 
Rxo = Rt 
Rxo = Rt 
 
𝑅𝑥𝑜
𝑅𝑡
≠
𝑅𝑚𝑓
𝑅𝑥
 
→ 
→ 
 
→ 
Sem invasão 
Se Rmf = Rw, sem 
mobilidade de HC 
Mobilidade de fluido 
Fonte: Ellis et al. (2008), modificado 
25 
 
 
2.6 SEÇÃO TRANSVERSAL 
 
 Uma das mais importantes formas de visualizar as características da subsuperfície, é 
criar uma seção transversal válida. É impossível alcançar completamente uma arquitetura de 
subsuperfície estratigráfica ou estrutural, mesmo com o uso de dados sísmicos tridimensionais. 
Entretanto, é possível criar uma seção transversal bidimensional usando dados conhecidos. 
Segundo Evenick (2008), pode-se pensar que a seção transversal é o retrato de um 
afloramento, com seções bem expostas (well-constrained) e exposição pobre (poorly 
constrained). Em áreas com exposição pobre ou incompleta, é necessário projetar contatos e 
tendências estruturais em áreas de melhor exposição usando dados ou informações próximas. 
Comumente, poços próximos ou dados sísmicos e contatos projetados (de mapas de contorno) 
são usados para correlacionar seções pobres. O risco em usar dados projetados é a dependência 
de vários fatores (migração sísmica, gridding algorithms e mapas de escala). 
 As seções transversais podem ser divididas em projetadas e ancoradas, conforme 
mostrado na Figura 2.4, as seções transversais são subdivididas pela quantidade de poços e nos 
dados de controle. Nas seções transversais projetadas, os contornos não possuem a orientação 
de um poço de controle. Esta categoria pode ser dividida em seções transversais sintéticas ou 
delimitadas. Seções transversais sintéticas são contornos, onde não há o controle de dados para 
restringir a posição dos contatos e recursos, enquanto que seções transversais delimitadas 
utilizam dados próximos semi-restritos (EVENICK, 2008). 
 
Figura 2.4 – Categorias de seções transversais, Fonte: Evenick (2008), modificado 
 
 
26 
 
 
Seções transversais ancoradas são contornos que interceptam um ou mais poços e, 
portanto, tem algum grau de controle direto do poço. Os dados são ancorados, ou amarrados, 
na seção transversal devido a posição espacial ser conhecida. É uma prática padrão, colocar 
pelo menos um perfil de poço (comumente Raio Gama, Sônico, Resistividade ou Potencial 
Espontâneo) em uma seção transversal ancorada. Seções transversais ancoradas podem ser 
divididas em seções transversais fixas (pinned) ou poço-a-poço (well-to-well). Seções 
transversais fixas são contornos que intersectam um ou mais poços. Tipicamente, este tipo de 
seção transversal é linear e parcialmente construída de dados projetados. Seções transversais 
poço-a-poço são contornos que correlacionam múltiplos poços. Estes contornos são 
completamente controlados por dados de poços e são comumente não lineares. A principal 
desvantagem no uso da seção transversal poço-a-poço é que podem aumentar as características 
fora do plano e criar falsas relações de subsuperfície (EVENICK, 2008). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
27 
 
 
CAPÍTULO 3- GEOLOGIA DO CAMPO DE NAMORADO 
 
Segundo Bizzi et al. (2003), a Bacia de Campos localiza-se em águas territoriais do 
Estado do Rio de Janeiro, cobrindo cerca de 100.000 km², sendo a parte submersa até uma 
lâmina d’água de 3.400 metros e uma pequena porção estendendo-se para o continente. A 
Figura 3.1 mostra a Bacia de Campos, em destaque, o Campo de Namorado. Para norte, a bacia 
é parcialmente isolada da Bacia do Espírito Santo, na região de águas rasas, pelo Alto de Vitória, 
um bloco elevado de embassamento que coincide com a terminação oeste da Cadeia de Vitória-
Trindade, importante lineamento oceânico daquela área (CAINELLI et al. 1998). Em águas 
profundas, não existe elemento estrutural de separação efetiva entre as bacias de Campos e do 
Espírito Santo. 
 
Figura 3.1- Mapa de Localização da Bacia de Campos. Fonte: Modificado de Bruhn (2003) 
 
Segundo Guardado et al. (1990), o Campo de Namorado foi descoberto em 1975, 
localiza-se na parte central da Bacia de Campos, a cerca de 80 km do litoral do estado do Rio 
de Janeiro, sob lâmina de água de 110 a 250 m. Foi estimado em um volume in place de 669 
milhões de barris de petróleo (106 x 106 m3). 
28 
 
 
A produção de óleo no Campo de Namorado começou em junho de 1979. Na explotação 
desse campo foram usadas as plataformas de produção PNA-1 e PNA-2. A coluna máxima de 
óleo é de cerca de 160 m e o net-play2 médio, por poço, é de 60 m. 
Em média, a porosidade é de 26%, a saturaçãode óleo é de 75%, a permeabilidade com 
cerca de 400 mD e o índice de produtividade, normalmente, é maior que 50 m3/d/kgf/cm2, 
Barboza (2005). Embora seja um campo maduro, ainda possui produção de petróleo, segundo 
dados do BDEP-ANO, agosto de 2012, cada poço tem uma produção média de 770 barris/dia e 
27 m3 de gás natural/dia, somando uma produção de cerca de 14.000 barris/dia dividido em 19 poços. 
Segundo Guardado et al. (1990), o reservatório produtor, o arenito Namorado, consiste 
da composição de areias turbidíticas que foram depositadas durante o período 
Cenomaniano/Turoniano e são intercalados por margas e folhelhos. A Figura 3.2 mostra um 
perfil estrutural percorrendo através da direção sudoeste-nordeste os Campos de Namorado e 
Cherne. Note que o poço 1RJS19, usado neste trabalho, está presente nesta figura. 
 
 
Figura 3.2 – Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne, Fonte: Guardado et al. (1990) 
 
2 Net-play: espessura média da camada de interesse 
29 
 
 
Neste nível do reservatório, o Campo de Namorado possui uma falha estrutural, dividida 
em quatro blocos por falhas normais denominados Principal, Adjacente, Marginal, Secundário 
e ainda a chamada área nordeste de Namorado, mostrado na Figura 3.3. 
O principal bloco em que o óleo é produzido está localizado na parte central do campo. 
A acumulação de óleo é controlada pelos arenitos turbidíticos pinch out3 e por atributos 
estruturais. O campo é limitado por falhas no sudeste, noroeste e sudoeste. 
Na região noroeste do campo, por dip closure4e no norte e sul por arenitos pinch out. O 
reservatório é selado por margas e folhelhos da sequência hemipelágica. O arenito Namorado 
consiste de várias camadas de areias de turbidito intercaladas com os folhelhos. 
Estes arenitos atingem uma espessura no principal bloco do campo de 115 m onde a 
estrutura é fechada em cerca de 160 m. 
 
 
Figura 3.3 - Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado, 
Fonte: Menezes (1990) apud Barboza (2005) 
 
 
3 Pinch out: um tipo de armadilha estratigráfica. Representa a diminuição da espessura de um reservatório contra 
uma rocha selante criando uma geometria favorável ao aprisionamento de hidrocarbonetos. 
4 Dip Closure: Inclinação fechada 
30 
 
 
 
Figura 3.4 – Carta estratigráfica da Bacia de Campos, Fonte: Winter et al. (2007) 
 
 
31 
 
 
Segundo Barboza (2005), esses arenitos normalmente são enormes, granulação média, 
arcósicos e localmente conglomerados. A qualidade deste arenito tem uma porosidade de 20 a 
30% e permeabilidade superior a 1 darcy. Localmente, o arenito contém finas zonas onde a 
porosidade tem sido completamente suprimida por cimentação carbonática. Corpos individuais 
de areia são lenticulares e alongados de noroeste para sudeste. Estas areias são interconectadas, 
como indicado pelos dados de pressão na parte central do campo. Alguns reservatórios na parte 
sudeste do campo mostram pressões iniciais indicando a natureza lenticular e isolada destas 
areias. 
A Figura 3.4 mostra a carta estratigráfica da Bacia de Campos, onde o Campo de 
Namorado está localizado e a Figura 3.5 destaca o detalhe onde é analisado neste trabalho. 
A Figura 3.5 mostra um detalhe da Bacia de Campos correspondente ao Grupo Macaé, 
onde em destaque temos a Formação Namorado em forma de corpos areníticos entre sedimentos 
da formação Outeiro e Imbetiba. As notações usadas são QM – Quissamã, QM/BZ – Búzios, 
GT – Goitacás, OUT – Outeiro, IMB – Imbetiba, NAM – Namorado. 
 
 
Figura 3.5 – Detalhe da Carta Estratigráfica da Bacia de Campos, 
Fonte: Modificado de Winter et al. (2007) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
32 
 
 
CAPÍTULO 4- ANÁLISE DA PERFILAGEM DOS POÇOS DO CAMPO 
DE NAMORADO 
 
 Neste trabalho, segundo o material cedido pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) 
para as universidades, os dados usados consistem dos perfis geofísicos do Campo de Namorado 
que possui 65 poços no formato .LAS (Log ASCII Standard). Os arquivos no formato .LAS 
contém matrizes numéricas com os valores da profundidade e os valores relativos a cada tipo 
de perfil presente no poço, com intervalos de 20 centímetros. 
A leitura e análise dos perfis escolhidos foi realizada usando o software MATLAB. 
A Figura 4.1 mostra alguns desses poços identificados pelo seu nome e sua respectiva 
simbologia. 
 
Figura 4.1 – Mapa de localização de alguns poços do Campo de Namorado, 
Fonte: ANP/SDT/BDEP (2000) 
 
 
 
 
4RJS245DARJ 
4RJS42RJ 
 
3NA02RJ 
1RJS19RJ 
3RJS214RJ 
3NA5RJ 
3NA5ARJ 
 
3NA4RJ 
7NA13ARJ 
7NA13RJ 
3NA21RJ 
3NA21BRJ 
 
3NA1ARJ 
3NA1RJ 
3NA3DRJ 
3NA3RJ 
4RJS245DRJ 
8NA22RJ 
 
 
33 
 
 
 
Esses poços são do tipo conforme mostrado na tabela 4.1, quanto a sua finalidade e 
categoria. 
Tabela 4.1 – Tipos dos poços quanto a finalidade 
Finalidade Categoria Número 
 
 
 
Exploração 
Pioneiro 1 
Estratigráfico 2 
Extensão 3 
Pioneiro adjacente 4 
Jazida mais rasa 5 
Jazida mais profunda 6 
Explotação (lavra) Desenvolvimento 7 
Injeção 8 
Especial 9 
Fonte: Costa (2008) 
 
 A Figura 4.2 mostra, em detalhe, os poços usados neste trabalho, com sua respectiva 
simbologia. 
 
 
Figura 4.2 – Poços usados neste trabalho, em destaque, Fonte: ANP (modificado) 
 
 
4RJS42RJ 
3NA2RJ 
1RJS19RJ 
3NA4RJ 
3NA1ARJ 
3NA1RJ 
 
34 
 
 
A listagem com os nomes e a simbologia de poços de petróleo é apresentado na Figura 
4.3. Nesta listagem, note que os poços analisados neste trabalho são produtores de óleo. 
 
 
Figura 4.3 – Nomenclatura e simbologia de poços de petróleo, Fonte: ANP/Superintendência de 
Gestão de Informações e Dados Técnicos 
 
Na análise dos perfis geofísicos, foram tomados três critérios, tendo em vista a 
colinearidade dos poços, o tipo de poço e a presença dos Perfis Sônico (DT), Perfil Raio Gama 
(GR), Perfil Resistividade (ILD), Perfil Porosidade Neutrônica (NPHI) e o Perfil Densidade 
(RHOB), onde foi escolhido os poços produtores de óleo. A partir desses critérios foram 
escolhidos quatro poços, conforme mostrado na Tabela 4.2. 
 
Tabela 4.2 – Poços de petróleo escolhidos para análise de seus perfis geofísicos 
Poço de Petróleo Tipo 
4RJS42RJ Produtor de óleo 
3NA02RJ Produtor de óleo 
1RJS19RJ Produtor de óleo 
3NA04RJ Produtor de óleo 
Fonte: Elaboração própria 
 
35 
 
 
Esses perfis representam a leitura dos dados fornecidos no formato .LAS (Log ASCII 
Standard) cedidos pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) e foram elaborados no software 
MATLAB a partir de linguagem de programação. 
Os quatro poços analisados nesse trabalho, com seus respectivos perfis geofísicos, são 
apresentados nas Figuras 4.4 (poço 3NA02RJS), Figura 4.5 (poço 3NA04RJS), Figura 4.6 
(poço 1RJS019RJ) e Figura 4.7 (poço 4RJS042RJ). 
Na primeira faixa temos o Perfil Raio Gama (GR), na segunda faixa, temos o perfil 
elétrico ILD, na terceira faixa temos o perfil Porosidade Neutrônica (Nphi), na quarta faixa 
temos o perfil Densidade (RHOB) e na quinta faixa, temos o perfil Sônico (DT). 
 
Figura 4.4 – Perfis do poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria 
50 100
3000
3050
3100
3150
3200
DT
(microsegundo/ft)
0 50100150
3000
3050
3100
3150
3200
GR (API)
10
0
3000
3050
3100
3150
3200
ILD (ohm-m)
0 20
3000
3050
3100
3150
3200
NPHI (%)
2 2.5
3000
3050
3100
3150
3200RHOB (g/cm3)
36 
 
 
 
Figura 4.5 – Perfis do poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria 
50 100
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
DT
(microsegundo/ft)
0 50100150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
GR (API)
10
0
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
ILD (ohm-m)
0 102030
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
NPHI (%)
2 2.5
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
RHOB (g/cm3)
37 
 
 
 
Figura 4.6 – Perfis do poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria 
50 100
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
DT
(microsegundo/ft)
0 50100150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
GR (API)
10
0
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
ILD (ohm-m)
0 20
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
NPHI (%)
2 2.5
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
RHOB (g/cm3)
38 
 
 
 
Figura 4.7 – Perfis do poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria 
 
 
50 100
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
DT
(microsegundo/ft)
0 50 100150
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
GR (API)
10
0
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
ILD (ohm-m)
10 20 30 40
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
NPHI (%)
2 2.5
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
RHOB (g/cm3)
39 
 
 
CAPÍTULO 5 - RESULTADOS 
 
 Neste capítulo, a partir das informações apresentadas sobre os perfis geofísicos 
analisados em cada um dos poços de petróleo que foram escolhidos, serão realizados os cálculos 
e a elaboração dos gráficos do volume de argilosidade (VSH) e da saturação de água (Sw). 
 O cálculo do volume de argilosidade foi realizado através do uso da equação proposta 
por Clavier (Equação 2.4), que leva em consideração o perfil Raio Gama e o uso da Equação 
que leva em consideração o uso do perfil Densidade e Neutrão (Equação 5.5). 
 O cálculo da saturação de água levou em consideração o uso da Equação de Archie e a 
Equação de Simandoux. 
Os cálculos e gráficos foram realizados no software MATLAB que irá auxiliar na 
localização de possíveis reservatórios de óleo. 
Essas informações geradas no MATLAB serão comparadas no software Interactive 
Petrophysics, que é um software que auxilia geólogos, geofísicos e engenheiros de petróleo na 
análise e interpretação petrofísica dos poços de petróleo. 
Com estas informações, foi possível criar uma seção transversal, em cada um dos poços 
escolhidos, ilustrando o tipo de litologia presente sua respectiva localização em cada um dos 
poços de petróleo. 
 
5.1 ANÁLISE DA ARGILOSIDADE 
 
A interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama pode ser dividida em três 
categorias conhecidas como Sino, Funil e Cilindro. A Figura 4.8 mostra cada uma dessas 
interpretações. 
 a interpretação Sino mostra que a camada inferior tem sua base granulométrica 
mais grosseira, o que poderia ser resultante de uma deposição tipo leque 
(turbidito); 
 a interpretação Funil mostra que a camada superior é mais grosseira, onde 
poderia representar uma barreira ou alta atividade marítima; 
 a interpretação Cilindro mostra uma camada uniforme de sedimentos. 
 
40 
 
 
 
Figura 5.1 - Interpretação sedimentológica no perfil Raio Gama, Fonte: www.spec2000.net 
 
No perfil Raio Gama do poço 4RJS042RJ, foi verificado que na profundidade entre 
3.040 m e 3.080 m, o perfil apresenta o formato Sino e na profundidade entre 3.140 m e 3.170 
m temos o formato Cilindro. 
No perfil do poço 3NA02RJS, o formato Funil é apresentado entre 2.985 m e 3.025 m. 
O formato Sino é apresentado entre 3.070 m e 3.090 m. 
No perfil do poço 1RJS019RJ, o formato Funil é apresentado entre 2.980 m e 2.975 m, 
já o formato Sino está presente na profundidade entre 2.990 m e 2.995 m e o formato Cilindro 
está presente na profundidade entre 3.060 m e 3.080 m. 
No perfil do poço 3NA04RJS, o formato Sino está presente entre 2.970 m e 2.985 m, 
entre 2.988 m e 3.010 m e também entre 3.100 m e 3.120 m. O formato Cilindro apresenta-se 
entre 3.030 m e 3.050 m e por último em 3.110 m e 3.150 m. 
No trabalho de Flexa et al. (2004), onde aplicou estatística multivariada para identificar 
litotipos no Campo de Namorado. No poço 3NA02RJS, identificou arenitos nos intervalos entre 
3.025 m e 3.070 m, 3.090 m e 3.120 m, 3.130 m e 3.150 m. Estes intervalos são intercalados 
por folhelhos, calcilutitos, margas e siltito. Os carbonatos estão localizados no intervalo entre 
3.150 m e 3.200 m. No trabalho de Aurélio (2012), realizou um modelo tectono-estrutural 
dos Campos de Petróleo dos Campos de Namorado, Cherne e Albacora, com isso, obteve as 
litologias do poço 1RJS019RJ, identificando arenitos em 2.980 m e 3.000 m, 3.010 m e 3020 
m e em 3.060 m e 3.080 m, intercalados por folhelhos, calcilutitos, margas e siltito. Os 
carbonatos estão no intervalo entre 3080 m e 3120 m. 
41 
 
 
 No trabalho de Borges (2012), usou o método de inversão mineralógica com base nos 
perfis geofísicos de poços do Campo de Namorado. No poço 3NA04RJS, os arenitos estão 
localizados nos intervalos entre 2.990 m e 3.020 m, 3.030 m e 3.050 m e no intervalo 3.075 m 
e 3.110 m, intercalados por folhelho siltoso, folhelho argiloso, calcário argiloso e marga. 
Borges (2012) também identificou a litologia no poço 4RJS042RJ, onde foram 
identificados os arenitos nas profundidades entre 3.045 m e 3.055 m, na profundidade entre 
3.065 m e 3.110 m temos arenitos intercalados por folhelhos, entre 3.130 m e 3.180 m com 
arenitos, onde nessa faixa é intercalado por um carbonato no intervalo entre 3.170 m e 3.175 
m. 
Os gráficos do Volume de Argilosidade vão auxiliar na verificação das zonas de 
interesse do poço de petróleo. Os intervalos com baixo volume de argilosidade são potenciais 
zonas de interesse. 
A presença de minerais argilosos nos reservatórios afeta a identificação de 
hidrocarbonetos e provoca um cálculo menor no volume de hidrocarbonetos. 
 A argilosidade altera o espaço poroso das rochas, diminuindo a sua permeabilidade 
absoluta. Na Tabela 5.1 é mostrada uma classificação em função do teor de argila em 
determinadas formações. 
 
Tabela 5.1 – Volume de argilosidade em diferentes litologias 
Litologia Volume de Argilosidade (%) 
Arenito limpo 0-5 
Arenito pouco argiloso 5 -10 
Arenito argiloso 10 – 35 
Arenito muito argiloso 35 – 65 
Folhelho > 65 
Fonte: Ellis et. al. (2008) 
 
 Os valores e os gráficos do Volume de Argilosidade (VSH) foram obtidos no software 
MATLAB, onde foi implementada uma programação aplicando a Equação 2.4, usando o perfil 
Raio Gama. 
Outro método para o cálculo do volume de argilosidade (VSH), segundo Girão (1990), 
baseia-se na comparação dos perfis Densidade e Neutrão, os quais são afetados de modo 
bastante distinto pela presença da argila, devido ao excesso de água adsorvida considerada pelo 
42 
 
 
neutrônico. A Equação 5.1 fornece a porosidade do perfil neutrão corrigida e a Equação 5.2 
fornece a porosidade do perfil densidade corrigida.As Equações 5.1 e 5.2 fornecem os valores para ϕ𝐷𝐶 e ϕ𝑁𝐶 que são respectivamente as 
porosidades corrigidas do perfil Densidade e o perfil Neutrão, devido ao efeito da argilosidade, 
ou seja, a porosidade efetiva da rocha. O cálculo do volume de argilosidade a partir dos perfis 
neutrão e densidade é dada pela Equação 5.3. 
 
ϕ𝐷𝐶 = ϕ𝐷 − ϕ𝐷𝑆𝐻 . 𝑉𝑆𝐻 (𝐸𝑞. 5.1) 
 
ϕ𝑁𝐶 = ϕ𝑁 − ϕ𝑁𝑆𝐻 . 𝑉𝑆𝐻 (𝐸𝑞. 5.2) 
 
𝑉𝑆𝐻𝑁𝐷 =
ϕ𝑁 − ϕ𝐷
ϕ𝑁𝑆𝐻 − ϕ𝐷𝑆𝐻
 (𝐸𝑞. 5.3) 
 
onde, 
ϕ𝐷𝐶 : porosidade da densidade corrigida pela argilosidade; 
ϕ𝑁𝐶 : porosidade neutrônica corrigida pela argilosidade; 
ϕ𝐷: porosidade lida diretamente do perfil de densidade; 
ϕ𝑁: porosidade lida diretamente do perfil neutrão; 
ϕ𝑁𝑆𝐻: porosidade aparente do folhelho lida em um folhelho adjacente; 
ϕ𝐷𝑆𝐻 : porosidade aparente calculada para os folhelhos adjacentes da matriz e fluidos; 
𝑉𝑆𝐻: volume total de folhelho ou argila na rocha, calculada através de outros indicadores; 
𝑉𝑆𝐻𝑁𝐷 : volume de argilosidade calculado a partir dos perfis neutrão e densidade. 
 
O volume de argilosidade foi gerado utilizando tanto os dados do perfil Raio Gama e os 
perfis Densidade–Nêutron, sendo que para gerar uma única curva foi considerado o valor 
mínimo dessas duas respostas. Nas Figuras 5.2 até 5.5 temos a esquerda o gráfico do perfil Raio 
Gama e a direita o gráfico do Volume de Argilosidade (VSH), gerados pelo perfil Raio Gama. 
Estes gráficos foram elaborados no software MATLAB através da programação apresentada no 
Apêndice A. 
 
 
 
 
43 
 
 
 
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 4RJS042RJ, mostrado na Figura 
5.2, na profundidade entre 3.080 m e 3.210 m apresentam valores entre 10% e 20%, sendo 
possíveis zonas de interesse e na profundidade entre 3.030 m e 3.050 m possui valores entre 
10% e 40% de argilosidade. 
 
Figura 5.2 - Volume de Argilosidade do poço 4RJS042RJ, Fonte: Elaboração própria 
 
0 50 100 150
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
GR (API)
0 0.5 1
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
Vsh (%)
44 
 
 
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 3NA02RJS, mostrado na figura 
5.3, verificamos que no intervalo entre 3.035 m e 3.055 m, 3.100 m e 3.125 m e 3.160 m e 3.200 
m são potenciais zonas de interesse com valores variando entre 10% e 30%. Foi verificado 
também que na profundidade entre 3.000 m e 3.025 m possui valores variando entre 30% e 
60%. 
 
Figura 5.3 - Volume de Argilosidade do poço 3NA02RJS, Fonte: Elaboração própria 
 
 
 
0 50 100 150
3000
3050
3100
3150
3200
GR (API)
0 0.5 1
3000
3050
3100
3150
3200
Vsh (%)
45 
 
 
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 1RJS019RJ, a figura 5.4 mostra na 
profundidade entre 2.964 m e 2.976 m uma argilosidade variando entre 30% e 60% e entre 
2.996 m até 3.120 m uma potencial zona de interesse com o volume de argilosidade variando 
entre 10% e 20%, sendo um arenito argiloso. 
 
Figura 5.4 - Volume de Argilosidade do poço 1RJS019RJ, Fonte: Elaboração própria 
 
 
 
 
0 50 100 150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
GR (API)
0 0.5 1
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
Vsh (%)
46 
 
 
No gráfico do volume de argilosidade (VSH) do poço 3NA04RJS, mostrado na figura 
5.5, o intervalo na profundidade entre 3.020 m e 3.150 m uma potencial zona de interesse com 
o volume de argilosidade variando entre 10% e 30%. No intervalo entre 2.990 m e 3.000 m há 
uma variação do volume de argilosidade entre 20% e 70%. 
 
 
Figura 5.5 - Volume de Argilosidade do poço 3NA04RJS, Fonte: Elaboração própria 
 
As figuras 5.6, 5.7, 5.8 e 5.9 foram geradas no software Interactive Petrophysics (IP). 
O perfil Raio Gama corresponde a primeira faixa, os perfis densidade e Perfil Nêutron, estão 
na segunda faixa e na terceira faixa temos os gráficos que correspondem ao volume de 
0 50 100 150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
GR (API)
0 0.5 1
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
Vsh (%)
47 
 
 
argilosidade (VSH), onde em verde corresponde ao VSH do perfil Raio Gama e em vermelho o 
VSH dos perfil densidade e neutrão. 
O uso desses perfis é justificada devido a uma discrepância entre os volume de 
argilosidade devido a presença de pinch outs e arenitos arcósios, onde são aqueles que contém 
feldspato (conteúdo radioativo), que são fatores que muitas vezes alteram as respostas de 
argilosidade. Devido a esses motivos existe certo nível de divergência entre as respostas de 
argilosidade. 
 No poço 4RJS042RJ, Figura 5.6, foi verificada a presença de pinch outs nas Zonas 1, 
com profundidades de 3.015 m e 3.025 m e na Zona 2 com profundidade de 3.037 m. 
 
 
 Perfil Raio Gama (GR) 
 ϕ𝑁 
 ϕ𝐷 
VSH(GR) 
VSH(ND) 
 
Figura 5.6 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 4RJS042RJ, 
Fonte: Elaboração própria 
48 
 
 
 No poço 3NA02RJS, mostrado na Figura 5.7, foi verificada a presença de pinch outs na 
Zona 1, com profundidade de 3.005 m, Zona 2, com profundidade de 3.020 m, na Zona 4, com 
profundidades de 3.062 m, 3.085 m e na Zona 6, com profundidade de 3.155 m. Nestas zonas, 
há uma discrepância entre os volumes de argilosidade. 
 
 
 Perfil Raio Gama (GR) 
 ϕ𝑁 
 ϕ𝐷 
VSH(GR) 
VSH(ND) 
 
Figura 5.7 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA02RJS, 
Fonte: Elaboração própria 
 
 
 
49 
 
 
 No poço 1RJS019RJ, Figura 5.8, foi verificada a presença de pinch outs na Zona 1, na 
profundidade de 2.940 m e 2.956 m e na Zona 2, presente na profundidade de 2.972 m. 
 
 
 Perfil Raio Gama (GR) 
 ϕ𝑁 
 ϕ𝐷 
VSH(GR) 
VSH(ND) 
 
Figura 5.8 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 1RJS019RJ, 
Fonte: Elaboração própria 
 
 
 
50 
 
 
 No poço 3NA04RJS, Figura 5.9, foi verificada a presença de pinch outs na Zona 1, nas 
profundidades de 2.972 m e 2.974 m. Na Zona 3, na profundidade de 3.015 m e na Zona 4, na 
profundidade de 3.017 m. 
 
 
 Perfil Raio Gama (GR) 
 ϕ𝑁 
 ϕ𝐷 
VSH(GR) 
VSH(ND) 
 
Figura 5.9 – Volume de argilosidade gerado no software IP para o poço 3NA04RJS, 
Fonte: Elaboração própria 
 
 
51 
 
 
5.2 CÁLCULO DA SATURAÇÃO DE ÁGUA (Sw) 
 
 No cálculo da saturação de água (Sw) foram usados o perfil ILD, perfil porosidade 
neutrônica (NPHI) e o perfil densidade (RHOB). 
Nos cálculos de saturação de água (Sw) foram usadas a Equação de Archie e a Equação 
de Simandoux. 
 Segundo Girão (1990), a argila apresenta uma característica importante que é a 
condutância superficial, característica presente em algumas zonas nas formações do Campo de 
Namorado. 
Em vista dessa limitação, saturações calculadas através da Equação de Archie (Eq. 5.1) 
foram usadas em profundidades com volume de argilosidade abaixo de 20%. 
 
𝑆𝑤
𝑛 =
𝑎. 𝑅𝑤
ϕ𝑚 . 𝑅𝑡
 (𝐸𝑞. 5.1) 
onde, 
 
Sw: saturação de água; 
Rw: resistividade da água que satura a rocha; 
Rt: resistividade verdadeira da formação; 
a: coeficientelitológico; 
m: fator de cimentação; 
n: coeficiente de proporcionalidade (coeficiente ou expoente de saturação); 
ϕ: porosidade. 
 
 Segundo Contreras et. al. (2012), uma equação típica usada para o cálculo de saturação 
de água (Sw) é a Equação de Simandoux (Eq. 5.2). 
Esta equação se ajusta bem as formações do Campo de Namorado devido a quantidade 
de argila nos reservatórios, que está acima de 20%, mostrado pelo cálculo do volume de 
argilosidade (VSH), mostrado na Análise da Argilosidade. Outra característica para o uso desta 
equação, é não necessitar da análise de testemunho, mas sim dos coeficientes a e m. 
Note que se o volume de argilosidade for igual a zero (VSH = 0), a Equação de 
Simandoux torna-se a Equação de Archie. 
 
 
52 
 
 
𝑆𝑤 =
𝑎
2
.
𝑅𝑤
ϕ𝑚
. [√
4. ϕ𝑚
𝑎. 𝑅𝑤 . 𝑅𝑡
+ (
𝑉𝑠ℎ
𝑅𝑠ℎ
)
2
−
𝑉𝑠ℎ
𝑅𝑠ℎ
] (𝐸𝑞. 5.2) 
 
onde, 
 
Sw: saturação de água; 
Rw: resistividade da água que satura a rocha; 
Rt: resistividade verdadeira da formação; 
a: coeficiente litológico; 
m: fator de cimentação; 
ϕ: porosidade; 
Vsh: volume de argilosidade; 
Rsh: resistividade do folhelho. 
 
 Os valores típicos para o coeficiente litológico (a) e o fator de cimentação (m) em 
relação a litologia são descritos na Tabela 4.4. 
 
Tabela 5.2 – Valores para os coeficientes a e m 
Litologias ϕ m a 
Arenitos 14,9-31,0 1,42 1,79 
Turbiditos 9,0-17,5 1,17 4,32 
Leques aluviais 10,0-17,3 1,27 2,06 
Deltas 10,0-16,0 1,39 2,98 
Fluvial 13,3-20,0 1,22 1,99 
Eólico 10,0-15,2 0,67 11,26 
Oolitos 15,1-20,23 1,91 1,14 
Coquinas 1,0-14,5 0,43 39,19 
Fonte: Girão (2000), modificado 
 
 A porosidade também foi corrigida em três situações, tais como na presença de folhelho 
(Eq. 5.6), na presença de gás (Eq. 5.7) e na ausência de gás (Eq. 5.8). 
A Equação 5.6 é usada quando ϕ𝑁𝐶 > 1,2 . ϕ𝐷𝐶 . 
53 
 
 
 A Equação 5.7 é usada quando ϕ𝑁𝐶 < ϕ𝐷𝐶 e por fim, a Equação 5.8 é usada quando 
ϕ𝑁𝐶 > ϕ𝐷𝐶 . 
ϕ𝑆𝐻 = 
2. ϕ𝐷𝐶 + ϕ𝑁𝐶
3
 (𝐸𝑞. 5.6) 
 
ϕ𝐺á𝑠 = √
ϕ𝐷𝐶 + ϕ𝑁𝐶
2
 (𝐸𝑞. 5.7) 
 
ϕ𝑆/𝐺á𝑠 = 
 ϕ𝐷𝐶 + ϕ𝑁𝐶
2
 (𝐸𝑞. 5.8) 
 
 O valor da porosidade calculado nestas condições citadas acima, será usado na Equação 
de Clavier (Eq. 5.2) como porosidade efetiva (ϕ𝑒). 
 
5.3 ELABORAÇÃO DOS GRÁFICOS DE SATURAÇÃO DE ÁGUA NO MATLAB E 
NO INTERACTIVE PETROPHYSICS 
 
Baseando-se nas informações mostradas na seção anterior, foi implementada 
programação no software MATLAB com objetivo de obter os gráficos de saturação de água 
(SW). 
As Figuras 5.10, 5.11, 5.12 e 5.13 mostram o Perfil Raio Gama, Perfil ILD na primeira 
faixa, o perfil ILD está presente na segunda faixa, o Perfil Porosidade Neutrônica e Porosidade 
a partir do perfil Densidade está na terceira faixa, e na última faixa está o volume de argilosidade 
(VSH) e Saturação da água (SW). 
 Conforme citado nas Equações 5.6, 5.7 e 5.8, estas equações corrigem a porosidade para 
um valor mais adequado em determinado tipo de litologia ou tipo de fluido, gerando o Perfil de 
Porosidade Efetiva (ϕ𝑒), apresentado em azul na terceira faixa, entre o NPHI e o DPHI. 
A porosidade efetiva, foi usada nos cálculos da Saturação de Água (Equação 5.2). Em 
uma mistura óleo/água, a saturação de óleo é obtida por 1–Sw. 
Na figura 5.10, no poço 4RJS042RJ, temos no intervalo entre 3.050 m e 3.062 m a 
camada de arenito, onde há aproximadamente, Sw = 20%, na profundidade de 3.060 m. e na 
profundidade entre 3.070 m e 3.132 m outra camada de arenito, onde na profundidade de 3.090 
m onde há aproximadamente Sw = 10%. 
54 
 
 
Nessa profundidade temos um valor acentuado no Perfil ILD, sendo um bom indicador 
de óleo. Na profundidade de 3.105 m, temos aproximadamente Sw = 15% e também possui um 
valor acentuado no Perfil ILD, sendo outro ponto de interesse com óleo. 
 
 
Figura 5.10 – Perfis do poço 4RJS042RJ, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria 
 
 
 
 
0 50 100 150
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
4RJS042RJ
GR (API)
10
0
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220
ILD(ohm-m)
00.5
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220 
 
NPHI
DPHI
PHIe
0 0.5 1
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3180
3200
3220 
 
Vsh
Sw
55 
 
 
 Na figura 5.11, no poço 3NA02RJS, no intervalo 3.031,25 m e 3.112 m, há um baixo 
valor de saturação de água. Na profundidade entre 3.037 m e 3.056,2 m há uma série de picos 
no perfil ILD e os valores para saturação de água variam entre 3% e 10%. Este intervalo indica 
ser um intervalo de interesse com óleo. Além disso, no intervalo entre 3.092 m e 3.097 m ocorre 
também picos no valor do perfil ILD e o Sw está entre 3% e 8%, sendo também um ponto de 
interesse com óleo. 
 
 
 Figura 5.11 – Perfis do poço 3NA02RJS, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria 
 
 
0 50 100 150
3000
3050
3100
3150
3200
3NA02RJS
GR (API)
10
0
3000
3050
3100
3150
3200
ILD(ohm-m)
00.5
3000
3050
3100
3150
3200 
 
NPHI
DPHI
PHIe
0 0.5 1
3000
3050
3100
3150
3200 
 
Vsh
Sw
56 
 
 
 
 Na Figura 5.12, no poço 1RJS019RJ, nas profundidades de 2.977 m, 2.983,3 m, 2.992,3 
m, 3.012,21 m e 3.034,45 m, possuem picos no perfil ILD e baixos valores no valor de saturação 
de água, que varia entre 8% e 23%. Estas profundidades são prováveis regiões com óleo. 
 No intervalo entre 3.060 m e 3.078,8 m, há um alto valor no perfil ILD e o Sw varia 
entre 2% e 20%, indicando um provável reservatório de óleo. 
 
 
Figura 5.19– Perfis do poço 1RJS019RJ, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria 
 
0 50 100 150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
1RJS019RJ
GR (API)
10
0
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
ILD(ohm-m)
00.5
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120 
 
NPHI
DPHI
PHIe
0 0.5 1
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120 
 
Vsh
Sw
57 
 
 
 Na figura 5.13, no poço 3NA04RJS, na profundidade entre 2.995 m e 3.020 m, há uma 
camada de arenito, onde na profundidade de 3.017 m, há aproximadamente um valor para 
Sw=12,5%, com um valor acentuado no Perfil ILD, sendo um bom indicador de óleo. Em outra 
camada de arenito, entre 3.028 m e 3.050 m, há uma camada entre 3.034 m e 3.040 m, valores 
de Sw que variam entre 5% e 15%, onde o perfil ILD é alto, sendo um bom indicador de óleo. 
Em outra camada de arenito, entre 3.080 m e 3.110 m, há um intervalo de valores de Sw que 
variam entre 15% e 25%, sendo um bom indicador de óleo. 
 
 
Figura 5.13 – Perfis do poço 3NA04RJS, com Saturação de Água, Fonte: Elaboração própria 
 
 
0 50 100 150
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
3NA04RJS
GR (API)
10
0
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160
ILD(ohm-m)
00.5
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160 
 
NPHI
DPHI
PHIe
0 0.5 1
2940
2960
2980
3000
3020
3040
3060
3080
3100
3120
3140
3160 
 
Vsh
Sw
58 
 
 
Os gráficos apresentados nas Figuras 5.14, 5.15,5.5.16 e 5.17, foram gerados no 
software Interactive Petrophysics (IP). Na primeira faixa, em verde, está o perfil Raio Gama, 
na segunda faixa, em roxo, há o perfil ILD, na terceira faixa, em azul escuro, temos o gráfico 
de saturação de água (Sw), na quarta faixa, em azul claro, temos o perfil porosidade efetiva 
(ϕ𝑒) e na quinta faixa, em verde, o gráfico do volume de argilosidade (VSH). 
 Realizando a comparação entre os gráficos do poço 4RJS042RJ, gerados no MATLAB 
(Figura 5.10) e no IP (Figura 5.14), foi verificado que há coerência entre os gráficos gerados da 
saturação de água (Sw) e do volume de argilosidade (VSH) na profundidade entre 3.000 m e 
3.175m. No intervalo entre 3.175 m e 3.220 m houve incoerências no gráfico do volume de 
argilosidade (VSH). 
 Perfil 
Raio Gama 
 
Perfil ILD 
 
Sw 
 
ϕ𝑒 
 
 Vsh 
 
Figura 5.14 – Perfis do poço 4RJS042RJ, gerado no software Interactive Petrophysics 
 
59 
 
 
 A comparação entre os gráficos do poço 3NA02RJS, gerados no MATLAB (Figura 
5.11) e no IP (Figura 5.15), foi verificado que há coerência no gráfico de saturação de água 
(SW), em toda sua extensão e no gráfico do volume de argilosidade (VSH) houve incoerência 
apenas no intervalo entre 3.160 m e 3.175 m. 
 Perfil 
Raio Gama 
 
Perfil ILD 
 
Sw 
 
ϕ𝑒 
 
 Vsh 
 
Figura 5.15 – Perfis do poço 3NA02RJS, gerado no software Interactive Petrophysics 
 
 
60 
 
 
A comparação entre os gráficos do poço 1RJS0019RJ, gerados no MATLAB (Figura 
5.12) e no IP (Figura 5.16), foi verificado que há coerência no gráfico de saturação de água em 
toda extensão, no gráfico do volume de argilosidade na profundidade teve coerências em toda 
extensão com exceção do intervalo entre 3.080 m e 3.078 m. 
 Perfil 
Raio Gama 
 
Perfil ILD 
 
Sw 
 
ϕ𝑒 
 
 Vsh 
 
Figura 5.16 – Perfis do poço 1RJS019RJ, gerado no software Interactive Petrophysics 
 
 
61 
 
 
Nesta comparação entre os gráficos do poço 3NA004RJS, gerados no MATLAB (Figura 
5.13) e no IP (Figura 5.17), foi verificado que há coerência no gráficos gerados da saturação de 
água. No gráfico do volume de argilosidade, entre 3.120 m até 3.160 m houve incoerências. 
 Perfil 
Raio Gama 
 
Perfil ILD 
 
Sw 
 
ϕ𝑒 
 
 Vsh 
 
Figura 5.17 – Perfis do poço 3NA04RJS, gerado no software Interactive Petrophysics 
 
62 
 
 
Baseando-se nas informações obtidas nos gráficos de saturação de água e volume de 
argilosidade, gerados no MATLAB e no Interacitve Petrophysics, foi gerada a Figura 5.18 com 
as seções transversais nos poços de petróleo selecionadas no Campo de Namorado. Esta figura 
foi elaborada no software gráfico CORELDRAW. 
Note que na parte superior dos poços, temos em verde, formação com folhelho. Abaixo 
do folhelho temos em amarelo escuro a formação com arenito. Abaixo do arenito, em amarelo 
claro, arenito argiloso, sendo intercalado por arenito (amarelo escuro) e na parte inferior dos 
poços, temos novamente arenito argiloso. 
 
 
Figura 5.18 – Correlação dos poços 4RJS42RJ, 3NA02RJ, 1RJS019RJ, 3NA04RJ, 
Fonte: Elaboração própria 
 
63 
 
 
CAPÍTULO 6 - CONCLUSÕES 
 
 Neste trabalho, foi realizado uma análise dos Perfis do Campo de Namorado, com o uso 
de softwares comerciais MATLAB e Interactive Petrophysiscs (IP). O MATLAB é um software 
bastante usado nos cursos de engenharia e ciências exatas. A escolha do MATLAB surge da 
necessidade de fazer a leitura dos dados dos perfis geofísicos, o cálculo da saturação de água 
(Sw) e o volume de argilosidade (VSH) e com isso, gerar gráficos para obter as informações 
necessárias para a localização dos possíveis intervalos de interesse que possuam óleo. O seu 
uso também auxiliou na geração das seções transversais. 
No software MATLAB foi gerada programação para fazer a leitura e análise dos perfis 
Raio Gama, Perfil ILD, Perfil Porosidade Neutrônica e Porosidade gerada pelo Perfil Densidade 
e a partir destes perfis, realizar os cálculos com a Equação de Archie e a Equação de Simandoux 
para o obter a saturação de água (Sw) e o uso da Equação de Clavier e a Equação que usa o 
perfil Neutrão e Densidade para o cálculo do volume de argilosidade (VSH). 
O software Interactive Petrophysics (IP), é usado por geólogos, geofísicos e engenheiros 
de petróleo em grandes empresas de petróleo. É um software especializado na área de 
petrofísica. O uso neste trabalho tem como objetivo comparar com as informações obtidas no 
MATLAB e verificar a coerências destes resultados. Tanto os cálculo como os gráficos gerados 
no MATLAB são coerentes com os valores obtidos no Interactive Petrophysics mostrando bons 
resultados no uso para os poços escolhidos e mostrando que é possível estender o uso para 
outros poços de petróleo. 
A seção transversal dos poços de petróleo mostra-se coerente com a geologia do Campo 
de Namorado, embora possua pouco detalhamento em relação a outros tipos de rochas 
presentes. 
 Como trabalhos futuros deste estudo, pode-se realizar análises usando outras equações 
para o cálculo da saturação de água e do volume de argilosidade, além disso, fazer uso do perfil 
Sônico DT, gerando mais valores relativos a litologia. Em relação as seções transversais, pode-
se aumentar a quantidade de rochas presentes em cada um dos poços de petróleo. 
 
 
 
 
 
64 
 
 
APÊNDICE A 
 
 A programação apresentada abaixo, implementada no software MATLAB, esboça o 
perfil Raio Gama e o gráfico do Volume de Argilosidade (VSH) do poço 1RJS019RJ, 
apresentado na seção 4.1 Análise da Argilosidade. 
 
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 
%Programação no 
%MATLAB para esboçar o 
%perfil Raio Gama e 
%gráfico do Volume de 
%Argilosidade 
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 
clear all; 
close all; 
load rj019.m; 
prof= rj019(:,1); 
dt= rj019(:,2); 
gr= rj019(:,3); 
ild= rj019(:,4); 
nphi= rj019(:,5); 
rhob= rj019(:,6); 
%figure 
[idados,jdados]=size(rj019); 
for j = 1:idados; 
 nphi(j)= nphi(j)/100.; 
end 
dphi= (2.65-rhob)/1.55; 
[dif_max,ish2]=max(nphi-dphi); 
%calculo do indice de argilosidade 
[grmin,icl]=min(gr); %icl = posição da linha 
[grmax,ish]=max(gr); %ish = posição da linha 
igr=(gr-grmin)/(grmax-grmin); 
Vsh_gr=1.7-sqrt(3.38-(igr+0.7).^2); 
Vsh_nd=(nphi-dphi)./dif_max; 
%correcoes 
for j=1:idados 
 if(Vsh_nd(j)<=0) %presença de gas 
 Vsh_nd(j)=1.0; 
 end 
end 
V=[Vsh_gr Vsh_nd] %matriz de V 
for j=1:idados; 
 Vsh(j,1)=min(V(j,:)); 
end 
subplot (1,2,1); 
plot (gr, prof,'k'); 
axis([0. 150. 2940. 3120.]); 
axis ij;grid on; grid minor; 
title('GR (API)') ; 
subplot (1,2,2); 
plot(Vsh, prof,'r'); 
axis([0. 1.0 2940. 3120.]); 
axis ij;grid on; grid minor; 
title('Vsh (%)') ; 
 
65 
 
 
APÊNDICE B 
 
A programação apresentada a seguir, implementada no software MATLAB, esboça o 
perfil Raio Gama, o Perfil ILD, os Perfis Porosidade e Densidade, calcula e esboça o Volume 
de Argilosidade (VSH) e Saturação de Água (Sw) do poço 1RJS019RJ, apresentado na seção 
4.2 Cálculo da Saturação de Água. 
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 
%Programação no MATLAB para esboçar o perfil Raio Gama, Perfil ILD,Perfil 
%Porosidade e Densidade, calcula e esboça o Vsh e Sw 
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%% 
clear all; 
close all; 
load rj019.m; 
prof= rj019(:,1); 
dt= rj019(:,2); 
gr= rj019(:,3); 
ild= rj019(:,4); 
nphi= rj019(:,5); 
rhob= rj019(:,6); 
%figure