ANALISE DE POROSIDADE

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE
PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ADRIANO MATIELO STULZER
Niterói – RJ
Agosto de 2013
ADRIANO MATIELO STULZER
AVALIAÇÃO DA POROSIDADE EM ROCHAS SEDIMENTARES ATRAVÉS DO USO DE
PERFIS CONVENCIONAIS E DE RMN A CABO
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. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Niterói – RJ
Agosto de 2013
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus pela vida me dada, através de meus pais, além da saúde e
capacidade intelectual para galgar os caminhos do conhecimento da engenharia e da
evolução pessoal.
A meus pais pela confiança, recursos, tempo e incentivo depositados em mim,
pois sem eles não teria conseguido chegar a este ponto e ter transposto as dificuldades do
caminho.
A Larissa Martins, pelo incentivo em retomar o curso de Engenharia de Petróleo
mesmo nos momentos de desânimo.
A Universidade Federal Fluminense na pessoa do Coordenador Geraldo Ferreira,
pela chance de cursar Engenharia de Petróleo através do reingresso nesta instituição,
podendo assim chegar a minha segunda graduação em engenharia.
À empresa Baker Hughes do Brasil, pela cortesia em ceder dados de um poço real,
podendo assim haver discussão final dos resultados da pesquisa.
Ao professor Alfredo Carrasco pela grande ajuda e dedicação que demostrou junto
a elaboração deste trabalho de conclusão de curso, agregando qualidade inestimável a este
trabalho.
“Não se deve ir atrás de objetivos fáceis, é
necessário buscar os que só podem ser
alcançados por meio dos maiores esforços”.
Albert Einstein
RESUMO
O sucesso da recuperação de hidrocarbonetos deve-se entre outros fatores, na
aquisição de dados petrofísicos do poço e sua avaliação, seja para estimar onde se
encontram, o quanto existe e tipo de hidrocarbonetos nas rochas. Para tal objetivo, o melhor
método de aquisição desses dados é pela perfilagem, em especial a cabo. Muitos são os
tipos de perfis, mas neste trabalho serão discutidos os diferentes perfis de porosidade a fim
de explicar o funcionamento das ferramentas e interpretar dados reais, discutindo a
importância e eficácia de cada perfil na identificação de jazidas e leituras de porosidade.
Também será estudado, inicialmente, a história da perfilagem e os tipos de aquisição.
Palavras-chave: Perfilagem, Porosidade, Avaliação Petrofísica
ABSTRACT
The successful recovery of hydrocarbons depends on, among other factors,
acquiring petrophysical data from the well and its evaluation, does not matter if it is to
estimate where they are, how much exists and type of hydrocarbons in the rocks. For this the
best method of acquiring such data is via the logging, especially wireline logging. There are
many types of logs, but this paper will discuss the different porosity logs in order to explain
the operation of the tools, interpret real data and discussing the importance of each log
efficiency in identifying deposits and porosity readings. Also discuss, initially, the history and
types of logging acquisition.
Key words: Logging, Porosity, Petrophysics Evaluation
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Primeira ferramenta de perfilagem.....................................................................17
Figura 2.2 - Caminhão de perfilagem da década de 30.........................................................18
Figura 2.3 – Exemplo de perfil................................................................................................21
Figura 2.4 - Resolução vertical e profundidade de investigação para ferramenta com o
volume de investigação em esfera.........................................................................................22
Figura 2.5 – Esquema de perfilagem a cabo no poço............................................................24
Figura 2.6 – Spooler, instrumento de medida de avanço e retorno de cabo..........................24
Figura 2.7 – String de ferramentas LWD................................................................................26
Figura 3.1 – Tipos de fluídos nos poros. Óleo representado pela cor verde, fluído livre em
azul claro, água presa na argila como listrado escuro, fluído aprisionado por capilaridade em
azul escuro e a matriz rochosa em marrom pontilhado..........................................................29
Figura 3.2 - Decaimento atômico com a emissão de uma partícula e radiação
eletromagnética......................................................................................................................31
Figura 3.3 – Emissão de partícula alpha................................................................................32
Figura 3.4 – Emissão de partícula Beta..................................................................................32
Figura 3.5 – Emissão de raios gamma...................................................................................33
Figura 3.6 – Diminuição da quantidade de átomos com o passar de cada meia-
vida.........................................................................................................................................34
Figura 3.7 - Efeito de Produção de Par..................................................................................35
Figura 3.8 – Efeito Compton...................................................................................................36
Figura 3.9 – Efeito Fotoelétrico...............................................................................................36
Figura 3.10 – Poder de penetração dos tipos de radiação (Site ratical.org)..........................38
Figura 3.11 – Ferramenta de densidade provida de dois detectores e um caliper, este último
para melhor contato da fonte e sensores com a formação....................................................41
Figura 3.12 – Perda de energia dos neutrons com a distância..............................................43
Figura 3.13 – Relação entre densidade se neutrons termais x distância da fonte de neutrons,
para cada valor de porosidade...............................................................................................44
Figura 3.14 – Mandril de Nêutron Compensado de perfilagem a cabo..................................45
Figura 3.15 – Gráfico de Razão de contagens de nêutrons termais x porosidade para cada
tipo de formação.....................................................................................................................46
Figura 3.16 – Tanque de teste com porosidades e formações conhecidas
na Universidade de Houston .................................................................................................47
Figura 3.17 – Escala para carbonatos....................................................................................48
Figura 3.18 – Perfil exemplo de densidade e neutrons..........................................................49
Figura 3.19 - Tipos de ondas..................................................................................................51
Figura 3.20 – Esquema de transmissor e receptor na ferramenta.........................................51
Figura 3.21 - Osciloscópio mostrando as chegadas das ondas compressionais e em último
as ondas diretas da lama (Stoneley ou simplesmente ondas
superficiais).............................................................................................................................53Figura 4.1 - Representação pictórica do momento magnético µ............................................55
Figura 4.2 - Representação pictórica do spin nuclear I..........................................................56
Figura 4.3- Representação dos níveis de energia de spin nuclear........................................56
Figura 4.4- Representação vetorial do um núcleo do átomo e momento magnético nuclear
em precessão ao redor do campo B0.....................................................................................58
Figura 4.5- Representação vetorial de precessão de um conjunto de momentos magnéticos
ao redor do campo B0 a) referencial fixo b) referencial
rotativo...................................................................................................................................58
Figura 4.6- Representação vetorial da aplicação de um pulso de 90º sobre a magnetização
M0............................................................................................................................................59
Figura 4.7- Representação vetorial da indução do sinal de RMN 1) amplitude máxima,
Mxy(0)=M0 e Mz(0)=0; 2) amplitude intermediária, Mxy(t)=M; 3) amplitude zero, Mxy(t)=0 e
Mz(t)=M0.................................................................................................................................60
Figura 4.8- Representação do esquema de processo de defasagem e refocalização da
magnetização transversal, e geração do sinal de eco de
spin.........................................................................................................................................62
Figura 4.9- Diagrama da sequência de pulsos CPMG...........................................................62
Figura 4.10- Curva de relaxação transversal (T2) obtida través da técnica
CPMG.....................................................................................................................................63
Figura 4.11– Esquema de decaimento uni e multiexponencial..............................................67
Figura 4.12- Relação do espectro T2 com a distribuição do tamanho de poros.....................69
Figura 4.13– Aplicação do T2 de corte, separação de fluído livre e fluído aprisionado por
forças capilares.......................................................................................................................69
Figura 4.14– Perfil de RMN. Da esquerda para a direita: primeiro quadro raios gama.
Segundo quadro porosidade total (VPHS), porosidade efetiva (VPHE) e fluído livre ou
movível (VBM). No terceiro quadro permeabilidade (MRIL permeability). No quarto quadro
espectro T2.............................................................................................................................71
Figura 4.15– MRIL, ferramenta de RMN da Haliburton..........................................................72
Figura 5.1 – Perfil da corrida 1 (385.0 a 450.0 metros)..........................................................76
Figura 5.2 – Perfil da corrida 1 (550.0 a 640.0 metros)..........................................................77
Figura 5.3 – Perfil da corrida 2 (385.0 a 450.0 metros)..........................................................80
Figura 5.4 – Perfil da corrida 2 (550.0 a 640.0 metros)..........................................................81
Figura 5.5 – Diferentes porosidades combinadas (385.0 a 450.0 metros).............................82
Figura 5.6 – Diferentes porosidades combinadas (550.0 a 640.0 metros).............................83
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 – Valores de classificação de porosidade............................................................30
Tabela 3.2 – Energia de cada efeito por fótons......................................................................35
Tabela 3.3 – Divisão de nêutrons por energia........................................................................37
Tabela 3.4 – Subdivisões de nêutrons lentos.........................................................................37
Tabela 3.5 – Intervalos de valores de densidade e valores de minerais formadores da rocha
(Matriz)....................................................................................................................................39
Tabela 3.6 – Valores característicos de Pe............................................................................41
Tabela 5.1 – Input de dados...................................................................................................74
Tabela 6.1 – Média de cada tipo de porosidade e seus desvios
padrões...................................................................................................................................86
SUMÁRIO
CAPÍTULO I - INTRODUÇÃO
1. Apresentações....................................................................................................................13
1.1 Objetivo e Justificativa......................................................................................................14
1.2 Metodologia......................................................................................................................15
1.3 Estrutura...........................................................................................................................15
CAPÍTULO II - A HISTÓRIA DA PERFILAGEM E O OS ATUAIS MÉTODOS DE
AQUISIÇÃO DE DADOS
2.1 História da Perfilagem......................................................................................................17
2.2 Tipos de Perfilagem..........................................................................................................20
2.2.1 Perfilagem a Cabo.........................................................................................................22
2.2.2 Perfilagem por LWD......................................................................................................24
CAPÍTULO III - TIPOS DE PERFIS QUE MEDEM A POROSIDADE
3.1 Porosidade........................................................................................................................28
3.2 Perfis Radiométricos.........................................................................................................30
3.2.1 Radiação e Interações com a Matéria...........................................................................30
3.2.2 Perfil de Densidade (RHOB)........ .................................................................................38
3.2.3 Perfil de Porosidade Neutrônica (NPHI)........................................................................42
3.3 Perfil Sônico (DT).............................................................................................................49
CAPÍTULO IV - PERFIL DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA NUCLEAR
4.1 Propriedades do Núcleo Atômico.....................................................................................55
4.2 Ressonância e Sinal de RMN...........................................................................................59
4.3 Relaxação Transversal.....................................................................................................61
4.4 Mecanismos de Relaxação em Meios Porosos................................................................63
4.5 Aplicação de Perfis de RMN em caracterização de Reservatórios..................................67
CAPÍTULO V - ESTUDO DE CASO DA APLICAÇÃO DE PERFIS DE POROSIDADE
5.1 Parâmetros de Perfilagem................................................................................................73
5.2 Perfis e suas interperetações...........................................................................................73
CAPÍTULO VI – CONCLUSÕES
Conclusões.............................................................................................................................85REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................................................88
13
CAPÍTULO I
INTRODUÇÃO
1. Apresentações
Mesmo sendo uma fonte de energia não renovável, o petróleo ainda fornece boa
parte da energia mundo a fora. Tem grande uso como matéria prima na fabricação de
produtos petroquímicos, sendo empregados na fabricação de óleos combustíveis, solventes,
gasolina, óleo diesel, querosene, lubrificantes, gasolina de aviação, asfalto, plástico,
cosméticos, entre outros. Embora haja outras fontes de energia entre elas a energia eólica,
solar, o biodiesel, e as pesquisas em busca de novas fontes renováveis continuem em
progresso, ainda não há outra matéria-prima que substitua o petróleo na fabricação desses
produtos.
Hoje sabemos dos diversos desafios existentes na indústria petrolífera e o quão
importante é o estudo das incertezas inerentes as atividades de produção e exploração do
petróleo. Em tempos anteriores, as decisões ainda eram feitas de forma simplória e intuitiva,
em função da disponibilidade de grandes quantidades de hidrocarbonetos mais facilmente
identificáveis (SUSLICK, 2007). No entanto, tivemos uma drástica mudança neste cenário
devido a diminuição dos indícios de hidrocarbonetos mais fáceis de encontrar, o que levou a
necessidade de produzir ao máximo as reservas já conhecidas. Assim, a otimização na
exploração dos reservatórios passou a ser de suma importância para no sucesso da
indústria petrolífera (LIMA, 2006).
Com este cenário, fez se necessário o desenvolvimento e pesquisa de novas
tecnologias, diminuindo as incertezas, quanto à prospecção de jazidas de hidrocarbonetos e
consequentemente a diminuição em gastos, aumentando a probabilidade de acerto no
encontro de óleo e gás com interessante retorno financeiro. Assim, a partir da década de 70
começou-se o investimento maior em pesquisa de novas tecnologias e ferramentas de
perfilagem e avaliação de formações.
Entende-se como “Avaliação de Formações” os serviços e estudos que apresentam
em termos qualitativos e quantitativos o potencial reserva de um intervalo geológico na
produção de petroleo. A avaliação das formações é composta principalmente pela
perfilagem de poço aberto, no teste de formação de poço aberto, em testes de pressão a
poço e na perfilagem de produção.
14
Além das informações trazidas pela perfilagem, também são muito importantes as
informações anteriores a ela do intervalo de interesse, sejam estas obtidas na etapa do
estudo da geologia ou da geofísica na etapa de perfuração do poço. A integração dos dados
adquiridos permite a avaliação do reservatório.
Devido a grande quantidade e complexa variedade de perfis existentes, este trabalho
dissertará apenas sobre perfis de porosidade. Este dado petrofísico é de grande importância
pois são nos poros que o petróleo e gás se alojam, ou seja, determinar com exatidão a
porcentagem de poros é saber estimar o quanto se pode lucrar com a posterior produção.
Pela análise de dados adquiridos pela perfilagem, são decididas quais as zonas do
poço são de interesse econômico para se executar os testes de formação. Se não houver
intervalos de interesse econômico, o poço é abandonado. Os testes de formação são muito
usados na indústria petrolífera para estimação da capacidade produtiva do poço.
1.1 Objetivo e Justificativa
A indústria de exploração de petróleo vem desenvolvendo nas últimas décadas,
instrumentos e técnicas, que de forma direta ou indireta, ajudam na caracterização
geológica de reservatórios. Dentre as medições feitas, a de porosidade foi escolhida para
este trabalho pela sua grande importância na prospecção de jazidas.
Atualmente existem vários métodos e ferramentas para adquirir dados de
porosidade, todos eles com grande potencial para pesquisa e discussão sobre seu
funcionamento e interpretação de suas respostas. Tal desenvolvimento dos mencionados
métodos e ferramentas se devem pelo constante desenvolvimento e pesquisa gerados pelas
exigências do mercado especialmente após as crises do peltróleo da década de 70.
As companhias produtoras de petróleo têm como principal fonte de medidas de
porosidades nas rochas os perfis netrônico, de densidade e acústico ou sônico, a estes é
dado o nome de perfis de porosidade convencionais, por terem sido um dos primeiros perfis
a serem usados comercialmente em campo. Outro perfil, mais recetemente desenvolvido e
mais acurado, é chamado de Perfil de Ressonância Magnética Nuclear ou simplesmente
RMN, que baseia as leituras nas respostas de relaxação dos átomos à indução de campos
magnéticos na formação.
Conveniente também é o fato de eu mesmo trabalhar na companhia Baker Hughes
do Brasil no setor de perfilagem. A perfilagem a cabo foi o primeiro instrumento de obtenção
de perfis petrofísicos e até hoje é o principal método na avaliação de formações e seus
15
fluidos, por ter a maior gama de informações e a melhor qualidade e confiabilidade dos
dados adquiridos. Logo, é propícia a comunhão do desenvolvimento do projeto final de
curso com o momento profissional atual em que vivo.
Por último, mas não menos importante, este trabalho pode vir a ser fonte de
material para estudo de alunos ou professores de graduação, podendo assim conhecer mais
sobre a interpretação de perfis sejam eles básicos ou mais avançados, bem como a
metodologia e o funcionamento das ferramentas de perfilagem.
Portanto, pelos últimos parágrafos acima dissertados, o tema Avaliação da
Porosidade em Rochas Sedimentares através do uso de Perfis Convencionais e RMN a
Cabo se torna conveniente como tema para a dissertação de projeto final de conclusão do
curso de engenharia de petróleo por apresentar volume de pesquisa e discussão
satisfatórios e pela facilidade com que posso adquirir dados atualizados por exercer minha
profissão no tema abordado.
1.2 Metodologia
No projeto será apresentada à história da evolução da perflagem, a discussão de
funcionamento das ferramentas e a relevância de cada dado por elas medido no poço com
foco na porosidade. O uso dos perfis como meio para identificar zonas de hidrocarbonetos
também será explorada e exemplificada com perfis ao final do projeto.
Várias são as fontes de informações para o desenvolvimento do tema, basicamente
artigos e teses de mestrado e doutorado de universidades brasileiras. Sites como
onepetro.com também foi consultado, assim como estudos de casos específicos, de
trabalhos realizados por empresas ou universidades, para determinados tipos de perfis que
podem vir a ser importantes na exemplificação de casos reais de aplicação de perfis. Livros
eventualmente podem fazer parte do material de consulta.
1.3 Estrutura
Como introdução, será apresentado à história da perfilagem, como surgiu e qual foi
o propósito inicial, seguido de sua evolução até os dias atuais.
Material de avaliação de formações, no que diz respeito a tipos de perfis, é mais
abundante sobre perfis básicos não sendo tão facilmente encontrados materiais sobre perfis
16
avançados. Assim no trabalho serão discutidos inicialmente os perfis básicos e
posteriormente, após maior pesquisa o de RMN.
Tão importante quanto escrever sobre a metodologia de aquisição de cada perfil, é
a o estudo de cada um na identificação de hidrocarbonetos e quatificação de porosidade.
Para isso serão pesquisados exemplos de perfis de poços reais e então feita à análise
baseado no que estudado até então.
17
Capítulo II
A História da Perfilagem e o os Atuais Métodos de Aquisição de Dados
2.1 História da Perfilagem
Em 1920, na França, os irmãos Conrad e Marcel Schlumberger desenvolveram uma
nova tecnologia na prospecção de petróleo (Figura 2.1). Consistia em se injetar corrente
diretamente na formação(ponto A) provida por um gerador em superfície e medindo o
retorno num ponto pouco acima (ponto M). A diferença de potencial era plotada
manualmente ponto a ponto e traçado um perfil do poço.
Esta tecnologia é conhecida atualmente como perfil de resistividade convencional. O
primeiro poço teve esta tecnologia comercialmente implementada em 1927 junto a então
criada Schlumberger Limited por Henri-Georges Doll em Pechelbronn, França.
Figura 2.1 – Idéia de primeira ferramenta de perfilagem
Fonte: <http://www.spec2000.net/02-history1.htm> (2013)
Em 1931, Henri George Doll e G. Dechatre até então contratados pela
Schlumberger, descobriram que não era necessário injetar corrente na formação para se
obtiver uma diferença de potencial e consequentemente calcular a resistividade da
18
formação, pois o próprio sistema fluido de perfuração/formação gerava esta diferença de
potencial de acordo com as diferença de condutividade de um e outro. A este novo método
foi dado o nome de potencial espontâneo, até hoje empregado, com mesmo nome, em
poços com fluidos a base água também chamados de WBM (water base mud).
Entre início da década de 30 até final da década de 60 pouco se progrediu em
técnicas de prospecção, se comparado ao desenvolvimento de tecnologias numa mesma
quantidade de tempo entre o início da década de 70 a final da década de 90. Entre 1931 e
1969 foram desenvolvidas tecnologias que até hoje são utilizados em perfilagens de poços
de hidrocarbonetos, porém são métodos básicos, os primeiros corridos no poço, sendo
apenas indicadores de onde há uma probabilidade de haver petróleo ou gás e não tendo
nenhum caráter conclusivo.
Até 1951 somente perfis de resistividade, a exemplo dos usados pela Schlumberger
com poucas melhorias, foram usados, como por exemplo, o Micro Lateral Log (MLL) que
determinava a espessura do reboco na parede do poço bem como sua resistividade. Em
1951 e 1952 foram introduzidos comercialmente os perfis de neutrônicos (que calculavam a
porosidade pela interação de partículas neutrônicas com o hidrogênio dos fluidos contidos
na rocha) e de resistividade indutiva em lamas a base de óleo.
Em 1954 o primeiro caliper foi introduzido a fim de medir as variações de diâmetro ao
longo do poço. O ano 1957 foi marcado na história da perfilagem como o ano em que se
iniciou o uso da medida de densidade do conjunto rocha/fluidos (bulk density) através da
atenuação de raios gama pela formação e em 1969 esta mesma tecnologia foi aprimorada
para determinação de litologia.
Figura 2.2 - Caminhão de perfilagem da década de 30
Fonte: <http://www.slb.com/about/history/1930s.aspx> (2013)
19
Com o passar do tempo, foi desenvolvida uma variada gama de estruturas de
exploração, tanto onshore quanto offshore. Os anos 60 destacaram-se pela abundância da
disponibilidade de petróleo no mundo. A produção exagerada e o baixo preço levaram ao
maior consumo. Esta década mostrou o grande sucesso da exploração de petróleo no
Oriente Médio e na União Soviética, o primeiro com significativas reservas de óleo e o
segundo com expressivas reservas de gás (THOMAS, 2004).
A década de 70 ficou marcada pelas elevações no preço do petróleo. Neste
momento, os Estados Unidos (maior consumidor da época e dos dias atuais) perceberam o
decaimento de suas grandes reservas, isto liderou ao aperfeiçoamento de métodos de
pesquisa para localizar as reservas de menor porte (THOMAS, 2004).
Devido à grande necessidade de suprir a demanda de petróleo, e consequentemente
abaixarem os preços, era preciso ser muito mais eficiente na descoberta de
hidrocarbonetos. A partir daí foi investido cada vez mais em tecnologia seja em prospecção
seja em produção.
Sendo parte fundamental na procura por hidrocarbonetos, através de pesquisas de
perfilagem surgiram grandes avanços tecnológicos no aprimoramento de dispositivos de
aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos e dos novos dados adquiridos
dentro do poço “down-hole”. Entre estas novas tecnologias surgiram ferramentas como
Ressonância Magnética Nuclear (RMN), Imagem, amostragem lateral de rochas,
amostragem e pré-teste de fluidos, ferramentas de avaliação de produção, entre outras.
Esta evolução dos equipamentos de deve-se principalmente aos avanços
tecnológicos na física do estado sólido e na física atômica. A primeira contribuiu com os
microcircuitos integrados (microchips) que permitiram o aperfeiçoamento de computadores e
microprocessadores. A física atômica por sua vez permitiu conhecer melhor o átomo,
conduzindo à identificação de elementos minerais e substâncias químicas através da
medição de espectros de energia. A digitalização dos dados tornou possível a
teletransmissão de dados dentro do poço para a cabine de perfilagem na superfície e desta
para os centros de geologia, e permitiu o estudo e tomadas de decisões no local do poço.
Com o desenvolvimento de técnicas de aquisição, a utilização dos perfis começou a ser
direcionadas para avaliações quantitativas de jazidas de hidrocarbonetos.
Segundo Thomas (2004) nos anos 80 e 90, devido aos grandes avanços
tecnológicos, houve uma redução nos custos de exploração e produção, surgindo assim um
novo ciclo econômico para a indústria petrolífera. Como exemplo, no ano de 1996, o total de
20
reservas provadas eram 60% maiores que no início da década de 80 e os custos médios de
produção e exploração descenderam em cerca de 60% no mesmo período.
Portanto, desde os primeiros dias da perfilagem foram desenvolvidos e novos perfis
surgiram na medida em que as necessidades da indústria do petróleo e gás exigiam que
fronteiras fossem ultrapassadas.
Atualmente quatro empresas se destacam ao redor do mundo no que diz respeito à
tecnologia de perfilagem, são elas: Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton e Weatherford.
Junto a estas, outras empresas fornecedoras de suprimentos (cabos de perfilagem,
unidades de perfilagem, computadores etc.) movimentam bilhões de dólares a cada ano
num mercado onde o conhecimento rápido e preciso das propriedades da rocha e dos
fluidos nela contidos são cada vez mais importantes na correta tomada de decisões.
2.2 Tipos de Perfilagem
A perfilagem de um poço é definida (ELLIS, 1987) como um registro dos parâmetros
físico-químicos das formações versus profundidade, mediante a utilização de equipamentos
especiais, cuja análise permite a caracterização de reservatórios com gás, óleo e água.
Juntamente com a sísmica de superficie, a perfilagem do poço, constituem eficientes
ferramentas na indústria de petróleo. Isso é evidenciado levando em consideração que uma
filosofia de exploração é gerada, principalmente, em função do conhecimento petrofísicos e
da extensão geométrical de um reservatório.
Vários são os tipos de serviços de perfilagem de poços de petróleo e gás, com as
mais diferentes razões para serem feitos e com os mais diferentes objetivos. Boa parte
destes serviços de aquisição de perfil tem como objetivo avaliar a formação nos poços
perfurados (Lima, 2006). Pela leitura e interpretação dos dados obtidos, pode-se determinar
a dados como temperatura e geometria da formação, executar estimativa da porosidade,
litologia e identificar, qualitativa e quantitativamente, a existência de fluidos no meio poroso
(Lima, 2006).
Vale ressaltar que existem vários tipos de ferramentas de perfilagem que geram
diferentes informações e utilizam diferentes funções. Algumas delas não geram um sinal,
estas são chamadas ferramentas de medidas passivas, outras exercem influência na
formação, cuja propriedade ela está medindo (LIMA, 2006).
O objetivo de se adquirir perfis do poço é a obtenção de dados geológicos e
petrofísicos. Perfis são gráficos da profundidade versus alguma propriedade física da
21
formação.Algumas destas propriedades são ilustradas na Figura 1.3, que é um exemplo
primário de gráfico de perfil obtido de um poço exploratório
Por mais distintas que sejam as operações de perfilagem, todas necessitam
movimentar algum tipo de ferramenta no interior do poço. O primeiro tipo de perfilagem que
vem a ser usado e com melhor qualidade de dados (devido ao método de transição) é a
Perfilagem a Cabo. Derivado do primeiro método surgiu recentemente o LWD (Logging
While Drilling) que consiste na aquisição de dados durante a perfuração do poço.
Figura 2.3 – Exemplo de perfil.
Fonte: Thomas (2004)
Na Figura 2.3 a curva GR refere-se a medição de raios gama advindos da formação,
NPHI é a porosidade medida através de radiação neutrônica, ILD é a resistividade da
formação, RHOB seria a bulk-density e DT a velocidade do som da formação medida por
ferramenta acústica. Não necessariamente os nomes destas curvas irão se repetir ao longo
deste trabalho referindo-se as mesmas curvas.
Outro tema importante é o volume de investigação, isto é, o campo no qual o
detector do equipamento de perfilagem coleta as informações para as medições dos
parâmetros. O volume de investigação é relacionado com três outros conceitos básicos:
profundidade de investigação, resolução vertical e efeito do poço. A Figura 2.4 ilustra
22
graficamente esses conceitos. Existem diversas formas de volume de investigação: esférico,
elipse, disco, cônico.
A profundidade de investigação é dada como o tamanho do volume total de
investigação em direção perpendicular a da ferramenta de perfilagem. Os mesmos fatores
que influenciam o volume de investigação, também influenciam a profundidade de
investigação.
Figura 2.4 - Resolução vertical e profundidade de investigação
para uma sonda com o volume de investigação esférico.
Fonte: De Oliveira (2005).
A resolução vertical é a resolução que a ferramenta apresenta para medir o
parâmetro de uma única camada, ao invés de uma média das camadas no entorno. Sondas
capazes de medir camadas poucos espessas são chamadas de sondas de alta resolução.
Existem, também, problemas de resolução vertical em camadas não perpendiculares
a sonda. Nesses casos, o parâmetro medido tende a ser a média das leituras feitas nas
várias camadas que compõem a litología no entorno do ponto medido (De Oliveira, 2005).
2.2.1 Perfilagem a Cabo
A Figura 2.5 ilustra esquematicamente o número de elementos envolvidos na
perfilagem a cabo. Destacada entre setas na figura abaixo, temos a ferramenta de medida, o
23
cabo por onde os dados são enviados e a cabine de perfilagem que contém todos os painéis
e computadores para fornecer alimentação para ferramentas e onde acontece o
processamento dos dados.
O computador tem como função controlar a posição da ferramenta em cada
profundidade além de controlar o recebimento dos dados. Desta forma cada dado enviado é
ligado a uma profundidade e plotado no perfil. Para que o computador receba algum dado
relacionado a uma profundidade específica, primeiramente o mesmo envia um comando à
ferramenta para que a mesma adquira tal dado, depois o computador envia um segundo
comando requisitando o envio deste.
Para se fazer a comunicação entre computador e ferramenta, seja para envio de
comando ou do dado em si, um protocolo de comunicação é adotado. As ferramentas mais
modernas usam protocolo digital, baseados em sistema binário de zeros (0) e uns (1) bem
como nos computadores domésticos. Porém nas ferramentas do passado ou que não
precisem de grande volume de informação usam tecnologia analógica baseadas em pulsos
elétricos. O sistema digital é comumente usado em ferramentas de poço aberto e as
analógicas em instrumentos de poço revestido ou ferramentas que façam serviços
mecânicos como amostragem lateral de rocha e canhoneio.
Usando um equipamento, comumente chamado de spooler (figura 2.6) o computador
consegue fazer a medida da profundidade da ferramenta. O spooler é provido de duas
roldanas onde cada uma comprimime o cabo de perfilagem fazendo com que as mesmas
rodem com o movimento do mesmo. Com a subida ou decida da ferramenta, o cabo
movimenta a roldana que aciona um sistema que é configurado para enviar um determinado
número de pulsos elétricos ao computador. Sabendo-se o número de pulsos enviados por
cada unidade de comprimento (metro ou pé) o sistema consegue saber a variação de
profundidade de acordo com o quanto foi girado a roldana.
Há dois tipos de cabos de perfilagem. Cabo mono condutor e multicondutor (com
sete linhas elétricas). Cada linha elétrica é isolada com material plástico resistente até
temperaturas de 500 Fahrenheit (260 Celsius) e envolto por duas camadas de uma trama de
aço para dar resistencia mecânica ao conjunto. Há vários tipos de aço que constituem a
camada protetora do cabo desde aços mais simples até aços resistentes a ambientes
corrosivos como ácido sulfídrico.
24
Figura 2.5 – Esquema de perfilagem a cabo no poço
Fonte: Da Mata (2009).
Figura 2.6 – Spooler, instrumento de medida de avanço e retorno de cabo
Fonte: http://www.sop.ae/products/print.aspx?proid=96&mnu=prd (2013)
2.2.2 Perfilagem por LWD
Como opção para a perfilagem a cabo há o LWD que apesar poupar tempo na
aquisição de dados não tem qualidade tão boa quanto à perfilagem a cabo.
25
Com o aumento do número de poços de petróleo e gás marítimos nos anos 70 e com
o contínuo aumento de profundidade de lâmina de água e profundidade total, o mercado se
viu obrigado a desenvolver novas plataformas de perfuração, também conhecidas como
sondas, especializadas para o ambiente marítimo. Consequentemente os valores dos
aluguéis destas sondas se tornaram exorbitantes chegando a valores de mais de um milhão
de dólares diários segundo informação de um dos fiscais da Petrobras em conversa informal
durante trabalho em 2013. Tal sonda era especial por conseguir perfurar em lâminas de
água de mais de 2500 metros de profundidade.
Um serviço de perfilagem realizado em um poço exploratório ou desenvolvimento,
por exemplo, poderia levar de 5 a 15 dias. Este tempo poderia se estender em caso de
poços desviados onde se usa a técnica de PCL (Pipe Conveyed Logging) para empurrar a
ferramenta de perfilagem a cabo uma vez que o desvio impediria a progressão de descida
da ferramenta. A técnica de PCL, apesar de funcionar bem, tem alguns pontos de falha que
aumenta a probabilidade de tempo perdido durante operações.
Portanto, com o que foi exposto anteriormente e adicionado ao alto número de poços
desviados no mundo, havia um mercado muito promissor para quem desenvolvesse uma
solução para se adquirir dados ao mesmo tempo em que se perfure o poço. Tal solução foi o
desenvolvimento de novas tecnologias onde os sensores, antes usados apenas em
ferramentas a cabo, são instalados na própria coluna de perfuração colocados algums
metros acima da broca. A essa tecnologia foi dado o nome de Logging While Drilling ou
simplesmente LWD. Na figura 2.7 há uma ilustração dos sensores na coluna.
Em 1978 o primeiro serviço empregando esse tipo de tecnologia foi introduzido no
mercado, se tratava do MWD ou Messurement While Drilling. MWD naquela época
adquiriam dados, como a pressão, de pouquíssima importância aos dados de perfil não
sendo suficiente para se tomar quaisquer decisões a respeito de zonas de interesse ou
futuros serviços no poço. Porém, foi o primeiro passo para o desenvolvimento de
ferramentas que adquiriam dados relevantes (densidade, porosidade, resistividade etc.) para
a perfilagem, até que no início da década de 90, o LWD ganhou força frente à perfilagem a
cabo devido ao aumento nos custos com sondas de perfuração e pela melhoria tanto
quantitativamente quanto qualitativamente dos dados de LWD (AMAR,1998). Afigura 2.6,
monstra um conjunto de ferramentas de LWD e MWD.
Há dois modos de se adquirir os dados através do LWD: em tempo real e
armazenamento dos dados na ferramenta durante perfuração e posterior recuperação dos
dados após retorno da coluna à superfície.
26
No primeiro a transmissão de dados é feita para a superfície através de pulsos
acústicos que são lidos por receptores em superfície e transmitidos para os computadores
onde são mostrados na tela do computador e armazenados para futuro processamento.
Cada sensor envia, eletronicamente, os dados para o transmissor de pulsos que por sua vez
trasmite os dados, cada qual amarrado a um instante de tempo em que este dado foi
adquirido. Na superfície cada dado tem seu instante específico de aquisição, correlacionado
com a profundidade no mesmo tempo de aquisição. Assim é possível saber que dado
pertence a qual profundidade e assim plotar o perfil.
Figura 2.7 – String de ferramentas LWD
Fonte: <http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=297&c_id=1> (2013)
Para promover o funcionamento dos sensores e sistema de transmissão/recepção de
dados, é usada uma turbina incorporada a coluna, que aproveita a força do fluxo de fluido de
perfuração para gerar eletricidade. A vantagem deste método é que os dados são recebidos
27
em tempo real, o que acelera a tomada decisões ao respeito da zona de interesse, como
identificação de formações para assentamento da sapata do revestimento ou até corrigir
direção do poço (azimute). A desvantagem seria a menor densidade de dados (dados/pé de
formação) devido a limitações de transmissão pelo fluido.
Para o caso em que não houver fluxo e se deseje armazenar dados em memória na
ferramenta dentro do poço, o segundo modo de aquisição de dados é usado. Trata-se de
uma bateria de lítio que permite a gravação digital das medições no equipamento, que ao
retorno da coluna para a superfície, são descarregados. A desvantagem é que os dados só
podem ser vistos após termino da perfuração. Em vantagem, a densidade de dados é maior.
É comum o uso de ambos os métodos um como armazenamento de dados, ‘back up’ do
outro em caso de falha de algum.
Atualmente, as informações que se pode conseguir via LWD é vasta. Como exemplo
podemser citados: perfis básicos como emissões de raios gama, densidade, porosidade
neutrônica, sônico e resistividades até perfis avançados como Ressonância Magnética
Nuclear e Imagens por exemplo (SCHULUMBERGER, 2013).
28
Capítulo III
Tipos de perfis que medem a Porosidade
3.1 Porosidade
Infromações sobre as propriedades das rochas sedimentares e seus fluidos como
as propriedades dos fluidos, constituem em fatores cruciais para o estudo do
comportamento dos reservatórios e, portanto, a sua aquisição e a sua interpretação
merecem atenção especial.
A porosidade é uma das mais importantes propriedades na avaliação de formações
e tomada de decisões, já que ela mede o quanto se pode armazenar na formação e
consequentemente quanto se pode lucrar com a produção. A porosidade é denominada
como sendo a razão entre o volume de espaços vazios em uma rocha e o volume total dela,
ou seja (Rosa, 2006):
Ф = Vv/Vt (3.1) 
Onde:
Ф - é a porosidade 
Vv - volume de vazios
Vt - o volume total.
Ao contrário dos carbonatos nas quais a porosidade intergranular é pequena, as rochas
clásticas (como o arenito), possuem porosidade geralmente moderada a alta.
Porosidade é uma propriedade de grande importância nas rochas sedimentares e é o
caminho pelo qual se movimentam os fluidos nelas contidos. Dentre estes fluidos podemos citar
água, petróleo e gás, podem ser movidos e se acomodar nos poros das rochas sedimentares.
A porosidade nas rochas sedimentares é uma função da forma das partículas, do
empacotamento e da sua seleção. A porosidade absoluta ou total é a percentagem de espaços
29
vazios contidos na rocha já porosidade efetiva é a percentagem de espaços vazios
interconectados, contidos na rocha.
Para a análise de perfis, a diferença entre a porosidade absoluta e porosidade efetiva é
chamada de água presa nas argilas (do inglês clay bound water).
A porosidade efetiva pode ser dividida em duas: fluido livre e fluido preso por capilaridade,
ou seja, os valores do somatório do fluido livre e fluido preso por capilaridade resultam no valor
da porosidade efetiva.
Entende-se por fluido livre como o fluido, seja óleo, água ou gás, na formação que pode
se movimentar facilmente durante o fluxo de fluidos. Já o fluido preso por capilaridade,
geralmente água, é aquele que não se desloca pelos poros devido à ação da interação física
entre o fluido e a parede da matriz rochosa, a essa interação é dado o nome de capilaridade.
Figura 3.1 – Tipos de fluidos nos poros. Óleo representado pela cor verde, fluido livre em
azul claro, água presa na argila como listrado escuro, fluido aprisionado por capilaridade em
azul escuro e a matriz rochosa em marrom pontilhado.
Fonte: <http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms.aspx?LookIn=term%20name&filter=cl
aybound> ( 2013).
30
Tabela 3.1 – Valores de classificação de porosidade
Faixa de Porosidade Classificação
0 - 5% Insignificante
5 - 10% Pobre
10 - 15% Regular
15 - 20% Boa
20 - 25% Muito Boa
>25% Excelente
Fonte: Caputo (2004)
3.2 Perfis Radiométricos
3.2.1 Radiação e Interações com a Matéria
A radiação tem fundamental importância na avaliação de formações nos poços de
petróleo, onde podemos simplesmente medir respostas espontâneas da formação ou aplicar
radiação no poço, medir a resposta a este esta exposição e subsequentemente processar
os dados adquirindo informações relevantes. Apenas é possível usar a radiação a nosso
favor devido a sua característica ionizante. Assim ao atingir um átomo ou molécula a
radiação ionizante consegue modificá-lo de alguma forma, tornando-o mais instável até que
algum evento, também radioativo, aconteça posteriormente. Há também a radiação não
ionizante, que não possui energia suficiente para interagir com a matéria, exemplos de
radiação não ionizante são a radiação emanada por televisores e monitores, a maior parte
dos raios solares (Ultravioletas), lâmpadas etc.
A Radioatividade é o decaimento, seja espontâneo ou induzido, de um núcleo
atômico instável e com maior energia para um estado mais estável com menor energia,
acompanhado pela emissão de energia radioativa. Esta energia pode ser emitida em forma
de ondas eletromagnéticas ou movimento em partículas subatômicas como nêutrons por
exemplo. Uma ilustração na figura 3.2 nos mostra um decaimento atômico.
A radioatividade foi descoberta por Becquerel em 1896. Ele descobriu que alguns
materiais emitiam radiações naturais. Como ainda não sabia o que estes raios eram
exatamente, ele os dividiu em três grupos diferentes, devido a suas características, e os
31
chamou de raios alpha, beta e gama, tal nomenclatura é usada até os dias de hoje.
Atualmente vários são os tipos de emissões além daquelas descobertas por Becquerel, ma
não são de importância para nosso estudo da perfilagem.
A radioatividade é parte do nosso ambiente, por conta dos diferentes elementos
químicos presentes em nosso planeta, desde o de menor massa como o Hidrogenio (H) até
os mais pesados como chumbo (Pb) e bismuto e (Bi). Se tratando de perfilagem, as
emissões radioativas têm papel importante na avaliação de formações e dos fluidos nela
contidos. Para tal, há ferramentas que medem a emissão natural da formação ou então
usam fontes radioativas para induzir os elementos químicos que constituem a litologia e
medem a resposta a essa radiação.
Figura 3.2 - Decaimento atômico com a emissão de uma
partícula e radiação eletromagnéticaFonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)
Antes de estudarmos os perfis radiométricos é preciso entender os três tipos
importantes para a perfilagem de emissões:
 Emissão de partículas alpha:
É a emissão de dois prótons e dois nêutrons unidos. A perda destas quatro
partículas, faz com que o elemento em estado inicial e instável se transforme em outro
elemento com Número de Massa reduzido em 4 e Número Atômico diminuído de 2, como no
exemplo abaixo de Am234 (Amerício) indo a Np237 (Neptúnio) liberando uma partícula alpha,
figura 3.2.
Ao novo elemento gerado é dado o nome de filho do elemento anterior em estado
instável.
32
Figura 3.3 – Emissão de partícula alpha
Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)
 Emissão de partícula beta:
Quando um nêutron se transforma em um próton, devido à instabilidade do átomo,
uma carga negativa (elétron) é consebida como forma a compensar a nova carga positiva
(próton), dessa forma este novo elétron é ejetado do meio e é denominado de partícula beta.
Exemplificando o descrito acima, temos a figura 3.4, mostrando um átomo de Cs137 (Césio) e
seu filho, Ba137 (Bário). O asterisco mostra o bário em estado excitado logo antes de liberar
esta energia em excesso e posteriormente chegar a um estado estável como será descrito
mais a frente. Vale salientar que a transformação de um átomo em outro se dá pelo ganho
de um próton, e consequentemente a mudança do número atômico.
Figura 3.4 – Emissão de partícula Beta
Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)
33
 Emissão de raios gama:
Raio gama é a energia eletromagnética emitida depois de algum acontecimento
radioativo. Esta energia em excesso é advinda da energia que não foi absorvida por alguma
partícula após o decaimento. Logo, para que um átomo se torne completamente estável
esse excesso de energia precisa ser dissipado (figura 3.5) deixando o átomo em um estado
estável e não excitado
Emissões de raios gama geralmente estão associadas a emissões de partículas
alpha e beta.
Figura 3.5 – Emissão de raios gama
Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)
Um assunto importante a respeito do decaimento é o tempo de meia-vida. Entende-
se por isso como o tempo para que certa quantidade de átomos radioativos leva para
diminuir seu número à metade (figura 3.6). Este tempo de meia vida é importante
principalmente na escolha do(s) elemento(s) que irão compor as fontes radioativas, para que
tenha uma vida útil satisfatória além de se ter uma quantidade não muito grande do
elemento dentro da fonte, uma vez que a quantidade de radiação emitida é diretamente
proporcional à quantidade de átomos radioativos. Escolhendo o elemento certo, haverá
otimização dos custos de fabricação e manutenção das fontes.
A unidade de medida de energia usada para radiação é igual à energia abasorvida
por um elétron que se move em direção a um ânodo, tendo um potencial elétrico de um de
volts a mais do que o potencial na origem. Esta unidade é denominada de elétrons-volts
(eV), ou seja, Quanto maior a energia de uma radiação, maior será sua quantidade de
34
elétron Volts. Afim quantificar esta nova unidade de energia, temos que um eV (elétron Volt)
corresponde ao valor de 1.60210 x 10-19 J (Joules).
Cada elemento pode emitir partículas e/ou energia eletromagnética. Para cada tipo
de emissão, de um determinado átomo, tem-se uma quantidade de energia especifica.
Como por exemplo, na figura 3.2 o átomo de Amerício 241 quando decai, gera o átomo
Neptúnio + uma partícula alpha + energia. Esta energia é emanada na forma de raios gama.
A partícula alpha tem uma energia característica de 5.5 MeV e os raios gama tem uma
energia de 59.5 KeV.
Figura 3.6 – Diminuição da quantidade de átomos
com o passar de cada meia-vida
Fonte: BAKER HUGHES INCORPORATED (2010)
Os raios gama, bem como os raios-X usado na medicina, também são denominados,
pela física quântica, como pacotes de energia eletromagnética, onde em cada “pacote” há
uma determinada quantidade de energia nele contido. Tal pacote recebe o nome de fóton.
Os fótons, representado por raios gama, interagem com a matéria de diversas formas. Para
melhor entendermos a metodologia de funcionamento das ferramentas de avaliação
geofísica que usam a interação com raios gama, é necessário explicarmos sobre três (3)
interações da radiação gama com a matéria: Efeito de Produção de Par, Efeito Compton e
Efeito Fotoelétrico.
35
Cada efeito ocorre em uma determinada faixa de energia que cada elemento emite.
Nos valores de energia limites entre um e outro efeito, pode haver ambos os efeitos, porém
cada qual tem sua predominância em sua respectiva faixa de energia. Veja tabela 3.2.
Tabela 3.2 – Energia de cada efeito por fótons
Efeito Faixa de Energia (MeV)
Produção de Par >1,02
Compton 0,01 a 1,02
Fotoelétrico < 0,01
Fonte: ELLIS (2004)
Na Produção de Par, o fóton que incide, interage diretamente no núcleo do átomo e
sua energia converte-se em um par de elétrons, um negativo (négatron) e um positivo
(pósitron) como mostrado na figura 3.7. O elétron negativo se torna um elétron livre. O
positivo tem uma vida bastante curta, pois reage com facilidade com qualquer outro elétron
perto de si, até que então ambos deixam de existir liberando de 511 KeV de energia, que é a
energia característica liberada para esta extinção de massa.
Figura 3.7 - Efeito de Produção de Par
Fonte: ELLIS (2004)
Efeito Compton ocorre através da interação inelástica de um fóton e um elétron
orbital. O fóton incidente faz com que o elétron seja ejetado de sua órbita, cede parte de sua
36
energia e desvia-se (previsível matematicamente) em sua trajetória. Ou seja, este continua a
viajar pelo meio, porém com menor energia eletromagnética do que seu estado inicial
(Figura 3.8).
Figura 3.8 – Efeito Compton
Fonte: ELLIS (2004)
A última interação de fóton (raio gama) é o Efeito Fotoelétrico. Fótons interagem
elasticamente com os elétrons das órbitas e passam para estes elétrons toda a sua energia,
especialmente se o átomo tiver grande diâmetro. O fóton é extinto do meio, sendo assim
absorvido, enquanto que o elétron se transforma em um fotoelétron livre como descrito na
figura 3.9.
Figura 3.9 – Efeito Fotoelétrico
Fonte: ELLIS (2004)
37
Interações radioativas importantes à avaliação de formação não se limitam a fótons
(energia) apenas. Uma interação muito importante é a emissão de nêutrons na formação e a
leitura das respostas. O nêutron é uma partícula não ionizante, de massa semelhante ao
hidrogênio, onde sua existência livre na natureza não ocorre e tem meia-vida de dezenas de
minutos. O nêutron é uma partícula e não simples energia, sua interação é muito mais
mecânica baseada na energia cinética, o que não significa que não existam relações de
criação de raios gama como será discutido a diante.
Assim como a radiação eletromagnética, cada partícula de nêutron também é
dividida em patamares de energia baseados em sua velocidade e, consequentemente, pela
sua energia cinética (tabela 3.3). Nêutrons mais rápidos tem maior nível de energia.
Tabela 3.3 – Divisão de nêutrons por energia
Tipo de Neutrão Faixa de Energia (KeV)
Rápido > 100
Intermediário 100 a 0,1
Lentos < 0,1
Fonte: ELLIS (2004)
Os neutros de menor energia são subdivididos em outros três grupos: Epitermais,
Semi-epitermais e Termais. Sendo o último de menor energia e o mais importante na
avaliação de formação. Vide tabela 3.4.
Tabela 3.4 – Subdivisões de nêutrons lentos
Tipo de Neutrão Lento Faixa de Energia (eV)
Epitermais 100 a 0,1
Semi-epitermais 0,1 a 0,025
Termais < 0,025
Fonte: ELLIS (2004)
Os nêutrons ao se chocar e interagem com os elementos componentes da matéria
de três modos:
38
Absorção ou captura,que é acompanhada de emissão imediata de prótons ou
partículas alfa logo após o nêutron ser absorvido pelo núcleo atômico que estava
inicialmente estável, passando a um estado exitado.
Espalhamento elástico consiste na mudança de direção do nêutron e transferência
de parte de sua energia cinética para o núcleo atômico atingido. É um modo de se diminuir a
energia do nêutron. Assim, um nêutron que era, por exemplo, rápido pode ir se chocando
com outros núcleos até chegar à termal.
Espalhamento inelástico onde a energia cinética não se conserva porque o núcleo
que foi atingido fica em estado excitado. Muito embora os nêutrons que se espalham
inelásticamente possam apresentar enormes perdas de energia, estes fazem parte de uma
população relativamente pequena, se comparada a dos nêutrons de baixa energia. Assim
como o Espalhamento Inelástico também é um modo de se diminuir a energia do nêutron.
Por fim a figura 3.10 demostra o poder de transposição de cada tipo de radiação aqui
descrito. Isso é importante na escolha do material dos contenedores de cada fonte.
Como foi discutido, o nêutron pode ser parado e termalizado por vários tipos de
elementos, porém o hidrogênio é o mais eficiente por ter o mesmo tamanho e massa do
neutrão (ELLIS, 2004)
Figura 3.10 – Poder de penetração dos tipos de radiação
Fonte: Site ratical.org (2013)
3.2.2 Perfil de Densidade (RHOB)
O perfil de densidade da formação (density log, RHOB) é um registro contínuo de
toda a formação (bulk density, ρb). Geologicamente, essa densidade é uma função da
densidade dos minerais formadores da rocha, ou seja, a matriz, e o fluido alojado nos poros.
39
Para a maioria das litologias, a densidade raramente é utilizada como fator
diagnóstico sem a consideração de outros perfis devido, a impurezas e fluidos continos nos
poros que mudam o valor da densidade na rocha. Folhelho pode ter densidade de 1,8 a 2,7
g/cm3, por exemplo. Tal variação deve-se a fatores como compactação entre um folhelho
pouco consolidado e um folhelho compacto ou contaminação por outros sedimentos com
densidade diferente. A Tabela 3.5 demonstra a variação de algumas densidades típicas para
as litologias mais comuns.
Tabela 3.5 – Intervalos de valores de densidade e valores de minerais formadores da
rocha (Matriz)
Litologia Dens. lida no Poço (g/cm3) Dens. Da Matriz Pura
Folhelho 1,8 -2,75 2,65 – 2,7
Arenito 1,9 – 2,65 2,65
Calcário 2,2-2,71 2,71
Dolomito 2,3-2,87 2,87
Fonte: Da Mata (2009)
Rider (2002) listou os fatores que causam essa variação de densidade: a
compactação, que causa aumento da densidade; a idade, no geral rochas mais antigas são
mais densas; a composição, por exemplo, o aumento no conteúdo de carbonato na rocha
causa aumento na densidade de um folhelho.
O fluido possui densidade de acordo com a sua composição e também afeta a
densidade da rocha. Por exemplo, um fluido com lama e salmoura possui densidade de 1,1
g/cm3, lama com água doce, 1,0 g/cm3, e gás, 0,7 g/cm3.
A porosidade densidade (Фden) pode ser estimada somente com o conhecimento da
litologia da formação e o fluido envolvido (equação 3.2) (Rider, 2002).
(3.2)
Onde:
 ρma = densidade da matriz 
 ρb = densidade de toda a formação 
40
 ρf = densidade de fluidos nos poros 
Além de estimar a porosidade, o perfil de densidade é aplicado para a determinação
da litologia (usando o Índice Fotoelétrico, Pe) e identificação de zonas com óleo/gás,
combinado com o perfil de porosidade neutrão.
O valor de densidade é determinado através da colisão de raios gama artificiais,
utilizando uma fonte de Co60 ou Cs137, com os elétrons da formação, através do Efeito
Compton e posteriormente, do Efeito Fotoelétrico (de menor energia que o primeiro), já
descrito anteriormente. A densidade da formação é estimada com a medição da radiação
gama que retorna para o detector, já que a quantidade de radiação gama dependerá da
abundância de elétrons presentes, que por sua vez, é função da densidade de formação
(Keary et al, 2009). A unidade de medida é utilizada é de massa por volume, geralmente
expressa em g/cm3.
As fontes de perfilagem emitem raios gama de alta energia, no caso do Cs137 662
Kev, que ao colidirem com os átomos constituintes da formação e seus fluidos, perdem
energia. Os raios gama que conseguem chegar aos detectores são medidos por sensores
parecidos com os cintilômetros da ferramenta de raios gama comum que são capazes de
distinguir níveis de energia.
Sabe-se que quanto menor a contagem de raios gama, maior a densidade de
elétrons, já que uma maior densidade de elétrons aumenta a probabilidade de colisão e uma
diminuição dos raios gama com níveis de energia ajustados para cada detector. Também é
sabido que tão menor seja a densidade de elétrons, menor vem a ser a densidade do
material, assim é estabelecido uma relação entre contagem de raios gama e densidade do
material.(figura 3.11). Para se obter o valor acurado da densidade da formação, a
ferramenta é calibrada com material de densidade conhecida.
Na figura 3.11, onde se lê Source, Short-Spaced Detector, Long-Spaced Detector e
Formation, entende-se Fonte, Detector mais perto, Detector mais longe e Formação.
Como o Efeito Fotoelétrico não implica em emissão de raios gama, apenas de
elétrons fica impossível calcular o Pe (Índice Fotoelétrico) por detectores de raios gama.
Porém, relações matemáticas derivadas de experimentos, mostram uma relação entre
contagens de raios gama de uma determinada faixa de energia e os valores de Pe. Assim
por modelos de equações e algoritmos, Pe pode ser processado por computadores. Na
tabela 3.6 temos valores característicos de Pe para vários tipos de litologia e de barita.
41
O valor de Pe associado à barita não foi exposto por acaso. Sendo este composto
muito comum em fluidos de perfuração, como adensante, o valor de Pe para a formação
pode ser afetao em caso de muita barita na lama, uma vez que seu valor de Indice
Fotoelétrico é muito maior do que as formações comuns. Os fluidos da lama de perfuração e
os contidos nos poros da formação, não afetam a leitura de Pe.
Figura 3.11 – Ferramenta de densidade provida de dois detectores e um caliper, este último
para melhor contato da fonte e sensores com a formação
Fonte: De Oliveira (2005)
Outra finalidade do perfil de densidade é na identificação de possíveis zonas de
hidrocarbonetos leves e gás e associação com perfis de porosidade neutrônica.
Tabela 3.6 – Valores característicos de Pe
Formação Pe
Arenito 1.6 - 1.8
Calcário 4.3 - 5.1
Dolomita 2.7 - 3.1
Anidrita 5.1
Sal 4.6
Kaolita 1.8
Barita 266
Fonte: De Oliveira (2005)
42
3.2.3 Perfil de Porosidade Neutrônica (NPHI)
Muito importante na avaliação de formação é saber a porosidade da rocha, já que
hidrocarbonetos encontram- se nos poros das mesmas. Há vários tipos de perfis que
determinam a porosidade, como o perfil de densidade visto anteriormente.
O início da existencia do neutron é considerado pelo instante que sai da fonte com
nível rápido e seu fim como sendo o momento em que ele é capturado ou absorvido por um
núcleo no meio. Ao percorrer toda a trajetória, um nêutron passa pelas seguintes fases:
colisão, amortecimento, termalização e captura ou absorção.
Durante a colisão o nêutron choca-se em outros átomos. Depois do choque, o
nêutron tem uma nova trajetória defida e diferente da original, separada por um ângulo
conhecido. O núcleo atingido, então, recebe parte da energia cinética do nêutron e afasta-se
de seu caminho original. Dessa forma o nêutron remanescente tem energia menor que o
inicial, tal colisão é Elástica e de grande importância. A colisão inelástica é o choque sem
conservação de energia e momento linear, parte da energia é dissipada na formade raios
gama. De fato, não estamos interessados no angulo que estes nêutrons são defletidos, mas
na probabilidade de que, em cada colisão, a energia que stes neutrons detêm permaneça
entre determinado intervalo energético, abaixo daquele inicial.
É provado que a probabilidade de colisão é constante em qualquer nível de energia,
dentro de um limite inferior que é ditado pela massa do núcleo atingido. Na colisão com o
átomo de cálcio, por exemplo, energia menor do que 9,5% do neutrôn é discipada no
choque de sua energia inicial. Ao contrário, do choque com o hidrogênio a perda de energia
é da ordem de 100%. Isso ocorre pelo fato do núcleo do hidrogênio ter massa igual à do
nêutron. A perda máxima de energia (P.M.E.) aumenta na medida em que diminui a massa
atômica do elemento envolvido.
Além desta diminuição de energia, a probabilidade do nêutron colidir também
interfere na queda de energia do nêutron. As chances de choques entre um nêutron e um
núcleo do meio são proporcionais ao número de núcleos por unidade de volume. Núcleos
distintos apresentam-se diferentemente para os nêutrons. Este efeito é denominado de
seção eficaz, que pode ser de dois tipos: de espalhamento ou de captura. Núcleos com
seção eficaz grandes têm maiores chances de colidir com nêutrons do que os de pequena
seção eficaz. Neste caso, e mais uma vez, o hidrogênio leva vantagem na diminuição da
energia do nêutron, por ter maior probabilidade de choque.
43
Amortecimento - Dois são os fatores importantes no amortecimento energético dos
nêutrons rápidos. Um deles é a perda de energia que este neutron sofre em choques com
os núcleos de outros átomos. O outro fator é o caso em que o nêutron entre em colisão com
outros neutrons.
O hidrogênio é o elemento mais eficaz de perda de energia pelo nêutron, esse é a
principal razão pela qual é usado o Índice de Hidrogênio (HI) ao invéz de porosidade. O HI é
definido como o montante de hidrogênio por unidade de volume. Uma solução alternativa é
a calibração do HI em valores de porosidade, onde se usa uma rocha padrão (carbonato)
em laboratório, cuja porosidade é conhecida e saturada com água ou em um meio com HI
conhecido e correlacionado com um determinado valor de porosidade.
Depois de vários choques onde amortecem os nêutrons estes estarão distribuídos
nas rochas em zonas equidistântes, a partir da fonte e, provavelmente, todos com mesmo
nível energético.
A aplicação da distribuição energética dos nêutrons, ao redor de uma fonte, na
fabricação de ferramentas neutrônicas conforme mostra a figura 3.12, é relativamente
simples. A distância da fonte ao detector é determinada de pelo com o nível de energia que
se deseja registrar. Dessa forma, na captura de nêutrons rápidos, o detector necessita estar
perto da fonte radioativa. Porém, deve estar longe o suficiente para captar nêutrons de baixa
energia ou termalizados.
Figura 3.12 – Perda de energia dos neutros com a distância
Fonte: Girão (2004)
A termalização é o processo em que os nêutrons adquirem um nível energético mais
baixo, em torno de 0,025 eV, ocasionados por choques sucessivos, com o meio. Este é o
efeito mais importante, pois são os nêutrons termais que são detectados pelas ferramentas,
para o calculo da porosidade da rocha.
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Captura ou Absorção é processo de captura de nêutrons termalizados pelo nucleo de
outros atomos selando o destino de todo neutrão na forma de radioatividade, a extinção.
A figura 3.13, mostra curvas teóricas da densidade de nêutrons termais em função da
distância da fonte radioativa. Estas curvas foram calculadas baseadas em arenitos silicosos,
saturados com água e porosidade variando entre 10 e 40%. Qualquer que seja a porosidade
ou o tipo de rocha, o fluxo de nêutrons termais diminuiu com a distância devido ao aumento
de choques e consequentemente, de capturas (GIRÃO,2004).
Um detector próximo da fonte, no intervalo da zona "S”, mostra que as rochas com
grandes porosidades apresentam uma maior contagem de neutrons. Na medida em que se
afasta da fonte, ainda na zona “S”, há uma diminuição na contagem do detector com relação
as medições de porosidade bem como da resolução. Tal fenômeno ocorre uma vez que as
curvas de porosidade convergem para uma zona de indefinição (I), levando ao equipamento
se tornar cada vez menos sensível às mudanças de porosidade. Afastando-se o detector um
pouco mais, para dentro da zona "L", é perceptível que o número de nêutrons termais
diminui inversamente com da porosidade. Assim, este procedimento melhora a resolução
nos pontos de menores porosidades. Como consequencia deste estudo, pode-se chegar a
distância ideal entre a fonte e os detectores (GIRÃO, 2004).
Figura 3.13 – Relação entre densidade se neutros termais x distância
da fonte de neutros, para cada valor de porosidade
Fonte: Girão (2004)
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Há mais de um método de medição da porosidade através de ferramentas
neutrônicas, mas o mais usado nos dias atuais para LWD e Perfilagem a Cabo é o Neutron
Compensado. Consiste de um mandril (figura 3.14) excentralizado com uma fonte e dois
detectores de nêutrons termais, situados a 15.0 e 25.0 polegadas (38 e 63,5 cm)
aproximadamente da fonte.
A razão entre a contagem dos detectores mais próximo pelo detector mais afastado
da fonte nos permite achar a porosidade usando gráficos de equações empíricas, baseadas
no que foi descrito pela figura 3.13, para cada ferramenta de cada companhia de perfilagem,
figura 3.15. A fim de se contabilizar a influência de cada tipo de formação, equações
características foram determinadas para os três principais tipos de formação (arenito,
carbonato e dolomita).
Figura 3.14 – Mandril de Nêutron Compensado de perfilagem a cabo
Fonte: De Oliveira (2005)
Eliminando a influência das rochas nas medições de porosidade, ao menos para as
principais rochas reservatório, não elimina todos os problemas de interação do nêutron com
outros elementos, que não o principal indicador de fluidos na rocha, o Hidrogênio. Um dos
elementos absorvedores que trazem problemas no perfil de neutrons é o cloro. Este átomo,
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é cerca de cem vezes mais absorvedor que o hidrogênio, assim, sua presença nis fluidos do
poro e na lama de perfuração podediminuir a densidade de nêutrons termais.
Um problema no perfil de neutron são os elementos absorventes como o cloro que
reduz a população de neutrons, por quanto eles atuam como se fossem hidrogênio que
espalha e absorve os nêutrons.
O cloro é encontrado também nos fluidos de perfuração advindos principalmente da
adição de Cloretos de Potássio e Sódio. Porém o efeito deste cloro é facilmente descartado
por cartas de correção, bastando apenas saber a concentração em partes por milhão (PPM)
de cloro no fluído de perfuração.
Figura 3.15 – Gráfico de Razão de contagens de nêutrons
termais x porosidade para cada tipo de formação
Fonte: Girão (2004)
Uma fonte de nêutrons resulta da união de um material radioativo, tipo Rádio,
Plutônio ou Amerício, em contato com um elemento que tenha nêutrons fracamente unidos
como o Berílio por exemplo. As partículas alfa geradas pelo Pu, Ra ou Am colidem com os
núcleos de Be o gerando nêutrons. Quanto maior a energia da radiação alfa maior a energia
dos nêutrons gerados. (GIRÃO, 2004)
Estas fontes são desenvolvidas para a emissão de nêutrons rápidos. Porém podem
também emitir raios gama mesmo que em pequena quantidade.
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Assim como as medidas de raio gama emanados da formação, o API padronizou
valores de porosidade API e também dispõe de um tanque de teste de ferramentas, onde
cada companhia de perfilagem deve usá-lo como padrão, figura 3.16.
Para se calibrar uma ferramenta específica, a mesma é colocada em um tanque com
porosidade conhecida que é associada a uma razãoobtida da equação característica. O
valor da razão entre a contagem de neutrons termais do detector perto pelo cantagem do
detector longe medida no tanque é ajustada por um fator multiplicativo para chegar ao valor
ideal da equação característica. Durante a perfilagem este fator multiplicativo corrige os
valores obtidos pela equação característica para a formação escolhida.
Os efeitos do poço, no neutrão compensado, são minimizados por dois motivos: o
primeiro pela utilização da razão das contagens entre detectores, uma vez que ambas são
afetadas de mesma forma pelas condições do poço. O segundo motivo porque a ferramenta
é perfilada excentralizada, sendo pressionada na parede do poço.
Esta ferramenta é comumente perfilada em poços revestidos onde os efeitos do aço
do revestimento são corrigidos baseados em cada tamanho de revestimento.
Figura 3.16 – Tanque de teste com porosidades e formações
conhecidas na Universidade de Houston
Fonte: API (2013)
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As três principais litologias, arenito, carbonato e dolomito, têm densidades
características respectivamente 2,65, 2,71 e 2,87g/cm3. Para se ter uma melhor
apresentação do perfil combinado de densidade e neutrão ajustam-se a diferença de
escalas de menor valor para maior em 60 unidades de porosidade API e 1 g/cm3
respectivamente para neutrão e densidade, colocando o valor de porosidade nula à
densidade da matriz optada. Por exemplo, para carbonato temos as escalas do perfil na
figura 2.17, onde a linha azul claro representa a porosidade zero com densidade 2,71 g/cm3.
O tanque padrão encontrado em Houston é basicamente carbonato tendo água nos
poros, assim as ferramentas, quando bem calibradas, devem ter as curvas de densidade e
neutrão juntas na mesma linha independente da porosidade em uma zona de carbonato
contendo água.
O principal objetivo de se obter perfis de densidade e neutrão é a identificação de
prováveis zonas de interesse com hidrocarbonetos. Ainda trabalhando com as escalas de
carbonato, temos o perfil da figura 2.18. A parte inferior do perfil tem as curvas de densidade
e nêutron na mesma linha, caracterizando água.
Figura 3.17 – Escala para carbonatos
Fonte: BAKER HUGHES (2013)
Logo acima da zona de água, na zona de óleo, observamos uma separação com a
curva da densidade a esquerda da porosidade neutrônica. A esta separação é dado o nome
de separação negativa que é característica de zonas com hidrocarbonetos. Sendo a
ferramenta de neutrão calibrada para água e o óleo apresenta um Índice de Hidrogênio (HI)
menor do que a da água, a porosidade medida em zonas deste hidrocarboneto líquido será
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menor do que realmente é. Já a densidade diminuirá já que, na maioria dos casos, óleo é
menos denso que água.
Figura 3.18 – Perfil exemplo de densidade e neutrão
Fonte: BAKER HUGHES (2013)
Na parte mais rasa, na zona de gás, a separação negativa é ainda maior pelos
mesmos motivos do parágrafo anterior. O HI do gás é menor que no óleo e a densidade do
gás é menor que no óleo.
Esta análise vale para todas as outras principais litologias de rochas reservatório,
arenito e dolomito, porém é preciso usar o perfil de neutrônico corrigido e escala para a
dada litologia, caso contrário erros de interpretação poderão ocorrer.
3.3 Perfil Sônico (DT)
Perfis sônicos ou perfis acústicos (DT) medem a velocidade de ondas sonoras que
atravessam um dado estrato. O som é transmitido com o movimento das partículas na
litologia. Existem três tipos de movimentação: onda compressional, onda de cisalhamento e
onda de superfície. Em ondas compressionais ou ondas P, as partículas se movimentam
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paralelamente com a direção de propagação da onda. Nas ondas de cisalhamento ou ondas
S, as partículas se movimentam em direção perpendicular a direção de propagação da
onda. A figura 3.19 ilustra os tipos de ondas e as respectivas direções de propagação.
As ondas P são transmitidas através de sólidos e líquidos. Ondas S são transmitidas
somente através de sólidos, pois, não há tensões cisalhantes em fluidos. No entanto, em um
contato entre um sólido e um líquido, parte de energia da onda S é convertida em onda P
onde esta atravessa o líquido e é convertida de volta em uma onda S atenuada em sólidos
adjacentes.
O sinal sônico gerado atravessa o fluido de perfuração no poço e chega à formação
onde gera as ondas P e S. Mas como ondas S não existem no fluido, é impossível ler ondas
S nos receptores da ferramenta. Porém através do fenômeno de modo de conversão, as
ondas S geradas criam ondas P secundárias que viajam a velocidade das ondas S. Essas
ondas P secundárias podem ser lidas pelo receptor mesmo imerso na lama de perfuração
(De Oliveira, 2005).
A velocidade do som é mais rápida nos sólidos que nos líquidos e gases. Quanto
maior a velocidade num meio menor será o tempo de transito. Logo, o tempo gasto pelo
som para percorrer uma distância fixa nos sólidos será menor do que nos gases e nos
líquidos.
Se compararmos rochas idênticas com quantidades diferentes de fluidos nelas
contidos, ou seja, com valores de porosidade diferentes, pode-se perceber a diferença no
tempo de trânsito.
O perfil sônico fornece o intervalo de tempo de trânsito da formação, ou seja, é a
aquisição da medida de quão capaz é a formação de transmitir ondas de som. Esta
informação auxilia a interpretação de dados sísmicos ao correlacionar velocidades medidas
na sísmica com velocidades medidas no perfil, assim ajustando o tempo-profundidade.
A ferramenta do sônico usa um transmissor de frequência entre 20 a 40 kHz.
constante, ultrassônica baixa, e dois receptores. Após o pulso ser emitido pelo transmissor,
este viaja pelo fluido no poço passando pela formação chegando ao receptor. A ferramenta
mede o tempo entre o disparo e leitura do pulso calculando o tempo de transito uma vez que
a distância entre receptor e transmissor são fixas.
A figura abaixo 3.20, mostra a trajetória do pulso sonoro do transmissor T, atingindo
o receptor R1 e posteriormente R2. A diferença entre os tempos representa o diferencial de
tempo (Δt) final percorrido na distância R1 a R2 ou no trecho “d”. A demonstração com base
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nas equações 3.3, mostra como se chega ao valor da velocidade da formação VFm e
esclarece que seu no seu cálculo não depende da velocidade na lama e do diâmetro do
poço para se obter o perfil sônico.
Figura 3.19 - Tipos de ondas
Fonte: De Oliveira (2005)
A unidade utilizada para medir tempo de trânsito é dada por μs/pé (ou μs/m). Já 
velocidade é medida em pés/s (ou m/s).
Efeitos de rugosidade podem afetar as leituras, para tal as ferramentas mais
modernas dispõe de 2 transmissores e 4 recptores. Assim os valores de tempo de trânsito
podem ser calculados pela média aritimética dos tempos entre eles.
Figura 3.20 – Esquema de transmissor e receptores na ferramenta
Fonte: Girão (2004)
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(3.3)
Na figura 3.21 são mostradas as ondas nos receptores inferior e superior. A
diferença de tempo entre o primeiro pico positivo em cada receptor refere ao diferencial de
tempo Δt e sabendo a distância entre receptores (no caso um pé), acha-se a razão entre 
eles e consequentemente a velocidade no fluido.
As ondas Stoneley ou simplesmente ondas superficiais, viajam através do fluido
dentro do poço e não tem grande importância na avaliação de formações.
Wyllie, estudando a correlação que existe entre Δt e porosidade, chegou a 
conclusão que esta medida da rocha poderia ser usada para a determinação da porosidade
intergranular.
Segundo Wyllie, o tempo de trânsito (Δt) nada mais é do que a média, ponderada 
dos volumes entre os tempos dos elementos envolvidos na passagem do impulso sonoro,
que é dado pela equação 3.4.
Esta equação, denominada do tempo médio de Wyllie, apenas