Perfilagem Geofísica - Geraldo Girão Nery

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PERFILAGEM GEOFÍSICA 
Geraldo Girão Nery 
HYDROLOG Serviços de Perfilagens Ltda - 2004 
 
GGN-2004-Introdução - 2 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
 
 A perfuração constitui-se na última etapa da prospecção de um poço tubular, quer 
para petróleo quer para água ou outro uso qualquer. Não obstante os avançados métodos 
geofísicos e geológicos atuais possam sugerir as mais promissoras das locações, é 
somente a perfuração do poço que revelará se os prognósticos serão ou não confirmados. 
Muitas vezes, durante a própria perfuração torna-se difícil à constatação de hidrocarbonetos 
nas camadas atravessadas ou de água de qualidade adequada ao projeto do poço. Faz-se 
necessário identificar os vários tipos de rochas perfuradas e avaliar o significado comercial 
destas. 
 Os resultados obtidos por meio destes procedimentos constituem na avaliação de 
uma formação. Para que uma avaliação de formação possa ser perfeita, ela deve ser 
iniciada desde os primeiros metros perfurados. Uma correta avaliação deve ser dividida em 
duas etapas: 
 
• Avaliação Exploratória ou Geológica, a ser realizada 
 
 a) Durante a execução da operação de perfuração - pela análise e estudo dos 
fragmentos das rochas triturados pela broca (amostras de calha); testemunhos; 
da ocorrência de extravasão (“kicks”) de água, gás ou petróleo; das anomalias 
em detectores de gás ou dos atuais procedimentos de perfilagem geofísica 
realizada durante a própria operação de perfuração (Measure While Drilling - 
MWD). 
 b) Após a perfuração, antes de ser revestido ou completado - pela análise e estudo 
da perfilagem geofísica elétrica, acústica e/ou radioativa, em poço aberto; dos 
testes de formação (também denominados de testes por tubulação ou 
completação provisória); dos testes de formação a cabo ou das amostragens 
laterais. 
 
• Avaliação Explotatória ou de Produção, a ser realizada 
 
 c) Após o poço ter sido considerado de interesse pela avaliação exploratória e ter 
sido completado (ou revestido) - pela análise e estudo dos perfis geofísicos 
específicos para poços já revestidos; dos testes de formação por tubulação e 
testes de produção (ou de longa duração). 
 
Na realidade, na indústria de petróleo, os métodos de avaliação exploratória em poço 
aberto (sem revestimento) baseiam-se, principalmente, na Perfilagem Geofísica e nos 
Testes de Formação. No petróleo, um poço pode ser completado sem ter sido executado um 
só teste de formação. Todavia, nenhum jamais será completado ou revestido sem que tenha 
sido perfilado anteriormente (a poço aberto). 
Na indústria da água, os métodos de avaliação exploratória baseiam-se, na maioria 
das vezes, no estudo das amostras de calha e, eventualmente, na perfilagem geofísica. Por 
outro lado, na avaliação explotatória, sempre nos testes de bombeamento. 
 
1.1 - Que é Perfilagem de Poço? 
 
De um modo geral as rochas são classificadas de acordo com suas características 
mineralógicas (silicatos, carbonatos, sulfatos), litológicas (texturas, estruturas sedimentares, 
cor, dureza), paleontológicas (tipo e conteúdo fóssil), físicas (condutividade elétrica ou 
térmica, densidade, velocidade de propagação de ondas acústicas, conteúdo radioativo) etc. 
É necessário, portanto, o estabelecimento de uma rotina básica e essencial durante a 
perfuração do poço. 
GGN-2004-Introdução - 3 
As amostras de calha, primeiros materiais usados na avaliação exploratória, devem 
ser criteriosamente coletadas em todo poço perfurado, em intervalos de profundidade 
estabelecidos pelo projeto do poço, para registro estratigráfico e/ou auxílio na avaliação 
final, quer seja ele para a prospecção de minerais, água ou petróleo ou fins ambientais. 
Podem-se confeccionar, manualmente, perfis que contenham informações da litologia 
e/ou da granulometria observada nas amostras de calha, do tempo gasto para perfurar cada 
metro do poço etc.. Todavia, a depender da profundidade, do tempo de perfuração, das 
variáveis hidrodinâmicas ocasionadas pelas propriedades tixotrópicas e pressão de bombeio 
do fluído de perfuração (lama), podem ocorrer desmoronamentos acima da profundidade da 
broca fazendo com que as amostras de calha deixem de corresponder exatamente às 
profundidades referidas pelo sondador. Além do mais, os folhelhos inconsolidados tendem a 
incorporar-se à lama. Para uma perfeita coerência nas profundidades, operações bastante 
onerosas e demoradas de testemunhagem se fazem necessárias. 
As rochas podem ser identificadas em função de suas propriedades elétricas 
(condutividade elétrica, polarização induzida, constante dielétrica ou potencial eletroquímico 
natural), acústicas (velocidade de propagação ou tempo de trânsito de ondas elásticas 
compressionais ou cisalhantes), radioativas (radioatividade natural ou induzida), mecânicas, 
térmicas etc.. Tais propriedades podem ser obtidas com o deslocamento continuo de um ou 
mais sensores de perfilagem (sonda) dentro de um poço e foram denominados 
genericamente, no passado, de perfis elétricos, independentemente do processo físico de 
medição utilizado. O ideal é dizer-se perfis geofísicos elétricos, acústicos, radioativos, 
mecânicos, térmicos etc., a depender da propriedade usada para registro. 
A representação gráfica entre as profundidades e as propriedades petrofísicas, é 
denominada de Perfil Geofísico. Para tanto, o cabo das unidades de perfilagem, por meio do 
qual são descidos nos poços os mais variados tipos de sensores, são calibrados e 
monitorados para um limite máximo de erro da ordem de 1m para cada 1.000 m de poço. 
Deste modo, o intérprete de perfis tem a certeza de que seus cálculos quantitativos, 
necessários para a avaliação da potencialidade comercial do poço, correlacionam-se 
perfeitamente bem com as profundidades registradas nos perfis geofísicos. 
Algumas diferenças podem ser observadas entre os perfis manuais e os geofísicos : 
a) As profundidades nos perfis geofísicos são mais exatas e não estão sujeitas a 
desmoronamentos das paredes dos poços, 
 b) A descida de um sensor de perfilagem geofísica qualquer, é realizada em um tempo 
relativamente curto (1 hora para cada 1.000 metros de poço). Como eles podem ser 
acoplados em um número relativamente grande, por descida, pode-se registrar, de uma 
única vez, um grande número de propriedades, 
c) O fator humano é praticamente eliminado na aquisição atual dos dados registrados 
pelos perfis geofísicos. Os sensores registram propriedades das rochas “in loco”. O 
geólogo no poço, por sua vez, registra, em um perfil manual, propriedades que ele 
supõe referidas à profundidade da broca. Muitas vêzes as amostras sob análise 
pertencem a intervalos acima das profundidades coletadas (desmoronamentos), 
enquanto que alguns tipos de folhelhos simplesmente são incorporados às lamas, 
desaparecendo, ou quase, das amostragens. 
d) Os poucos dados obtidos por um geólogo no poço são substituídos, nos perfis 
geofísicos, pelas curvas contínuas dentro de uma amplitude bastante representativa 
para cada tipo distinto de propriedade petrofísica. 
e) O problema está na interpretação a ser dada a tais curvas, as quais dependem de 
inúmeros fatores que vão desde a qualidade dos equipamentos de aquisição e registro, 
do ambiente onde os sensores estão imersos e até a qualificação do próprio intérprete. 
f) Devemos estar sempre lembrados de que interpretar é uma arte-ciência, e que não 
existe verdade absoluta quando se trata de interpretação. 
 
1.2 - Histórico 
 
O constante aprimoramento da pesquisa e da lavra do petróleo, por sua importância 
no desenvolvimento tecnológico, exigiu, no passado, a partir da descoberta do Coronel 
GGN-2004-Introdução - 4 
Drake, em 1859, o aparecimento
de técnicas correlatas para maior economia e redução do 
custo exploratório. Perfurar poço tornava-se cada vez mais fácil. Difícil era completá-lo 
economicamente e avaliar quais seriam suas camadas potencialmente produtoras de 
hidrocarbonetos e lucrativas para o investidor. As completações dos poços (bem como os 
testes de formação para avaliação da capacidade produtiva), eram realizadas 
completamente às cegas, como ainda acontece, nos dias atuais, na industria da água. 
As perguntas que os pioneiros faziam freqüentemente eram : Quais são as 
profundidades do topo e da base da camada de interesse ? Qual sua espessura efetiva ? 
Qual sua porosidade ? Qual sua permeabilidade ? Qual o tipo do fluido intersticial : óleo ? 
salmoura ? Qual a porcentagem de óleo do em relação ao de água ? Qual a porcentagem 
do óleo em relação ao espaço poroso ? Qual o volume de óleo capaz de ser extraído da 
camada ? Qual o volume de óleo residual, capaz de ser retido, na camada ? 
Assim vivia a indústria, até 05/09/1927, quando Henri Doll, Charles Scheibli e Roger 
Jost, sob o comando dos irmãos Conrad e Marcel Schlumberger, resolveram aplicar a 
eletrorresistividade em um poço do campo francês de Pelchebronn. Os resultados de suas 
medições foram postos, manualmente metro a metro, em forma de uma curva descontinua 
com a profundidade. Este foi, portanto, o primeiro Perfil Geofísico (de natureza elétrica) 
realizado em um poço. 
No início a exploração do petróleo visou somente àquelas áreas geologicamente mais 
fáceis e acessíveis. À proporção em que a pesquisa do petróleo foi se desenvolvendo, 
houve a necessidade de se procurar o petróleo em áreas cada vez mais complexas e 
difíceis, elevando excessivamente os custos operacionais. Estudos mais apurados teriam 
que ser desenvolvidos por dois motivos: (a) para reaproveitamento dos poços antigos 
capazes ainda de produzirem algum petróleo e (b) para a busca e obtenção de novos 
parâmetros e técnicas, para a minimização dos custos exploratórios. 
A demanda de novas e melhores informações forçou as companhias de perfilagem a 
desenvolverem um maior número de sensores e de melhores métodos telemétricos. Para 
fazer face à expansão do número de dados fornecidos pelos sensores, tornou-se obrigatória 
à utilização de computadores nas unidades de perfilagem e a conseqüente introdução de 
programas interpretativos e sofisticados processamentos dos dados, para uma melhor e 
mais realista avaliação das formações. 
 Outra evolução, da indústria de perfilagem, foi o aparecimento de combinações de 
sensores, montados em uma só ferramenta, reduzindo consideravelmente o tempo das 
operações de perfilagem. A maioria das companhias usa multicabos elétricos para enviar à 
superfície dados digitalizados na razão 700 bites (indução), 200 kilobytes (dipmeter) até 10 
megabytes (sônico digital) por metro de poço, para processamento. Fazendo-se uma 
comparação, em média, um perfil que registra todo um trem de uma onda acústica, tem 
aproximadamente a mesma quantidade de dados que se registra em pouco mais de um 
quilômetro de linha sísmica convencional. 
 
1.3 - A Operação de Perfilagem 
 
A medição dos parâmetros petrofísicos é realizada por meio de sofisticadas 
ferramentas, contendo os mais diversos tipos de sensores, em deslocamento ascensional, 
constante e uniforme, dentro do poço, denominadas de “sondas ou ferramentas de 
perfilagem". 
 Podem-se definir duas fases distintas durante uma operação de perfilagem. Uma 
inicial denominada de aquisição, na qual os sinais (correlacionáveis às propriedades 
petrofísicas) são captados pelos sensores e enviados à superfície, em tempo real, por meio 
de um sofisticado sistema de telemetria. Estes sinais são então submetidos a 
processamentos e registros dentro de unidades laboratórios (ou caminhões), gerando um 
Perfil Geofísico, Well Log, Electrical Log, Diaqraphie Eléctrique etc.. 
 
1.4 - Correspondência entre dados registrados pelos perfis e propriedades das rochas 
 
 Um conjunto de perfis geofísicos, empregado na avaliação de um poço, não fornece, 
GGN-2004-Introdução - 5 
necessariamente, propriedades que se possa usar na avaliação do potencial econômico das 
camadas, tais como: porosidade, permeabilidade, salinidade das águas intersticiais, teor de 
argila, saturação fluida etc. Na realidade, tais propriedades petrofísicas são inferidas ou 
interpretadas a partir dos sinais registrados pelos sensores em forma de medições elétricas, 
acústicas, radioativas, mecânicas, térmicas etc.. 
 Deste modo, a porosidade pode ser inferida a partir das medições do tempo gasto para 
uma onda elástica percorrer um certo intervalo de rocha. A salinidade da água intersticial 
pode ser inferida a partir de sua resistividade elétrica ou do potencial eletroquímico que se 
desenvolve espontaneamente nas rochas, em virtude de elas apresentarem concentrações 
iônicas (salinidades) diferentes daquelas do fluido de perfuração. O conteúdo de argila de 
uma rocha sedimentar pode ser inferido a partir da quantidade maior ou menor do isótopo 
K40, elemento radioativo natural e componente essencial dos argilominerais. A resistência 
mecânica de uma camada pode ser inferida a partir do maior ou menor desmoronamento da 
parede do poço, em relação ao diâmetro da broca que o perfurou, e assim por diante. 
 Convém lembrar que, algumas vezes, os perfis geofísicos são os únicos registros 
petrofísicos de um poço, principalmente quando não foram cortados testemunhos, por 
dificuldades operacionais e/ou econômicas. Por serem passíveis de arquivamento 
permanente, em forma de filmes, cópias impressas, dados digitalizados ou mídia, os perfis 
funcionam como registros eficientes e duradouros de um poço, podendo, posteriormente, 
serem reinterpretados à luz de novos conhecimentos geológicos, inexistentes na época de 
sua realização. 
 
1.5 - Aplicação dos Perfis Geofísicos em Poço Aberto 
 
Os perfis constituem-se na mais importante ferramenta exploratória dos geólogos e 
engenheiros de reservatório, pelo fato de proporcionarem padrões para correlação entre 
poços vizinhos, confecção de mapas geológicos e definição da geometria dos corpos e 
ambientes de sedimentação. Abaixo são citados, resumidamente, alguns dos principais usos 
dos perfis geofísicos. 
 1.5.1 - Qualitativos (evidências visuais) - Litologia, tipo de fluido das camadas, 
fraturas ou zonas de perda de circulação, permeabilidade das camadas, qualidade das 
cimentações dos revestimentos dos poços, identificação de evaporitos, seleção de zonas 
para canhoneio para a produção de hidrocarbonetos, controle das profundidades 
perfuradas, planejamento de testes de avaliação, seleção de zonas para isolamento 
hidráulico, previsão de pressões anormais e escolha de brocas. 
 1.5.2 - Quantitativos (cálculos numéricos)- Saturações fluidas, volumes de 
hidrocarbonetos móveis, volumes de hidrocarbonetos residuais, espessuras das camadas, 
permeabilidades, porosidades, resistividades, velocidades sônicas, densidades das rochas, 
constantes elásticas das rochas, percentual de misturas litológicas, conteúdo radioativo, 
volume de argila das camadas, reservas de reservatório, cálculo da pressão de poros, 
medida do diâmetro e do volume dos poços, mergulho das camadas, determinação da 
inclinação e direção de poços. 
 
1.6 - Exemplo da utilização final dos Perfis Geofísicos na indústria do Petróleo 
 
H = Espessura do Reservatório (PERFIL) 15 metros 
A = Área do Reservatório (MAPA) 200.000.000 m2 
(A x H) = Total do Volume Drenado 3 x 109 m3 
Φ = Porosidade do Reservatório (PERFIL) 15 % ( = 0,15) 
(A x H x Φ) = Volume Poroso Drenado 4,5x108m3 
Sw = Saturação em Água do Reservatório (PERFIL) 25% (= 0,25) 
(1 – Sw) = So = Saturação em Óleo do Reservatório 75% ( = 0,75) 
(A x H x Φ x So) = Vo = Volume Total de Óleo 3,375 x 108 m3 = 2,123 x
109 bbl 
Vo “in place” = A x H x φ x (1 – Swm) / Bo ? 
V.O.Recuperável = Vo “in place” x F. R. ? 
GGN-2004-Introdução - 6 
onde, Bo é o Fator Volume, isto é, quantitativo que representa o volume do hidrocarboneto 
presente em um reservatório nas condições condições de superfície, e F.R. é o Fator de 
Recuperação do hidrocarboneto na Superfície. De um modo geral, FR = 15% quando o gás 
está dissolvido no petróleo, FR = 30-35 % quando o gás forma uma capa acima do 
reservatório e FR = 35-40 % quando o petróleo é expulso do reservatório pelo empuxo da 
água. 
 
Como as duas últimas linhas da tabela mostram, três perguntas devem ser 
respondidas : 
 
1. Quantos metros cúbicos ou barris, deste total, serão efetivamente produzidos ou 
recuperados ? 
 
Exemplifiquemos com números – considerando-se, otimistamente, que um barril de 
petróleo em subsuperfície seja exatamente igual a um barril na superfície, isto é, Bo = 1 e 
que apenas 25% do volume total do óleo (Vo) seja recuperado: 
 
25% de 2,123 x 109 bbl (Vo) sendo recuperado = 5,3075x108 bbl 
 
2. qual será o valor desta reserva de petróleo : 
 
Considerando-se U$ 30,00/barril = U$ 15.922.500.000,00
 
3. Quanto tempo, decorrido após a descoberta do campo, a empresa de petróleo terá 
seu investimento de volta, passando daí em diante a contabilizar lucros ? 
 
Entenda-se como investimento toda a soma envolvida na pesquisa, perfuração, 
completação etc., e não somente o valor estimado no item 2. 
Material_Girao/10_Interpreta��o_1.pdf
10 . INTERPRETAÇÃO DOS PERFIS GEOFÍSICOS DE POÇO 
 
10.1 - Introdução 
 
Dentre as diversas aplicações dos perfis geofísicos de poço, além da determinação de 
significativas propriedades petrofísicas dos reservatórios, uma das mais importantes, para a 
indústria do petróleo, é a quantificação do seu conteúdo em hidrocarbonetos (Shc = 1 - Sw). 
São várias as etapas da interpretação quantitativa, quer usando perfis analógicos 
(antigos) ou digitalizados (modernos). Nos analógicos, a tecnologia de então não permitia a 
digitalização na locação, sendo os perfis apresentados em cópias impressas. Nos modernos, 
eles são entregues tanto impressos como em formato LAS (Log Ascii Standard - Vide LAS: A 
Floppy Disk Standard for Log Data; CWLS Floppy Disk Committee, 1989; The Log Analyst, 
sept-oct, pp. 395-396), com todos os dados básicos de aquisição e controle digitalizados, 
para uso em microcomputadores ou estações. 
Com um conjunto completo de perfis impressos, os cálculos manuais podem ser 
realistas, porém bastante demorados, tendo-se em vista as correções gráficas a serem 
efetuadas nos valores brutos das leituras pelos efeitos ambientais (lama, poço, espessura das 
camadas etc.) e da argilosidade e/ou hidrocarbonetos. Com os dados digitalizados, trabalha-
se rápida e com maior precisão nos microcomputadores ou nas estações. 
Com base nos elementos pertinentes à avaliação (perfis corridos, descrição das 
amostras de calha, testemunhos, testes de formação, extravazão incontrolada de fluidos - 
“kicks”, etc), seleciona-se as possíveis zonas de interesse e se inicia a interpretação. 
 
10.2 – Controle da Qualidade dos Perfis Corridos 
 
Divide-se a interpretação dos perfis em três etapas distintas. A primeira delas é o controle 
da qualidade de cada curva, olhada sob o ponto de vista das espessuras das camadas (em 
relação ao espaçamento dos sensores), do tipo da lama e limitações específicas de cada 
ferramenta. A segunda é a interpretação qualitativa (“quick looks”) e a terceira é a 
interpretação quantitativa, que pode ser manual (uso de máquinas de calcular ou planilha 
eletrônica) ou computadorizada. 
10.2.1 - Cuidados com os Perfis Analógicos - Cada ferramenta de perfilagem possui um 
volume ótimo de pesquisa, ou profundidade de investigação vertical e radial, definidos 
matemática e fisicamente. Por exemplo, o volume de rocha investigado por um neutrônico 
não é necessariamente o mesmo do densidade ou do sônico. Assim, entre tais curvas pode-
se esperar, em zonas desmoronadas e/ou defronte a corpos de pequenas espessuras, 
influências diferenciadas da lama e das camadas soto e sobrepostas, implicando em um 
aspecto visual distinto entre elas. Desta maneira, nos perfis analógicos, picos de ФN poderão 
ser encontrados em profundidades deslocadas em relação a ρB e ∆t (respectivamente, 
ferramentas de mandril excentralizado, de patim e de mandril centralizado), principalmente se 
levarmos em consideração a montagem de cada sensor em alturas distintas da ferramenta. 
 Igualmente, quando comparamos um perfil analógico de resistividade com um de 
porosidade de um mesmo poço, verifica-se pequenas discrepâncias entre as profundidades 
relativas a uma mesma camada. A razão para tal reside no fato de os cabos de perfilagem 
estarem sujeitos a continuados movimentos tracionais, agravados pela variação de pressão e 
temperatura da lama do poço. Para evitar erros causados por grandes elongações, os cabos 
são marcados magneticamente a cada 50 metros, e são, durante a operação de perfilagem, 
testados eletrônica e eletricamente quanto a esta elongação. O erro encontrado é então 
distribuído no intervalo entre marcas. Conseqüentemente, pequenas variações de 
profundidade (não muito mais do que 1 metro) poderão ocorrer entre dois perfis diferentes 
(realizados, porém em uma mesma data), principalmente quando a camada tem pequena 
espessura 
Apesar destas variações serem mínimas, o bom senso nos ensina que ao se transportar 
um ponto qualquer do perfil base (que é o de Rt) para os demais, deve-se fazê-lo sempre em 
relação à camada, por semelhança entre curvas e não pela profundidade. Com tal 
GGN – 2005 - Interpretação_1-1 
procedimento elimina-se erros de interpretação devido a leituras em profundidades não 
compatíveis. 
 
10.3 – Interpretação Qualitativa 
 
Controlada a qualidade dos perfis, realizam-se alguns cálculos rápidos (ou "quick looks") 
para a obtenção de uma primeira aproximação da saturação (Sw = 1 - Shc), cuja finalidade é 
a de estabelecer os procedimentos iniciais da viabilidade econômica do poço. 
Nesta fase, são fatores significativos à experiência do intérprete, seu conhecimento da 
geologia da área, as correlações entre poços vizinhos (comparação de características 
semelhantes à procura de propriedades físicas similares entre as camadas, com a finalidade 
de extrapolar suas dimensões no espaço subsuperficial), os princípios físicos que regem as 
ferramentas e o conhecimento de seus volumes de investigação ou de amostragem. 
Como saber se uma zona tem interesse para hidrocarbonetos em se tendo, em mãos, 
apenas um perfil de resistividade? É uma tarefa um tanto difícil, desde que a resistividade de 
uma rocha é função da maior ou menor quantidade de fluido condutivo em seus poros. 
Alguém poderá dizer que tendo em mãos um perfil litológico ("strip log") do poço, o qual entre 
outras coisas mostra zonas com indícios, estaria resolvido o problema. É perigoso tal 
pensamento, porquanto na maioria das vezes, intervalos com indícios em calha ou detector 
de gás, não coincidem com os mesmos intervalos de profundidade dos perfis. A recíproca 
também é verdadeira. 
10.3.1 – Método do Ro vs Rt - A figura 10.1, abaixo, mostra um perfil teórico, simulando 
diversas situações de interpretação (“qualitativa”) que podem ser realizadas tão logo se tenha 
em mãos somente um perfil de resistividade. 
 
 SP Æ 20 Å RESISTIVIDADE Æ 
Figura 10.1 - Os intervalos "A", “B” e 
“C", apresentam igual amplitude do 
SP. Isto poderia indicar uma mesma 
litologia para os três, porém RA > RB > 
RSH = 2,5 
res
22,
inc
 
RC. “D” tem o SP diminuído o que faz 
suspeitar de um maior VSH. Embora 
“D” deva conter água semelhante aos 
demais
intervalos, ele deve ser 
descartado para definir Rw. Isto deixa 
“C” como uma provável zona de Ro. 
Calcula-se então Sw usando uma 
simplificação da equação de Archie: 
Rt
Ro
Rt
Rw.F
Rt.
Rw..aSw
m
n ==
φ
= (10.1)
 
Este “cálculo” somente será 
válido quando as zonas tiverem “a”, 
“m = n = 2” , “Rw” e “Ф”, constantes e 
VSH ≈ 0. 
RA = 10 
RB = 2 
RC = 0,5 
RD = 0,33 
RSH = 2,5 
Considerando-se que Ro = RC = 0,5 ohm.m e os valores lidos em A, B e C como sendo 
pectivamente suas Rts, obtém-se com a equação (10.1) os seguintes valores: SwA = 
3%, SwB = 50,0%, SwC = 100% e SwD = 123%. A zona "D” apresenta, portanto, uma 
oerência numérica em função das diferenças em a, m, Ф, VSH (mais provável) ou Rw 
GGN – 2005 - Interpretação_1-2 
(menos provável). Considerando-se Ro = RD = 0,33 ohm.m, os resultados seriam : SwA = 
18,1%, SWB = 40,6%, SwC = 81,2% e SwD = 100%. Os cálculos falam por si. As saturações 
calculadas com Ro=RD, mostram "A", “B" e “C” com saturações otimistas, porém menos 
realistas. De qualquer sorte, a zona “C”, seria eliminada pelo alto valor de Sw (81,2%). 
Por ser a porção basal do exemplo um intervalo mais argiloso que os demais, deve ser 
lembrado que as argilas têm maiores quantidades de água (livre+adsorvida) acarretando 
diminuições nas resistividades e aumentos nas porosidades das rochas argilosas, não 
consideradas na simplificação de Archie (10.1). 
Cálculos simplistas (“quick looks”), como acima, dão ao intérprete uma rápida visão do 
comportamento das camadas, desde que os satisfaçam os pré-requisitos mínimos exigidos 
para tanto (litologia e porosidade constantes e um intervalo da camada saturada com água). 
Muito embora se tenha obtido valores de Sw, a palavra “quantitativa” aqui não se aplica por 
não exprimir a realidade em si, mas apenas uma aproximação da realidade. 
Existem outros métodos “quick looks”, que usam gráficos (Hingle Plot e o Pickett Plot) e o 
Método do RwA Mínimo, o mais usado, por ser tradicional e simples. 
10.3.2 – Método do RwA Mínimo – Em uma zona limpa e 100% saturada com água, Rw 
= Ro/F. Entretanto, quando Sw < 1 (i.é., camada portadora de hidrocarbonetos), pode-se usar 
o seguinte artifício: RwA = Rt/F onde, Rw é a resistividade verdadeira da água e RwA é a 
“resistividade aparente" da água da formação. Desenvolvendo-se : 
a
.Rt
RwA
mφ= (10.2) 
que terá seu menor valor quando Rt = Ro (zona somente com água), isto é : 
Rw
a
.Ro
MínimoRwA
m
== φ (10.3) 
como : 
n
1
m Rt.
Rw.a
Sw 



φ= (10.4) 
considerando-se, a = 1, n = m = 2, tem-se : 
RwA
Rw
Sw = (10.5) 
que é uma maneira simples e rápida de se calcular a saturação em água de uma camada. 
Admitindo-se a saturação limite comercial desejada seja da ordem de 50%, a equação 
(10.5) indicará as seguintes situações : 
 
 (1) Quando RwA = 4 Rw................................. Sw = 50% 
 (2) Quando RwA > 4 Rw................................. Sw < 50% 
 (3) Quando RwA < 4 Rw................................. Sw > 50% 
 (4) Quando RwA = Rw.................................... Sw = 100% 
 
Das 4 situações somente as números (1) e (2) mostram zonas economicamente 
portadoras de hidrocarbonetos. Convém lembrar, ainda, que o método do RwA Mínimo não só 
fornece um cálculo rápido de Sw, mas também ajuda na escolha do valor de Rw (ver situação 
4). 
 Em resumo, utiliza-se o método do RwA Mínimo quando se deseja uma avaliação rápida 
na boca do poço ou quando não se dispõe de um bom valor de Rw, como por exemplo, 
medição direta da resistividade da água recuperada em teste de formação, na camada sob 
análise, ou em camada correlacionável em poço vizinho. 
Para que se possa calcular Sw com este método deve-se ter um conjunto mínimo de 
perfis do poço - um de Rt e pelo menos um de porosidade. 
GGN – 2005 - Interpretação_1-3 
Os principais pré-requisitos para que este método funcione a contento, são: 
a) uma zona com água no intervalo a analisar (local onde Rwa mínimo = Rw); 
b) cuidado na escolha do RwA mínimo (nem sempre se deve usar o RwA Minimorum devido 
ao fato de que baixos valores de porosidade calculam baixíssimos valores de RwA e , 
c) deve-se fazer sempre uma análise crítica comparativa (ou estatística) com os valores de 
Rw do campo, área ou bacia, para não se afastar demais da realidade. 
d) o método se chama RwA Mínimo e não RwA Minimorum. Descubra você mesmo o porquê, 
preenchendo a tabela abaixo. Escolha primeiramente o Rw = Rwa Mínimo e em seguida 
calcule Sw para cada profundidade. A vantagem deste método é que ele já fornece o valor de 
Rw à profundidade/temperatura da zona de interesse. 
 
PLANILHA PARA USO DO MÉTODO DO RwA MÍNIMO 
 
 PROF (m) Rt ρB φ RwA Sw 
 
 2551,8 15,0 2,38 16,4 
 2555,2 13,0 2,30 21,2 
 2559,7 7,8 2,35 18,2 
 2567,5 18,0 2,40 15,2 
 2572,2 8,5 2,41 14,5 
 2580,0 3,9 2,42 13,9 
 2585,6 4,7 2,47 10,9 
 2589.0 10,0 2,44 12,7 
 2602,0 5,0 2,48 10,3 
 2608,2 13,2 2,32 20,0 
 2617,0 2,3 2,35 18,2 
 2625,8 2,0 2,52 7,9 
 2628,0 1,5 2,38 16,4 
 2646,3 1,6 2,35 15,8 
 2649,0 1,3 2,56 5,0 
 2672,8 5,8 2,60 3,0 
 2675,7 0,6 2,35 18,2 
 2688,8 0,5 2,35 18,2 
 2690,8 0,8 2,40 15,2 
 2692,6 0,7 2,39 15,8 
 
1. O RwA Mínimo escolhido foi de ________ Ω.m, na profundidade de ______ metros, 
correspondendo a uma porosidade da ordem de ______ %. 
 
2. O RwA Minimorum foi de ________ Ω.m, na profundidade de ______ metros, 
correspondendo a uma porosidade da ordem de ______ %. 
 
3. Calcule agora Sw para cada ponto considerando o RwA Minimo e o RwA Minimorum e 
veja a diferença. 
 
4. Considerando-se o gradiente geotérmico da área como sendo igual a 0,04o.F/m, qual será 
o valor de RwA aos 80o.F ? 
 
10.4 - Interpretação Quantitativa 
 
10.4.1 - Dados que devem ser lidos a prioiri nos Cabeçalhos dos Perfis 
 
a) Temperatura do fundo do poço (BHT) 
GGN – 2005 - Interpretação_1-4 
b) Temperatura da superfície, TSup = 25º.C ou 80º.F (considerar a temperatura 
média anual da área) 
c) Dados da lama (tipo e Rmf e temperatura correspondente) 
d) Profundidade final do poço = PF 
e) Escala do SP 
f) Escala do ∆t 
g) Escala de pB 
h) Escala de φN (verificar qual calibração, se calcário (LS ou Lime) ou Arenito (SS) 
i) Escala dos Perfis de Rt 
 
Verificar no cabeçalho do perfil de resistividade qual o tipo e escala para não cometer 
erros grosseiros de leitura. Caso o perfil de Rt seja o antigo IES, lembrar quando as 
resistividades forem menores que 2 ohm.m deve-se ler a curva de condutividade (em mS/m) e 
invertê-la para ohm.m (1000/mS/m). As camadas devem ter no mínimo 1,5 m para não haver 
interferências das camadas adjacentes. 
 
10.4.2 - Critérios para a Realização das Leituras das Resistividades e Porosidades 
quando se usa Perfis Analógicos - As interpretações quantitativas são iniciadas pela escolha 
de pontos ideais para os cálculos. No que se refere aos perfis digitalizados, tal cuidado são 
desnecessários porquanto os dados em ASCII são compatibilizados em programas 
denominados de merge e posicionados em mesmas profundidades. 
Alguns itens são indicados abaixo para facilitar o entendimento do processo de escolha 
das profundidades para a quantificação de Sw de uma camada qualquer. 
a) Camada espessa com Rt e Ф uniformes - um ponto na sua parte mais resistiva será o 
suficiente para definir toda a camada (geralmente coincide com a maior deflexão do SP). 
b) Camada espessa com Rt uniforme e Ф variável - as leituras de Rt devem ser realizadas em 
profundidades que apresentem
variações em Ф. 
c) Camada espessa com Ф uniforme e Rt variável - a exemplo do caso anterior, deve-se fazer 
leituras em profundidades que apresentem variações em Rt. 
d) Camada de Rt e Ф variáveis - deve-se dar preferência as profundidades de Rt e transportá-
las para a curva de Ф. 
Os perfis digitalizados, os intervalos de leituras variam, a cada 10, 15 cm etc, que podem 
ser lançados diretamente em planilhas de cálculos. 
10.4.2 - Critérios para a Realização das Leituras dos Parâmetros das Equações – São 
denominadas de parâmetros todas as constantes das equações. Alguns devem ser obtidos, 
de preferência, em laboratórios (a, m, n, ρm, ∆tm etc) muito embora possam ser também 
determinados por meio dos perfis e gráficos correlatos (figura 10.2). 
 
a) Leitura do Raios Gama Máximo (RGMAX ou GRMAX) - Uma boa representatividade 
deste parâmetro está na média ponderada (em relação à espessura das camadas envolvidas) 
dos valores máximos UAPI observados nas formações. Anomalias, maiores que as médias 
máximas observadas, devem ser desprezadas por representarem possíveis radioatividades 
localizadas no intervalo ou na formação. Ocorrendo VSHGR > 100% eles devem ser 
descartados ou então ajustados para tal valor. 
 
b) Leitura do Raios Gama Mínimo (RGMIN ou GRMIN) - Adotar o valor mínimo observado 
na zona, formação, ambiente etc, desde que represente a litologia predominante do intervalo. 
Jamais usar parâmetros entre formações ou ambientes deposicionais. 
 
c) Leitura da Resistividade do Folhelho Adjacente (RSH) - Adotar a média ponderada 
(com a espessura) das leituras dos folhelho sobre e sotopostos ao intervalo sob análise. 
 
d) Leitura da Porosidade Aparente dos Folhelhos Adjacentes (ФiSH) - Adotar a média 
ponderada (com a espessura) dos picos de folhelhos, nas curvas do Sônico, Densidade e 
GGN – 2005 - Interpretação_1-5 
Neutrônico, respectivamente, de acordo com a seguinte lógica: ФDSH = Média dos mínimos 
de leitura no intervalo, ФNSH e ФSSH = Média dos máximos de leitura no Intervalo. 
 
 
 
 
 
 
co
qu
av
 
 
GGN – 2005 - Interpretação_1-6 
 
Figura 10.2 - Alguns gráficos de inter-relação, “cross-plots", de freqüência ou “Z plots” 
de uso freqüente para a obtenção dos parâmetros discutidos acima. Esquerda no alto: 
RwA Mínimo e GRMAX; Direita no alto: ρBSH e ФNSH; Esquerda embaixo: ρBSH e 
ФNSH;Direita embaixo – m, a, Rw (Cópia de ilustrações da Schlumberger). 
Aprenda a primeira regra da interpretação das porosidades: O fluido é sempre 
nsiderado como água doce ou salgada (a depender do filtrado da lama). Posteriormente é 
e se aprenderá a maneira correta de otimizar os cálculos das porosidades (métodos mais 
ançados de interpretação dos perfis). 
Material_Girao/11_ Interpreta��o_2.pdf
 
11. INTERPRETAÇÃO AVANÇADA DOS PERFIS GEOFÍSICOS DE POÇO 
 
 
 
11.1 - Efeito da Argilosidade sobre o Densidade 
 
O efeito da argilosidade (VSH) sobre a porosidade do Densidade (φD), não é bastante 
evidenciado porque, de um modo geral, a densidade do folhelho (ρsh) se aproxima da densidade 
da matriz (ρm). O modelo unitário de uma rocha qualquer, mostrado abaixo, de acordo com o 
balanço de materiais, estabelece a relação entre ρB, φD e VSH. 
 
 
 
 
r
 
 
 
 
ρ
Figura 11.1 – Modelo unitário de uma rocha contendo 
água (ρf) e folhelho de densidade igual a ρSH : 
 
O
da á
poros
most
equa
 
=eφ
 
onde
φe = 
φDC 
φD =
VSH
φDSH
 
S
resta
 
11.2 
 
O
expli
H+). 
neutr
corrig
A
respe
 
=eφ
 
 
 )
-
(-
-
VSH
ρρρρ=φ
 
VSH φe m 
 
--
..)-- 1(
fm
SHm
fm
Bm
e
fSHVSHmVSHB
ρρρρ
ρρρρ φ++φ=
 (11.1)
 primeiro termo da equação (11.1) é a porosidade (φD) calculada normalmente usando o ρf 
gua (filtrado), enquanto que o termo entre parênteses (ρm-ρSH)/( ρm-ρf) é denominado de 
idade aparente do folhelho (φDSH). Esta é uma porosidade aparente, porquanto a dedução 
rada indica a matriz do modelo (ρm) e não a matriz do folhelho (ρmSH), propriamente dita. A 
ção (11.1) pode ser simplificada para : 
DSH.VSH-D=DC φφφ (11.2) 
 : 
porosidade efetiva da rocha (sem argilosidade) = φDC; 
= porosidade do Densidade corrigida pela argilosidade; 
 porosidade calculada pelo Densidade, usando água (filtrado) e matriz determinada 
preferentemente por apoio laboratorial, "cross-plots" ou conhecimento da área; 
 = volume total de folhelho ou argila na rocha, escolhido o mais representativo entre os 
diversos indicadores existentes (a ser discutido posteriormente); 
 = porosidade aparente calculada nos folhelhos adjacentes (sobre e sotopostos) a camada 
em estudo e com os mesmos parâmetros usados no cálculo de φD. 
ubtraindo-se de φD o termo VSHxφDSH, elimina-se a influência do folhelho sobre φD, 
ndo ainda o efeito do hidrocarboneto, a ser eliminado (a ser discutido posteriormente). 
- Efeito da Argilosidade sobre os Neutrônicos 
s perfis Neutrônicos defronte a intervalos argilosos, mostram altas porosidades. A 
cação para o fato está no elevado teor de água livre + adsorvida em seus poros (excesso de 
De acordo com a teoria discutida, quanto maior o teor de H+ no meio, maior a porosidade 
ônica (φN). Conseqüentemente, as porosidades registradas por tais perfis devem ser 
idas pela argilosidade. 
dotando-se o modelo e dedução semelhante à figura 11.1 e substituindo-se os seus 
ctivos parâmetros, tem-se: 
NSH.VSH-N=CN φφφ (11.3) 
GGN-2005-Interpretação_2-1 
onde : 
φe = porosidade efetiva da rocha (sem argilosidade) = φNC; 
φNC = porosidade do Neutrônico corrigida pela argilosidade; 
φN = porosidade lida no perfil Neutrônico, com a matriz corrigida para a litologia conhecida, apoio 
geológico ou "cross-plots"; 
VSH = volume total de folhelho ou argila na rocha, escolhido o mais representativo entre os 
diversos indicadores existentes (a ser discutido posteriormente); 
φNSH = porosidade aparente lida nos folhelhos sobre e sotopostos a camada em estudo e com os 
mesmos valores de matriz usados em φN. 
 
11.3 - Efeito dos Hidrocarbonetos sobre o Densidade 
 
Nos rochas limpas e aqüíferas (Sw = 1): 
 
 
onde
P
1), o 
 
ρ
 
onde
ρHC 
(1-SX
 
A
 
DHφ
 
uma 
(0,3<
não s
1,1 g
Dens
hidro
hidro
HDφ
 
onde
Com
fρ-mρ
Bρ-mρ
=Dφ (11.4) 
, ρf = 1,00 g/cm3 (filtrado de lama doce) ou pf = 1,1 g/cm3 (filtrado de lama salgada). 
or outro lado, nas camadas limpas (VSH = 0) porém portadoras de hidrocarbonetos (Sw < 
efeito ρHC é dado pelo modelo e dedução a seguir: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ρmf 
 
(SXO) 
 
ρHC 
 
(1-SXO) 
m 
mfρ.SXO+HCρ.)SXO- 1(=fρ
e
fρ.+mρ)- 1(=Bρ φφ
Figura 11.2 – Modelo unitário de uma rocha contendo 
hidrocarboneto de densidade ρHC e filtrado de densidade
ρmf : 
 : 
= densidade do hidrocarboneto na zona investigada pela ferramenta (zona lavada); 
O) = SOR = saturação de hidrocarboneto residual (também na zona lavada). 
 porosidade efetiva ou corrigida pelo efeito do hidrocarboneto (φDHC) será : 
mfρ.SXO+HCρ.)SXO-(1 - mρ
)Bρ-mρ(
=C (11.5) 
Quando ocorre hidrocarboneto em uma camada, o ρf a ser considerado deve resultar de 
ponderação entre ρmf e ρHC. A depender se é gás (0,1<ρGÁS<0,3 g/cm3) ou óleo 
ρÓLEO<1,0 g/cm3), ele resultará sempre menor que a unidade. Como na maioria das vezes 
e tem um perfil de RXO para determinar SXO, adota-se o erro consciente de usar ρf = 1,0 ou 
/cm3 e calcula-se uma porosidade maior que a real. Esta é razão pela qual se diz que o 
idade tende a realizar
leituras otimistas de porosidades, em Intervalos portadores de 
carboneto, caso não se façam as devidas correções por SXO. Desta maneira, o efeito do 
carboneto, pode ser eliminado por meio de equações do tipo: 
 
HCC D∆- D= φφ (11.6) 
, a exemplo das equações (11.2 e 11.3) éHCD∆φ o efeito do HC a ser subtraído de φD. 
o corrigir tal efeito será estudado posteriormente. Entretanto deve-se ter em mente que caso 
GGN-2005-Interpretação_2-2 
seja óleo pesado (ρHC ≈ 0,8 g/cm3) o efeito ∆φDHC será mínimo; caso seja óleo leve ou gás (ρHC 
≈ 0,3 g/cm3) o efeito será máximo. 
 
11.4 - Efeito dos Hidrocarbonetos sobre os Neutrônicos 
 
Os perfis Neutrônicos respondem de diferentes modos a depender da SOR na zona lavada. 
Os hidrocarbonetos, principalmente os mais leves e/ou gases, têm um índice de H+ por unidade de 
volume (HIHC) menor que da água ou filtrado (HIw). Conseqüentemente, a φN lida será sempre 
menor do que a porosidade efetiva da formação. Isto é exatamente o oposto do efeito sobre o 
perfil Densidade. Razão pela qual o confronto φD x φN é o método mais apropriado para a 
identificação de zonas de hidrocarbonetos leves ou gás. 
Deste modo, o efeito dos hidrocarbonetos sobre φN pode ser também definido como sendo 
do tipo: 
HNφ
onde
corrig
óleo 
(HIHC
 
11.5 
 
pode
φSC 
φDC 
 
 
(11.9
φNC 
 
 
(11.1
™
™
™
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
HCC N∆+ N= φφ (11.7) 
, ∆φNHC é o efeito da presença de hidrocarbonetos sobre a porosidade Neutrônica. Como 
ir tal efeito será estudado posteriormente. Entretanto, deve-se ter em mente que caso seja 
pesado (HIHC aproxima-se da água) o efeito ∆φNHC será mínimo; caso seja óleo leve ou gás 
 muito baixo) o efeito será máximo. 
– Principais Indicadores de Argilosidade 
Todos os perfis de porosidade são afetados igualmente pela presença de VSH, conforme 
 ser observado abaixo: 
 = φS - φSSH . VSH (11.8) 
 = φD - φDSH . VSH 
 
 
) 
 = φN - φNSH . VSH 
 
 
0) 
Existem três tipos de ocorrência da argila nas rochas, principalmente, nos arenitos. 
 
 Argila estrutural ou folhelho consolidado, pré-existente, que ocorre como grãos nas rochas 
e participam efetivamente como matriz da mesma, sem todavia prejudicar a sua 
porosidade ou a permeabilidade da rocha; 
 Argila laminar, depositada entre camadas da areia que, a depender da espessura de suas 
lâminas, poderá causar transtornos na permeabilidade, na porosidade e na resistividade, 
favorecendo o aparecimento de vias alternativas, em paralelo, para a propagação da 
corrente elétrica e, 
 Argila dispersa, que ocorre diferentemente disseminada entre os grãos, diminuindo a 
porosidade intergranular e a permeabilidade das camadas. 
GGN-2005-Interpretação_2-3 
MATRIZ 
POROS
MATRIZ
POROSPOROS 
MATRIZ 
ESTRURAL LAMINAR DISPERSA 
Figura 11.3 – Modelos geológico das 3 possíveis ocorrência de argila nos reservatórios. 
Sem dúvida, o VSH é o parâmetro mais desafiante dentre os problemas que o intérprete 
enfrenta, porquanto todas as correções que se faz nas leituras dos perfis de porosidade e 
resistividade, dependem dele. 
Abaixo uma tabela mostrando os principais indicadores de VSH e uma breve discussão 
mostrando, resumidamente, suas vantagens e desvantagens. 
 
 
 
INDICADOR 
 
EQUAÇÃO 
 
CONDIÇÕES IDEAIS
 
CONDIÇÕES 
DESFAVORÁVEIS
 
 
RAIOS GAMA 
 
 
GRMÍNGRMÁX
GRMÍNGR
=IGR 
Exclusivamente na 
presença de 
argilominerais 
Presença de 
mineralizações 
localizadas 
 
SP 
 SPmáx
SP
VSHSP −= 1 
Zonas com Sw = 1 e 
razão Rmf/Rw ≠ 1 
Sw<1, camadas 
finas e razão 
Rmf/Rw ≈ 1 
 
DENSIDADE vs 
NEUTRÔNICO DSHNSH
DN
=VSHND φφ
φφ
 
Litologia binária: 
SS+SH, LS+SH etc 
Litologias não 
binárias e/ou 
presença de gás 
 
NEUTRÔNICO 
 NSH
N
VSHN φ
φ= 
Porosidade muito 
baixa ou alto teor de 
gás 
Porosidades 
médias a altas, sem 
gás 
 
RESISTIVIDADE 
 
b
Rt
RSH
VSHRt = 
Zona com Swirr ou 
baixa porosidade 
Zonas porosas com 
Sw = 1 ou alta RSH
 
SÔNICO 
vs DENSIDADE 
 
DSHSSH
DS
VSHSD φφ
φφ
−
−=
Sensível a pre-
sença de poro-sidade 
secundária 
Reservatórios 
extremamente 
compactados 
 
NEUTRÔNICO 
vs SÔNICO 
 
NSHSSH
NS
VSHSD φφ
φφ
−
−=
Reservatórios com 
gás e baixa Sw 
Zonas não 
gasíferas 
 
 
 
 (Adaptado de Apostilas Petrobrás) 
 
11.5.1 - Raios Gama - Como a relação linear de IGR (apostila 3 – RG, equação 3.2) pode 
englobar minerais radioativos, além dos folhelhos, diz-se que a argilosidade real (VSH) é menor 
quando muito igual ao calculado pelas referidas equações ou suas derivadas (idem, equação 3.3 
e figura 11.5) (VSH < VSHGR). 
 
11.5.2 - Potencial Espontâneo - A equação abaixo, também considera uma redução linear 
do SP com o aumento da argilosidade. Convém lembrar que a presença de hidrocarbonetos 
também proporciona redução na amplitude do SP. Assim, o VSH < VSHSP. 
 
)
SSP
SP
(- 1=VSHSP (11.11) 
 
11.5.3 - Densidade x Neutrônico - Este método compara os distintos efeitos da presença da 
argila em ambos os perfis. De um modo geral, φNC > φDC, devido ao excesso de água adsorvida 
registrada pelos Neutrônicos nos folhelhos/argilas, em relação ao Densidade. Nas rochas 
aqüíferas sem HC as equações 11.2 e 11.3 ficam : 
 
GGN-2005-Interpretação_2-4 
NSH.VSH+NC=NeDSH.VSH+DC=D φφφφφφ 
 
 Considerando-se que φNC=φDC=φe (porosidade sem o efeito da argilosidade), então : 
DSH)- NSH(VSH=D- N φφφφ 
e 
DSH-NSH
D-N
=VSHND=VSH φφ
φφ
 (11.12) 
 
VSHND pode tanto ser determinado analítica como graficamente. Nesta última, constrói-se 
um gráfico φN x φD, como o da figura 11.4, e lança-se nele todos os pontos da camada de 
interesse bem como dos folhelhos adjacentes. Os pontos aqüíferos limpos (VSH = 0), deverão cair 
sobre
para 
coord
 
φ
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VSH
comp
segu
 
VSH
1
irredu
poros
VSH
 
1
subs
 a bissetriz (Sw = 1 e VSH = 0). Os pontos argilosos tendem a se desviar para a direita e 
baixo da bissetriz, atraídos pelo ponto X representativo dos folhelho sobre e sotoposto, de 
enadas φNSH e φDSH, respectivamente. 
φNSH
DSH 
φD 
φN
FolhelhoX
Bissetriz
escalada 
em 
termos 
de φ 
Figura 11.4 – Pontos de mesma 
litologia e argilosidade variável, 
lançados neste gráfico, ajudam a 
estimar a φe e VSH para 
cada profundidade analisada. 
Pontos com alguma 
argilosidade deslocam-se na direção 
da seta, atraídos pelo ponto 
de folhelho (X). Por construção, a 
bissetriz deverá ter escala igual 
a ambos os eixos. 
11.5.4 – Neutrônico – Da equação (11.10), extrai-se também um VSHN : 
 
NSH
NC
- 
NSH
N
=N φ
φ
φ
φ
 (11.13) 
 
Em formações de baixíssimas porosidades efetivas (φe = φNC), como acontece em misturas 
actas de matriz, ou com alto teor de gás, pode-se eliminar o segundo termo, adotando-se a 
inte equação para a obtenção do VSHN a partir somente do perfil neutrônico. 
NSH
N
=N φ
φ
 (11.14) 
 
1.5.5 – Resistividade – De uso mais limitado em virtude de exigir a condição de 
tibilidade (Sw = Swirr),
em camadas limpas. Sua validade está nas zonas de baixa Sw e 
idade. 
b
Rt
RSH
=Rt (11.15) 
 
1.5.6 – Sônico x Densidade – É também pouco usado, porquanto método depende 
tancialmente da litologia, já que as retas de minerais puros estão bastante agrupadas (vide 
GGN-2005-Interpretação_2-5 
gráfico CP-7 da Schlumberger) e é muito sensível à porosidade secundária. Além disso, em geral 
o efeito dos hidrocarbonetos se faz sentir muito menos sobre o perfil Sônico que sobre os 
Neutrônicos. Por analogia com a equação (11.12) : 
 
DSH-SSH
D-S
=VSHSD=VSH φφ
φφ
 (11.16) 
 
11.5.7 – Sônico x Neutrônicos – Método pouco utilizado porque a argila afeta de modo 
semelhante ambos perfis. Seu uso fica restrito a arenitos limpos, consolidados e com gás. 
Também, por analogia : 
 
NSH-SSH
N-S
=VSHSD=VSH φφ
φφ
 (11.17) 
 
1
linea
 
 
L
caso
semp
 
A
Schu
forma
 
1.5.8 – Modelos Não Lineares de VSH – A figura 11.5.5, ilustra os diversos modelos não 
res de argilosidade, seus respectivos autores e equações : 
Larionov (rochas antigas)
Clavier et al.
Gearhart
Larionov (rochas terciarias)
IGR = GR - GRminGRmax -GRmin
Kukal & Hill
Stieber
VSHGR
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
IG
R
VSH = 1,7 - (3,38 - (IGR + 0,7)Clavier )2 ½
VSH = 0,5 x IGR / (1,5 - IGR)Stieber
VSH = A (100 x IGR) + CGearhart B
VSH = 0,6 x IGRKukal
VSHLarionov = 
IGR
AGR - (AGR - 1) IGR
A = 3 para rochas pós-Terciário
A = 2 para rochas pré-Terciário
GR
GR
VSH = Q (2 - 1)Asquith GR 2.IGR Q = 0,083 para rochas nao consolidadasQ = 0,33 para rochas consolidadas
GR
GR
-
 
 
 
Figura 11.5 – 
Modelos não 
lineares de VSH. 
Suas vantagens e 
desvantagens de 
uso dependem do 
Índice de Raios 
Gama (IGR), i.é, da 
resposta linear deste 
mesmo perfil 
(adaptado Dresser, 
1975). 
embrete Final: É aconselhável a utilização do menor valor positivo (ou zero quando for o 
) nos cálculos da porosidade a corrigir, dado ao fato de todos eles representarem, quase 
re, um valor maior quando muito igual à realidade argilosa (VSH real < VSHi). 
lguns programas interpretacionais usam o Filtro Mediana de Hodges & Lehman (Coates, 
lzer & Troop,1982 – Volan paper), que exige a leitura de um número maior de VSHs e a 
ção de pares binários, conforme o exemplo abaixo: 
GGN-2005-Interpretação_2-6 
™ Valores de VSHs : 32, 33, 34, 14 e 48. Número de pares binários que podem ser 
formados com os 5 valores calculados = 5 + 4 + 3 + 2 + 1 = 15 pares : 
48=
2
48+48
=55Pe 31=2
48+14
=45P 14;=2
14+14
=44P
41=
2
48+34
=35P 24;=2
14+34
=34P 34;=2
34+34
=33P 40,5;=2
48+33
=25P 
 23,5;=
2
14+33
=24P 33,5;=2
34+33
=23P 33;=2
33+33
=22P 40;=2
48+32
=15P 
 23;=
2
14+32
=14P 33;=2
34+32
=13P 32,5;=2
33+32
=12P ; 32=2
32+32
=11P
 
 
 ™ Ordenação dos pares binários = 14; 23; 23,5; 24; 31; 32; 32,5; 33; 33; 33,5; 34; 40; 
™
 
Este
(no exem
11.2 - Ef
 
A p
Densida
tornaram
As c
litologia,
a satura
pequena
visualiza
A fig
cores ind
correspo
correspo
devido a
índice de
visualiza
resistivid
argilosid
comporta
Qua
><” ou m
Uma
"asa". Re
(figura 1
α) da inf
nas equa
Na
argilosas
Isto é, de
 
 
 
 
40,5; 41 e 48 
 Mediana = 33
 método estatístico tem a vantagem de desprezar os extremos discrepantes dos demais 
plo 14 e 48) 
 
eito dos Hidrocarbonetos sobre os perfis Densidade e Neutrônicos 
artir do momento em que se verificou, na prática, que a resposta dos os perfis de 
de e Neutrônicos eram divergentes, as técnicas interpretativas para a detecção de gás se 
 mais atraentes. 
urvas ρB e φN, quando superpostas e expressas em porosidades relativas a uma mesma 
 detectam rápida e visualmente as camadas com gás e com folhelhos. Entretanto, quando 
ção em água e a argilosidade são altas, ou a separação entre ambas as curvas é 
, a técnica da superposição é menos diagnostica e exige cálculos mais refinados além da 
ção. 
ura 11. 6 mostra as curvas dos Raios Gama, Densidade e Neutrônico Compensado, com 
ividualizadas para a identificação de cada uma das camadas envolvidas. A de cor verde 
nde a folhelho (φN>φD, devido ao excesso de água afetando o primeiro). A vermelha 
nde a uma camada portadora de hidrocarboneto leve, gás ou condensado, (φN<φD, 
 menor densidade da rocha devido ao fluido mais leve afetando o Densidade e o reduzido 
 H+ afetando o Neutrônico). A azul corresponde a uma camada com água ou óleo, cuja 
ção é difícil de interpretar, ficando na dependência de uma observação maior no perfil de 
ade e do cálculo de Sw). Finalmente, a amarela mostra a influência do aumento da 
ade no topo da camada enquanto a sua base permanece limpa (RG) e com igual 
mento a vermelha superior. 
ndo o aspecto das curvas toma o formato “<>”, deve ser HC. Quando o formato é tipo “ 
esmo “<<”, o intérprete necessita de maiores cuidados. 
 interpretação preliminar, tipo "quick look", pode ser realizada com o uso do gráfico da 
parando-se bem, é um gráfico linear de φD x φN, com uma "asa" em sua porção superior 
1.7), abaixo. A "asa” é a representação gráfica dos coeficientes ∆φNHC (ou β) e ∆ρBHC (ou 
luência dos hidrocarbonetos sobre as curvas do Neutrônico e Densidade, mencionados 
ções 11.6 e 11.7. Ambos coeficientes são funções de ρHC e SXO. 
s formações limpas, φN e φD são leituras diretas dos perfis. Contudo, nas formações 
 os valores de φN e φD devem ser previamente corrigidos pelos efeitos da argilosidade. 
verão ser expressos como φNC e φDC. 
GGN-2005-Interpretação_2-7 
 0 GR (UAPI) 150 ρB 
 
2 – 3 g/cm3 
φΝLS 
45 -15%
CÁLIPER 
Figur
um fo
água
influê
 
“A”(2
gráfic
prime
RXO
“B” n
vizinh
“B” a
“A” e
sem 
ρHC 
 
∆ρB 
TENSÃO DO 
CABO
a 11. 6 – Perfil Raios Gama, Densidade e Neutrônico Compensado, mostrando na cor verde 
lhelho (φN>φD), na vermelha uma camada com HC leve (φN<φD), na azul uma camada com 
 ou óleo (a depender da resistividade da camada) e na amarela uma camada com seu topo 
nciada pela argilosidade enquanto que na base mostra um formato similar a vermelha. 
11.2.1 – Exemplo de utilização do Gráfico da “Asa" para zonas limpas (VSH = 0) - O ponto 
0,40), corresponde a uma zona arenosa limpa. (1) Traça-se uma reta do ponto de origem do 
o (0,0) passando por “A” até cortar a “asa”. (2) Rebater o ponto “A“ até a bissetriz e ler a 
ira aproximação da porosidade (φG1 definida com a linha azul). (3) Caso tenha um perfil de 
, calcular SXO usando φG1 (para fins de exemplo, digamos SXO = 60%). (4) Marcar o ponto 
a intersecção da “asa" com a linha de SXO = 60 %. (5) Interpolar este ponto entre curvas 
as, até na parte superior da “asa” e ler no ponto “C” o valor de ρHC (= 0,23 g/cm3). (6) Ligar 
 origem da “asa” e marcar o ponto “D”. (7) Traçar uma paralela a BD até encontrar o ponto 
 ler na bissetriz φG2, ou seja, uma segunda aproximação da porosidade, para o ponto “A”, 
o efeito do HC. (8) Retornar ao passo (3) e calcular com a φG2, novos valores para SXO e 
sucessivamente, até que φGn - φGn-1 atinja a precisão desejada de cálculo. 
 
GGN-2005-Interpretação_2-8 
 
 
 
0,4 0,4
β=∆φΝ
Hc
0,4
0,0
0,2 0,2 0,6ρC
F
estar
poros
hidro
 
Sxo
0,40,60,81,0
0,6
0,8
φ
α =∆ Βρ
0,00,2
0,6
0,8
φ
φ
D
N
A (φN,φD)
 X 
φG1
φG2 
Reta paralela a BD 
B
D 
(1,1)
(0,0)
igura 11.7 – Gráfico para correção do efeito HC. Os eixos de ambas as porosidades devem 
 expressos na mesma litologia (φNSS, φDSS; φNLS, φDLS etc). Este gráfico determina a 
idade efetiva de cada ponto e, havendo um perfil de RXO, também a densidade do 
carboneto (ρHC). 
GGN-2005-Interpretação_2-9 
Dois procedimentos gráficos podem ser realizados com a “asa”: litologia limpa (entrar com φD 
e φN diretamente, como no exemplo) ou argilosa (entrar com φDC e φNC). Caso não se disponha 
de um perfil de RXO seu uso ficará restrito apenas a φG1. 
Observe-se que ρHC depende fundamentalmente de SXO. Portanto, é boa norma sempre se 
fazer uma verificação do valor de SXO em função de Sw. Uma regra prática: SXO geralmente 
está dentro dos limites : 
 
Sw>SXO>Sw.33,0+67,0 (11.18)
 
11.2.2 – Algoritmos do Gráfico φD x φN - Os métodos gráficos são bastante válidos quando 
envolvem uma pequena quantidade de pontos. Tendo entendido, até o momento, o porquê das 
correções da argilosidade e da densidade do hidrocarboneto sobre as leituras dos Neutrônicas e 
do Densidade, resta apresentar a versão matemática do método (figura 11.8). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 (0,
F
li
F
li
 
P φ
 
OO
 
(1(1
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
0) 
igura 11.8 – Definição das diversas retas traçadas neste tipo de gráfico. (1) = reta das 
tologias limpas; (2) = Isoporosidades; (3) = folhelhos e (4) = isoargilosidades. 
igura 11.8 – Definição das diversas retas traçadas neste tipo de gráfico. (1) = reta das 
tologias limpas; (2) = Isoporosidades; (3) = folhelhos e (4) = isoargilosidades. 
 
SH 
A
V
φNLITO 
 
4
2
3
1
(1,1)
(φ,φ) 
(φNSH, φDSH) 
HID DLITO 
s algorítimos desta figura são respectivamente : s algorítimos desta figura são respectivamente : 
) Reta das Litologias Limpas ou ρf ≈ 1,00 g/cm3 : φD = φN ) Reta das Litologias Limpas ou ρf ≈ 1,00 g/cm3 : φD = φN 
GGN-2005-Interpretação_2-10 
(2) Reta das Isoporosidades : 



φ
φ−φ+φφ
φ=φ
NSH
DSH1N
NSH
DSHD 
(3) Reta dos Folhelhos ou de φe Nula : NNSH
DSHD φφ
φ=φ 
(4) Reta das Isoargilosidades : ( )NSHDSHVSHND φ−φ+φ=φ 
 
O ponto de origem do gráfico φD x φN representa a matriz da rocha (φ = 0). Os eixos de φD e 
φN, bem como a bissetriz, estão escalados em valores de porosidade aumentando a medida em 
que se afastam da origem. O deslocamento do ponto de matriz ao longo da bissetriz em direção 
ao ponto de água (coordenadas 1,1), diminui o volume de matriz e aumenta-se o volume de água, 
até atingir φ=1. Portanto, a bissetriz (φe = φD = φN), é a reta onde cairão, obrigatoriamente, todos 
os pontos que contenham água ou fluido de densidade próxima a ela (ρf ≈1 g/cm3). 
O gráfico tem, também, o ponto SH(φNSH, φDSH), representativo dos folhelhos soto e 
sobrepostas ao intervalo de interesse. A união deste ponto com a origem do gráfico define a reta 
dos folhelhos ou de porosidade nula (3). Por analogia, o deslocamento de um ponto ao longo da 
reta (3), a partir de sua origem em direção a SH, diminui o volume de matriz enquanto aumenta o 
volume de folhelho, porém mantendo φe = 0. 
Iguais analogias podem ser realizadas para as demais retas. Qualquer ponto que se 
desloque ao longo da reta (4), paralela a φD = φN, apresentará diferentes valores de porosidade e 
um mesmo VSH, calculado pela equação da própria reta (4), definida anteriormente de um modo 
diferente, como (11.12) : 
 
VSHND=
DSH-NSH
D-N
=VSH φφ
φφ
 (11.19) 
 
Qualquer ponto localizado ao longo da reta paralela a dos folhelhos (2), apresentará 
diferentes valores de VSH e uma mesma porosidade, calculada por : 
 
DSH-NSH
DSH.N-NSH.D
e φφ
φφφφφ = (11.20) 
 
Assim, um ponto “V”, de coordenadas (φN,φD) - desde que expressas em uma mesma 
litologia, abaixo da bissetriz é um ponto que contém argilosidade passível de ser corrigida pela 
equação (11.19) e porosidade pela equação (11.20). 
Um ponto “G”, de coordenadas (φN’,φD’) ) - desde que expressas em uma mesma litologia, 
acima da bissetriz poderá é ponto que contém hidrocarboneto, e que se afastará cada vez mais 
da bissetriz a depender da quantidade e densidade do hidrocarboneto presente nos poros. Isto 
não impede, todavia, que ele tenha sofrido os dois grandes efeitos, argilosidade e presença do 
hidrocarboneto. 
Para entender o tratamento a ser dado para um ponto acima da bissetriz (ponto “A” na figura 
11.8), imaginemos, inicialmente, que ele tenha VSH = 0%. A primeira aproximação da porosidade 
para este ponto pode ser realizada por meio da porosidade Gaymard (φG1). Convém repetir que a 
φG assim determinada não é a porosidade efetiva da rocha, mas sim uma primeira aproximação 
da realidade. É com este valor que se calcula SXO para entrar na “asa” e depois traçar a paralela 
da reta obtida pelo ponto de encontro entre SXO com a sua origem, até o ponto “G” (ver o item 
11.2.1 e figura 11.7). Repete-se este o procedimento até que “Gn - Gn-1” satisfaça a condição ótima 
de precisão final estabelecida para cada caso em particular. 
A necessidade de rapidez nos cálculos manuais não justifica a realização de enes-
interações, ficando-se plenamente satisfeitos com o valor obtido com “φG1”. lnterações sucessivas 
ficam mais apropriadas nos programas computados, quando se deseja maior realidade nos 
cálculos. 
Repetimos aqui o que foi dito no item 11.2 : nas formações limpas, cada ponto deve ser 
representado por suas coordenadas (φN,φD) lidas diretamente dos perfis. Contudo, nas formações 
GGN-2005-Interpretação_2-11 
argilosas φN e φD devem ser previamente corrigidas pelos efeitos da argilosidade. Isto é, deverão 
ser expressos como (φNC,φDC). 
 
 11.2.3 - Dedução da Porosidade Gaymard (φG) – A figura abaixo mostra analiticamente a 
dedução de φG. 
 
φDLITO 
 
 A (φN,φD) 
 B 
 
 G 
D Porosidade 
 
 
 
 
 
 
 
O 
 
Figura 11.8 – Dedução de (φG), 
observando-se os seguintes itens:: 
 
1. Os valores dos eixos (φDss e φNss), 
devem ser relativos a uma mesma 
litologia. 
2. Por construção gráfica, a bissetriz tem 
Triân
 
OA 2
Com


Co
OF
Gφ
D
de φD
caiam
poros
 
1
das a
sobre
 
 
∆ρB 
 
∆φN 
 
 Gaymard (φG ) 
 C F 
 
mesma escala que φNLITO e φDLITO. 
3. O ponto “G” é o rebatimento de “A” 
sobre a bissetriz. AO = OG = 
hipotenusa. 
4. Portanto, OD = OF = OG, em termos de 
valores de porosidade.
5. Ler na bissetriz o ponto “G” = φG. 
 
φNLITO
gulo AOC : OB = AC = φD e OC = AB = φN 
 = OC 2 + OB 2 Î OA 2 = φN 2 + φD 2 
o : OA = 
45Cos
OF
 
=
2
45s
OF φN 2 + φD 2 
)2D+2N(
2
1
=2D+2N
2
2
= φφφφ , finalmente, 
2
2D+2N
=
φφ
 (11.21) 
 
ada a conceituação que envolve φG, que é na realidade a primeira aproximação da correção 
 e φN pelo efeito dos hidrocarbonetos, ela deve ser aplicada somente naqueles pontos que 
 acima da bissetriz do gráfico (φD > φN). Pontos abaixo da bissetriz devem ter suas 
idades calculadas com a equação (11.20). 
1.2.3 – Algoritmos da “asa” - a parte superior do gráfico, em forma de asa, tem como eixos 
bcissa α ou ∆ρB (efeito do HC sobre o Densidade) e das ordenadas β ou ∆φN (efeito do HC 
 o Neutrônico), respectivamente definidos por : 
™ Rocha portadora de óleo 
 
= 1,07 . φ . SOR [ (1,11 – 0,15 . Pmf) ρmf – 1,11. ρhc – 0,03] 
= )(
)Pmf1(mfρ
3,0hcρ)Pmf1(mfρ
SOR.
-
---φ 
GGN-2005-Interpretação_2-12 
™ Rocha portadora de gás 
 
∆ρB = 1,07 . φ . SOR [ (1,11 – 0,15 . Pmf) ρmf – 1,24. ρhc] 
 
∆φN = )(
)Pmf1(mfρ
hcρ)Pmf1(mfρ
SOR.
-
. 2,2 .-φ 
 
onde, Pmf = salinidade do filtrado em 106 ppm 
 
 
 
BIBLIOGRAFIA RECOMENDADA 
 
 
Da SILVA, E.J.B & OLLIER, C.E. - Campo do Alto do Rodrigues, Estudo de Campo, 1984. 
Da SILVA, R.G. - Noções de Perfilagem de Poços. Apostila CATEPE – Petrobras, 1975. 
DESBRANDES, R. - Encyclopedia of Well Logging. 1985. 
DRESSER - Log interpretation Fundamentals, 1975. 
ELLIS, D.E. - Well Logging for Earth Scientists. 1987. 
GAYMARD, R.D. & POUPON, A. - Response of Neutron and the Formation Density logs in 
hydrocarbon Bearing Formations. The Log Analyst, Sept-Oct, 1968. 
GAYMARD, R. D & POUPON, A. - The Evaluation of Clay Content from Logs. Trans. SPWLA 11th 
Annual Logging Symposium, 1970. 
GEARHART INTERNATIONAL - Basic Log Analysis Seminar, 1981. 
GUSMÃO, J. M. P. - Perfilagem. CAPRO – Petrobras, 1982. 
HILCHIE, D.W. - Advanced Well Log lnterpretation. 1982. 
KHOURI, G.S. & DE OLIVEIRA, F.M. - Análises das Porosidades Sônicas. Equações de Wylie, 
Raymer e Clemanceau. II Seminário Técnico de operações Geológicas, Petrobras, 1988. 
LYNCH, E.J. - Formation Evaluation. 1962. 
POUPON, A.; CLAVIER, C.; DUMANOIR, J.; GAYMARD, R. & MISK, A. Log Analysis of Sand 
Shale Sequences - A Systematic Approach. JPT., July, 1970. 
POUPON, A.; HOYLE. W.R.; & SCHMIDT, A.W. - Log Analysis in formations with Complex 
Lithologies. JPT, Aug. 1971. 
SCHLUMBERGER Ltda - The Essential of Log lnterpretation Pratice. 1972. 
SCHLUMBERGER Ltda - Evaluación de Las Formaciones en Ia Argentina. 1973. 
SCHLUMBERGER Ltda - Log lnterpretation. Vol. 1; Principles, 1974. 
SCHLUMBERGER Ltda - Log lnterpretation. Vol. 2; Applications, 1974. 
SCHLUMBERGER Ltda - Avaliações de Formação no Brasil. 1985. 
SCHLUMBERGER Ltda - Log lnterpretation Principles/Applications. 1987. 
SCHLUMBERGER Ltda - Log lnterpretation Charts. 1989. 
SERRA, 0. - Fundamentals of Well Log lnterpretation. Vol. 1. The Acquisition of Logging Data. 
1984. 
SPWLA - Reprint Volume: Shaly Sand. 1982. 
TITTMAN, J. - Geophysical Well Logging. 1986. 
WELEX - Introdución al Perfilaje. 1982. 
WELEX - Fundamentals of Electric Log lnterpretation. 1970. 
 
 
GGN-2005-Interpretação_2-13 
Material_Girao/12_ Interpreta��o_3.pdf
GGN-2005-Interpretação_3-1 
 
12. INTERPRETAÇÃO AVANÇADA DOS PERFIS GEOFÍSICOS DE POÇO 
 
12.1 – A Condutividade das Rochas Argilosas 
 
 Experimentos laboratoriais com amostras de areias argilosas, saturadas com água, 
mostram nos gráficos σo vs σw curvas assintóticas suaves a lineares a medida em que σw 
tende para o infinito. Por outro lado, nas soluções diluídas ocorre um forte comportamento 
convexo de σo quando σw tende a zero. Tal comportamento pode ser atribuído ao fato de 
que a tortuosidade elétrica através das superfícies argilosas é bem diferente daquela 
apresentada pelos canais interporosos, onde circulam a água livre. 
 
 
1
0,1
0,01
0,001
0,0001
σo
 (S
/m
)
σw (S/m)
0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100
(Waxman & Smits, 1968)
(Rink & Schopper, 1974)
(Glover et al, 1994)
(Glover et al, 1994 - Berea SS)
 
 
 Figura 12.1 – Gráfico σo vs σw mostrando a tendência convexa observada nas areias 
argilosas. Dois comportamentos distintos podem ser observados. (1) Nas altas 
condutividades, log σo é diretamente proporcional a log σw. Nestas circunstâncias, σo é 
controlada predominantemente pelo transporte iônico através dos eletrólitos livres e 
conectados nos poros. (2) Nas baixas condutividades, σo não é mais uma função da 
concentração eletrolítica, pois tende a um valor constante que representa a condutividade 
resultante da migração catiônica dentro das duplas camadas. Adaptado de Lima et al, a ser 
publicado em Geophysics, 2005. 
 
 Os argilominerais têm uma característica muito peculiar adquirida por ocasião da sua 
gênese. Sobram-lhes cargas negativas na sua periferia. Assim, enquanto num arenito limpo a 
condução da corrente elétrica se processa através dos íons dentro das soluções livres 
interporosas, nos arenitos argilosos a condução se faz em paralelo; parte pelos íons livres 
das soluções intersticiais e em parte pelas duplas camadas. 
 A condutância superficial atribuída aos argilominerais dispersos nos poros das rochas 
está presente em todas as salinidades, variando todavia nas baixas σw, devido ao aumento 
da mobilidade dos contra-íons dentro das duplas camadas. Compreende-se então que 
não é privilégio dos perfis de porosidade serem alterados pela presença de argila. Os perfis 
de resistividades também o são. 
 A melhor maneira de visualizarmos ou quantificarmos esta influência é por meio de um 
simples balanço de materiais, ou de resistividades. Consideremos inicialmente um arenito 
limpo, de Ro = 10 ohm.m saturado com água com água de resistividade Rw = 5 ohm.m e 
acrescentemos ao mesmo 40% de folhelho de resistividade RSH = 2 ohm.m. 
 
™ Resistividade do arenito limpo Ro = 10 ohm.m 
Parte retilínea 
definida por 
Archie 
GGN-2005-Interpretação_3-2 
™ Resistividade do arenito limpo + 40% folhelho = volume de arenito x resistividade do 
arenito + volume de folhelho x resistividade do folhelho = 0,6(10) + 0,4(2) = 6,8 
ohm.m. 
Houve uma diminuição na resistividade do arenito devido à presença da argila mais 
condutiva. Pode ocorrer aumento em Ro, caso o folhelho seja mais resistivo do que a areia 
(por exemplo, folhelho rico em matéria orgânica ou betuminosa). 
 
12.2 – Equações conceituais e empíricas para rochas argilosas 
 
O modelo geológico abaixo (1mx1mx1m) está formado por 5 Iaminações paralelas de 
mesma espessura, sendo 3 de areia e 2 de folhelho: 
 
Figura 12.2 – A corrente elétrica ao atravessar uma camada 
com as características do modelo laminado de dimensões 
unitárias, ao lado, fluirá em parte pelo folhelho e, em parte pelo 
arenito. Isto pode ser representado por um simples circuito em 
paralelo. 
 
rsh
2
+
rss
3
=
rt
1
 (12.1) 
Ass
Lss.Rssrsse
Ash
Lsh.Rshrsh,
At
Lt.Rtrt : sendo === 
 
Os volumes e suas respectivas áreas das 2 lâminas de folhelho e das 3 de areia, serão 
dadas por : 
VSH = 2 . (Ash . h) Æ Ash = VSH/2 
VSS= (1-VSH) = 3 . (Ash . h), Æ Ass = (1 - VSH)/3 
Conseqüentemente: 
rt = Rt (porque Lt = 1m e A =1m3) 
)VSH1(
Rss3
=rsse
VSH
Rsh2
=rsh
 -
substituindo-se na equação (11.21) : 
 
Rsh
VSH
+
Rss
)VSH -1(
=
VSH
Rsh2
2
+
)VSH -1(
Rss3
3
=
Rt
1
 
Considerando nm Sw.
Rw.a
=Rss φ 
Rsh
VSH
+
Rw.a
)VSH -1(Sw.ss
=
Rt
1 nmφ
 (12.2) 
como os perfis de porosidade registram o cubo como um todo e não somente a areia ou o 
folhelho, portanto: 
φCubo = φtotal = φss (1-VSH) + φsh . VSH 
 
sendo a porosidade efetiva do folhelho nula, então: 
φCubo = φtotal = φss (1-VSH) , então, 
)VSH1(
t
=ss
-
φφ 
voltando-se a equação (12.2) : 
 
Rsh
VSH
+
)VSH -1(.Rw.a
)VSH -1(Sw.t
=
Rt
1
m
nmφ
 
GGN-2005-Interpretação_3-3 
 
fazendo-se a = 0,81 , m = n = 2 tem-se : 
 
Rsh
VSH
+
)VSH -1(.Rw.a
)VSH -1(Sw.t
=
Rt
1
m
22φ
 (12.3) 
 
que é a equação para cálculo da resistividade Rt de uma rocha contendo as características do 
modelo estipulado, isto é, com uma certa argilosidade laminar (VSH), resistividade do folhelho 
sobre e sotoposto (Rsh) e porosidade total obtida com os perfis Densidade e/ou Neutrônico. 
Uma observação mais apurada da fórmula (12.3) mostra um dilema: Para se corrigir Rt 
precisamos de φ, de Sw, VSH, RSH e Rw, além dos coeficientes a e m. Na realidade mais do que 
Rt corrigida nós precisamos é de Sw ou de óleo, finalidade básica do estudo e interpretação de 
perfis. Para solucionarmos este dilema ao invés de se corrigir Rt é preferível calcular Sw, a partir 
de uma equação, como a demonstrada, isto é : 
 
[ ] 2
1
2 )()()(
Rw.81,0
VSH -1
Rsh
VSH
-
Rt
1
=Sw φ (12.4) 
 
Simandoux et al, fizeram um pequeno ajuste com dados experimentais na equação acima, 
sem distinção do tipo de argilosidade (lembrar aqui que a equação (12.3) foi deduzida para o 
modelo geológico laminado), e chegaram a seguinte equação do segundo grau: 
 
Rsh
VSH
+
Rw.81,0
Sw.t
=
Rt
1 22φ
 (12.5) 
 
multiplicando-se por Rt : 
0=1Sw
Rsh
Rt.VSH
+2Sw
Rw.81,0
Rt.t
-
2φ
 (12.6) 
 
Denominando-se o primeiro termo da equação de SwA (inverso da equação Archie para o 
cálculo da saturação de água nas rochas limpas), tem-se : 
 
0=1Sw
Rsh
Rt.VSH
+
SwA
Sw
-
2
2
 (12.7) 
equação do 2o. grau, onde : 
a = 2SwA
1
= Saturação de Archie calculada com a porosidade efetiva, isto é, isenta dos efeitos da 
argilosidade e dos hidrocarbonetos, equações de φG1 (11.17 ) ou φe (11.18). 
b = 
Rsh
Rt.VSH
 = valores de Rt lidos diretamente do perfil, VSH escolhido entre os indicadores 
discutidos e RSH como sendo a média dos folhelhos soto e sobrepostos a zona em estudo 
(de preferência ponderado em função da espessura). 
c = - 1 
 
 
Existe, atualmente, um sem número de equações capazes de suprir todas as rotinas 
interpretacionais das rochas argilosas. Cada uma proporciona uma visão diferente do problema, 
uma vez que a equação de Archie, lançada em 1942, está limitada à condução da corrente 
elétrica através dos fluidos porosos interligados e não aos grãos matriciais isolantes. Os 
GGN-2005-Interpretação_3-4 
argilominerais e os siltes, por extensão os folhelhos, conforme já discutido, apresentam uma 
característica própria que é a alta condutância superficial algumas vezes superior àquela 
observada nas rochas de granulometria mais grosseira. Em vista dessa limitação, saturações 
calculadas com a equação de Archie são inadequadas para a avaliação final de uma rocha 
reservatório argilosa. 
Por volta de 1950, vários autores colecionaram evidências de que a relação σw x σo, em 
rochas argilosas saturadas com água diluída, não era sempre linear como previa Archie (figura 
11.9). Em razão destes novos conceitos, equações foram sendo desenvolvidas para a resolução 
de problemas locais, apoiadas em conceitos matemáticos e modelos geológicos. 
Após 1960, surgiram basicamente duas linhas fundamentais de metodologias para resolver 
os problemas do excesso de condutividade das rochas argilosas. 
 
A. Metodologia baseadas na fração do volume argiloso (VSH) - neste grupo estão 
englobadas todas as equações onde o termo VSH é parte integrante delas. A sua precisão 
científica ainda é discutível, porém sua aplicação é mundialmente aceita dada a facilidade de se 
extrair dos perfis todos os dados e parâmetros para uma interpretação quantitativa. 
B. Metodologias baseadas no fenômeno da Dupla Camada Elétrica - neste grupo estão 
incluídas equações de cunho científico que exigem para sua aplicação grande suporte 
laboratorial. Isto é, são necessárias calibrações entre os perfis e os testemunhos, bem como 
determinações da capacidade de troca catiônica (CEC) e da condutância superficial dos 
argilominerais por unidade de volume poroso. 
C. Metodologias recentes (Bussian, 1983 e Lima e Sharma, 1990), baseadas em modelos 
granulares volumétricos onde os seus sólidos sejam igualmente condutivos – neste grupo, a 
exemplo do anterior, também exige suporte laboratorial. 
 
Nos trabalhos práticos deste curso, será usada equação de Simandoux (grupo A), em 
virtude de não se dispor de dados laboratoriais exigidos para os demais modelos. A seguir, alguns 
exemplos das equações disponíveis na literatura : 
 
™ Lei de Archie : Quando Sw = 1; VSH = 0 
m
Rw.a
= Ro φ 
™ Lei de Archie : Quando Sw < 1; VSH = 0 
nm Sw.
Rw.a
=Rt φ 
Modelos de VSH 
™ Simandoux : Quando Sw < 1; VSH > 0 ; n = 2 
Sw
Rsh
VSH
+
Rw.a
Sw.
=
Rt
1 nmφ
 
Modelos de Dupla Camada 
™ Waxman & Smits : Quando Sw < 1; VSH > 0 
Sw
Qν.B
+w
F
Sw
=t σσ
n
 
Clavier, Coates & Dumanoir : Quando Sw < 1; VSH > 0 
1-*n*n Sw
oF
Q.Qν)fwbw(+Sw
oF
w
=t
σσσ
σ
ν
 
Modelos de Condutância Volumétrica 
™ Lima & Sharma : Quando Sw < 1; VSH > 0 
[ ( ) ]
Sw
s1Fm
+w
F
Sw
=t
σ-
σσ
n
 
GGN-2005-Interpretação_3-5 
Estas equações se reduzem a de Archie nas situações de argilosidade nula (VSH = B.Qv = 
vQ.Qv = σs = 0), demonstrando que o ponto de partida é a equação pioneira acrescida de um 
termo relativo a argilosidade. 
O ideal é que cada área, campo, formação, ambiente deposicional ou mais 
exageradamente, cada camada, tenha sua própria equação, empírica ou não, mas que tenha sido 
fundamentada em exaustivos estudos de testemunhos e petrofísicos, para que se possa confiar 
nos seus resultados. Lamentavelmente, tais procedimentos não são possíveis para todas as 
situações, mas sim somente em parte delas. 
A pergunta agora se resume em : quando não se dispõe de uma equação própria, o que 
fazer? 
Há uma saída intuitiva que é a de usar uma das equações disponíveis na literatura. 
Escolhida não de uma maneira aleatória, mas aquela que melhor se adapte estatisticamente as 
variações possíveis de argilosidade previstas para as condições locais. Tomemos o exemplo 
mostrado na figura abaixo (12.3 - gráficos VSH x Sw), realizados em rochas argilosas com Sw Æ 
1. Quanto mais espalhados os pontos, menor a fidelidade da equação. Quanto mais concentrados 
em torno