RELATORIO FINAL PERFIL DE IMAGEM ELETRICA-JAIME ROEDEL JUNIOR

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Universidade Federal da Bahia 
Instituto de Geociências 
Curso de Graduação em Geologia 
 
 
 
Jaime Roedel Junior 
 
 
 
 
Aplicação dos Perfis de Imagem na 
Indústria do Petróleo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Salvador, BA 
2014 
i 
 
Jaime Roedel Junior 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria 
do Petróleo 
 
Trabalho final de graduação apresentado como 
requisito parcial para obtenção do Grau de 
Bacharel em Geologia pela Universidade Federal 
da Bahia. 
 
 
 Orientador: Prof. Msc. Roberto Rosa 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Salvador BA 
2014 
ii 
 
TERMO DE APROVAÇÃO 
 
Jaime Roedel Junior 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria 
do Petróleo 
 
Monografia apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de 
Bacharel em Geologia na Universidade Federal da Bahia 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
1° Examinador: Prof. MSc. Roberto Rosa da Silva – Orientador 
Petrobras/Instituto de Geociências – UFBA 
 
__________________________________________________________________________ 
2° Examinador: Prof. Dr. Geraldo Girão Nery 
IGEO-UFBA 
 
__________________________________________________________________________ 
3° Examinador: MSc. Flávio Miranda de Oliveira 
Petrobras 
 
 
 
Salvador BA 
2014 
iii 
 
RESUMO 
 
A crescente demanda por hidrocarbonetos torna necessária a utilização de 
técnicas que ajudem na delineação de características estruturais, sedimentares e 
estratigráficas dos reservatórios. Os perfis de Imagens Resistivos e Acústicos 
proporcionam dados de alta resolução aumentando a capacidade de compreensão 
dessas características e atributos da rocha reservatório. Utilizando para isso 
propriedades físicas, como resistividade elétrica e impedância acústica, para gerar 
imagens da parede do poço. 
As aplicações dos perfis de imagem resistivos são principalmente a definição 
de acamamento, distinção dos tipos de fraturas, falhas, dobras e discordâncias 
angulares, geometria do poço, reconhecimento de camadas finas e de 
truncamentos erosivos, determinação de paleocorrentes através de estruturas de 
escorregamento e estratificações cruzadas, reconhecimento de feições 
sedimentares diagenéticas e secundarias, ligadas principalmente a dissolução e 
cimentação, tais como vugs, estilolitos, moldes, concreções e superfícies de ‘hard-
ground’. Outras feições ligadas á bioturbação e escape de fluidos tambem podem 
ser reconhecidas. 
Os perfis de imagens acústicos são usados na identificão de tipos de fraturas. 
São ainda bastante utilizados na determinação da geometria do poço, alem de 
permiti a análise dos regimes de tensões (stress) atuantes na perfuração. Importante 
na previsão de estabilidade da perfuração em formações não consolidadas. A 
medição do tempo de transito e da amplitude de uma onda na formação fornecem 
precisas informações sobre o Caliper e formação de reboco. 
 
Palavras-chave: Perfil de Imagem, rocha reservatório, dados de alta resolução, 
resistividade elétrica, impedância acústica. 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
ABSTRACT 
 
With the increasing demand for hydrocarbons , the use of techniques that help 
in the delineation of structural, stratigraphic and sedimentary characteristics of the 
reservoirs becomes necessary. The profiles and images Acoustic Resistive provide 
high-resolution data increases the capacity for understanding of these characteristics 
and attributes of the reservoir rock. Using it for physical properties such as electrical 
resistivity and acoustic impedance to generate images of the well wall. 
The applications of resistive image profiles are mainly the definition of lodging, 
distinguishing the types of fractures, faults, folds and angular disagreements, pit 
geometry, recognition of thin layers and erosional truncation, determining 
paleocurrent slip through structures and stratifications cross- recognition of 
diagenetic and secondary , mainly related to dissolution and cementation, such as 
vugs, stylolites, molds, concretions and surfaces hard -ground sedimentary features . 
Other features and bioturbation connected escaping fluid can also be recognized. 
The profiles of acoustic images are used in the identification of types of 
fractures. Are still widely used in determining the geometry of the well, in addition to 
enable the analysis of stresses acting regimes (stress) in drilling. Important in 
predicting the stability of drilling in unconsolidated formations. The measurement of 
transit time and amplitude of a wave in training provide accurate information about 
Caliper and training plaster. 
 
Key-words: Borehole image logs, reservoir rock, high-resolution data, electrical 
resistivity, acoustic impedance. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
v 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1: (a):Ilustração de " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”, reproduzido 
por Schlumberger et al. 1933. (b): Exemplo de novos dados dipmeter. Stick-plot mostra 
estilo de mergulhos aparentes em um corte geológico transversal (reproduzido de Bricaud & 
Poupon, 1959). ...................................................................................................................... 3 
Figura 2: (Esquerda) Ilustração do dipmeter microlaterolog de 3-braços, de Bricaud e 
Poupon, 1959. (Direita) Um dos primeiros microlaterolog dipmeter com três-braços, 
reproduzidas a partir de Boucher et al. (1950). ...................................................................... 3 
Figura 3: Ambos Imagem de poço (direita) e BHTV (esquerda) mostrando fratura vertical 
induzida, Zemanek et ai. de 1969 .......................................................................................... 5 
Figura 4: Exemplo de safra 2-patins FMS dados da Plataforma NW. Duas passagens 
separadas de dados são recobertos no visor, e é evidente que a ferramenta foi girada em 90 
graus entre passes, aumentando ligeiramente a cobertura .................................................... 6 
Figura 5: Exemplos de modernas ferramentas de alta resolução de imagem fixa. (a) Imagem 
Resistiva do FMI (Schlumberger). (b) Imagem Resistiva do STAR (Baker Atlas). (c). Imagem 
Acústica CBIL (Baker Atlas). ................................................................................................. 7 
Figura 6: Linha do tempo esquemática para o desenvolvimento e interpretação de imagem 
de poço. ................................................................................................................................ 8 
Figura 7: Esquema da ferramenta de perfis de imagem resistiva mostrando detalhe do patim 
com a distribuição dos eletrodos. ......................................................................................... 10 
Figura 8: Articulador de seis braços. Ferramenta EARTH Imager, introduzida por Lofts et al., 
(2002). ................................................................................................................................. 11 
Figura 9: Elementos básicos de uma ferramenta de perfilagem de obtenção de perfis de 
Imagem Elétrica de Poço. .................................................................................................... 12 
Figura 10: Perfil de imagem resistiva, da EARTH Imager. ...................................................12 
Figura 11: Comparação entre, da direita para esquerda: imagem adquirida, imagem estática 
e imagem dinâmica. ............................................................................................................. 13 
Figura 12: Esquema mostrando o transdutor e o eixo de rotação na parede do poço, e o 
centralizador na ferramenta UBI. ......................................................................................... 14 
Figura 13: Esquema mostrando o transdutor rotacionando 360° e emitindo pulsos na parede 
do poço. ............................................................................................................................... 15 
Figura 14: Esquema comparando as formas que os métodos acústico e resistivo operam 
dentro do poço. .................................................................................................................... 15 
Figura 15: Esquema da ferramenta OMI da Weatherford. .................................................... 18 
Figura 15: esquema da ferramenta OMI, da Weatherford . .................................................. 18 
vi 
 
Figura 16: O UBI possui um transdutor de alta resolução que fornece imagens acústicas do 
poço. .................................................................................................................................... 18 
Figura 17: Exemplo de determinação do azimute. ............................................................... 20 
Figura 18: Feições planares elípticas dentro de um cilindro gerando num plano ondas 
senoidal, determinando assim direção e mergulho .............................................................. 21 
Figura 19: Perfil de Imagem Resistiva (esquerda), e roseta com azimute deposicionais. .... 22 
Figura 20: Esquema mostrando a as condições como se formam e se apresentam as 
fraturas naturais e as induzidas na parede do poço. .......................................................... 23 
Figura 21: Representação de como as fraturas naturais se comportam na parede do poço. 23 
Figura 22: fraturas vistas nos perfis de imagens acústica e no perfil de imagem resistiva. . 24 
Figura 23: A: padrão de fratura natural (imagem resistiva). B: padrão de fratura natural 
(imagem acústica). C: padrão de fratura induzida durante a perfuração (imagem resistiva) 25 
Figura 24: Fratura induzida na vertical. ................................................................................ 26 
Figura 25: Perfil de imagem resistiva mostrando conjunto de fraturas induzidas em echelon.
 ............................................................................................................................................ 26 
Figura 26: Perfil acústico mostrando breakouts na parede de um poço. .............................. 27 
Figura 27: Em (a) e (b) Fratura induzida (DIF); em (c) fratura induzida e breakout. ............. 27 
Figura 28: Perfil de imagem acústico mostrando em (a) fratura natural e breakout, e em (b) 
fraturas naturais. .................................................................................................................. 28 
Figura 29: Breakouts em perfis de imagem resistivos. Reparar ampliação oval na 
representação da forma do poço. ........................................................................................ 28 
Figura 30: O perfil UBI mostra uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um 
reservatório do Cretáceo no Oriente Médio. ........................................................................ 29 
Figura 31: Comparação entre os perfis FMI, ARI e UBI. ..................................................... 30 
Figura 32: Perfil de imagem resistiva estático (esquerda) e dinâmico (direita), mostrando 
uma fratura aberta ............................................................................................................... 31 
Figura 33: Falha normal, direção NW mergulhando para W................................................. 32 
Figura 34 (a): Exemplo de uma falha cimentada com calcita visto tanto no testemunho 
quanto em um perfil de imagem resistivo. Figura 34 (b): Plano de falha vista em perfil de 
imagem resistivo, observar mergulho elevado. ................................................................... 32 
Figura 35: Bbloco diagrama mostrando como se forma uma falha normal (a esquerda), no 
meio falha normal em afloramento, e a direita falha normal vista em perfil de imagem 
resistiva. .............................................................................................................................. 33 
Figura 36: Familias de falhas: Os quatro principais tipos de falhas (linha superior) podem ser 
diferenciados: Lístrica e rollower, normal, reversa e falhas de empurrão. Abaixo 
correspondentes em imagens de poço (linha inferior). ........................................................ 35 
vii 
 
Figura 37: Perfil FMI normalizado, perfil dipmeter e perfil FMI mostrando variação de cores e 
sua relação condutividade resistividade ............................................................................... 35 
Figura 38: Mapa mostrando a localização dos poços, as estruturas e falhas na campo West 
Mara, Venezuela. ................................................................................................................. 36 
Figura 39: Morfologia dos planos de fraturas. ...................................................................... 37 
Figura 40 (a): Fraturas reforçada por efeito de dissolução (A). Figura 33 (b): Estilolitos e 
‘tenshion gashes’ em A. ....................................................................................................... 38 
Figura 39 (a): sequencia laminada mergulhando para SE. Figura 40 (b): Dolomitização. 
Figura 41 (c): Fratura Induzida em A e uma pequena falha em B. ...................................... 39 
Figura 42 (a): As fraturas abertas (A) e fraturas reforçada por dissolução (B). Figura 43 (b): 
Formação de estilolitos. ...................................................................................................... 39 
Figura 43: Imagem dinâmica e estática mostrando efeitos de bioturbação. ......................... 40 
Figura 44: Perfil de Imagem mostrando “ cavamento” no sedimento, na parte manchada com 
uma tendência verticalizada (Bioturbação). ......................................................................... 41 
Figura 45: Afloramento mostrando como se formam marcas de raizes. ............................... 41 
Figura 46: Estruturas causadas por raizes. .......................................................................... 42 
Figura 47: Indicação de locais com brecha. ......................................................................... 42 
Figura 48: Correlação de concreção calcária no arenito em afloramento e em perfil de 
imagem resistiva. ................................................................................................................. 43 
Figura 49: Perfil de Imagem mostrando possível concreção. Observar forma concêntrica na 
imagem. ............................................................................................................................... 43 
Figura 50: Perfil de imagem mostrando forma arredondada de fragmentos, em 
conglomerados. ................................................................................................................... 44 
Figura 51: Ripples em arenito, visto em perfil de imagem resistiva.. .................................... 45 
Figura 52: Estratificação cruzada tabular em grande escala, antigas dunas.. ..................... 45 
Figura 53: Estratificação cruzada fluvial observada em perfil de imagem resistiva. ............. 46 
Figura 54: Estratificaçã o cruzada com a direção e mergulho. Imagem resistivaOBMI. ...... 46 
Figura 55: Perfil de imagem resistiva de arenito fluvial, representação em 3D do poço. A 
direita diagrama de rosa mostrando o fluxo da paleocorrente para W. ................................ 41 
Figura 56: Acamamento contorcido ( deformado) em afloramento. ...................................... 47 
Figura 57: Acamamento deformado visto em perfil de imagem. ........................................... 41 
Figura 58: Turbidito visto em perfil de imagem resistiva. ...................................................... 49 
Figura 59: Texturas carbonáticas em perfis de imagem resistivo. ........................................ 50 
Figura 60: Restos fósseis na proximidade de um recife. ...................................................... 51 
Figura 61: Textura recifal em perfis de imagens. ................................................................. 51 
Figura 62: Perfil de imagem mostrando feição de fluxo de detritos, em rocha carbonática. . 52 
Figura 63: Perfil de imagem mostrando estruturas típicas de ambientes cársticos. ............. 53 
viii 
 
Figura 64: Dissolução cárstica. ............................................................................................ 53 
Figura 65: Estilolito em perfil de imagem resistiva. .............................................................. 54 
Figura 66: Bloco diagrama mostrando a correlação estratigráfica a partir da integração de 
dados de afloramentos (Log 1 e Log 2), Gr e dos perfis de imagens FMS (Piracés-1) e FMI 
(Piracés-2). .......................................................................................................................... 56 
Figura 67: Painel de correlção de sub superfície. Observar o GR e os perfis de imagens 
FMS e FMI.. ......................................................................................................................... 57 
Figura 68: Na sequencia Gama Ray, perfil FMS normalizado, perfil dipmeter e perfil FMS 
mostrando a variação de cores do branco ao marrom escuro. ............................................. 58 
Figura 69: Intervalo B da figura 67, mostrado as variações dos mergulhos, interpretado como 
de estratificação cruzada. .................................................................................................... 59 
Figura 70: Perfil GR, perfil FMI normalizado, profundidade (em metros), perfil com mergulhos 
e perfil FMI destacando os intervalos B e C. ....................................................................... 60 
Figura 71: Intervalos B e C da figura 17. Em B, detalhe da parte superior: padrão de cor 
difusa indica bioturbação. (C) Detalhe com pequenos megaripples: 10-20 cm de arenito 
grosseiro (laranja mais claro) e finas camadas de siltito (mais escuro. ................................ 60 
Figura 72: Imagem dinâmica e imagem estática FMI. .......................................................... 61 
Figura 73: Afloramento de crevasse delta correlacionado com a parte de granulação fina no 
intervalo D, da figura 66 do poço Pirace’s1. ......................................................................... 62 
Figura 74: Perfil de imagem FMS, mostrando crevase delta e laminação, em camadas finas 
de siltito alternadas com arenitos. ........................................................................................ 62 
Figura 75: Afloramento de crevasse splay. .......................................................................... 63 
Figura 76: Perfil de imagem resistiva FMS do poço Parecis -1 mostrando crevasse splay. . 63 
Figura 77: Representação esquemática do modelo de deposição de águas profundas para 
um sistema submarino de lama rica (modificado após Reading & Richards, 1994). ............ 65 
Figura 78: Perfil de imagem estática, indice de heterogeneidade e fácies texturais na última 
pista . ................................................................................................................................... 66 
Figura 79: Caracterização litológica de camadas delgadas usando perfil de fácies iCore*. O 
perfil iCore* e testemunho são fortemente concordantes uns com os outros. ................... 66 
Figura 80: Testemunho e imagens resistivas. ..................................................................... 67 
Figura 81: Integração de testemunho com perfil de imagem estática, dinâmica, índice de 
heterogeneidade e integração de fácies. ............................................................................. 68 
Figura 82: Esquema mostrando trajeto da corrente elétrica dentro da formação. ................ 69 
Figura 83: Figura relacionando índice de cor nos perfis de imagens resistivos com o 
tamanho dos grãos na parede do poço. ............................................................................... 69 
ix 
 
Figura 84: Variações de tamanho de grãos e índice classificação crescente da esquerda 
para a direita, que representam valores relativos, mas podem ser convertidos em escalas 
quantitativas quando correlacionados com outros dados básicos.. ...................................... 70 
Figura 85: Gama gay, perfil de Imagem, Mapa Textural, A última faixa mostra registro 
convencional da permeabilidade do. Observar os triângulos laranja na ultima pista. ........... 70 
Figura 86: GR, Perfil de imagem resistiva, mapa de heterogeneidade textural, mineralógico 
e na ultima permeabilidade obtida pelo perfil de imagem e testemunho. ............................. 71 
 
 
Lista de Tabelas 
 
Tabela 1: Exemplo de tabulações com novos dados. Tabulação detalhada dos dados 
Dipmeter Microlaterolog Contínua reproduzida a partir de De Chambrier. ............................. 4 
Tabela 2: Ferramentas de obtenção de imagens de poço, seus princípios e fabricantes. ...... 8 
Tabela 3: comparação entre diferentes ferramentas de imagens elétricas e sua cobertura de 
poço. .................................................................................................................................... 17 
Tabela 4: Segmentos estruturais definidos para o poço 8H obtidos através de perfis de 
imagem (Fonte Antunes et al, 2oo3). ................................................................................... 35 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
x 
 
Sumário 
1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1 
1.1 Apresentação ........................................................................................................................ 1 
1.2 Objetivo .................................................................................................................................. 1 
1.3 Metodologia ........................................................................................................................... 1 
2. HISTÓRICO ................................................................................................................................. 2 
3. PERFIS DE IMAGEM ................................................................................................................ 9 
3.1 Perfis de Imagens Resistivas ............................................................................................ 9 
3.2 Perfis de Imagens Acústicas ............................................................................................. 13 
3.3 Ferramentas ........................................................................................................................ 16 
3.3.1 SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool) ................................... 16 
3.3.2 FMS (Formation Micro Scanner) ....................................................................... 16 
3.3.3 FMI (Formation MicroImager) ........................................................................... 16 
3.3.4 OMI (Oil Mud Imager) ......................................................................................... 17 
3.3.5 UBI (Ultrasonic Borehole Imager) ..................................................................... 18 
4. APLICAÇÕES DOS PERFIS IMAGEM ................................................................................. 19 
4.1 Análises de estruturas ....................................................................................................... 20 
4.1.1 Determinação do azimute .................................................................................. 20 
4.1.2 Distinção entre fraturas naturais e fraturas induzidas ................................... 22 
4.1.3 Breakouts e fraturas induzidas .......................................................................... 27 
4.1.3 Fraturas abertas e fechadas .............................................................................. 29 
4.1.4 Caracterização de trends de falhas e fraturas ................................................ 31 
4.1.5 Carbonatos fraturados ........................................................................................ 35 
4.2 Características Deposicionais ......................................................................................... 40 
4.2.1 Ambiente Siliciclástico ........................................................................................ 40 
4.2.2 Exemplos de estruturas carbonáticas .............................................................. 49 
4.3 Perfis de Imagem na interpretação de fácies de ambientes deposicionais .............. 54 
4.3.1 Perfis de Imagens na interpretação de fácies na Bacia de Ebro, na 
Espanha ............................................................................................................................... 55 
4.3.2 Perfis de Imagem na analise de sistemas de turbiditos de águas profundas, 
na bacia de Krishna-Godavari, costa leste da Índia ..................................................... 64 
4.4 Estimativas de porosidade ................................................................................................ 68 
xi 
 
5. CONCLUSÕES ......................................................................................................................... 71 
6. REFERÊNCIAS ......................................................................................................................... 73 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
1.1 Apresentação 
 
As Ferramentas de obtenção dos Perfis de Imagens Acústica e Resistiva 
foram desenvolvidas inicialmente para proporcionar estimativas mais precisas do 
mergulho estrutural em poços. Elas são uma progressão natural das ferramentas 
conhecidas como “dipmeter” (perfis de mergulho). O seu desenvolvimento permitiu a 
interpretação de estruturas sedimentares e posteriormente características 
estratigráficas e estruturais. 
Os perfis de imagem veem cada vez mais sendo utilizadas na delimitação de 
características de reservatórios, através da interpretação de heterogeneidades 
produzidas por processos sedimentares, estruturais e/ou diagenéticos. Pois 
proporcionam dados de alta resolução que aumenta em muito a capacidade de 
compreensão das características e atributos das rochas reservatório. Sendo uma 
alternativa muito mais barata do que a amostragem de testemunho. Embora, estes 
ainda sejam a melhor forma de caracterizar os reservatórios. Ainda assim, é possível 
extrapolar espacialmente para alem da parede do poço informações obtidas pelos 
perfis de imagens, através da correlação de poços. 
 
1.2 Objetivo 
 
Apresentar inicialmente as ferramentas utilizadas na obtenção de imagens 
elétricas de poço, assim como sua evolução dentro da indústria do petróleo. 
Definindo seus princípios básicos, aplicações e limitações. Posteriormente, as 
principais aplicações práticas destes perfis, voltados para a indústria do petróleo. E 
dessa forma, contribuir para uma melhor caracterização de reservatório. 
Na comunidade acadêmica, ampliar e difundir o conhecimento acerca dos 
perfis de imagens, sejam resistivos ou acústicos. Pois no contexto atual, com a 
crescente demanda por hidrocarbonetos esses perfis representam cada vez mais, 
uma importante ferramenta na prospecção de petróleo. 
 
1.3 Metodologia 
 
2 
 
A presente monografia foi elaborada através de levantamento bibliográfico, 
principalmente a artigos e a sites referentes ao tema proposto, de forma 
sistemática. 
Inicialmente, é abordado todo o histórico do desenvolvimento dos perfis de 
imagens resistivas e acústicas. Posteriormente, as principais aplicações práticas 
voltadas para a indústria do petróleo, como descrição e interpretação de perfis de 
imagem acústica e resistiva, voltados para rochas carbonáticas e siliciclásticas, que 
constituem os principais reservatórios de hidrocarbonetos. 
 
2. HISTÓRICO 
 
As ferramentas dipmeter tradicionais podem ser consideradas como as 
percussoras das ferramentas de imagem elétrica de poço, que nasceram destas em 
meados da década de 80. Foi uma evolução lenta, que remonta a década de 30, 
quando os irmãos Schlumberger inventaram o termo 'Coring Electric' para descrever 
as medidas petrofísicas adquiridas por sondas elétricas em poços. A figura 1-a 
mostra " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”, a primeira descrição de 
uma ferramenta dipmeter, medindo a inclinação e o azimute de um poço (figura 1-b). 
O marco histórico seguinte no desenvolvimento de ferramentas dipmeter 
ocorre no início dos anos 1940, com o desenvolvimento de registos dipmeter 
compostos por três medições SP equi - espaçados em torno do poço (Doll 1943 
apud Prosser, et al 2014). 
 
O dipmeter é descrito por Schlumberger et al. (1933) como "um pólo 
para o envio de corrente para a terra, e eletrodos de medição . Estes 
últimos permitem a medição de superfícies equipotenciais induzida 
pela passagem de corrente, a partir do qual pode-se deduzir a 
direção do mergulho das camadas" ... As interseções da direção e 
azimute das superfícies equipotenciais com o poço foram usados 
para determinar o azimute do mergulho das formações, mas os 
autores apontam que ... "Quanto ao valor absoluto do mergulho, é 
dado pelos núcleos recuperados no poço". [...] ( Prosser e Bourke 
2014). 
 
 
3 
 
Figura 1: (a): Ilustração de " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”, reproduzido 
por Schlumberger et al. 1933. Figura 1 (b): Exemplo de novos dados dipmeter. Stick-plot 
mostra estilo de mergulhos aparentes em um corte geológico transversal (reproduzido de 
Bricaud & Poupon, 1959). 
 
 
Fonte: Prosser e Bourke, 2014. 
 
No inicio dos anos 1950, as ferramentas dipmeter estavam utilizando dados 
adquiridos com três curvas de resistividade de muito maior resolução: Dipimeter 
Microlog Contínuo, segundo De Chambrier (1953 apud Prosser, et al 2014), e 
posteriormente Microlaterolog “patins” (Bricaud e Poupon, 1959, Figura 2). 
 
Figura 2: (Esquerda) Ilustração do dipmeter microlaterolog de 3-braços, de Bricaud e 
Poupon, 1959. (Direita) Um dos primeiros microlaterolog dipmeter com três-braços, 
reproduzidas a partir de Boucher et al. (1950). 
 
Fonte: Prosser e Bourke, 2014. 
4 
 
Grande parte dos dados deste período foram ainda apresentados como 
simples tabulações de profundidade, exemplos dos quais são mostrados na figura 3. 
 
Tabela 1: Exemplos de tabulações com novos dados. Tabulação detalhada dos dadosDipmeter Microlaterolog Contínua reproduzida a partir de De Chambrier (1953). 
 
Fonte: Prosser e Bourke, 2014. 
 
No inicio do anos 60, o desenvolvimento do dipmeter de alta resolução HDT, 
descrito por Allaud et al. (1960 apud Prosser, et al 2014), através da fita magnética de 
armazenamento de mídia (Moran et al. 1962), mudou a aquisição e correlação de 
dados, baseado nas compensações das curvas de resistividade. Esta ferramenta foi 
de muitas maneiras a precursora da base de dispositivos de imagem de resistividade 
de poço, comuns hoje em dia, compreendendo quatro braços carregando eletrodos 
com uma resolução de pequena escala. Como apenas três pontos são necessários 
para calcular um mergulho em um poço, no braço extra um velocimetro foi 
adicionado para ajudar a corrigir as variações de velocidade da ferramenta. 
O final dos anos 60, também testemunhou a primeira incursão a aquisição de 
imagens do poço completa usando princípios de medição acústica, com um 
“televiewer” acústico desenvolvido pela Mobil (Zemanek et al. 1968 apud Prosser, et 
al 2014). As unidades iniciais foram construídas e utilizadas por Mobil (Fig. 3) com 
‘displays’ sendo vistos em monitores de TV. Imagens baseadas em ' Câmeras de TV' 
foram utilizadas pela primeira vez durante o final dos anos 1950 pela Shell (Briggs 
5 
 
1964 apud Prosser, et al 2014), e estas ferramentas desenvolvidas para as câmeras 
“down-hole” de vídeo, comuns hoje em dia. Sistemas de câmera fotográfica para 
perfuração já estavam sendo implantados antes deste tempo, como parte das 
pesquisas “photoclinometer”. Dempsey e Hickey de Birdwell desenvolveram uma 
câmera de alta resolução, de 16 mm no fundo de um poço em 1958. 
 
Figura 3: Ambos Imagem de poço (direita) e BHTV (esquerda) mostrando fratura vertical 
induzida, Zemanek et ai. de 1969 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Os idealizadores das ferramentas tinham dificuldades em processar grande 
volume de dados durante os anos de 60. Nos quarenta anos seguintes, o tratamento 
desses dados evoluiu a partir de minicomputadores, o DEC PDP 11s no final dos 
anos sessenta, e o Vax 11s no final dos anos setenta, eram comumente usados 
para processamento dos dados das ferramentas dipmeter e nas primeiras imagens 
de poço até meados de 1980, quando softwares de processamento e interpretação 
começaram a serem implementados nas estações de trabalho Sun and Silicon 
Graphics. Estes sistemas de estação de trabalho desenvolveram-se rapidamente 
através dos anos 90 para soluções baseadas em software interativo que são 
amplamente usados nos PCs de hoje. 
6 
 
Perfis de Imagem modernos podem adquirir centenas de dados de pontos por 
nível, em incrementos verticais amostrados de 3 mm a um decímetro dependendo 
do tipo de imagem e transporte. Não surpreendentemente, após o advento dos 
computadores na década de 1960, 1970 e 1980 viu-se o desenvolvimento de muitos 
dos algoritmos de cálculo automático de mergulho que ainda estão em uso hoje. 
O desenvolvimento do dipmeter após a duplicação da capacidade do eletrodo 
do dispositivo gerou o primeiro dipmeter de alta resolução (SHDT) em 1983. 
Acompanhando o desenvolvimento dipmeter de alta resolução, o desenvolvimento 
do acelerômetro triaxial de estado sólido e cartucho magnetômetro formaram o 
projeto para dispositivos de imagem moderna. Em 1986, a primeira ferramenta 
moderna de imagem resistiva, Formation Micro-Scanner (FMS), foi desenvolvida 
pela Schlumberger. 
 
Figura 4: Exemplo de safra 2-patins FMS dados da Plataforma NW. Duas passagens 
separadas de dados são recobertos no visor, e é evidente que a ferramenta foi girada em 90 
graus entre passes, aumentando ligeiramente a cobertura 
 
Fonte: Prosser e Bourke, 2014. 
 
Posteriormente, Schlumberger desenvolveu a ferramenta FMS com 16 
eletrodos em todos os quatro pads, e depois acrescentou a capacidade do eletrodo 
aumentada para 24 botões por bloco. A adição de quatro “flaps” adicionais, que 
também carregavam eletrodos, resultou no desenvolvimento da ferramenta FMI. 
7 
 
O desenvolvimento de imagens de alta resolução na década de 80 resultou 
no desenvolvimento do primeiro dispositivo de imagem acústica (CBIL), pela 
Western Atlas (Faraguna et al. 1989). Essas ferramentas utilizam um transdutor de 
rotação para acionar um pulso acústico na parede do poço, com o tempo de 
amplitude e de trânsito do sinal retornando, sendo utilizado para a construção de 
imagens de alta resolução circunferencial. Exemplos de alta resolução de 
resistividade e imagens acústicas são ilustrados na Figura 5. 
 
Figura 5: Exemplos de modernas ferramentas de alta resolução de imagem fixa. (a) Imagem 
Resistiva do FMI (Schlumberger). (b) Imagem Resistiva do STAR (Baker Atlas). (c). Imagem 
Acústica CBIL (Baker Atlas). 
 
Fonte: Prosser e Bourke, 2014. 
 
Inicialmente, os perfis dipmeter e posteriormente os perfis de imagem eram 
corridos somente com fluidos de perfuração a base de água. Na década de 1980 
dipmeters passaram a ser corridos também em lama a base de óleo. No entanto, 
somente a partir da ultima década que as primeiras ferramentas de imagem para 
poços perfurados com fluido a base de óleo começaram a aparecer no mercado, 
com o desenvolvimento do dispositivo OBMI da Schlumbergers (Cheung et al. 2001). 
Desde então, rapidamente outros dispositivos de outras empresas foram sendo 
desenvolvidos. 
Atualmente, imagens obtidas por princípios ópticos, elétricos, acústicos e 
nucleares podem ser fornecidas por praticamente todos os fabricantes. Mesmo, 
apesar da longa historia dos registros dipmeter e das imagens de poço, os maiores 
8 
 
avanços ocorreram nos ultimos vinte anos (fig. 6), porém, tendo acrescentado pouco 
nas técnicas de interpretação, que foram desenvolvidas antes da década de 90. 
 
Figura 6: Linha do tempo esquemática para o desenvolvimento e interpretação de imagem 
de poço. 
 
Fonte: Prosser e Bourke, 2014. 
 
Tabela 2: Ferramentas de obtenção de imagens de poço, seus princípios e fabricantes 
AST Acoustic Scanning Tool Acoustic Reeves 
CAST Circumferential Acoustic Scanning Tool Acoustic Haliburton 
CBIL Ferramenta de imagem circunferencial de 
Poços 
Acoustic Baker Hughes 
Earth Imager terra Imager Resistivity Baker Hughes 
EMI Microimager elétrica Resistivity Haliburton 
FMI Microimager formação Resistivity Schlumberger 
FMS Formação MicroScanner Resistivity Schlumberger 
HDT Ferramenta Dipmeter Alta Resolução Dipmeter Schlumberger 
HexDip Dipmeter hexagonal Dipmeter Baker Hughes 
MBD Multi-Button Dipmeter Dipmeter Reeves 
OBDT Oil Based Mud Dimeter Tool Dipmeter Schlumberger 
OBMI Oil Based Mud Imager Resistivity Schlumberger 
RAB Resistivity At Bit Tool Resistivity Schlumberger 
SED Six-Arm Dipmeter Dipmeter Haliburton 
SHDT Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool Dipmeter Schlumberger 
STAR Simultaneous Acoustic and Resistivity Combined Baker Hughes 
UBI Ultrasonic Borehole Imager Acoustic Schlumberger 
Fonte: http://www.taskgeoscience.co.uk/imageTools.asp 
 
 
 
9 
 
3. PERFIS DE IMAGEM 
 
A crescente demanda por hidrocarbonetos, faz necessário o desenvolvimento 
e domínio de técnicas que ajudem na delineação de características de reservatórios 
(Taha, M. 2011) através de ferramentas cada vez mais refinadas. Os perfis de 
imagem, representam esses tipos de ferramentas, sendo possível obter dados 
estruturais, sedimentares e estratigráficos. 
As análises detalhadas das estruturas existentes nos reservatórios 
petrolíferos visando aumentar a produção através de diferentes técnicas, entre elas 
a interpretação dos perfis de imagem, é de suma importância nesse contexto.Uma 
vez que a porosidade e a permeabilidade são usualmente influenciadas por 
estruturas em diferentes escalas (Harvey, N., 2010), seja em rochas carbonáticas ou 
em rochas siliciclásticas. Sendo de vital interesse da indústria, uma vez que no 
Brasil, os campos petrolíferos já estão maduros, como é o caso da Bacia do 
Recôncavo, ou são bastante complexos e heterogêneos como os reservatórios do 
pré-sal. 
Os perfis de imagens são representações da imagem do poço obtidas por 
ferramentas de perfilagem que promovem uma varredura na sua parede. A 
resolução e a cobertura ira depender da ferramenta e do método utilizado, ja que 
existe uma variedade de ferramentas de empresas distintas de perfilagem. 
Os perfis de imagem obtidos através de pulsos ultra-sônicos refletidos na 
parede do poço são chamados de Perfis de Imagens Acústicas. 
Imagens de alta resolução de poço podem ser usadas para identificar uma 
variedade de atributos geológicos, tais como mergulhos estruturais, falhas e fraturas. 
Estas imagens também podem fornecer informações sobre a condição do stress, e 
mecânica das rochas ao redor do furo e auxiliar na determinação da porosidade. 
 
3.1 Perfis de Imagens Resistivas 
 
As ferramentas resistivas são uma evolução das ferramentas de mergulho, 
por isso, fornece todas as informações do dipmeter. Realizando o mapeamento da 
resistividade da parede do poço através de um expressivo numero de eletrodos 
10 
 
(podem chegar a 192), distribuídos em 4 ou 6 patins (Fig.7), com uma resolução de 
0,2 polegadas. 
As medições de intensidade de corrente, que refletem as variações de micro-
resistividade, são convertidas em imagens, com cores de intensidade variável. O 
preto indica a menor micro-resistividade e o branco indica a maior micro-
resistividade. Outros valores de micro-resistividade são apresentados, usando várias 
codificações de cores, permitindo a visualização de feições geológicas na parede do 
poço. 
As variações de microresistividade podem ser causadas por 
heterogeneidades litológicas, composicionais, texturais e estruturais. A natureza do 
fluido na zona lavada e as condições mecânicas também influenciam na leitura 
(FLORES et al., 2006). 
A aquisição é efetuada através de uma amostragem temporal fixa, os sinais 
obtidos são então deslocados verticalmente para obter-se uma sincronização vertical 
das profundidades. A razão de amostragem é de 120 amostras por pé. 
Para garantir que o valor do deslocamento seja o correto (visto que a 
elasticidade do cabo e as forças de fricção atuando nos patins aliado ao peso da 
ferramenta tornam a velocidade de perfilagem inconstante e intermitente), é preciso 
calcular a velocidade instantânea da ferramenta utilizando-se um acelerômetro de 3 
eixos incorporado à ferramenta. Um magnetômetro e um inclinômetro são também 
partes integrantes, sendo responsáveis pela correta medida das direções e das 
inclinações de camadas, fraturas, etc. 
 
Figura 7: Esquema da ferramenta de perfis de imagem resistiva mostrando detalhe do patim 
com a distribuição dos eletrodos. 
 
Fonte: FLORES, A.C.C. et al. 2006 
11 
 
 
Inicialmente os perfis de imagem resistiva eram corridas apenas com fluidos 
de perfuração a base de água, porem, superada por uma nova geração de 
ferramentas (Fig. 8), que corre com fluidos a base de óleo. Graças a adaptações das 
ferramentas de segunda geração, substituindo botões que mediam a micro-
resistividade por laminas em miniatura “scratcher springloaded”, que fazem contato 
elétrico com a formação cortando as camadas não condutivas na parede do poço. 
Essa tecnologia gera informações precisas e minimiza problemas comumente 
associados com irregularidades na geometria do poço como desmoronamentos e 
formação de reboco, por exemplo. 
 
Figura 8: Articulador de seis braços. Ferramenta EARTH Imager, introduzida por Lofts et al., 
(2002). 
 
Fonte: Pavlivic, M. et al., Baker Atlas. 
 
Um conjunto de patins submetido a um potencial relativo constante (V) em 
relação a um eletrodo de retorno (eletrodo superior) colocado mais acima no poço, 
com número variável de botões que medem as variações locais de resistividade (R) 
em frente aos botões através da medição da distribuição da intensidade de corrente 
(I) medida nos botões (Fig.9). 
As Imagens são apresentadas em faixas paralelas cobrindo o perímetro do 
poço, representado em 2D na figura seguinte (Fig. 10), sendo que a cobertura lateral 
varia com o diâmetro do poço 
 
 
 
12 
 
 
Figura 9: Elementos básicos de uma ferramenta de perfilagem de obtenção de perfis de 
Imagem Elétrica de Poço. 
 
Fonte: Doherty, L. 2008 
. 
Figura 10: Perfil de imagem resistiva, da EARTH Imager. 
 
Fonte: : Pavlivic, M. et al., Baker Atlas. 
Eletrodo 
superior 
Corrente 
Eletrodos 
inferiores 
Isolador 
13 
 
 
O processamento das imagens é feito em Workstations. A sequencia para 
gerar as imagens dos perfis de Imagem é: Data Load, Boreid, Bornor, Borscale, 
Bordip, Borview e Data Save. 
As Imagens Estáticas são utilizadas para observar toda a imagem do intervalo 
perfilado através de 128 cores que serão distribuídas em histogramas por valores de 
resistividade. Serve para verificar grandes contrastes, presença de fluidos e uma 
ideia da transmissibilidade da rocha. Já as Imagens Dinâmicas, que também utiliza 
as128 cores em uma janela de tratamento de 20 cm do intervalo perfilado, 
ressaltando dessa forma a distribuição das cores (Fig. 11). 
 
Figura 11: Comparação entre, da direita para esquerda: imagem adquirida, imagem estática 
e imagem dinâmica. 
 
Fonte: Petrobras. 
 
3.2 Perfis de Imagens Acústicas 
 
Os perfis de Imagens Acústicos são uma alternativa aos perfis de imagens 
resistivos por independer do fluido de perfuração, sendo corrido em fluidos de 
perfuração a base de óleo. Fornece imagem de toda a circunferência do poço, com 
um espectro de cores padrão de 256 tonalidades. 
14 
 
As ferramentas de obtenção de Perfis Acústicos utilizam um pulso acústico 
para obter a imagem da forma da parede do poço. Na geração das imagens, as 
ferramentas operam com a rotação de transdutores ultra-sônico, para produzir o 
tempo de trânsito (TT) e a amplitude (AMP) do sinal. Esse transdutor giratório emite 
e recebe os pulsos ultra-sônicos refletidos na parede do poço, gerando dois distintos 
perfis de imagem. 
A sonda inclui um subconjunto transdutor de rotação, que está disponível em 
diferentes tamanhos para fazer todos os tamanhos padrão de furos abertos. O 
sentido de rotação do subconjunto controla a orientação do transdutor, para a 
esquerda para o modo de medição padrão (transdutor de frente para a parede da 
perfuração) e no sentido horário para ligar o transdutor 180 ° no seu subconjunto 
(transdutor de frente uma placa de reflexão no interior da ferramenta) para medir 
propriedades do fluido (fig. 12). 
 
Figura 12: Esquema mostrando o transdutor e o eixo de rotação na parede do poço, e o centralizador na 
ferramenta UBI. 
 
Fonte: Doherty, L. 2008. 
 
15 
 
O transdutor que funciona no modo pulso-eco. Como transmissor ele emite o 
pulso ultrassônico que viaja pelo fluido de perfuração até atingir a parede do poço, 
onde parte da energia é refletida de volta, retorna pelo fluido e é registrada pelo 
transdutor. Pulsos múltiplos são disparados em posições azimutais igualmente 
espaçadas ao longo da parede do poço (Fig.13). A razão de amostragem é de 60 
amostras por pé. 
 
Figura 13: Esquema mostrando o transdutor rotacionando 360° e emitindo pulsos na parede 
do poço. 
 
Fonte: Adaptado de Pavlovic & Castillo, 2004;Baker Hughes. 
 
Figura 14: Esquema comparando as formas que os métodos acústico e resistivo operam 
dentro do poço. 
 
Fonte: TETZLAFF, 2000. 
Impedância 
acústica do 
fluido de 
perfuração 
=ρ1.V1 
 
Impedância 
acúsitca da 
formação= 
ρ2.V2 
16 
 
Os dados da ferramenta UBI, por exemplo, são processados tanto nos 
softwares de unidades de superfície Maxis, como nos “Data Services Centers”, 
corrigindo as variações no registro do tempo de transito e amplitude, aplicando 
assim a filtragem dos ruídos. Os tempos de trânsito são convertidos em informação 
do raio do poço utilizando a velocidade do sinal ultrasonico no fluido, medido pelo 
instrumento. 
 As imagens são orientadas pela combinação da inclinometria com dados 
GPIT (“General Purpose Inclinometry Tool”), em seguida, reforçada pela 
normalização dinâmica e exibida como uma imagem para a interpretação visual. 
Dados de imagem de amplitude e raio podem ser carregados em uma estação de 
trabalho para análise e interpretação geologica (Doherty, 2008). 
 
3.3 Ferramentas 
 
3.3.1 SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool) 
 
Primeiro dipmeter de alta resolução, de 1983 (Schlumberger), com 4 braços, 
dois dos quais compostos por “patins” transportando 27 eletrodos cada, e dois 
eletrodos dipmeter SHDT. A principal característica desta ferramenta é o designe de 
pastilha, composto por dois botões adjacentes. Isso permite automaticamente os 
mais complexos cálculos de mergulho, em algumas simples imagens. 
 
3.3.2 FMS (Formation Micro Scanner) 
 
O FMS mede a resistividade dos minerais na parede do poço. Esses perfis 
podem ser usados para interpretar o estado de tensão em profundidade e investigar 
quais as fraturas estão transmitindo fluidos no reservatório. 
 
3.3.3 FMI (Formation Micro Imager) 
 
Perfis de Imagens Elétricas de alta resolução como o FMI (5 mm de resolução 
vertical) podem identificar fraturas e outras características, dependendo do contraste 
de resistividade da rocha. 
17 
 
Imagens elétricas de alta resolução são obtidas pelo FMI (Formation Micro 
Imager), pela varredura da parede do poço, através do arranjo de pequenos 
eletrodos (192) pressionados contra a superfície do poço. Estes botões examinam 
pequenos incrementos verticais sucessivos da formação (cada 0,1 pol). As imagens 
possuem uma cobertura de poço de 80% num diâmetro de 8,5 pol. 
 
Tabela 3: Comparaçãoa entre diferentes ferramentas de imagens elétricas e sua 
cobertura de poço. 
Ferramenta Cobertura de poço Diâmetro 
FMI (Formation MicroImager) 80% 8,5 pol. 
FMS (Formation MicroScanner) 40% 8,5 pol. 
SHDT (Stratigraphic High Resolution 
Dipmeter Tool) 
3% 8,5 pol. 
Fonte: dados de TAHA, M. 2011. 
 
3.3.4 OMI (Oil Mud Imager) 
 
A ferramenta OMI é um avanço nos perfis de imagens resistivos, pois com ele 
é possível obter perfis em fluidos de perfuração a base de óleo. Essa ferramenta 
possui seis braços que articulam de forma independente o caliper em dois planos 
para manter os patins frmly contra a parede do poço. Cada patins contém 10 faces 
de eletrodos em lâminas projetadas para cortar o reboco e manter contato com a 
formação (Fig. 15). As medições em alta velocidade permitem que cada patins 
obtenha medições precisas da resistividade da formação, oferecendo qualidade 
próxima na resolução dos Perfis de Imagem obtidos em lama à base de água. 
O pacote de navegação integrado, posicionado próximo aos “patins”, permite 
que precisas medidas sejam obtidas, através das imagens, para uma análise 
estrutural e sedimentar. 
Essa ferramenta permite a visualização de estruturas complexas em 
ambientes OBM, identificando a orientação de falhas e fraturas, determinando dip 
estruturais, estratificações cruzadas e relações de finas camadas de areia. Também 
permite análises precisas de fácies, e inferir estimativas de porosidade e 
permeabilidade secundaria. 
 
18 
 
Figura 15: Esquema da ferramenta OMI da Weatherford. 
 
Fonte: Weatherford, 2010. 
 
3.3.5 UBI (Ultrasonic Borehole Imager) 
 
A ferramenta UBI (Fig 16) foi desenvolvida a partir do gerador de imagens 
ultra sónico (USI). Sendo adequado para utilização em poço aberto. A ferramenta 
UBI tem um transdutor rotativo que emite pulsos ultra-sônicos e recebe retornando 
ecos da parede da perfuração. Tempo de trânsito nos dois sentidos e amplitude do 
eco pode ser obtido e, com uma alta taxa de amostragem, as imagens do poço 
podem ser processadas usando o tempo de transito ou amplitude. 
 
Figura 16: O UBI possui um transdutor de alta resolução que fornece imagens acústicas do 
poço. 
 
Fonte: Loggin Manual ODP 
 
 
 
19 
 
4. APLICAÇÕES DOS PERFIS IMAGEM 
 
Os Perfis de Imagem tem desempenhado um papel fundamental na 
modelagem e desenvolvimento de reservatórios em vários lugares do mundo. A 
análise detalhada das estruturas tectônicas, estratigráficas e diagenéticas, visando 
aumentar a produção através de diferentes técnicas, possui uma grande importância 
econômica. Uma vez que a porosidade e a permeabilidade dos reservatórios são 
usualmente influenciadas por estruturas em diferentes escalas. Utilizando para isso 
propriedades físicas, como resistividade elétrica e impedância acústica para gerar 
imagens da parede do poço. 
Os perfis de imagem resistivos possuem maior resolução vertical do que os 
acústicos, o que facilita na identificação de finas camadas. Em compessação os 
perfis de imagem acústicos possuem um recobrimento total do poço, porem, são 
muito afetados pelas condiçoes de poço, como o peso da lama (concentração de 
sólidos), segundo Flores et al, 2006. 
As aplicações dos perfis de imagem resistivos são principalmente a definição 
de acamamento, distinção entre fraturas abertas e fechadas, naturais e induzidas, 
falhas, dobras e discordâncias angulares, geometria do poço, reconhecimento de 
camadas finas e de truncamentos erosivos, determinação de paleocorrentes através 
de estruturas de escorregamento e estratificações cruzadas, reconhecimento de 
feições sedimentares diagenéticas e secundarias, ligadas principalmente a 
dissolução e cimentação, tais como vugs, estilolitos, moldes, concreções e 
superfícies de hard-ground. Outras feições ligadas á bioturbação e escape de fluidos 
tambem podem ser reconhecidas. 
Os perfis de imagens acústicos são usados na identificão de fraturas abertas 
e distinção entre fraturas naturais e induzidas. São ainda bastante utilizados na 
determinação da geometria do poço, alem de permiti a análise dos regimes de 
tensões (stress) atuantes na perfuração. Identifica breakouts, “chavetas”, 
desmoronamentos (washouts) e deslizamentos (shear slides), Flores et al (2006). 
Importante na previsão de estabilidade da perfuração em formações não 
consolidadas. A medição do tempo de transito e da amplitude de uma onda na 
formação fornecem precisas informações sobre o Caliper e de formação de reboco. 
Fig. ..... 
20 
 
A principal área de sobreposição entre estas ferramentas ocorre em fraturas e 
análise de camadas finas. As técnicas para detectar fraturas ou limites de camadas 
são diferentes e as imagens produzidas por cada uma das ferramentas pode ou não 
ser similar. O intérprete deve saber quando e por que as imagens serão 
semelhantes e as razões para quaisquer discrepâncias quando eles ocorrerem 
(Schlumberger, 1993). 
 
4.1 Análises de estruturas 
 
4.1.1 Determinação do azimute 
 
As características sedimentares e estruturais intersectadas pelo poço, que 
não sejam verticais ou horizontais, são expressas por uma elipse na parede desse 
poço. Cada umadestas elipses reflete a magnitude do mergulho e azimute de certa 
característica sedimentar ou evento estrutural (Fig.17). 
 
Figura 17: Exemplo de determinação do azimute. 
 
Fonte: Schlumberger, 1999 
 Ao apresentar as imagens do poço, na estação de trabalho, numa vista plana 
(duas dimensões), as elipses transformam-se em ondas senoidais (Fig.18). Os 
mergulhos interativos selecionados possuem a maior precisão possível, já que são 
manualmente selecionadas das imagens, e podem ser verificadas e categorizadas 
por tipo de acamamento e/ ou por feição com cores diferentes. 
Feições planares, que não são verticais ou horizontais, e que são cortadas 
por perfurações de poços, são expressos por elipses sobre a parede do poço. que 
21 
 
numa vista plana as elipses podem se repesentadas por ondas senoidal, a esquerda 
da imagem (Fig. 18). 
 
Figura 18: Feições planares elípticas dentro de um cilindro gerando num plano ondas 
senoidal, determinando assim direção e mergulho 
 
Fonte: Taha, M. 2004. 
 
Os mergulhos estruturais, embora mais precisos nos perfis dipmeter e de 
imagem resistivo, também podem ser estudados através dos perfis de imagem 
acústicos. No entanto, os resultados são menos confiável em virtude de sua menor 
resolução vertical. 
Perfil de imagem FMI corrido sobre um arenito (Fig. 19). Ao lado, Rosetas 
com os dados do azimute das estratificações cruzadas e superfícies de acreção (em 
vermelho), e azimute das estratificações planas (abaixo). 
22 
 
Figura 19: Perfil de Imagem Resistiva (esquerda), e roseta com azimute deposicionais. 
 
Fonte: Acuna, et al. 
 
4.1.2 Distinção entre fraturas naturais e fraturas induzidas 
 
Durante a perfuração fraturas são produzidas devido ao stress gerado pela 
combinação de diferentes campos de tensão, principalmente ao redor do poço com 
a pressão da lama e efeitos térmicos. Podem estar associados a sistemas de 
fraturas pré-existentes (fraturas naturais). Dependendo de sua aparência, as fraturas 
naturais podem ser distinguidas das induzidas durante a perfuração (Figuras. 20 e 
21), e qualificadas como caracteristicas produtivas. O stress induzido por fraturas é 
geralmente classificado pelo modo de origem, de cisalhamento e modos de tração 
das falhas, breakout, etc. Fraturas naturais são assumidas como geradas por 
tensões tectônicas. Eles são mais comuns em rochas carbonáticas do que em 
arenitos e tipicamente ocorrem em direções específicas que são ditadas pelas 
tensões tectônicas regionais. 
23 
 
Figura 20: Esquema mostrando a as condições como se formam e se apresentam as 
fraturas naturais e as induzidas na parede do poço. 
 
Fonte: adaptado de Doherty, L. 2008. 
 
Figura 21: Representações de como as fraturas se apresentam na parede do poço. 
 
Fonte: Recursos Humanos, Universidade Petrobras. 
 
Sistemas de fraturas ocorrem na maioria, senão em todos os reservatórios, 
por isso, a importância da identificação através dos perfis de imagens. Na figura a 
seguir (Fig.22), comparação entre um perfil de imagem acústico (esquerda), com um 
24 
 
perfil de imagem resistiva (direita). Notar maior resolução vertical da imagem 
resistiva, onde da pra ver mais feições na imagem, mesmo não possuindo 
recobrimento total da parede do poço com a imagem acústica. 
 
Figura 22: Fraturas vistas no perfil de imagem acústica e no perfil de imagem resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
 
Feições planares como fraturas naturais aparecem com um padrão senoidal 
nas Imagens de Poço (Fig. 23). Na vertical, fraturas induzidas na perfuração não têm 
um padrão senoidal (Figuras 24 e 25), mas podem ser distinguidas por sua 
tendência vertical (axial) ao longo do furo (intervalo de 180 º), e no caso de poços 
verticais, eles geralmente apresentam in-situ uma tendência regional na direção de 
tensão máxima horizontal. 
 
25 
 
Figura 23: A: padrão de fratura natural (imagem resistiva). B: padrão de fratura natural 
(imagem acústica). C: padrão de fratura induzida durante a perfuração (imagem resistiva) 
 
Fonte: Hanai, A. Schumbegerr, 2010. 
 
Na maioria dos casos, na perfuração, fraturas induzidas são desenvolvidas na 
parede do poço e não se estendem para dentro da formação, enquanto fraturas 
naturais vão além da parede do poço como parte do sistema de fraturas do 
reservatório. Microfraturas podem existir na formação, mas são geralmente menores 
do que a resolução das ferramentas de imagem poço. Diferentes tipos de fraturas 
podem ser identificados por suas aparências nas imagens adquiridas: abertas, 
parcialmente abertas, “healed”, fraturas naturais limitadas pela litologia e fraturas 
induzidas por stress (Al-Khatib,H. et al, 2009). 
Exemplos de perfis resistivos mostrando padrão de fraturas induzidas na 
vertical (Fig. 24) e fraturas induzidas em echelon (Fig. 25). 
 
26 
 
Figura 24: Fratura induzida na vertical. 
 
Fonte: AAPG, 2009, 
 
Figura 25: Perfil de Imagem resistiva mostrando conjunto de fraturas induzidas em echelon. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
Fraturas induzidas em 
echelon 
27 
 
4.1.3 Breakouts e fraturas induzidas 
 
O aumento do estresse pode ser o suficiente para provocar fraturas induzidas, 
(notar a verticalidade das fraturas) e fragmentos de rocha podem quebrar fora, 
causando cavamento em lados opostos do poço (Fig. 26). Estas ampliações ovais 
são conhecidos como Breakouts. Exemplos de Breakouts e fraturas induzidas são 
mostrados nas figura 27 (Imagem Resistiva) e 28 (Imagem Acústica). 
 
Figura 26: Perfil acústico mostrando breakouts na parede de um poço. 
 
Fonte: Schlumberger, junho de 2002.. 
 
Figura 27: Em (a) e (b) Fratura induzida (DIF); em (c) fratura induzida e breakout. 
 
Fonte: Halliburton, 2012. 
 
 
 
 Breakout 
 Breakout 
Fratura induzida 
 
28 
 
Figura 28: Perfil de imagem acústico mostrando em (a) fratura natural e breakout, e em (b) 
fraturas naturais. 
 
Fonte: HALLIBURTON, 2012. 
 
Os breakouts geram ampliações ovais que podem ser identificadas pelos 
perfis de caliper e pelos perfis de imagem (Fig. 29). Evidenciando condições 
atuantes no ambiente de perfilagem. Na figura 30, perfil de imagem acústico com 
uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um reservatório do Cretáceo, 
no Oriente Médio. 
 
Figura 29: Breakouts em perfis de imagem resistivos. Reparar ampliação oval na 
representação da forma do poço. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
29 
 
Figura 30: O perfil UBI mostra uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um 
reservatório do Cretáceo no Oriente Médio. 
 
Fonte: Akbar et al, 1993. 
 
4.1.3 Fraturas abertas e fechadas 
 
Muitas vezes a comparação da imagem entre diferentes perfis podem 
demostrar diferentes atributos de fraturas, permitindo a discriminação entre fraturas 
abertas e fechadas, profundas e rasas e fraturas naturais e induzidas. Exemplo 
prático com os perfis FMI, ARI e UBI (Fig. 31), corridos em fluidos de perfuração à 
base de água apresentando diferentes atributos de fraturas. 
30 
 
Figura 31: Comparação entre os perfis FMI, ARI e UBI. 
 
Fonte: Akbar et al, 1993. 
 
Na figura 32, perfil de imagem resistiva OBMI, mostrando nas imagens 
resistivas estática e dinâmica, fratura aberta exposta cheia de lama resistiva (linha 
azul na imagem dinâmica). 
31 
 
Figura 32: Perfil de imagem resistiva estático (esquerda) e dinâmico (direita), mostrando 
uma fratura aberta 
 
Fonte: AAPG, 2009 
 
 
4.1.4 Caracterização de trends de falhas e fraturas 
 
Imagens Elétricas de poço podem fornecer dados essenciais para a 
compreensãode reservatórios. Estes dados incluem a detecção de fraturas (Fig. 
33), a sua frequência, a orientação, morfologia, origem e atributos. Os resultados 
podem ser utilizados para compreender os processos de fraturamentos e dessa 
forma prever as localizações e orientações que novos poços deverão seguir para 
uma melhor produção. 
Acamamentos podem truncar planos de falha, podendo ocorrer justaposição 
de fácies, muitas vezes acompanhado de falhas de arrasto, com fraturamento ou 
brechação próximos. Os planos de falha tendem a possuir alto ângulo (Fig. 34). 
32 
 
Figura 33: Falha normal, direção NW mergulhando para W. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
 
Figura 34 (a): Exemplo de uma falha cimentada com calcita visto tanto no testemunho 
quanto em um perfil de imagem resistivo. Figura 34 (b): Plano de falha vista em perfil de 
imagem resistivo, observar mergulho elevado. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
 
33 
 
A compreensão dos mecanismos de produção de fraturas é um fator crucial 
na modelagem e desenvolvimento de reservatórios clásticos e carbonáticos. Onde, a 
abordagem tradicional de registro utilizando perfis de imagens de poço nem sempre 
são conclusivas. Mesmo assim, a maioria das características, como fraturas e falhas, 
podem ser identificadas em perfis de imagens com razoável confiança (Al-Khatib,H. 
et al, 2009). Conhecendo a geometria do plano de falha (Fig. 35), onde se cruza o 
poço permitindo projectar a falha fora do poço e prever o seu efeito em outros locais. 
Para tal se faz necessário, muitas vezes, a integração de dados obtidos por 
outros métodos, como os de perfilagem convencionais e não-convencionais, e 
principalmente testemunhos, na modelagem e desenvolvimento de reservatórios. Na 
figura 36, famílias de falhas em perfil e seus correspondentes nos perfis de imagem. 
 
Figura 35: Bloco diagrama mostrando como se forma uma falha normal (a esquerda), no 
meio falha normal em afloramento, e a direita falha normal vista em perfil de imagem 
resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
 
 
 
 
34 
 
Figura 36: Familias de falhas: Os quatro principais tipos de falhas (linha superior) podem ser 
diferenciados: Lístrica e rollower, normal, reversa e falhas de empurrão. Abaixo 
correspondentes em imagens de poço (linha inferior). 
 
Fonte: Akbar, M. et al,1993. 
 
Na figura seguinte (Fig. 37), arranjo padrão de Perfis de Imagem. Da 
esquerda para a direita: Perfil de Imagem dinamicamente normalizado com ondas 
senoidais traçadas manualmente (linhas vermelhas) com áreas da parede da 
perfuração não abrangidos pela ferramenta. A profundidade em metros, ao centro. 
Posteriormente, representação dos angulos de mergulho (pontos) e direção dip 
(traços). As cores nas imagens representam a variação da resistividade da 
formação. As cores variam entre o branco e o amarelo (arenito resistivo) ao marrom 
e preto (folhelho condutor). 
 
Figura 37: Perfil FMI normalizado, perfil dipmeter e perfil FMI mostrando variação de cores e 
sua relação condutividade resistividade 
 
Fonte: Adaptado de M. E. Donselaar and J. M. Schmidt, 2005 
 
35 
 
Em artigo publicado por Antunes, et al (2003), foi empregada uma técnica de 
análise detalhada de perfis de imagem, visando a caracterização da distribuição da 
densidade, espaçamento e orientação do padrão de fraturamento ao longo de um 
poço horizontal em reservatório petrolífero fraturado, localizado no Campo de Xaréu, 
na Bacia do Ceará. Na tabela 1 são mostrados para cada intervalo de segmento do 
poço 8H, no Campo de Xéreu: profundidade medida (PM) e verticalizada (PVR) em 
metros; os intervalos de azimute; números de dados de So, fraturas e de densidade 
média de fraturas por metro quadrado ρr. 
 
Tabela 4: segmentos estruturais definidos para o poço 8H obtidos através de perfis de 
imagem. (Fonte: Antunes, et al (2003)). 
 
 
Densidade de fraturas é definida como o número de fraturas por unidade de 
comprimento, dentro de um intervalo de uma altura definida. Este valor deve ser 
corrigido para a orientação de polarização criada pelas mudanças no ângulo de um 
dos planos de fratura e do eixo de perfuração. Aumento anômalo de fraturas de 
origem tectônica (fraturas naturais) em reservatórios podem estar associados a uma 
falha. Outras variações na densidade de fratura têm sido atribuídas a mudanças na 
litologia, porosidade ou argilosidade. 
 
4.1.5 Carbonatos fraturados 
 
Em carbonatos densamente fraturados, imagens de poço são ideais para 
detectar e caracterizar fraturas. Estes dados incluem a detecção de fraturas, 
determinando sua frequência, orientação, morfologia, origem e atributos. Estes 
36 
 
resultados podem ser utilizados para compreensão dos processos de fraturamento 
no campo ajudando a prever os locais ideais e orientações para novos poços 
(Acuna, et al). 
A interpretação de carbonatos fraturados em dois poços do Campo West 
Mara, Acuna et al, através de Imagens elétricas do poço foram obtidas por uma 
ferramenta FMI, contendo uma ampla amostragem dos tipos de fraturas e suas 
características (Fig. 38). As imagens FMI foram analisadas em uma estação de 
trabalho usando software ‘Image Examiner GeoFrame’. Diferentes características 
dos processos de fratura no campo são deduzidas a partir desses resultados. 
 
Figura 38: Mapa mostrando a localização dos poços, as estruturas e falhas na campo West 
Mara, Venezuela. 
 
Fonte: Acuna, et al. 
 
As fraturas expostas invadidas pela lama foram identificadas pela cor preta. 
Fraturas cimentadas puderam ter seus mergulhos medidos pela sua cor branca, 
devido aos minerais de preenchimento serem geralmente mais resistente do que a 
matriz circundante. 
A morfologia dos planos de fratura pode ser definida pelas imagens de poço.. 
Quatro tipos de morfologia foram reconhecidos (Fig. 39): 1) fraturas abertas, 2) 
fraturas deformadas, 3) fraturas cimentadas, e 4) fraturas vuggy. Fraturas 
deformados podem se formar durante o processo de fraturamento ou um pouco 
37 
 
depois. O movimento ao longo de planos de fratura pode aumentar ou diminuir as 
propriedades de fratura, dependendo da maleabilidade das rochas. Fraturas vuggy 
se desenvolvem pela circulação de fluidos subterrâneos causando dissolução nas 
fratura. Eles são normalmente associado com inconformidades e topografia carsticas 
em carbonatos. 
 
Figura 39: Morfologia dos planos de fraturas. 
 
Fonte: Acuna, et al.. 
 
Os dados da imagem abaixo, ilustram efeitos de dissolução ao longo da parte 
superior de carbonatos do Cretáceo (Fig. 40 a). As fraturas expostas apresentando 
ângulos altos de mergulho, foram obtidas. Durante o intervalo de 5768-5772 ft (pés) 
(Fig. 40 b), estilólitos com tenshion gashes foram desenvolvidos. Fraturas dentro do 
intervalo de 5772-6160 ft. 
 
 
 
 
 
Fratura 
aberta 
 
Fratura 
Parcialment
e preenchida 
por minerais 
 
 
Fratura 
Preenchida 
por minerais 
 
 
 
Fratura 
vuggy 
 
 
 
 
38 
 
Figura 40 (a): Fraturas reforçada por efeito de dissolução (A). Figura 40 (b): Estilolitos e 
‘tenshion gashes’ em A. 
 
Fonte: Acuna, et al.. 
 
Na Figura 41 (a) a secção superior é bastante estratificada e apresenta uma 
magnitude de mergulho de 10 ° para a SSE. Rochas carbonaticas são altamente 
fossilíferas, e desenvolvem ‘vuggy’ e porosidade moldica por processos de 
dissolução, que têm reforçada a qualidade de reservatório por abrir a comunicação 
entre várias zonas porosas. Porosidade secundária criada por dolomitização 
também aumentou a qualidade reservatório neste poço (Fig. 41 b). Um pequena 
falhaé vista em 6075 pés (Fig. 41 c). 
39 
 
Figura 41 (a): sequencia laminada mergulhando para SE. Figura 41 (b): Dolomitização. 
Figura 41 (c): Fratura Induzida em A e uma pequena falha em B. 
 
Fonte: Acuna, et al.. 
 
As imagens abaixo ilustram diferentes tipos de fraturas. Fraturas cimentadas 
e fraturas abertas foram reconhecidas em toda a seção do reservatório. As fraturas 
foram reforçadas por dissolução e efeitos de perfuração ao longo várias zonas (Fig. 
42 a). Estilólitos foram observadas em vários Zonas (Fig. 42 b). 
 
Figura 42 (a): As fraturas abertas (A) e fraturas reforçada por dissolução (B). Figura 42 (b): 
Formação de estilolitos. 
 
Fonte: Acuna, et al. 
40 
 
4.2 Características Deposicionais 
 
4.2.1 Ambiente Siliciclástico 
 
Varios exemplos de imagens em perfis tem sido atribuidos a feições 
deposicionais. Mesmo que para isso seja necessário uma calibragem dos perfis com 
testemunhos ou afloramentos em superfície. Alguns exemplos de perfis de imagem 
são apresentados a seguir. 
Estruturas sedimentares de origem biológica, características de ambientes 
específicos perturbam a estrutura sedimentar primária, como a estratificação. Essas 
estruturas podem ser identificadas através dos perfis de imagens (Figuras 43 e 44), 
reparar a textura da imagem muito caótica contendo cores claras e escuras sem 
nenhum padrão. Na sequencia, afloramento onde se pode observar a ação de raízes 
sobre arenito estratificado (Fig. 45). Logo em seguida, perfil de imagem resistiva 
mostrando efeito de marcas de raízes (Fig. 46). 
 
Figura 43: Imagem dinâmica e imagem estática mostrando efeitos da bioturbação. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
41 
 
Figura 44: Perfil de Imagem mostrando “ cavamento” no sedimento, na parte manchada com 
uma tendência verticalizada (Bioturbação). 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Figura 45: Afloramento mostrando como se formam as marcas de raízes. 
 
Fonte: Mendes et al, 2012. 
42 
 
Figura 46: Estruturas causadas por raízes. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Brecha é uma rocha formada por fragmentos centi a decimétricos, angulosos, 
unidos através de um cimento natural. As brechas podem ter varias origens, podem 
ser sedimentares ou estruturais, observar no exemplo a seguir (Fig. 47). Ao lado foto 
de uma foto de uma amostra de mão de brecha sedimentar. 
 
Figura 47: Indicação dos locais com brecha. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Concreções são concentrações nodularers, através de acreção concêntrica, 
de certos componentes minerais autigênicos em rochas sedimentares e tufos 
vulcânicos, desenvolvida em torno de um núcleo. É mais dura que a rocha 
43 
 
hospedeira apresentando composições variáveis: calcária, sederítica, silicosa, 
ferruginosa, etc. Perfil de Imagem mostrando Concreção calcária em arenito (Fig. 
48), sendo correlacionado a afloramento. É possível observar forma concêntrica na 
figura 49, onde foi interpretada como possível concreção. 
 
Figura 48: Correlação de concreção calcária no arenito em afloramento e em perfil de 
imagem resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
 
Figura 49: Perfil de Imagem mostrando possível concreção. Observar forma concêntrica na 
imagem. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
44 
 
Conglomerados são rochas clásticas formadas por fragmentos arredondados 
correspondentes a seixos, contendo comumente matrizes arenosas e/ou pelíticas e 
cimento químico variável. No perfil de imagem resistiva a seguir (Fig. 50), observar 
forma arredondada dos seixos (tonalidade mais clara) e ao redor cores mais escuras 
para matriz, provavelmente siltica argilosa em função da tonalidade mais escura. 
 
Figura 50: Perfil de imagem mostrando forma arredondada de fragmentos, em 
conglomerados. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Estruturas sedimentares se formam durante a deposição (primárias) ou logo 
após (secundárias). Exemplos destas estruturas puderam ser observados através 
dos perfis de imagens, o que torna essas ferramentas úteis na interpretação dos 
tipos de ambientes deposicionais. 
 Na figura 51, observam-se ripples em arenito. Vale ressaltar que ripples 
podem ser indicativos do topo de uma camada. Notar contraste de cor no perfil de 
imagem resistivo abaixo e acima dos ripples. 
SEIXOS 
MATRIZ 
(?) 
45 
 
Figura 51: Ripples em arenito, visto em perfil de imagem resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Arenitos eólicos podem constituir ótimos reservatórios, por serem bastante 
porosos e permeáveis. Estruturas sedimentares como estratificações e 
acamamentos podem ser identificadas pelos perfis de imagem. Estratificações 
cruzadas tabulares de grande porte (Fig. 52), típicas de dunas antigas podem ser 
reconhecidas. 
 
Figura 52: Estratificação cruzada tabular em grande escala, antigas dunas. 
 
Fonte: AAPG, 2009 
46 
 
A estratificação cruzada é o tipo mais comum de estratificação, sendo definida 
como uma camada consistindo de lâminas internas inclinadas em relação ao plano 
principal de sedimentação (Figuras 53 e 54). Estratificação cruzada indicando fluxo 
de paleocorrentes para W, dentro do sistema de canais (Fig. 55). 
 
Figura 53: Estratificação cruzada fluvial observada em perfil de imagem resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Figura 54: Estratificação cruzada com a direção e mergulho. Imagem resistiva OBMI. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
47 
 
Figura 55: Perfil de imagem resistiva de arenito fluvial, e representação em 3D poço. A 
direita diagrama de rosas mostrando o fluxo da paleocorrente para W 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Deformações em camadas estratificadas podem ser interpretadas através de 
perfis de imagens. Como podemos ver nas figuras 56 e 57. 
 
Figura 56: Acamamento contorcido ( deformado) em afloramento. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
 
48 
 
Figura 57: Acamamento deformado visto em perfil de imagem. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Os turbiditos são formados a partir de fluxos de correntes de turbidez ou 
correntes de densidade. Ao se depositarem, é formado um estrato característico 
(sequência Bouma), por decantação seguida de tração. Na figura 58, pode-se 
perceber finas camadas estratificadas numa sequencia incompleta de Bouma. 
 
49 
 
Figura 58: Turbidito visto em perfil de imagem resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
4.2.2 Exemplos de estruturas carbonáticas 
 
Feições típicas de rochas carbonáticas podem ser identificadas através de 
perfis de imagens. Alguns exemplos dessas feições, ou estruturas, são 
apresentados a seguir. 
Carbonatos podem se originar de carapaças e esqueletos calcários de 
organismos vivos, que compõem os calcários fossilíferos, e ainda por precipitação 
química. Na figura 59, texturas carbonáticas em perfil de imagem resistiva. 
 
50 
 
Figura 59:Texturas carbonáticas em perfis de imagem resistivo. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Recifes de corais, conchas de moluscos, algas calcárias, equinodermas, 
briozoários, foraminíferos e protozoários são os principais responsáveis pelos 
depósitos provenientes de organismos sintetizantes do carbonato dissolvido em 
meio aquoso. Esses depósitos são gerados em ambiente marinho raso, de águas 
quentes, calmas e transparentes. Os organismos morrem e suas conchas e 
estruturas calcárias vão se depositando no local. Na figura 60, perfil de imagem 
resistivo mostrando restos de fósseis, assim como na figura 61, onde perfil de 
imagem mostra aspectos texturais de um recife visto num perfil de imagem resistiva. 
51 
 
Figura 60: Restos fósseis na proximidade de um recife. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Figura 61: Textura recifal em perfisde imagens. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
52 
 
O fluxo de detritos é um movimento de massa rápido, violento, contínuo e 
fluido constituído por sedimentos e água. Impulsionados pela gravidade. Fluxos de 
detritos carbonáticos foram interpretados na figura 62. 
 
Figura 62: Perfil de imagem mostrando feição de fluxo de detritos, em rocha carbonática. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Marcas de dissolução são muito comuns em rochas carbonáticas, no 
ambiente cárstico, e por feições morfológicas particulares. As formas cársticas são 
muito variadas, sendo as mais importantes: as lapiás, as dolinas, os sumidouros, as 
úvalas, os poljés, as ressurgência, etc. Nas figuras 63 e 64, perfil de imagem 
mostrando algumas dessas estruturas. 
53 
 
Figura 63: Perfil de imagem mostrando estruturas típicas de ambientes cársticos. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
Figura 64: Dissolução cárstica. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
 
54 
 
Os estilólitos são superfícies marcadas e evidenciadas por um plano que 
separa duas massas rochosas, com a aparência de uma fina sutura ou costura de 
picos interpenetrados, de tonalidade escura que poderá ser o resultado da 
acumulação residual de elementos insolúveis, tais como argilas e matéria orgânica 
devido ao enterramento. No caso dos calcários, estes dissolvem-se antes de se 
deformarem, por imposição de pressões (Fig. 65). 
 
Figura 65: Estilolito em perfil de imagem resistiva. 
 
Fonte: AAPG, 2009. 
 
4.3 Perfis de Imagem na interpretação de fácies de ambientes 
deposicionais 
 
A utilização de Perfis na interpretação de fácies é antiga, remonta desde 
1956, quando Shell utilizou padrões das curvas de perfis a poço aberto. Sendo os 
mais utilizados desde então os perfis GR e SP na interpretação de fácies de 
ambientes deposicionais. As variações de micro resistividade na parede do poço 
55 
 
obtida pelos perfis de imagens resistivas e podem ser utilizados na interpretação 
estratigráfica de padrões de acamamento e estruturas sedimentares. Sendo 
necessária a calibração dessas imagens com testemunhos ou com afloramentos em 
superfície, e ainda outros métodos para uma interpretação mais segura. Associada a 
outros métodos pode inclusive auxilia numa modelagem espacial do reservatório, 
através da correlação de poços. 
 
(...) registros de imagem do poço na interpretação estratigráfica focado no 
reconhecimento de tendências de litofácies em imagens estatisticamente 
normalizadas por Salimullah & Stow, 1992. No ambiente fluvial, Luthiet ai. 
(1990) e Mercadier & Livera (1993) utilizaram dados para medição de 
profundidade de imagem derivados de poços para interpretar as 
orientações de canais fluviais, e Hockeret al. (1990) usou uma ferramenta 
de medição de profundidade de alta resolução para distinguir várias fácies 
fluviais. (Donselaar, M. E. et al, 2005) 
 
4.3.1 Perfis de Imagens na interpretação de fácies na Bacia de Ebro, na 
Espanha 
 
No artigo publicado por Donselaar, M. E. et al (2005), foram utilizados Perfis 
de Imagens na interpretação de fácies de um leque fluvial na Bacia de Ebro, na 
Espanha. Para isso, foi realizada a comparação direta de imagens de poço com 
afloramentos de reservatórios nas proximidades (Fig. 66). 
O estudo detalhado dos afloramentos forneceu dados para a distinção das 
várias associações de fácies fluviais. A topografia, a existência de afloramentos em 
seções transversais e os dados de paleo-fluxo permitiram a distinção de diferentes 
litofácies fluvial e a reconstrução dos trends do canal. De cada unidade de litofácies, 
os ângulos e direções de mergulho de estruturas sedimentares e as tendências de 
grãos de tamanho verticais foram medidos em detalhe, para a comparação com os 
dados dos perfis de imagens obtidos em profundidade. 
Sendo quatro associações de fácies de ambiente deposicional fluvial 
identificadas: (i) fluvial meandrante; (ii) rios entrelaçados (iii) crevasse deltas e (iv) 
crevasse splays. Tendo sido estabelecidas as características das litofácies e 
distribuição das paleocorrentes de cada associação. 
56 
 
 
Figura 66: Bloco diagrama mostrando a correlação estratigráfica a partir da integração de 
dados de afloramentos (Log 1 e Log 2), Gr e dos perfis de imagens FMS (Piracés-1) e FMI 
(Piracés-2). 
 
Fonte: Donselaar, et al, 2005. 
 
Foi realizado o reconhecimento da sucessão de estruturas sedimentares de 
pequena escala e sua interpretação em termos de tipos de fácies, como 
preenchimento de canal, crevasse splays, etc. Além disso, a distribuição das 
direções de mergulho das estruturas podendo ser tratados estatisticamente para 
determinar a direção do paleo-fluxo local. 
Foram obtidos perfis de imagens de dois poços a uma profundidade de 200 m 
(Pirace’s 1 e Pirace’s 2), perfurados a partir do planalto proximo ao penhasco onde 
estão situados os afloramentos (Fig. 66). O perfil de Imagem Pirace's-1 foi obtido a 
uma profundidade de 150 m, e um programa completo de registro foi concluido em 
ambos os poços, incluindo GR, resistividade, neutrons e densidade. As ondas 
senoidas retiradas dos perfis normalizados dinamicamente foram identififacados e 
utilizados para a medição das direções e ângulos de mergulho manualmente. Na 
figura 67, painel de correlção de sub superfície, observar o GR e os perfis de 
imagens FMS e FMI, esses valores elevados de GR e a cor escura nos perfis de 
Imagens são interpretados como siltitos e folhelhos, já as cores claras e valores 
baixos de GR são interpretados como de arenitos. 
 
 
57 
 
Figura 67: Painel de correlção de sub superfície. Observar o GR e os perfis de imagens 
FMS e FMI. 
 
Fonte: Donselaar, et al, 2005. 
 
Em um intervalo de 7 metros de espessura (Fig. 68), ocorre uma sucessão de 
cores. Na base observa-se uma mudança brusca de cor, do marrom escuro passa 
para uma cor mais clara, amarelo, sendo interpretado como uma superficie erosional 
entre uma planicie de inundação e um arenito fluvial, na metade superior do perfil a 
cor passa a mudar gradualmente, de um amarelo claro para castanho, indicando 
58 
 
granodecrescencia ascendente no empacotamento. Na analise dos mergulhos, o 
arenito fluvial exibe uma grande dispersão dos angulos e sentido de mergulhos, em 
vermelho. Enquanto a região mais escura, do laranja escuro para marrom, é notado 
uma distribuição de mergulho de carater unidirecional e com baixa dispersão, com 
mudança gradual de ãngulo de mergulho, em amarelo. 
 
Figura 68: Na sequencia Gama Ray, perfil FMS normalizado, perfil dipmeter e perfil FMS 
mostrando a variação de cores do branco ao marrom escuro. 
 
Fonte: Donselaar, et al, 2005. 
 
 A figura 69 mostra o intervalo B em destaque, onde foi subdividido em 10 
pequenos intervalos de 40 cm de espessura com mergulhos unidirecionais e um 
ângulo de imersão constante. A variação do dip neste intervalo é interpretada como 
a representação de estratificação cruzada acanalada. 
59 
 
Figura 69: Intervalo B da figura 67, mostrado as variações dos mergulhos, interpretado como 
de estratificação cruzada. 
 
Fonte: Donselaar, et al, 2005. 
 
Na figura 70, Perfil de Imagem FMS da Schlumberger mostrando arenito de 
granulação fina, de rio meandrante, no poço Piraces’ 1, num intervalo que varia de 
67 a 74 m de profundidade. Mudança gradual de cor de laranja a marrom escuro na 
imagem normalizada estatisticamente. As cores mais escuras indicando teor de 
argila alto, isto é apoiado pelos valores elevados de raios gama. Bimodalidade na 
trama dos mergulhos: intervalos de mergulhos para sudoeste (amarelo) de 
superficies de acresção lateraisaternando de camadas grosseiras para finas ( de 
baixo pra cima), em rocho intervalos apresentando mergulhos para nordeste de 
pequenas megaripples. Observar a diminuição da ocorrencia ascendente de 
megaripples. Na figura 71, intervalo B e C da figura 70, com padrão de cor difusa 
indicando bioturbação e megarriples, respectivamente. 
60 
 
Figura 70: Perfil GR, perfil FMI normalizado, profundidade (em metros), perfil com mergulhos 
e perfil FMI destacando os intervalos B e C. 
 
Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005. 
 
Figura 71: Intervalos B e C da figura 17. Em B, detalhe da parte superior: padrão de cor 
difusa indica bioturbação. (C) Detalhe com pequenos megaripples: 10-20 cm de arenito 
grosseiro (laranja mais claro) e finas camadas de siltito (mais escuro). 
 
Fonte: adaptado de: Donselaar, M. E. et al, 2005, Delft University of Technology 
 
61 
 
Na figura seguinte (Fig.72), arenito de rio entrelaçado no poço Pirace’s-2, no 
intervalo de 121-130 metros de profundidade, mostrando cores amarelas da base 
para o topon no perfil de imagem FMS normalizado, indicando ausência de uma 
tendência granulométrica. Valores baixos de raios gama também indicam um baixo 
teor de argila. A seta entre o intervalo 125,6 e 126 indica reativação do canal com 
bolas de argila (descontinuas manchas marrons escuras). 
 
Figura 72: Imagem dinâmica e imagem estática FMI. 
 
Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005. 
 
Afloramento de Arenito-siltito de crevasse delta (Fig.73), correlacionado com o 
intervalo D no painel da figura 67. No intervalo 48,6 a 50,2 metros do perfil de 
imagem FMS (Fig.74), crevasse delta (bolas lilás), a uma profundidade logo abaixo 
62 
 
de 52,2 metro, notar que os ângulos dos mergulhos diminuíram assim como a cor da 
imagem normalizada estática, que ficou mais escura. O contraste de cores na 
imagem da figura 73 é interpretado como camadas finas de siltito alternadas com 
arenito. O registo de medição de profundidade de imersão mostra ângulos elevados 
na base (cerca de 25°), E uma diminuição do ângulo ascendente de mergulho. Os 
mergulhos são unidirecionais com uma dispersão muito baixa. 
 
Figura 73: Afloramento de crevase delta correlacionado com a parte de granulação fina de 
intervalo D, da figura 66 do poço Piraces-1. 
 
Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005. 
 
Figura 74: Perfil de imagem FMS, mostrando crevase delta e laminação, em camadas finas 
de siltito alternadas com arenitos. 
 
Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005. 
 
63 
 
Finas camadas de crevasse splay embutidos planície de inundação (Fig. 75). Os 
crevasse splays são lateralmente ligados aos corpos de arenito de canais fluviais. 
No perfil de imagem FMS da figura 76, crevasse splay, no poço Pirace's-1, no 
intervalo de 105-106 m de profundidade. Observe o contraste entre a base do leito de 
arenito, de cor laranja escuro e o argilito de cor marrom da planície de inundação 
subjacente, e a mudança de cor gradual no topo. Baixos mergulhos constantes para o leste 
no intervalo de 105,2 a 105,8 m. 
 
Figura 75: Afloramento de crevasse splay. 
 
Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005. 
 
Figura 76: Perfil de imagem resistiva FMS do poço Parecis -1 mostrando crevasse splay. 
 
Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005. 
 
64 
 
Os critérios diagnósticos para o estabelecimento de uma sucessão de fácies 
de um ambiente fluvial através dos perfis de imagens foram a cor, em imagens 
estaticamente normalizadas. Barras entrelaçadas arenosas em afloramento não 
mostram uma variação granulométrica de tendência vertical, refletido na imagem 
resistiva estática normalizada. Apresentando cor amarela uniforme da base para o 
topo. Em imagens dinamicamente normalizadas, estruturas sedimentares como 
estratificação cruzada acanalada, barras de acreção lateral, sobrepostos a 
megarripples e barras de acreção entrelaçadas, puderam ser interpretadas através 
de seus padrões de mergulhos. 
 
4.3.2 Perfis de Imagem na analise de sistemas de turbiditos de águas 
profundas, na bacia de Krishna-Godavari, costa leste da Índia 
 
Canais e lobos submarinos representam uma grande quantidade de 
reservatórios marinhos de águas profundas. Basu, et al, 2007, integrou os Perfis de 
Imagens resistiva com perfis espectroscópicos na caracterização deste tipo de 
reservatório offshore, na Índia. A bacia de Krishna-Godavari (KG) está localizada na 
costa leste da Índia, e cobre uma área aproximada de 100,000 km ². O trecho do 
trato sedimentar compreende uma gama de ambientes deposicionais que compõem 
planície costeira, delta, sope de plataforma, profundos e complexos canais 
marinhos. 
Perfis de imagem resistiva de poço e perfis de espectrometria foram 
calibrados com testemunho para fornecer dados suficientes para qualificar uma 
detalhada descrição de fácies. 
Canais submarinos podem ser classificados como canais de fluxo por 
gravidade e complexos canais de “levee” (Fig.77). Os canais de fluxo por gravidade 
são caracterizados por uma forte heterogeneidade textural. O “workflow” é composto 
por várias etapas que envolvem Perfis de Imagem, processamento de perfis 
espectroscopicos e interpretação seguida por correlação com os dados 
fundamentais a diferentes fases de integração de dados. 
 
 
 
65 
 
Figura 77: Representação esquemática do modelo de deposição de águas profundas para 
um sistema submarino de lama rica (modificado após Reading & Richards, 1994). 
 
Fonte: Basu, I et all. 2007. 
 
Arenitos com camadas muito finas (menos de alguns centímetros) e pouca 
heterogeneidade textural são comuns em ambientes de águas profundas. A enorme 
(espessura) de corpos de areia, por outro lado, são muitas vezes caracterizadas por 
uma grande variabilidade estrutural dependendo da natureza dos depósitos de fluxo 
de massa (Basu, I et all. 2007). 
Outra aplicação das Imagens elétricas de poço é a avaliação visual das 
mudanças texturais. Essa aplicação envolve um trabalho composto por várias 
etapas, desde o registro da imagem até o seu processamento. Alem de sua 
interpretação acompanhada com dados de outros métodos, sendo o espectróscopio 
utilizado nesse exemplo. 
 Na figura 78, Índice de heterogeneidade e fácies texturais calculados com 
base no espectro de cor da imagem resistividade estática. Clastos de lama 
suspensa entre XX97m-XX98m mostram heterogeneidade do arenito. A diminuição 
da fração de matriz (porção mais leve na faixa 3 é também um indicativo de 
heterogeneidade). 
 
66 
 
Figura 78: Perfil de imagem estatica, indice de heterogeneidade e fácies texturais na última 
pista. 
 
Fonte: Basu, I et all. 2007. 
 
A integração de dados obtidos pelos perfis de imagem de poço integrados aos 
obtidos por perfis de espectometria e testemunhos (fácies petrofisicas). Na pista 
iCore* (Fig. 79), é possível distinguir finas camadas ricas em xistos e areia. 
 
Figura 79: Caracterização litológica de camadas delgadas usando perfil de fácies iCore*. O 
perfil iCore* e testemunho são fortemente concordantes uns com os outros 
 
Fonte: Basu, I et all. 2007. 
67 
 
Classes de texturas obtidas através de testemunhos, imagens dinâmicas e 
estáticas resistivas na interpretação de depósitos de fluxo de gravidade (Figura 80). 
 
Figura 80: Testemunho e imagens resistivas. 
 
Fonte: Basu, I et all. 2007. 
 
A integração de fácies litológicas e fácies texturais, possibilitaram a 
interpretação na figura 81 de um xisto arenoso caótico e mal. Por conseguinte, a 
análise estrutural dá uma percepção e quantificação do nível de heterogeneidade 
existente dentro de uma unidade de areia maciça.Os dados de perfis de imagem e de espectroscopia, quando combinados, 
pode permitir obter uma alta resolução mineralogia e textural. Os resultados são 
então calibrados para a validação e avaliação crítica do sistema de fácies resultante. 
A informação de alta resolução, derivada a partir de imagens de micro-
resistividade pode também ser usada para estimar com precisão reservatórios de 
hidrocarbonetos em finas camadas de arenito maciço, onde muitas vezes são 
inferiores a resolução de métodos convencionais. 
68 
 
Figura 81: Integração de testemunho com perfil de imagem estática, dinâmica, índice de 
heterogeneidade e integração de fácies. 
 
Fonte: Basu, I et all. 2007. 
 
4.4 Estimativas de porosidade 
 
A análise textural dos perfis de imagens permite refinar os cálculos de 
permeabilidade dos reservatorios, onde as variações de tamanho dos grãos podem 
ser inferidas e relacionadas diretamente com o fluxo em direções horizontais (kh) e 
verticais (kv). O kv incorpora um índice de laminação que é calculado directamente a 
partir da imagem (Harvey, 2010). 
Pode-se utilizar o espectro de condutividade para expressar a distribuição da 
porosidade em carbonatos (Harvey, 2010). Em sedimentos clásticos a utilização do 
mapa textural pode ser utilizado para definir a permeabilidade através de equações 
que dimensionem o tamanho dos poros e sua distribuição na rocha. 
Perfis de Imagens resistivos proporcionam pequenas medições que podem dá 
a ideia do fluxo de corrente. Esse fluxo será afetado pelo tamanho dos poros e 
tortuosidade do seu trajeto dentro da formação (Fig. 83). 
69 
 
Figura 82: Esquema mostrando trajeto da corrente elétrica dentro da formação. 
 
Fonte: Harvey, 2010 
 
 
Em reservatórios clásticos a distribuição de resistividade / condutividade em 
ferramentas de imagem elétrica podem ser atribuídos e relacionados ao tamanho de 
grãos dentro da rocha reservatório. Então, folhelhos mostrarão uma resistividade 
menor, enquanto grãos de areia irão mostrar uma alta resistividade, como no 
exemplo mostrado na figura 83. 
 
Figura 83: Figura relacionando índice de cor nos perfis de imagens resistivos com o 
tamanho dos grãos na parede do poço. 
 
Fonte: Harvey, 2010 
 
 
A Figura 84 apresenta exemplo de variações de tamanho de grãos e também 
um índice de classificação com base na textura da imagem. A figura seguinte mostra 
a integração de dados na obtenção de valores de porosidade do poço (Fig. 85). A 
última faixa mostra registro convencional da permeabilidade. Observar os triângulos 
laranja que incorpora o tamanho de grão e porosidade principal. E na figura 86, 
permeabilidade obtida por perfil de imagem e testemunho. 
SILTE ARGILA
A 
ARENITO 
70 
 
 
Figura 84: Variações de tamanho de grãos e índice classificação crescente da esquerda 
para a direita, que representam valores relativos, mas podem ser convertidos em escalas 
quantitativas quando correlacionados com outros dados básicos. 
 
Fonte: Harvey, 2010 
 
Figura 85: Gama gay, perfil de Imagem, Mapa Textural, A última faixa mostra registro 
convencional da permeabilidade do. Observar os triângulos laranja na ultima pista. 
 
Fonte: Harvey, 2010 
 
71 
 
Figura 86: GR, Perfil de imagem resistiva, mapa de heterogeneidade textural, mineralógico 
e na ultima permeabilidade obtida pelo perfil de imagem e testemunho. 
 
Fonte: Harvey, 2010 
 
5. CONCLUSÕES 
 
Perfis de Imagem Resistivos e Acústicos podem ser utilizados na 
interpretação de estruturas. Diferentes tipos de fraturas podem ser distinguidos de 
acordo com seu aspecto na imagem. São ferramentas importantes na obtenção de 
dados e caracterização de trends de falhas e fraturas. Estes resultados podem ser 
utilizados para compreender os processos de fraturamentos e dessa forma prever 
as localizações e orientações que novos poços deverão seguir para uma melhor 
produção. 
Em carbonatos densamente fraturados, imagens de poço são ideais para 
detectar e caracterizar fraturas. Fraturas cimentadas podem ser identificadas na 
imagem. Efeitos de dissolução tambem podem ser observados. 
72 
 
Condições de perfuração podem ser avaliadas através das imagens, como 
breakouts e desmoronamentos. Importante na previsão de estabilidade d poço em 
formações não consolidadas. 
Perfis de imagem na interpretação de fácies de ambiente deposicional 
utilizam uma combinação de informação detalhada de mergulhos, obtidos nos perfis 
dinamicamente normalizados, associados aos perfis estaticamente normalizados, 
onde é possível observar a variação de cor. 
Na interpretação de fácies de ambientes marinhos de água profunda quando 
combinado com outros métodos possibilita a identificação de finas camadas de 
arenitos maciços típicos de turbiditos, que muitas vezes não são identificados por 
métodos convencionais devido a resolução dos mesmos não permitirem. 
Onde as variações de cor nos perfis de imagem resistiva com testemunhos 
e/ou afloramentos em superfície ajudam a obter melhores estimativas de porosidade 
e permeabilidade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
73 
 
6. REFERÊNCIAS 
 
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