Perfilagem de poços de petróleo

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IQ - UFRJ 
 
 
 
 
PP EE RR FF II LL AA GG EE MM 
 
 
 
 
 
AAllbbeerrttoo AAnnddrréé RR.. DDrruummmmoonndd 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 2
 
 
- Índice 
 
 
 
• Introdução ....................................................................................3 
 
• Testemunhagem ...........................................................................5 
 
• Perfilagem eletrica .......................................................................6 
 
• Métodos de prospecção ...............................................................15 
 
• Outros métodos de prospecção ...................................................16 
 
• Conclusão ...................................................................................17 
 
• Bibliografia Consultada ............................................................ 19 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 3
 
 
I – Introdução 
Chamamos perfilagem ao levantamento completo de perfis referentes ao poço para a produção de 
petróleo. O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais 
características ou propriedades das rochas perfuradas. Ele é obtido a partir de ferramentas que são 
descidas no poço, onde os valores são captados e em seguida são armazenados em arquivos digitais. 
Apesar de existirem vários processos físicos de medição (perfis), os dados fornecidos pelos 
equipamentos eletrônicos de medida são chamados genericamente de perfis elétricos.Através da 
perfilagem podemos mapear o poço com gráficos ou figuras que nos mostram as áreas de interesse a 
serem trabalhadas, no entanto, é bom deixar claro que ela não se mostra auto-suficiente, pois necessita 
de técnicas auxiliares que se complementam para cumprir essa meta. Como exemplo de uma técnica 
auxiliar temos a amostra de calha que é utilizada juntamente com os perfis elétricos para ajudar na 
identificação das litofaces. Essa amostra contém os resíduos das formações rochosas, durante a 
perfuração, que permanecem na broca quando ela é levantada do interior do poço para a superfície. 
A grande maioria das ferramentas existente para a visualização e reconhecimento de litofaces é 
comerciais, sendo vendidos exclusivamente como parte de pacotes de software mais completos, porém 
extremamente caros. Podemos citar alguns exemplos: 
 
1. Horizon Software - Inclui um grupo de programas probabilísticos que podem determinar 
propriedades quantitativas ou propriedades qualitativas (litofaces ou fluidos a serem 
produzidos) ao longo de um poço 
2. Rockcell - É uma ferramenta de classificação que utiliza perfis e disponibiliza visualização 
para classificar e estimar litofaces. Além de permitir a análise das litofaces. 
3. GS Software - É um sistema geológico completo para PC’s cujas características primárias 
incluem correlação interativa de poços, compreensão de análise petrofísica, integração de 
dados mudlog, sísmica sintética etc. 
Existem vários tipos de perfis utilizados para as mais diversas aplicações, todos com o objetivo de 
avaliar melhor as formações geológicas quanto à ocorrência de uma jazida comercia de 
hidrocarbonetos. 
Podemos citar alguns dos principais tipos de perfis elétricos existentes: 
• Raios Gama (GR) - Detecta a radioatividade total da formação geológica. Utilizado para a 
identificação da litologia, a identificação de minerais radioativos e para o cálculo do volume de argilas 
ou argilosidade; 
• Neutrônico (NPHI) - São utilizados para estimativas de porosidade, litologia e detecção de 
hidrocarbonetos leves ou gás; 
• Indução (ILD) - Fornece leitura aproximada da resistividade da rocha contendo hidrocarbonetos, 
através da medição de campos elétricos e magnéticos induzidos nas rochas; 
• Sônico (DT) - Mede a diferença nos tempos de trânsito de uma onda mecânica através das rochas. 
É utilizado para estimativas de porosidade, correlação poço a poço, estimativas do grau de compactação 
das rochas ou estimativas das constantes elásticas, detecção de fraturas e apoio à sísmica para a 
elaboração do sismograma sintético; 
• Densidade (RHOB) - Além da densidade das camadas, permite o cálculo da porosidade e a 
identificação das zonas de gás. 
 
 4
 
 
• Caliper - fornece o diâmetro do poço. É aplicado no cálculo do volume de cimento para tampões ou 
cimentação do revestimento, apoio a operações de teste de formação, controle de qualidade de perfis e 
indicações das condições do poço em um determinado intervalo. 
 
• Potencial Espontâneo (SP): é o registro da diferença de potencial entre um eletrodo móvel descido 
dentro do poço e outro fixo na superfície. Este perfil permite determinar as camadas permoporosas, 
calcular a argilosidade das rochas, determinar a resistividade da água da formação e auxiliar na 
correlação de informações com poços vizinhos. 
 
 Para um melhor aproveitamento dos perfis elétricos obtidos, é necessário que eles sejam utilizados em 
conjunto. Por exemplo, se for constatado que em determinada profundidade o perfil GR indique alta 
argilosidade e o ILD alta resistividade, mas se o perfil RHOB indicar alta densidade e o perfil DT alta 
velocidade, então, pode-se concluir que essa formação seria um reservatório de baixa produtividade 
caso fosse portadora de hidrocarbonetos. Por outro lado, se ocorrer que o perfil GR indique baixa 
argilosidade, o ILD alta resistividade, o perfil RHOB baixa densidade e o DT baixa velocidade, tem-se 
uma maior probabilidade de uma reserva comercial de hidrocarbonetos nessa formação. Outros fatores, 
porém, são levados em consideração para análise de um reservatório, como por exemplo a amostra de 
calha e os dados obtidos durante a prospecção da área. 
O perfil Caliper é um perfil auxiliar que consta do registro das variações para mais (desabamento) ou 
para menos (reboco ou estrangulamento) do diâmetro nominal da broca usada para perfurar o poço. 
Pode apresentar dois ou mais braços, articulados, geralmente acoplados a bobinas, o movimento 
constante destes braços abrindo e fechando, geram respostas elétricas nestas bobinas que são 
relacionadas à geometria da parede do poço, podendo desta forma ainda calcular seu volume. 
A modelagem de perfis elétrica através de camadas com variações continuas em sua condutividade, 
chamadas de eletricamente heterogêneas, e uma técnica que permite uma melhor aproximação da 
conjuntura elétrica no subsolo, na medida em que não existem camadas estritamente homogêneas na 
natureza e, portanto, vem se impor como um avanço em relação a tecnologia atualmente utilizada de 
modelagem de perfis através de camadas eletricamente constantes. 
 A interpretação de perfis é feita a partir de parâmetros fornecidos pelo operador do perfil. 
As empresas ( Schlumberger, Halliburton, etc...) que fornecem as ferramentas, fornecem também os 
parâmetros para interpretação. Ha cursos oferecidos por essas empresas para aprimorar a interpretação 
quantitativa dos perfis através de seus funcionários, já que a qualitativa vem expressa no próprio 
gráfico do perfil. No entanto não é fácil distinguir água doce de óleo em perfis de forma isolada, 
somente com a junção de dois ou mais perfis isso é possível, pois se torna possível à comparação entre 
perfis. 
Hoje existem equipamentos e softwares mais avançados para o traçado de perfis tal como o PSGT que 
identifica Carbono e Oxigênio presentes na composição das rochas , o que facilitam a identificação da 
presença de hidrocarbonetos e um melhor conhecimento das características das diferentes camadas 
rochosas perfuradas,neste caso a distinção entre água e óleo se torna muito mais fácil. 
Os chamados trabalhos de poço revestido são realizados depois que o poço, como o próprio nome já 
diz, recebeu um revestimento metálico, para evitar que a formação geológica ceda e feche o poço. Em 
sua maioria, estestrabalhos tem o objetivo de fazer manutenções no poço afim de reavaliar e/ou 
melhorar sua produção. Neste caso, não há lama de perfuração, apenas o fluído de perfuração para 
manter a pressão estática do poço. Ou, em alguns casos, apenas o próprio fluído da formação 
(petróleo cru). 
 
As medições tomadas nestes trabalhos fornecem, entre outros, dados sobre a qualidade da cimentação 
por trás do revestimento, ou novamente, dados sobre a interface entre os fluídos existentes na formação 
atravessada pelo poço. Os diâmetros das ferramentas variam bastante, pois as mesmas podem ser 
introduzidas no poço por dentro da coluna de produção (diâmetros menores) ou por dentro do 
revestimento, após a retirada da coluna (diâmetros maiores). 
 
 
Este segmento é também responsável pelo canhoneio dos poços. Ou seja, a detonação de explosivos 
em profundidades especificadas para gerar um caminho através do revestimento para que o fluído a ser 
produzido possa sair da formação e chegar ao interior do poço. As cargas explosivas utilizadas em 
canhoneios podem gerar diferentes tipos de perfurações. Com maior ou menor penetração, com uma 
densidade maior ou menor de furos por pé, etc. Os diâmetros dos canhões também variam muito, 
chegando a até 7 polegadas (17,78 cm), dependendo do diâmetro do revestimento que se deseja 
perfurar. Estas cargas têm uma geometria e uma composição de explosivos (RDX, HMX, entre outros) 
específicas, de modo que, quando detonadas, geram uma onda de pressão direcional, perpendicular ao 
eixo do poço, e que perfura a formação deixando o mínimo de detritos nesta. A ordem de grandeza 
média desta onda de pressão é de 4.000.000 (quatro milhões) de psi, e a penetração média na formação 
é de 60cm. 
 
Figura 1 - 
II – Testemunhagem 
 
Durante a perfuração dos poços, vários dados são coletados para aumentar o conhecimento do subsolo. 
Amostras das rochas cortadas, chamada amostra de calha, e amostras de rocha tal como estão no 
subsolo . Estas amostras são chamadas de testemunhos . 
A testemunhagem é uma operação especial feita no poço durante a perfuração, e consiste na obtenção 
do testemunho, que por sua vez, é uma amostra real da formação com alterações mínimas nas suas 
propriedades naturais. O testemunho é levado a laboratórios e testes são efetuados para obterem 
informações à respeito da litologia, textura, porosidade, permeabilidade, saturação de óleo e água etc. 
 5
A testemunhagem é importante porque ela comprova a litoface identificada pela perfilagem. 
Os dados da perfilagem unidos com os dados da testemunhagem formam exemplos a serem aprendidos 
pela Rede Neural Artificial ( RNA ) . Com isso, a RNA, depois da aprendizagem, poderá nos 
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responder que litoface está associada, à determinada profundidade, a uma t-upla de perfis 
apresentados. Por causa do custo operacional e temporal relativamente alto, a testemunhagem só é 
realizada em alguns poços estratégicos. Os testemunhos são amostras preservadas, portanto bastante 
representativos da formação. Eles são retirados a profundidades pré-determinadas, gerando 
informações pontuais do poço. 
 São conhecidos três tipos: 
• Testemunhagem com barrilete convencional: consiste na descida de uma broca vazada, e dois 
barriletes, um externo, que gira com a coluna, e outro interno, onde o testemunho se aloja. No final de 
cada corte é necessário que a coluna venha à superfície através de uma manobra; 
• Testemunhagem a cabo: o barrilete interno pode ser levantado até a superfície sem a necessidade de se 
retirar toda a coluna; 
• Testemunhagem lateral: é utilizado para se testemunhar alguma formação já perfurada. Consiste em 
cilindros ocos, presos por cabos de aço e a um canhão e são arremessados contra a parede da formação 
para retirar amostras da rocha. 
A obtenção de um testemunho e um processo dispendioso e demorado, pois implica em recolher a 
coluna com a broca de perfuração para troca-la por uma ferramenta de amostragem e, apos recolher o 
testemunho, fazer a troca inversa. Num poço terrestre de 1400 m de profundidade, este processo de 
testemunhagem leva dias ou semanas, a depender dos tipos de formações rochosas existentes, a um 
custo de cerca de 100 mil dólares por dia de operação da perfuradora. Por este motivo, as empresas 
tem restringido as testemunhagens aos trechos de rochas reservatórios, o que e insuficiente para alguns 
estudos, entre eles o da determinação do fluxo térmico, que exige o conhecimento da condutividade 
térmica de todas as rochas de um perfil da área. 
 
Por outro lado, todo poço de prospecção de hidrocarboneto construído e perfilado e, na maioria das 
vezes, os perfis geofísicos obtidos são os únicos registros petrofisicos desses poços, principalmente 
quando eles não são testemunhados. Geralmente, a descida de uma ferramenta transporta vários 
equipamentos e realiza vários tipos de perfilagem. Com a facilidade de arquivamento permanente, 
esses perfis funcionam como registros eficientes e duradouros de um poço, podendo ser reinterpretados 
a luz de novos conhecimentos geofísicos e geológicos, inexistentes na época de sua realização, fazendo 
parte de extensos bancos de dados de grande importância. Diversas propriedades físicas são medidas 
durante a perfilagem de poços, algumas delas intimamente correlacionadas com a condutividade 
térmica. Dentre essas propriedades, estão a resistividade elétrica, a velocidade compressional e a 
densidade, o que torna possível derivar empiricamente a condutividade térmica da correlação com 
estas e outras propriedades físicas. A diferença entre a testemunhagem e a perfilagem é que na 
testemunhagem as informações não são obtidas em tempo real,as rochas são analisadas em laboratório 
e os dados são pontuais, porem muitas informações importantes somente podem ser obtidas tendo-se 
como base os dados fornecidos por ambas as técnicas ( testemunhagem e perfilagem ), como por 
exemplo a identificação precisa da composição litoquimica das formações em função da profundidade. 
 
III – A Perfilagem elétrica 
 
Os métodos elétricos fazem uso de uma grande variedade de técnicas, cada uma baseada nas diferentes 
propriedades elétricas e características dos materiais que compõem a crosta terrestre. 
 
Após a perfuração de cada trecho ou fase de um poço, instrumentos especiais - chamados ferramentas 
de perfilagem , são descidos no poço para determinar as características das rochas atravessadas 
(densidade, resistividade, porosidade etc) e dos fluidos que elas contêm, bem como as pressões e 
temperaturas envolvidas. Parte da perfilagem pode também ser efetuada durante a perfuração do poço. 
 
A perfilagem elétrica e sempre realizada nos poços e através dela, obtem-se a condutividade elétrica 
dos diversos tipos de rochas existente no perfil. Para o caso de rochas sedimentares, a condutividade 
elétrica e a condutividade térmica são dependentes da porosidade. A porosidade total (ΦT) e a razao 
entre o volume de vazios (VV) e o volume total (VT) da rocha expressam em porcentagem. Pode-se 
dizer que a porosidade e uma das propriedades das rochas de maior relevância, pois mede sua 
capacidade de armazenar fluidos. 
 
Nas rochas, destacam-se dois tipos ou grupos de porosidades: 
 
1. A porosidade primaria, que e aquela que a rocha herda do processo de sedimentação e que 
evolui durante sua compactação; como exemplo tem-se a porosidade intergranular dos 
arenitos. 
 
2. A porosidade secundaria, resultante de algum processo físico-químico que a rocha sofre 
subseqüentemente a sua formação. Exemplificando, tem-se: as fraturas nos arenitos, 
calcários, folhelhos e embasamento assim como as cavidades causadas pelo ataque químico 
em calcários e, em menor proporção, em arenitos. 
 
Temos também a porosidade efetiva (ΦE) que vem a ser a razão entre o volume de vazios 
interconectados e o volume total da rocha. Então, pode-se concluir que uma rocha reservatório 
(ambiente em que o hidrocarboneto ou a água ficam armazenados)deve ter a habilidade de permitir 
que os fluidos fluam através de seus poros interconectados. Esta propriedade da rocha reservatório e 
denominada de permeabilidade, a qual expressa a capacidade de um fluido passar através de uma 
rocha. 
A porosidade pode ser obtida da Lei de Darcy, que prevê que a velocidade do fluido , que circula 
com uma vazão Q, através de um espaço poroso de seção Ac, e proporcional a permeabilidade do 
material, ao gradiente de pressão através do meio e ao inverso da viscosidade do fluido. 
→
u
 
 ⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛−==→
dL
dPk
A
Qu d
C η 
Onde : kd e a permeabilidade intrínseca da rocha porosa, η e a viscosidade do 
 fluido, e dL
dP e o gradiente de pressão na direção do fluxo. 
 
Vale observar que nas rochas terrigenas a porosidade depende basicamente da forma, do arranjo e da 
variação de tamanhos dos grãos, alem do seu grau de cimentação. No caso de rochas carbonaticas, a 
porosidade depende da densidade, do grau de dissolução, do grau de cimentação, do tipo da matriz e da 
intensidade do fraturamento. Através da perfilagem geofísica, pode-se avaliar a porosidade total de 
uma formação rochosa utilizando perfis de densidade eletrônica, do perfil sônico e do neutronico. 
 
Para ter a porosidade ( Φ ) de um intervalo de interesse através de um perfil de densidade , usamos a 
expressão : 
 
 
( )( )fm bm ρρ
ρρφ −
−= 
 
Onde : ρm e a densidade media dos sólidos da matriz da rocha, ρf e a densidade 
 do fluido intersticial e ρb a densidade eletrônica da formação obtida 
 através de uma sonda radioativa. 
 
Archie em 1942 observou que a resistividade de uma rocha 100% saturada com água (ρ0) varia 
diretamente com a resistividade da água (ρw) e inversamente com a porosidade (φ). Então, ele propôs 
 7
uma equação empírica útil onde para arenitos o coeficiente de cimentação m fica na faixa ( 1,8 ≤ m 
≤ 2,2 ) e para areia temos m= 1,3 . 
 
m
w
−= φρρ0
Archie definiu a razao 
wρ
ρ 0 como um fator de resistividade da formação rochosa ( F ) , então : 
 m
w
F −== φρ
ρ0 ⇒ m
w
1
0
−
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛= ρ
ρφ ( ) mF 1−= 
 
 Archie, após analisar dados obtidos com amostras parcialmente saturadas de água,deduziu uma 
razão entre a resistividade da amostra parcialmente saturada (σt) e a da amostra 100 % saturada de 
água (σ0), como índice de resistividade (IR). Os resultados experimentais mostram que IR satisfaz uma 
relacão da forma : 
 
 ⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛= n
W
R S
I 1 
 
Onde: Sw = saturacão em água 
 n = expoente da saturação. 
 
A expressão geral para a lei de Archie é dada por : 
 
n
w
m
wt S
−−= φρρ
Apesar das facilidades deste método na determinação da porosidade, atualmente a porosidade das 
formações rochosas são determinadas por ultra-som. 
 
mf VVV
φφ −+= 11
0
 
Onde : V0 e a velocidade sísmica na rocha , Vm e Vf são as velocidades na matriz e no fluido contido 
nos poros da formação rochosa,respectivamente. 
O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais características ou 
propriedades das rochas perfuradas tal como resistividade elétrica, potencial eletroquímico natural, 
tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural ou induzida etc. Estes perfis, obtidos 
através do deslocamento contínuo de um sensor de perfilagem (sonda) dentro do poço, são 
denominados genericamente de perfis elétricos, independentemente do processo físico de medição 
utilizado. 
 
Várias medições podem ser feitas à poço aberto. A fim de levantar as principais características físicas 
de interesse (resistividade, densidade e porosidade), ou até mesmo de gerar imagens das interfaces entre 
os fluídos presentes na formação atravessada pelo poço. As ferramentas utilizadas nesse segmento 
possuem um diâmetro médio de ( 3-3/8) de polegada (8,5725 cm) e comprimento variando em média 
entre 3 e 20 pés (0,9144 e 6,096 m). Para descer no poço, estas são conectadas umas às outras formando 
 8
strings. O comprimento das strings varia entre 30 e 130 pés (9,144 e 39,624 m). As ferramentas 
suportam temperaturas de até 260ºC e pressões de 20.000 psi. 
 
Figura 2 - String / PEX - Equipamentos para perfilagem usando raios gama e fluxo de nêutrons . 
 
 
 
A string mais utilizada em poço aberto é a Plataform Express (PEX) constituída por três ferramentas, 
conf ensidade e 
Poro menta com 
emis
a ser
 
Os d
pode
de p
tipo 
 
Uma
(acio
velo
e con
 
 
orme ilustrado na Figura 6. Ela realiza três diferentes medições: Resistividade, D
sidade (Neutron Gama Ray). É muito comum acrescentar à esta string uma ferra
sor de ondas ultra sônicas, para se ter uma segunda medida de porosidade. O nome da string passa 
 PEX/Sônico. 
ados adquiridos são enviados através do cabo de perfilagem até a unidade de perfilagem. Essa 
 estar em um caminhão, no caso dos poços terrestres (onshore), ou em uma unidade Skid, no caso 
oços marinhos (offshore). Os dados são então processados e o perfil é criado. Um exemplo deste 
de perfil é mostrado na figura 2 acima. 
 Unidade de Perfilagem tem como elementos principais: o guincho e seus acionamentos, a bobina 
nada pelo guincho) onde fica enrolado o cabo, um medidor da tensão no cabo, um medidor da 
cidade do cabo e profundidade da ferramenta, e finalmente o sistema de aquisição, processamento 
trole de todos os dados e sinais necessários aos trabalhos de perfilagem. 
9
 
 Figura 3 - Diferentes Unidades de Perfilagem da Schlumberger 
 
Medidor de tensão
(CMTD – Cable Mounted Tension device) 
 
Medidor de velocidade e profundidade 
(IDW – Integrated Depth Wheel) 
 
Figura 4 – Parte trazeira de uma Unidades de Perfilagem da Schlumberger
O Cabo de Perfilagem é a principal ferramenta e também é um dos itens mais caros para aquisição 
pelas bases, justamente por ser uma peça única, ou seja, não há como substituir componentes ou partes 
defeituosas de um cabo, como se faz com todas as outras ferramentas. 
 
Este possibilita três funções essenciais: 
 
• Suporte Mecânico para ferramentas no poço. 
• Conexão Elétrica entre unidade e instrumentos nas ferramentas. 
• Medição de Profundidades das ferramentas dentro do poço. 
 
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Há três tipos básicos de cabos: Monocabos, Cabos Coaxiais e Hepta-Cabos. Cada um se destina a 
diferentes tipos de trabalho, no entanto, o Hepta-Cabo é muito mais utilizado, devido à sua 
versatilidade. O Hepta- cabo é mostrado na figura 5 abaixo 
 
 
 
 
 Figura 5 – Esquema de um Hepta-Cabo típico 
Existem muitas variedades de cabos de perfilagem dependendo do material de isolação utilizado, da 
temperatura à que se destinam, do tipo de malha, da pressão que devem suportar, etc. 
 
 
Um dos principais problemas durante a perfilagem é o intenso processo de corrosão sobre os cabos 
utilizados na transmissão de informações e comando dos equipamentos de perfilagem, verificou-se que 
os agentes químicos da lama de perfuração, responsáveis pela corrosão, podem ser inibidos na 
presença de óleo lubrificante. Ou seja, a aplicação de lubrificante sobre o cabo de perfilagem é 
suficiente para protegê-lo da corrosão.O controle da camada de lubrificante sobre o cabo é controlada 
facilmente medindo a velocidade linear do cabo e atuando sobre a abertura da válvula de lubrificante. 
 
 
 
 11
 
Como temos : 
 
⇒ 
Reunindo todas as constantes em uma única constante mais geral temos : 
 
 Logo : ⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛=
v
Cφε 
 Também 
⎪⎪⎩
⎪⎪⎨
⎧
=⇒=
=⇒=
CK
C
K
C
vvK
Pp
P
εε
εφφ
 
 
Onde : ε = Espessura da camada lubrificanteφ = Abertura da válvula de lubrificante 
 ν = Velocidade Linear do cabo de transmissão de dados de perfilagem 
 Logo se pode controlar a espessura da camada de lubrificante sobre o cabo de perfilagem on line 
controlando a abertura da válvula de lubrificante e a velocidade linear do cabo e isto pode ser 
automatizado via software a um custo bem acessível,evitando perdas devidas a corrosão sobre os 
cabos. O ajuste a camada de lubrificante é feito diretamente ajustando a constante KP (ganho ) . 
A perfilagem elétrica geofísica é o método mais conhecido para caracterização de camadas 
potencialmente produtoras e permite uma análise detalhada do conteúdo de fluido das rochas presentes 
nas formações geológicas perfuradas. Torna-se óbvio que esse método é bastante sensível aos 
diferentes fluidos de perfuração existentes, principalmente quando temos a presença de folhelhos 
reativos. Logo uma das principais funções da perfilagem é a identificação da presença de folhelhos 
reativos presentes na formação geológica perfurada. A caracterização destes folhelhos tem como 
objetivo auxiliar na previsão de instabilidades, geradas pelas interações entre os fluidos de perfuração e 
a formação argilosa, que podem ocorrer quando a operação de perfuração do poço de petróleo 
atravessa pacotes destas rochas. Os problemas de instabilidade em poços de petróleo, em média, são 
responsáveis por 20 a 30% dos custos de perfuração e, dentre estes problemas, 80 a 90% ocorrem 
quando os equipamentos de perfuração atravessam estes folhelhos. 
O processo de instabilidade de poços é o resultado de fenômenos físico-químicos e mecânicos 
que ocorrem durante e após a perfuração. Esta interação pode mudar a magnitude das tensões da 
formação ao redor do poço, gerar excesso de pressões nos poros, hidratar os argilominerais e aumentar 
o teor de umidade da formação, que podem conduzir a uma perda das ferramentas e até ao fechamento 
do poço. 
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Estes fenômenos são governados por fatores inerentes à rocha, às propriedades do fluido de 
perfuração, às condições de contorno e ao processo mecânico de perfuração. As informações 
usualmente disponíveis para o estudo das características dos folhelhos são obtidas através de amostras 
preservadas e de calha, que podem ser analisadas em laboratório. As amostras de calha são fragmentos 
de rochas originados pelo rompimento da formação no avanço da broca durante a perfuração. Estas 
amostras não são totalmente representativas da formação devido ao descarregamento total de tensões 
que sofreram às interações processadas durante o contato com o fluido de perfuração e também a 
possíveis modificações durante o manuseio, transporte e armazenagem. Elas são obtidas ao longo do 
poço, sendo de profundidade referencial. 
 Os perfis de poço são medidas das características da formação (elétricas, acústicas e 
radioativas) obtidas pelo deslocamento ascensional, constante e uniforme de uma sonda. A 
interpretação dos perfis de poço permite uma avaliação da formação em intervalos maiores e em 
condições reais do poço. No entanto, a sua aplicação requer informações adicionais, tais como 
informações da área estudada (estudos geológicos, geofísicos, informações de poços vizinhos), 
características das ferramentas de perfilagem (tipo, precisão, graus de alcance) e as condições em que 
foram realizadas (condições do poço e características do fluido de perfuração). A interpretação correta 
destes perfis garantem a minimização de riscos e a futura produtividade do poço, a análise dos perfis é 
realizada através de gráficos e formulações analíticas que geralmente são empíricas e especificas para 
o tipo de formação geológica perfurada e o tipo de poço. 
 
 
 Figura 6 - Exemplo de registros obtidos em perfilagem 
 A identificação das camadas de folhelho são realizadas pelo perfil de Raios Gama , mede-se a 
radioatividade natural das formações. Este perfil reflete o conteúdo de seqüências argilosas em virtude 
das concentrações de elementos radioativos presentes nos minerais argilosos dos folhelhos. As 
medidas de perfis são expressas em unidade padrão de API, que é a medida da radioatividade de uma 
rocha padrão com quantidades determinadas de tório, urânio e potássio. Um bom sistema gráfico deve 
conter as respostas dos perfis de Densidade, Sônico e Neutrônico, apresentando as posições dos 
pontos mais comuns ( calcário, arenito, dolomita e anidrita ) inalterados para qualquer tipo de fluido de 
perfuração, ferramenta de perfilagem neutrônica ou porosidade. A partir do resultado do perfil de 
 13
Caliper, podemos observar as condições de preservação apresentada pelas paredes do poço, 
observando a variação (em polegadas) ao longo do perfil, que deve ser bem pequena. 
 
 
Figura 7 - Gráficos de Lito-Densidade (esquerda) e de Identificação da Matriz do folhelho estudado (direita). 
Os perfis Neutrônico, Densidade e Sônico freqüentemente são expressos em unidades de 
porosidade, baseados na litologia do calcário ou do arenito. Para rochas com outra litologia, a 
porosidade pode ser determinada a partir da correção destes perfis para a matriz identificada, obtida 
através dos gráficos Por-13a e Por-13b (Schlumberger, 1989) ou outros mais recentes. 
Para a determinação da porosidade do folhelho, podemos inicialmente quantificar o volume de 
argila pelos pares de perfis de Densidade e Neutrônico. Em seguida, podemos aplicar uma equação 
para correção do volume de argila (Schlumberger, 1989), para compensar o efeito da argilosidade, já 
que o perfil Neutrônico deriva de uma porosidade muito maior que a verdadeira, pois ela contabiliza o 
hidrogênio da água absorvido pelos minerais de argila como parte da porosidade. 
( )
( )min
min
GRGR
GRGRV
sh
sh −
−= 
onde: Vsh = volume de argila 
 GR = Raios Gama lidos 
 GRmin = Raios Gama da rocha limpa 
 GRsh = Raios Gama do folhelho. 
 
 Após definidas as porções dos perfis do poço que supostamente tem maior e menor potencial poroso, 
é necessário um estudo estatístico para a verificação da probabilidade de existência de litologias com 
potencial para serem classificadas como reservatório (arenito poroso com conteúdo em água, óleo e/ou 
gás) e, diferenciá-las das litologias que não possuam características para reservatório. Uma serie de 
medições de porosidade são realizadas com este objetivo. 
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 Na prática usando os sensores nucleares, detecta-se a intensidade de radioatividade das rochas e dos 
fluidos em seus poros, podendo-se inferir a composição mineralógica das mesmas. Com as ferramentas 
acústicas, ultra-sons são emitidos em uma ponta da ferramenta a intervalos regulares e detectados em 
sensores na outra ponta. O tempo que o sinal sonoro levou para percorrer esta distância fixa e 
conhecida (chamado de tempo de trânsito) através da parede do poço (ou seja, pela rocha) é medido e 
gravado no perfil. Posteriormente compara-se estes tempos de trânsito com os tempos determinados 
em laboratório para rochas de composições conhecidas, inferindo, desta maneira, as composições 
mineralógicas das rochas atravessadas pelo poço e determinando sua composição em função da 
profundidade. 
 
Uma das mais importantes atividades da interpretação visual ou manual de perfis, realizada para 
avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos é a identificação, em profundidade, das rochas 
reservatório e, conseqüentemente, dos seus limites verticais (topo e base). A partir disto, podem-se 
determinar as espessuras passíveis de conter acumulações de fluidos. A este procedimento, dá-se o 
nome de zoneamento do perfil, que é a separação formal das rochas reservatório, de interesse para a 
exploração do poço, das rochas selantes, através da correspondência entre as propriedades físicas das 
rochas, mensuradas pela ferramenta de perfilagem, e suas propriedades petrofísicas. 
 
Os fluidos de perfuração não controlam apenas as condições operacionaisde perfuração. Também 
influenciam nas leituras dos perfis geofísicos dependentes da propagação do campo elétrico. Os 
diferentes tipos de fluídos de perfuração afetam os perfis de poço principalmente pela formação de 
reboco. Durante a perfuração de um poço tubular a diferença de pressão entre o fluido (Pm) e a 
formação (Pf), caso se tenha ( Pm>Pf ) , é o responsável por pressionar o fluido contra a superfície 
porosa das paredes das formações geologicas perfuradas. Este diferencial de pressão causa um 
processo de filtração, e o fluido invade a estrutura da formação, esta invasão ocorre em duas etapas 
distintas: (1) a invasão do filtrado (parte líquida do fluido de perfuração) juntamente com alguns 
sólidos, na porção inicial do envoltório, sendo a fase contínua do fluido a que mais avança e, (2) a 
retenção das partículas sólidas que se depositam na parede do poço,sobre os poros da camada rochosa, 
formando um reboco que acaba por controlar a invasão nos fluidos com bentonita, ou um filme, nos 
fluidos com polímero. O fluido de perfuração é projetado de modo a controlar o filtrado ,para que este 
seja o mínimo possível ,principalmente se temos a presença de folhelhos reativos ( esmectitas ) , 
também a formulação do fluido deve também levar em conta sua influencia sobre os processos de 
perfilagem e quanto menor for a invasão de fluido ( filtrado ) menor será a interferência do fluido 
sobre as medições efetuadas. 
 
O perfil de microresistividade possui menor penetração, investigando assim a resistividade da zona 
lavada. Possui eletrodos montados em patins da ferramenta que são pressionados contra a parede do 
poço. Seu raio de medição se restringe à zona alterada, porém essa ferramenta possui uma resolução 
vertical superior às de ferramentas de resistividade convencionais e ainda gera um perfil de caliper. 
 
Uma zona impermeável (folhelho ou anidrita) não sofre invasão nem apresenta zonas de separação 
fluida. As curvas registradas pelo microperfil, neste caso, deverão ter, aproximadamente, o mesmo 
valor de resistividade. Se for um folhelho não consolidado, com água, ambas as resistividades serão 
baixas. Caso seja uma anidrita, dolomita ou calcário, impermeáveis, ou de baixa porosidade, as leituras 
de ambas as curvas serão altas. Uma zona permeável, por outro lado, facilita naturalmente o processo 
de invasão. A investigação mais rasa (microinversa - MI), influenciada pelo reboco, apresentará um 
valor mais baixo que aquela curva de investigação mais profunda (micronormal - MN). Assim, as 
curvas mostrarão uma separação visual entre si (convencionada de positiva). Além desta identificação 
qualitativa da permeabilidade absoluta das rochas, o perfil de microresistividade é usado para 
identificação de camadas delgadas e através das medidas obtidas com sua ferramenta de cáliper ainda é 
possível também detectar a presença de reboco, auxiliando na identificação das zonas porosas. 
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As temperaturas registradas durante as operações de perfilagem são afetadas pela circulação do fluído 
de perfuração, podendo atingir valores de até 40ºC inferiores à verdadeira temperatura estática da 
formação no momento em que a circulação é cessada. Segundo Deming as temperatura de fundo de 
poço são geralmente mais baixas do que a temperatura verdadeira da formação por um valor de 10 a 
15ºC em média, mas provavelmente varia de área para área. Este efeito de esfriamento é 
particularmente observado em poços perfurados na plataforma continental de espessa lâmina d'água, 
nos quais, a água do mar mais fria, refrigera o fluído de perfuração que, conseqüentemente, retira mais 
calor dos poços do que em outras condições. 
IV - Os métodos de Prospecção 
¾ Métodos sísmicos 
Existem essencialmente dois métodos sísmicos : 
 
• Refração 
• Reflexão 
 
 O método sísmico de refração foi muito utilizado na área de petróleo na década de 50, mas 
atualmente sua aplicação é bastante restrita. Atualmente, o método de prospecção mais utilizado 
na indústria do petróleo é o método sísmico de reflexão. Este método fornece alta definição das 
feições geológicas em camadas rochosas do subsolo perfurado e propício ao acúmulo de 
hidrocarbonetos. 
Uma linha sísmica é uma série de explosões cujo som propaga-se através das rochas. Os ecos desse 
som são captados por microfones especiais denominados geofones (se for em terra) ou hidrofones 
(se em mar). 
Como o tempo de trânsito da onda sonora varia com o tipo de rocha e com os fluidos que ela contém, é 
possível, após intenso processamento computacional, mapear as estruturas do subsolo, incluindo falhas 
geológicas e outras estruturas capazes de formar trapas - sobrepor uma rocha reservatório com uma 
rocha selante, de forma que se houver rochas geradoras abaixo, o petróleo ficará trapeado na rocha 
reservatório. Os geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os perfis sísmico, mapas produzidos 
através das linhas sísmicas e determinam as locações onde a probabilidade de haver óleo trapeado é 
maior. São então perfurados poços exploratórios para confirmar as previsões. Se o óleo for encontrado, 
testes são efetuados na formação. Com os testes de formação é possível medir a qualidade do óleo e/ou 
gás, avaliar o tamanho do reservatório e seu índice de produtividade, que é uma medida da sua 
capacidade de produção. Esses dados são utilizados para se determinar a viabilidade econômica da 
exploração do reservatório. 
 Por fim, uma linha sísmica vertical é feita no poço, para calibrar e "afinar" os tempos de trânsito, pois 
isto aumenta a qualidade das previsões nas vizinhanças do poço inicial, que é chamado de poço 
pioneiro. 
V - Outros métodos de prospecção 
A analise magneto telúrica usa correntes naturais no interior da Terra e as anomalias são procuradas 
quando da passagem destas correntes através dos materiais presentes nas formações rochosas. 
É bastante empregado na Rússia no mapeamento de bacias sedimentares no início de uma prospecção 
para petróleo, quando a prospecção se dá em terra firme. A gravimetria e a magnetometria, também 
chamadas métodos potenciais, foram muito importantes no início da prospecção de petróleo por 
métodos indiretos, permitindo o reconhecimento e mapeamento das grandes estruturas geológicas que 
não apareciam na superfície. A prospecção gravimétrica para petróleo estuda as variações de densidade 
em subsuperfície enquanto a prospecção magnética para petróleo tem como objetivo medir pequenas 
variações na intensidade do campo magnético terrestre. 
 
 
Figura 2 – Perfilagem em terra firme 
 
 
VI – Conclusão 
Os perfis de poços são usados principalmente na prospecção de petróleo e de água subterrânea. Eles 
têm sempre como objetivo principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume da 
jazida de hidrocarboneto ou do aquífero. Para fazer uma perfilagem em um poço, são usadas diversas 
ferramentas (sensores) acopladas a sofisticados aparelhos eletrônicos. Estes sensores são introduzidos 
dentro do poço , registrando, a cada profundidade, as diversas informações relativas às características 
físicas das rochas e dos fluidos em seus insterstícios (poros). 
 As ferramentas utilizam diversas características e propriedades das rochas, que podem ser elétricas, 
nucleares ou acústicas. Com os sensores elétricos, detecta-se, por exemplo, a resistividade das rochas e 
a identificação das mesmas se dá através de comparações dos valores obtidos na perfilagem com os 
valores das resistividades de diversas rochas conhecidas e determinadas em testes de laboratório. Com 
os sensores nucleares, detecta-se a intensidade de radioatividade das rochas e dos fluidos em seus 
poros, podendo-se inferir a composição mineralógica das mesmas. Com as ferramentas acústicas, ultra-
sons são emitidos em uma ponta da ferramenta a intervalos regulares e detectados em sensores na outra 
ponta. O tempo que o sinal sonoro levou para percorrer esta distância fixa e conhecida(chamado de 
tempo de trânsito) através da parede do poço (ou seja, pela rocha) é medido e gravado no perfil. O 
geofísico, mais tarde, compara estes tempos de trânsito com os tempos determinados em laboratório 
para rochas de composições conhecidas, inferindo, desta maneira, as composições mineralógicas das 
rochas atravessadas pelo poço e determinando suas profundidades. Os dados obtidos a partir da 
testemunhagem também ajudam e são de grande importância porque representam amostras reais das 
formações rochosas perfuradas. 
 
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O projeto de fluidos de perfuração deve também levar em conta a possibilidade de interferência sobre 
os dados fornecidos na etapa de perfilagem, um excelente controle de filtrado se torna necessário para 
minimizar interferências devido a invasão das formações pela fase contínua do fluido. Modificadores 
de reologia e viscosificantes aliados a aditivos diversos para controle de filtrado ( polímeros , 
bentonitas , outros ) ,bem como aditivos para minimizar o processo corrosivo do fluido sobre o cabo 
transmissor de dados de perfilagem e sobre os equipamentos de perfuração ,acabam sendo de grande 
importância ,principalmente quando se utiliza fluidos de base aquosa. Da mesma forma, as 
propriedades físico químicas do fluído utilizado, tal como resistividade, viscosidade, densidade, 
conteúdo total de sólidos, conteúdo em argilominerais, e outros, devem ser bem conhecidos e são 
dados importantes também na etapa de perfilagem. 
Ensaios devem ser realizados previamente com o fluido para que se possa determinar, mesmo que de 
forma aproximada, qual a influencia do fluido de perfuração sobre os dados obtidos na etapa de 
perfilagem, levando-se em conta que a velocidade do fluido, sua temperatura, sua capacidade 
calorífica, etc. também devem ser levados em conta. 
A formulação dos fluidos de perfuração devem levar em conta fatores como a corrosão dos cabos de 
instrumentação e transmissão de dados durante as etapas de perfilagem. As interações entre o fluido e 
os folhelhos reativos bem como sua toxicidade ao meio ambiente são fatores que devem nortear os 
trabalhos de formulação e desenvolvimento de novos fluidos para perfuração de poços. As águas 
salinas e com excesso de sais sódicos e potássicos requerem fluidos com formulações mais específicas 
para que não se alterem em demasia as estruturas geológicas ,o que poderia aumentar os perigos 
inerentes ao processo . 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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VII - Bibliografia consultada 
 
1. http://www.gtep.civ.puc-rio.br/img_banco/artigos/2P&D-RiodeJaneiro-2003.pdf 
2. www.lenep.uenf.br/.../Trabalho 
3. http://www.sbgf.org.br/geofisica/geofisica.html 
4. http://www.portalabpg.org.br/PDPetro/4/resumos/4PDPETRO_2_1_0220-1.pdf 
5. http://www.cpgg.ufba.br/~pgeof/resumos/pdf/m180a.pdf 
6. http://www.iag.usp.br/news/seminario/seminario.php?cod=45 
7. http://www.nilsson.com.br/atuacao.php?item=3 
8. Notas de aula – Prfª Regina Sandra 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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	II – Testemunhagem