2º Estágio de Avaliações

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1. Porosidade
a. Sônico
As ferramentas consistem em transmissores e receptores posicionados no poço. O transmissor gera pulso pressurizado no fluido do poço. Esse pulso bate na parede do poço e ondas P e S são geradas na formação. As ondas viajam a partir da fonte na formação e próximas ao poço criam distúrbios de pressão no fluido do poço (headwaves). As headwaves se movem na mesma velocidade que as wavefronts que as criam e tornam as ferramentas receptoras. As ferramentas sônicas apenas medem porosidade primária, e elas não veem regularidade ou fraturas. Configurações:
· Um transmissor, um receptor: Nessa situação, o pulso acústico é gerado pelo transmissor vai viajando através (Raio a) da lama é refratado ao longo da parede do poço (Raio b) e é refratado de volta através da lama (raio c).
· Um transmissor, dois receptores: Essa configuração cancela os efeitos da lama de medição pela colocação de 2 receptores juntos. Esta configuração funciona em situações onde ferramenta é paralela com a parede do poço.
· Dois transmissores, dois receptores: Adicionando 1 transmissor, o problema de inclinação é resolvida, mas os caminhos que as ondas levam para cada receptor são diferentes.
· Dois transmissores, quatro receptores: Medem a vagarosidade independente de mudanças no diâmetro do poço tão quanto lavagens ou troca de brocas. A medida é conhecida como BHC (Compensação sônica do poço). OBS.: A medição da vagarosidade não é afetada pela lama/mudanças no diâmetro do poço.
· Array sônico: Consiste em um transmissor e 8 receptores que registram as wavefronts completas para extrair a vagarosidade compressional, cisalhante, stoneley. O processo de vagarosidade-tempo-coerência é usado para extrair os vários valores de vagarosidade da formação.
Aplicações: Avaliação de formações (Porosidade, litologia, detecção de gás, fraturas, permeabilidade), análise de propriedade mecânica (estabilidade mecânica) e interpretação geofísica (sismogramas sintéticos).
b. Densidade
Uma ferramenta com uma fonte de raios gama química (662 KeV) e detectores de GR é colocado em frente a formação. Os raios gama emitidos pela fonte, interagem por efeito de absorção fotoelétrica e efeito Compton com a formação e são dispersos de volta aos detectores. A ferramenta FDC é uma geração mais antiga, com nenhum analisador de espectro e dependem na contagem total de RG para determinação da densidade. As ferramentas LDT(ferramenta de lito-densidade) e TLD (três detectores de litologia densidade) tem um analisador de espectro que podem determinar a energia do RG do PEF da formação. O LDT tem uma fonte de raios gama césio radioativo e dois cintilômetros detectores. O TDL tem 1 detector adicional posicionado próximo à fonte, produzindo uma alta razão de contagem e produzindo melhor variação estatística. A ferramenta de densidade mede a porosidade primária e a porosidade secundária, tem uma profundidade investigação rasa e mede primeiro a zona invadida. O fluido saturante será uma mistura de filtrado de lama e HC imóveis. A rugosidade faz os detectores verem um volume de lama que não pode ser corrigido facilmente e a matriz deve ser conhecida para cálculo da porosidade. Outras aplicações do perfil de densidade: Análises de propriedades mecânicas e Propriedades acústicas (em combinação com a ferramenta sônica), Identificação de gás e litologia (em combinação com o perfil de nêutrons).
c. Neutron
Ferramentas de nêutrons emitem nêutrons de alta energia tanto de fonte química ou de aparelho de geração de nêutron. Como um nêutron deixa fonte, ele interage com o núcleo dos átomos da formação. Em cada interação, o nêutron perde alguma de sua energia até que alcance o estado de energia termal. Eventualmente, um nêutron termal é capturado por um dos elementos da formação, emitindo raios gama. A quantidade de átomos de H2 por unidade de volume na formação é conhecido com HI (índice de H2). Átomos de H2 estão primeiramente presentes nos fluidos nos espaços porosos, assim a porosidade da formação pode ser determinada usando o HI medido. A fonte química de nêutrons é usada em ferramentas de porosidade nêutrons padrão que detecta nêutrons termais. As ferramentas se apoiam na detecção de nêutrons epitermais usam um minitron já que ele pode produzir muito mais nêutrons que uma fonte química. Ferramentas de porosidade nêutron usam detectores proporcionais de gás He. Dependendo da saída designada e aplicação, detectores He3 podem ser ajustados para detecção tanto de nêutrons termais como epitermais. É importante notar que a porosidade é calculada para um tipo espectrico de matriz. Tipicamente o tipo de matriz é calcário, o que significa que a porosidade apresentada é correta para um calcário puro saturado com água. Dentre as Aplicações: Termal: Porosidade para matriz limpa, saturada de água; Indicador de litologia (com perfil de densidade); Porosidade em poços revestidos; Porosidade em areias argilosas e Indicador de gás para matriz limpa (combinado com densidade); Epitermal: Porosidade na presença de nêutrons termais absorvidos na formação; Porosidade em poços com ar e gás; Limitações: Matriz deve ser conhecida para cálculo da porosidade; Nêutrons absorvidos na formação causam alta leitura da porosidade; 
d. NMR: 
Os átomos de hidrogênio no poro do fluido da formação agem como pequenos imãs e são aleatoriamente alinhados no fluido do poro, de acordo com campo magnético local [181]. 
Um imã premente montado nas ferramentas aplica um forte campo magnético (Bo)
O campo Bo alinha todos os núcleos com momento magnético incluindo os prótons de hidrogênio presentes no fluido do poro. Isto é conhecido como polarização. Este processo ocorre exponencialmente com tempo constante T1
Um campo magnético oscilante B1 é então aplicado perpendicular (90°) a Bo. Isto faz com que apenas os prótons de hidrogênio no fluido do poro inclinem-se e precessem em torno do eixo de B1 e na mesma frequência de B1. Esta frequência é conhecida como frequência Lamor
Este decaimento é revertido aplicando um campo magnético oscilando 180°. A precessão dos prótons de hidrogênio muda de fase para que o próton mais rápido, que precessem mais distante, retorne com maior distância
O eco desaparece rapidamente e os prótons de hidrogênio voltam a fase inicial novamente pela mesma técnica. Esta sequência é repetida milhares de vezes produzindo milhares de ecos. Com o tempo, os prótons perdem energia e permanentemente defasam fazendo com que os sinais de eco decresçam exponencialmente [187]. 
O sinal de eco é uma curva de decaimento multe exponencial e pode matematicamente ser definida em múltiplas constantes de decaimento do tempo. As múltiplas constantes de tempo de decaimento são suavizadas para prover uma curva de distribuição de relaxação T2. A área abaixo da curva T2 é igual a amplitude do sinal da curva de decaimento do eco. A curva de distribuição de relaxação T2 é a curva primária usada para a interpretação NMR [188]. 
Formação com quatro poros. A amplitude do sinal inicial da curva de decaimento do eco devido a cada poro será proporcional à porosidade daquele poro. O decaimento exponencial constante de cada poro será proporcional ao seu tamanho assumindo que o mecanismo de relaxação da superfície permanece dominante [189]. 
O sinal de eco medido pela ferramenta é a soma das contribuições de todos os poros na formação e a amplitude do sinal inicial representará a porosidade da formação. 
Convertendo-o para a curva de distribuição T2 três picos serão dados e com a soma desses picos representa a porosidade da formação e os valores T2 representarão o tamanho dos poros [190].
volume medido por uma ferramenta NMR contém milhares de poros com distribuições de valores T2. A área abaixo da distribuição T2 é proporcional a porosidade da formação e é independente da matriz. A forma da distribuição T2 pode ser relacionada com a distribuição do tamanho dos poros, se o relaxamento superfície é dominante [191]. 
Esta seção do CMR mostra dois imãs poderosos que criam um campo que 90% do sinal vem da “região sensível”.Esta região está a 0,75” a 1,25” da parede da ferramenta e 6” ao longo do comprimento da ferramenta. A zona cega está a 0,5”, fazendo com que a ferramenta seja sensível ao reboco e a alguns níveis de rugosidade [193]. 
Aplicações: 
• Aplicações porosidade: • Porosidade total independente da litologia e mineralogia. 
• Identificação de zonas de gás; 
• Porosidade sem fonte radioativa; 
• Aplicações T2: • Porosidade de fluidos livres e volume de fluidos; 
• Estimação da permeabilidade; 
• Identificação de hidrocarbonetos e cálculo de volume; [194] 
Três tipos de porosidade
A porosidade pode ser quebrada em vários componentes dependendo do tamanho do poro: 
• Porosidade de poros pequenos, que incluem a maior parte da porosidade argilosa contendo água de argila e alguns poros muitos pequenos. 
• Porosidade de capilares, que incluem poros de arenitos que são muito pequenos para os fluidos escoam. Água irredutível por forças capilares. 
• Porosidade de fluidos livres inclui os poros contendo fluido que espera-se que escoem [195].
A área total abaixo da destruição T2 é proporcional à porosidade. A porosidade CMR é independente da litologia. É possível assumir cutoffs para quantificar a proporção de cada tipo de porosidade [197].
A habilidade da ferramenta de CMR de resolver a porosidade em termos de tamanhos de poros faz com que seja possível avaliar a extensão de fluidos que passam ser produzidos na formação. O valor da porosidade de fluidos livres é determinado pela aplicação de um cut-off na curva de relaxação T2. Valores acima do cutoff T2 indicam poros largos potencialmente capazes de produzir e abaixo indicam poros pequenos incapazes de produzir
2. Saturação de Hidrocarbonetos
a. Resistividade Básica
A litologia da formação e Φ não alteram muito devido a invasão. A Rt muda significativamente na zona invadida e as ferramentas de resistividade precisam, medir a profundidade na zona virgem. Para calcular SW. As ferramentas de resistividade são designadas para ler várias profundidades de investigação. A leitura rasa é usada para medir Sxo. A profundida de leitura é afetada pela zona invadida e geralmente não é Rt. A leitura média, junto com a rosa, é usada para corrigir a profundidade de leitura para obter o Rt. 
b. Microrresistividade
O objetivo das ferramentas de baixa resistividade é determinar a resistividade da zona invadida. As ferramentas consistem em um arranjo de eletrodos em um espaço que é pressionado contra a formação e minimixa os efeitos do poço. O aparelho de microlog consiste em dois dispositivos curto espaçados montados no mesmo bloco. Eles medem resistividade de pequeno volume de reboco e formação imediatamente ajacente ao furo. Sua limitação é a lata sensibilidade ao reboco. Aplicações: Medidas de Rxo em lamas a base de água; Correções de resistividade profunda para determinação de Rt; Determinação de óleo móvel a partir de Rxo; Indicador qualitativa da permeabilidade.
O MSFL (micro- spherically focuserd log) usa correntes adicionais de eletrodos para garantir que um volume conhecido de formação seja medido. O foco esférico desta ferramenta permite nenhuma variação na profundidade de investigação e previne perda de corrente no reboco. Melhor Rxo que o microlog. O MSFL é designado para ver muito raso. A corrente é enviada a partir do eletrodo central A0 para A2 e o corpo da ferramenta. Esta corrente é uma combinação de duas correntes moduladas. 
O aparelho PEX MCFL (micro-cilindrically Focused Log) foca a corrente em um dispositivo cilíndrico. Este design fornece uma medida que é similar (em forma) ao poço e reboco. Portanto, a medição é insensível a mudanças na geometria do poço e ao ambiente da parede do poço. A ferramenta determina Rxo, Rmo e Hmo.
c. (Resistividade) Laterolog
A simples teoria da ferramenta elétrica forma a base de todas as ferramentas elétricas. A ferramenta tem uma fonte de corrente que cria série de esferas equipotenciais centradas na fonte. Esta configuração irá medir a soma de todas resistências entre o eletrodo na superfície e o eletrodo no fundo do poço. Na intenção de medir um intervalo especifico da formação, um voltímetro é colocado no intervalo. Isto é equivalente a colocar dois eletrodos de voltagem através da formação e medir a voltagem entre eles. 
Velha ferramenta de Resistividade 
O princípio foi utilizado no início dos logs elétricos (Dispositivo AMN). E a distância entre os eléctrodos de posição é ajustada para proporcionar diferentes respostas dependentes das características de formação
Respostas de dispositivos normais e laterais. 
Se a camada é grossa o bastante, a ferramenta irá ler verdadeiro resistividade formação. Se não, a ferramenta vai ler o valor que depende da resistividade da camada alvo e camadas de ombro e também com a configuração de elétrodo. As curvas se distorcem na fronteira das camadas. A solução é focar nas correntes medidas dentro da formação. Isto é feito usando uma corrente emitida dos eletrodos acima e abaixo da camada medida. Isto força a corrente a fluir diretamente em uma folha na formação com pequeno desvio. Foco desvio: corrente iguais são emitidas de todos três eletrodos para focar a corrente na formação. Mas com este arranjo, as formas equipotenciais distorcem mais rapidamente.
Foco ativo: dois eletrodos de voltagem (M1 e M2) são introduzidos entre o eletrodo que mede a corrente emitida e outro eletrodo. Eles medem a voltagem na sua frente, e depois moldam a corrente (I0) medida. Isto garante que a voltagem na frente deles seja igual, e, portanto, são equipotenciais. Então I0 flui perpendicular ao eixo da ferramenta.
DLT (Dual laterolog Tool) 
A configuração tradicional dos eletrodos DLT permitem um registro simultâneo de medidas profundas (LLD) e rasas (LLS) pelo operador a duas frequências: 35 Hz para o LLD e 280 Hz para o LLS.
ARI (Azimuthal Resisurty Imager) 
O ARI usa a mesma configuração que o DLT mede o LLD e LLS. As ferramentas laterolog medem apenas em uma mesma direção, e podem girar dentro do poço. Já está mede em 12 azimutes e tem controle de giro. Tem como saber a resistividade nas diversas posições. Em matéria anisotrópica, que mudam as propriedades com a posição, pode medir o grau de isotropia.
d. (Resistividade) Indução
O sinal induzido no receptor devido a corrente fluindo na bobina transmissora e muitas vezes maior em magnitude que o sinal é induzido pela corrente fluindo na formação. Felizmente, os sinais induzidos pelas duas correntes são defasados de 90º e podem ser separadas e medidas [235]. 
As primeiras ferramentas usavam a localização mecânica das bobinas receptoras e transmissoras para alcançar a profundidade de investigação desejada e resolução vertical. Esta ferramenta são chamadas de foco fixo. Ferramentas de indução array tem um transmissor e um arranjo de bobinas receptoras e alcançam o foco desejado via processamento.
A fase de indução do registo consiste de uma curva IDPH e IMPH. Em lamas a base de agua, um foco esférico laterolog (SFL) e uma curva SP podem ser registradas. 
Aplicações 
• Determina R+ em lamas resistivas a base de óleo e água doce; 
• AIT- Determinação precisa de Rt através de modelagem e inversão (camadas finas e invadidas); 
• AIT- Quantificação de volume de fluido invadido 
Rt do AIT (Ferramenta de Indução Array)
As cinco medidas do AIT permitem um perfil de rampa entre a zona invadida e a zona virgem para que seja avaliado, resultando em determinação mais precisa de Rt [241]. 
O AIT não faz reposição sobre a distribuição de resistividade na determinação das cincos medidas de resistividade. Portanto, o perfil de AIT é apto para detectar invasão anular [242]. 
Limitações 
Indução 
• Não pode ser usada em lamas saturadas com sal. 
• Pobre quando Rxo < Rt. 
• Não pode ser usado em formação de alta resistividade. 
• Pobre em camadas finas. 
• Camadas de mergulho afetarão a resposta de perfil
AIT
• Estende-se ao ambiente de trabalho. 
• As respostas podem ser medidas; [243] 
3. Tipo de Hidrocarboneto
a. Neutron-densidade
A densidade responde a densidade eletrônicada formação na frente da ferramenta. A resposta de perfil é uma combinação da densidade da matriz e do fluido da zona invadida. Ferramentas de nêutrons respondem ao índice de hidrogênio da formação. A resposta deste perfil combina o índice hidrogênio da matriz com o dos fluidos em suas proporções da zona invadida. Os hidrocarbonetos têm densidade e índice de hidrogênio menores que a água. Portanto, a presença de hidrocarbonetos na formação resulta em um decréscimo das respostas dos perfis de densidade e de nêutrons, que resultam na separação dos perfis. Gás tem baixa densidade e índice de hidrogênio comparada a água ou óleo, resultando em uma larga separação. Folhelhos têm maior densidade de matriz e teor de água em comparação com a areia. Isto resulta na mascaração de separação de o perfil de densidade e nêutrons nas zonas de arenitos argilosos com hidrocarboneto.
4. Permeabilidade
a. Sônico
A baixas frequências, quando a onda stoneley cruza zonas permeáveis ou fraturas abertas, o movimento dos fluidos ocorre entre o poço e a formação. O resultado é baixa energia, atenuação do sinal, um retardamento da onda, aumentando a vagarosidade stoneley. O parâmetro medido é a mobilidade do fluido. Maior parte da energia Stoneley existe abaixo de 4kHz, e, portanto, é necessária uma ferramenta que estimula a formação em baixas frequências. Dipolo Imager cisalhamento sónico (DSI) esta ferramenta tem um transmissor mono-poste, que pode ser operado num modo de baixa frequência (80 Hz - 5 kHz) para obter uma medição lentidão Stanley. A ferramenta também tem características para obter uma medição da qualidade lentidão formação de cisalhamento bem que é necessária para o cálculo da permeabilidade.
b. NMR
O algoritmo para estimar a permeabilidade da distribuição de tamanho dos poros é baseado na suposição de que os poros de maiores fluxos de fluido mais facilmente do que os poros mais pequenos. Esta figura mostra duas amostras de rocha que têm a mesma área sob a curva de distribuição T2. O cálculo da permeabilidade baseia-se no fato de que a permeabilidade aumenta geralmente com ambos tamanhos dos poros e porosidade. Duas equações comumente utilizados são aqui apresentados. As constantes nessas equações variam de acordo com a litologia e o campo e devem ser verificadas para cada litologia e no campo. As constantes nas equações são determinadas por calibração da permeabilidade NMR para a permeabilidade do núcleo salmoura medido em laboratório em alguns poços de um campo. Permeabilidade calculado a partir de medições de espectrometria de laboratório de NMR são comparados com a permeabilidade do núcleo salmoura convencional de amostras de núcleo de arenito de dois poços.
5. Dipmeter – Lama a base de água
a. FMS – Formation Micro-scanner
4 pads - cada uma contendo 16 butons 
2 pinças (Calipers)
OBS.: Alta resistividade cores claras e alta condutividade cores escuras.
b. FMI – Formation Microlmager
4 pads + 4 flaps (abas) 
Cada pad – 48 botões (Buttons) 
2 pinças (calipers)[273]. 
FMI Fullbore Formation MicroImager 
Em lamas condutivas, a ferramenta de FMI imagens elétricas quase totalmente insensíveis às condições de sondagem e oferece informações quantitativas, em especial para análise de fratura. 
A ferramenta FMI combina medições de alta resolução com cobertura quase fullbore em furos padrão de diâmetro. (Por exemplo, ~ 80 % em 8,5 no poço) 
Aplicações: 
• Analise estrutural; 
• Caracterização das rochas sedimentares; 
• Análise textual reforçada com o sensor de alta resolução; 
• Avaliação completa rede de fraturas; 
• Profundidade de correspondência, orientação e estudos fundamentais; 
• Caracterização de Reservatórios; 
6. Dipmeter – Lama a base de óleo
a. OBMI – Oil Base Micro-Imager
4 pads 
Cinco pares tipo lateralog de buttons/pad 
2 pinças (calipers) 
Medições de resistividade quantitativos 
Primeira imagem de micro resistividade para sistemas de lama não condutores. 
Combinável com outras ferramentas
Analise estrutural: • Determinação da estrutura de mergulho; 
• Fratura e detecção de falhas; 
• Analise estratigráfica: • Caracterização de depósitos sedimentares; 
• Determinação da estratigrafia de mergulho; 
• Detecção de camada fina; 
• Analise de testemunho: • Coincidindo profundidade; 
• Orientação; 
• Convergência de Intervalo; 
Análises de compartimentação e permeabilidade; 
Alta resolução de contagem liquido; 
Posicionamento da amostra e teste de formação; 
Detecção de fraturas induzido por perfuração; 
Benefícios: 
• Alta resolução; 
• Detecção anisotrópica de fraturas; 
• Flexibilidade na escolha de sistemas lama; 
Características: 
• Opera em qualquer óleo, diesel ou de base de sintética lama;
0,4 - in. Tamanho do botão; 1,2 -in. Resolução; 
• Cinco medições por pad; 
• Medição quantitativa RXO 
• Compacta, desing integrada; 
• Combináveis no topo e no fundo; 
• A velocidade máxima de exploração é de 3600 ft/hr; 
• Pinça de dois eixos; 
b. UBI – Ultrasonic Borehole Imager
Características e benefícios 
• A UBI tem um único transdutor ultrassônico focado que produz uma resolução, reduzir os efeitos excêntricos e melhorar a detecção de eco mesmo em superfícies ásperas; 
• A UBI apresenta cobertura azimutal 100% 
• A UBI utiliza uma medição de ultrassom que pode fornecer imagens de poços em lamas à base de óleo; 
• A UBI usa duas frequências de operação que permitam diferentes profundidades de investigação e log em lamas pesadas; 
• A UBI pode trabalhar em uma grande variedade de tamanhos de poços; 
Aplicações 
A UBI tem as seguintes aplicações: 
• Imagens de alta resolução de poço abertos; 
• Roupa de cama e análise estrutural; 
• identificação e caracterização Fratura; 
• análise de deformação Furo;
	Ferramentas de imagem de sondagem – Borehole Imaging Tools 
Aplicações: 
• Estrutural • Estrutura mergulho;
Falhas - Profundidade, Strike, downthrown, ângulo, selagem? 
• Breaks - unconformities, limites de sequencias; 
• Estratigrafia • Ambiente de deposição / sistema; 
• Orientação (fluxo paleocorrentes/ Progradação) 
• Reservatórios • Camada fina; 
• Para calibração de todo núcleo; 
• Tendências / barreiras de permeabilidade; 
• Fraturas/ Porosidade vulgular; 
• Geometria do poço/ Orientação das tensões; 
7. PSGT - Pulsed Spectral Gamma Tool
O PSGT é uma ferramenta baseada na emissão de nêutrons e detecção de raios gama provenientes da formação, produzidos pela interação destes nêutrons. Um gerador eletrônico é responsável pela emissão de nêutrons da ordem de 14 MeV de energia. Esta emissão desencadeia um processo de colisões de nêutrons, que geram dois processos de decaimento: Dispersão elástica e dispersão Inelástica. Na dispersão inelástica os neutros tem alta energia (>100 KeV), e os elementos tornam-se momentaneamente radioativos, enquanto a dispersão elástica acontece predominante em nêutrons de baixa energia (<0.1 KeV). A ferramenta possui resolução vertical de 30 in, profundidade de investigação variando de 4 a 9 in, velocidade máxima recomendada de 5ft/min, corre descentralizada e pode medir com fluidos do tipo água salgada, doce ou óleo no poço. Os raios gama produzidos das colisões são classificados em ranges espectrais de acordo com o seu nível de energia. Estes espectros podem ser: Espectro Inelástico: Produzido pelos raios gama inelástico resultantes das colisões dos nêutrons de alta energia com os elementos das formações. Espectro Captura: Produzido pelos raios gama resultantes das colisões dos nêutrons termais com os elementos das formações. É aplicado na avaliação de reservatórios em áreas de salinidade baixa ou desconhecida, provê razão C/O para cálculos de saturação de óleo, estima porosidade, determinação da saturação de óleo, gás e água em reservatórios multifásicos, Identificação de litologia através do índices relativos dos elementos, detecção de fluxo de água através da ativação do O2 e Monitoramento do reservatório. Limitações: O diâmetro da ferramenta (33/8) impossibilita o uso nas tubulações de completação, Limitação na profundidade de investigação, Formações combaixa porosidade (< 12 p.u). Vantagens: Aumento na velocidade de aquisição de dados, Repetibilidade, qualidade de informação dos espectros de captura e inelástico, pode servir como dispositivo complementar para aquisição de dados de poço aberto, Determinação da saturação em formações de porosidade média a alta, com poucas passadas de 5 ft/min.