Aula 6 Avaliação de jazidas e formações

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AVALIAÇÃO DE JAZIDAS E FORMAÇÕES
Aula 06 : Heterogeneidade das jazidas. Perfis de porosidade na avaliação das formações 
Aula 06 : Heterogeneidade das Jazidas. Perfis de Porosidade na Avaliação das Formações 
Avaliação de jazidas e formações
Avaliação de jazidas e Formações
Aula 05 : Correlação entre Poços. Perfis litológicos na Avaliação das Formações 
Apresentação do conteúdo da aula
 Avaliação de Jazidas
Heterogeneidade relacionada à geometria do reservatório;
Heterogeneidade relacionada às propriedades físicas (Φ , Κ ...).
 Avaliação de Formações
Porosidade Sônica;
Porosidade Densidade gama;
Porosidade Neutrônica;
Porosidade RMN. 
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Heterogeneidade das jazidas quanto a origem dos reservatórios 
Conceituação
As jazidas de petróleo estão associadas a rochas com porosidade, elas podem ser de várias origens:
Clástica, como arenitos, conglomerados;
Química, como calcários;
Biológica, como coquinas, recifes de coral.
A diversidade dessa origem é uma das causas da heterogeneidade desses reservatórios que podem se transformar em jazidas quando acumulam hidrocarbonetos comercias.
O conhecimento dessa heterogeneidade é essencial para alcançar a verdadeira dimensão do depósito, calculando-se o volume de hidrocarbonetos com mais precisão ou menos erro.
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Heterogeneidade quanto à geometria
Geometria das rochas reservatórios clásticas 
A geometria das rochas reservatórios clásticas tem a ver, predominantemente, com o ambiente de sedimentação.
Algumas geometrias são ilustradas na figura ao lado.
Ambiente litorâneo tem formato de cunha espessa, no aprofundamento do corpo hídrico, durante sua sedimentação;
Ambiente fluvial com leitos e cursos complexos;
Ambiente deltaico, formas complexas, anastomosadas;
Ambiente eólico isolados ou não;
Ambiente marinho complexo barreira – laguna; 
Ambiente marinho nerítico;
Ambiente marinho batial;
Ambiente lagunar.
Arenito em lençol;
vários ambientes.
Arenitos em cordões;
ambientes litorâneos. 
Cordões bifurcados;
fluviais; deltaicos;
leque submarinho.
Isolados: dunas;
correntes de maré. 
Lençóis descontínuos;
erosão não deposição.
Fig. 6.39 parcialmente reproduzida de R C Selley el ali op.cit em “Saiba mais
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Heterogeneidade na geometria 
Geometria no ambiente fluvial
A Depósitos de rios anastomosados — os canais se separam formando ilhas permanentes; empilhamento vertical; múltiplos estágios. 
B Depósitos de rios entrelaçados — empilhamento lateral, as barras migram continuamente.
C Depósitos e rios meandrantes — canais arenosos isolados se intercalam com intervalos argilosos de planície de inundação. 
Esses canais arenosos são potencialmente rochas reservatórios .
A
B
C 
Fig. 6. 40 reproduzida de R C Selley et ali, op.cit. Em “Saiba mais”
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Heterogeneidade na geometria 
Geometria dos deltas
Os deltas são as regiões de maior deposição dos rios.
Crescem a partir dos sedimentos trazidos pelo rio desembocando em um corpo de água mais ou menos calmo. A parte subaérea tem formas lobadas, digitais, triangulares. 
Não são todos os rios que formam deltas. Os sedimentos podem ser dispersados por correntes ou pelas mares .
Parte da fig. 6.10 reproduzida de H Blatt et ali em op.cit em “Saiba mais” 
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Heterogeneidade na geometria 
Geometria em ambiente deltaico
Exemplo do delta de Booch, Oklahoma, USA.
Presentes campos de petróleo em reservatórios nos canais distributários deltaicos (na figura, em preto). 
Geometria difícil de ser reconhecida, porém a sísmica atual permite mapeamento seções 2D e 3D. 
Fig. 7.29 reproduzida de R C Selley et ali,
op.cit. em “Saiba mais”
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Heterogeneidade das propriedades físicas
Ambiente fluvial
Variação vertical e horizontal da permeabilidade e porosidade.
Na base do canal a permeabilidade maior descresse verticalmente para cima com aumento da argilosidade.
Nos bancos de barra arenosas, a permeabilidade decresce verticalmente para baixo.
Partindo dessas variações de K e Φ, nesses depósitos, será necessário calcular os valores médios dessas propriedades que representam o reservatório.
Fig. 6,24 reproduzida de R C Selley et ali op.cit. Em “Saiba mais”
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Heterogeneidade das propriedades físicas 
Jazidas Biogenéticas: recifes de coral
Exemplo de um dos cinco recifes, no campo de Idris, na Líbia, com 5 km² e 400m de espessura.
A figura superior demonstra sua construção, a partir de algas e foraminíferos, em uma plataforma de calcário não recifal.
Na figura inferior, a distribuição da porosidade em % primária e secundaria.
Não relação da porosidade secundária com a porosidade primária.
Existem províncias petrolíferas com armadilhas de recifes, no Golfo do Pérsico, Canadá e México.
Fig. 7.38 reproduzida de R C Selley et ali,
op.cit. Em “Saiba mais
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Heterogeneidade das propriedades físicas
Ambiente Fluvial
Variação horizontal da permeabilidade no canal de areias.
A permeabilidade aumenta de 25mD na margem para 270 mD no centro do canal.
Observar a irregularidade da forma geométrica do canal nesse corte vertical da figura.
A irregularidade das formas dos canais é considerada no cálculo dos volumes de hidrocarbonetos, e também a variabilidade da Φ e da Κ obtendo-se valores médios representativos da rocha reservatório.
Fig. 6.25 reproduzida de R C Selley et ali,
op.cit. em “Saiba mais”
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Heterogeneidade vertical 
Ambiente de praia, em litorais arenosos, 
dominado por ondas.
Observe, na figura, a variação granulométrica crescente.
Unidades de arenitos com intercalações de folhelhos diferenciados no perfil de Raios Gama.
Com mudanças abruptas na litologia.
Fig. 10.23 reproduzida de H J P Severiano Ribeiro op.cit. em “saiba mais” 
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Heterogeneidade vertical 
Ambiente deltaico, em litorais arenosos, dominados por rios e/ou ondas.
Características granulométricas crescentes ascendentes, isto é, aumentando para o topo.
A espessura das camadas decrescem abruptamente na direção do topo.
Padrão textural formado pela migração da frente deltaica. 
Fig. 10.24 reproduzida de H J P Severiano Ribeiro op.cit. em “saiba mais” 
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Heterogeneidade de ambientes de sedimentação na bacia sedimentar
Exemplo da Bacia do Pará Maranhão
 na margem equatorial.
Ambiente batial (do talude continental 200 a 2000m profundidade) restrito à fase inicial da bacia.
Ambiente lagunar restrito; geometria de lençol; espessuras uniformes.
Ambientes neríticos (águas rasas das margens oceânicas entre o nível da maré e a borda externa da plataforma continental) dominantes em toda a sedimentação da bacia do exemplo.
Parte da Fig. 7.25 reproduzida de H J P Severiano Ribeiro op.cit. em “Saiba mais” 
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Porosidade na avaliação das formações 
Importância e medidas de Φ
A porosidade é uma das mais importantes propriedades físicas das rochas reservatórios que precisam ser determinadas ou medidas para avaliação de cada uma das formações com hidrocarbonetos presentes no poço concluído.
As determinações são, na maioria, por via indireta, através de perfis geofísicos.
As determinações diretas usando-se amostras dos testemunhos de sondagem fornecem medições com boa precisão, porém a extração de testemunhos durante a perfuração é muito rara e esporádica.
As tecnologias das ferramentas de perfilagem estão em constante evolução e fornecem valores de porosidade com a precisão necessária para os fins a que se destinam.
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Porosidade na avaliação das formações 
Métodos de perfilagem usados na determinação da porosidade
Métodos diretos no laboratório
 Porosímetros (a gás e a mercúrio)
Métodos indiretos geofísicos ou de campo
Perfil Sônico;
Perfil de Densidade de Raios Gama (radiomêtrico artificial); 
Perfil Neutrônico (radiomêtrico artificial); 
Perfil de Ressonância Magnética Nuclear.
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Porosidade por métodos indiretos
Comparativo dos métodos indiretos
A figura demonstra amplitude de cada método na determinação da Φ.
O método sônico não mede nem a Φ T nem a ΦE; não mede os poros isolados, porém não exclui a água irremovível. 
O método de densidade mede a ΦT, incluindo a parcela com água irremovível.
O método neutrônico mede mais que a Φ T, pois recebe influência da água contida nas estruturas cristalinas dos argilominerais .
Davies JT 2005
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Porosidade por métodos indiretos
DT
GR
SN ILD
Fig. 7.3 reproduzida de G G Nery op.cit 
 em “saiba mais”
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Porosidade por métodos indiretos
Método sônico DT . Correção do efeito do volume argila contida na formação Vsh (argilosidade) 
Argila presente aumenta Δt registrado, criando falso aumento de porosidade. 
Esse volume de argila Vsh (calculado pelo perfil de Raios Gama ) é usado para corrigir Φs.
Φesc= Φs- Vsh. Φssh
Φesc é a porosidade sônica Φs corrigida pela argilosidade
Φssh= (Δtsh – Δtm)/(Δtf- Δtm)
Φssh é denominada Porosidade Aparente do Folhelho.
Fig. 7.5 reproduzida de G G Nery op.cit 
em “Saiba mais”
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Porosidade por métodos indiretos
Fig. 7.6 reproduzida de G G Nery op.cit 
em “Saiba mais”
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Porosidade por métodos indiretos 
Porosidade densidade de raios gama Φ D — Density Log
É um método radiomêtrico artificial, com fonte radioativa Cs ²³⁷, registrando as variações da densidade através do bombardeio de um feixe de raios gama na formação.
Usa-se ferramenta compensada pelo efeito do poço, com detectores de raios gama fixos e situados para leituras mais perto e mais longe da parede do poço.
O efeito do reboco e da lama se corrigem com os detectores, com as medidas da espessura do reboco e uso da curva do Caliper; realizam-se correções internas de ρB (densidade da matriz da rocha).
Desmoronamentos, lama com baritina e argilosidade são problemas no método.
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Porosidade Neutrônica
É um método radiomêtrico que mede a radioatividade induzida com o bombardeio de nêutrons de alta energia, sobre as formações rochosas, ao longo do perfil do poço.
A energia dos neutros é diminuída pelos átomos de hidrogênio com os quais preferencialmente colidem. Daí a relação com a porosidade que aumenta com a densidade destes átomos.
A ferramenta duplo neutrônico possui uma fonte de nêutrons com dois pares de detectores acima e abaixo da fonte.
O perfil neutrônico registrado, na terceira faixa ou track, como curva de porosidade ΦN junto com a curva ρD.
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Porosidade por métodos indiretos
Porosidade Neutrônica — interpretação
Na presença de hidrocarbonetos (gás), as curvas ΦD ΦN variam opostamente, cresce a primeira e decresce a segunda.
Essa característica permite usá-las na detecção de hidrocarbonetos leves (gás).
Na zona de gás, o perfil ΦD lerá alta porosidade, e o perfil ΦN baixa porosidade (menor densidade de hidrogêniopor unidade de rocha).
A porosidade neutrônica pode ser medida em poços abertos e revestidos.
Comparativamente, as três porosidades medidas nos perfis ΦS, ΦD e ΦN apresentam a mesma ordem de grandeza. O ambiente do poço tem pouca influência nas leituras.
gás
RHOB/NPHI
Fig. 9.3 reproduzida de GG Nery
 op.cit. Em “Saiba mais”
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Porosidade nas duas etapas de avaliação das formações 
Avaliação Prévia ou Expedita
Medidas de porosidade sônica corrigidas em várias profundidades da formação em apreço. 
Avaliação Completa ou Detalhada
Proceder as correções previstas dos valores das porosidades densidade e neutrônica, montando-se planilhas de cálculo. Usam-se, habitualmente, sofwares disponíveis nas empresas.
Escolha do menor valor de Vsh calculado pelos vários perfis para correção da argilosidade.
Comparar os valores obtidos das porosidades pelos métodos densidade e neutrônico. 
O valor da porosidade efetiva da rocha sem o volume de argila e sem hidrocarbonetos.
Existem técnicas desenvolvidas pelos intérpretes para alcançar valores mais reais da porosidade, visto ser, esta propriedade, fundamental ao cálculo do volume dos hidrocarbonetos.
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Porosidade por métodos indiretos 
Ressonância Magnética Nuclear RMN
As medidas de RMN usam a propriedade dos núcleos de hidrogênio para terem seus momentos magnético e angular coaxiais e a capacidade de interagir em um campo magnético externo.
A resposta das medidas de RMN vem dos núcleos de hidrogênio nos poros, sem efeito da matriz da rocha.
O momento angular do H é grande e produz um sinal forte mensurável na frequência de ressonância.
Apresentam dados de relaxação, do decaimento do sinal medido calibrado em unidades de porosidade. 
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Ressonância Magnética Nuclear RMN
As medidas de RMN fornecem informações sobre:
porosidade total pelo índice de hidrogênio Φ=PHI Φapp= Φ [(Sw +So+ Sg ) HIg ]; 
fluidos presentes nos poros (volume de água associada à argila CBW; volume de água irremovível BVI; volume de fluídos móveis BWM)
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Saiba mais 
Avaliação de Jazidas
BLATT, H. et ali. Origin of sedimentary rocks. Prentice Hall, 1972. 
SELLEY, R C et ali. Geologia do petróleo. Porto Alegre: Elsevier, 2016. 
SEVERIANO RIBEIRO, H. J. P. Estratigrafia de sequências fundamentos e aplicações. São Leopoldo: Unisinos, 2007. 
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Saiba mais 
Avaliação das Formações 
COATES, G. R.; XIAO, Li, and PRAMMER, M. G. NMR logging principles and applications. Halliburton Energy Services. Halliburton Energy Services Publication H023081999 
NERY, G. G. Perfilagem geofísica em poço aberto. Fundamentos básicos com ênfase em petróleo. SBGf INCT GP 2013.
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Saiba mais 
Avaliação das Formações 
SCHÖN, J. H. Propriedades físicas das rochas. Porto Alegre: Elsevier Campus, 2015. 
SELLEY, R. C. et ali. Geologia do petróleo. Porto Alegre: Elsevier, 2016. 
SEVERIANO RIBEIRO, H. J. P. Estratigrafia de sequências fundamentos e aplicações. São Leopoldo: Unisinos, 2007.
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VAMOS AOS PRÓXIMOS PASSOS?
 
Mapas usados na Avaliação das Jazidas;
Perfis de identificação dos fluidos usados na Avaliação das Formações. 
AVANCE PARA FINALIZAR A APRESENTAÇÃO.
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