EDILBERTO OLIVEIRA VIANA JUNIOR UTILIZAÇÃO DA PERFILAGEM … · 2019. 1. 31. · Utilização da Perfilagem de poços para a caracterização geofísica do Campo de Namorado. 2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

EDILBERTO OLIVEIRA VIANA JUNIOR

UTILIZAÇÃO DA PERFILAGEM DE POÇOS PARA A CARACTERIZAÇÃO GEOFÍSICA DO CAMPO DE NAMORADO.

JUNHO 2017

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1

ii Edilberto Oliveira Viana Junior

EDILBERTO OLIVEIRA VIANA JUNIOR

UTILIZAÇÃO DA PERFILAGEM DE POÇOS PARA A CARACTERIZAÇÃO GEOFÍSICA DO CAMPO DE NAMORADO.

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à

Coordenação do curso de graduação em

Engenharia de Petróleo da Universidade Federal

do Rio Grande do Norte, com requisito parcial

para a obtenção do título de Bacharel em

Engenharia de Petróleo.

Orientador: Dr. German Garabito Callapino

JUNHO 2017

NATAL, RN


iii Edilberto Oliveira Viana Junior


iv Edilberto Oliveira Viana Junior

VIANA JUNIOR, Edilberto Oliveira. Utilização da Perfilagem de poços para a

caracterização geofísica do Campo de Namorado. 2017. 74f. TCC (Graduação) –

Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte,

Natal, Brasil, 2017.

Palavras-chave: Campo de Namorado; perfilagem; petrofísica.

Orientador: German Garabito Callapino

RESUMO

Uma das principais funções de um engenheiro de petróleo é buscar

hidrocarbonetos em variados tipos de ambientes geológicos. Para isso, é utilizada

uma gama de ferramentas de investigação, que são fundamentais na prospecção de

óleo e gás, capazes de identificar os fluidos presentes no reservatório, bem como as

respectivas saturações e propriedades petrofísicas do meio. A geofísica, por meio da

perfilagem de poços, é utilizada desde a fase da exploração de uma jazida até a

fase de abandono, se fazendo de extrema importância o seu estudo.

O Campo de Namorado está localizado na Bacia de campos, e se encontra

afastado cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro. Ele foi definido pela

ANP (Agência Nacional de Petróleo) como “campo escola de Namorado” por ter um

elevado grau de conhecimento da sua geologia e petrofísica.

Neste trabalho, propõe-se um estudo de caso em torno da caracterização

geofísica, quanto à perfilagem de poço, do reservatório do Campo de Namorado.

Os resultados desse estudo de caso foram satisfatórios, pois conseguiram

reunir uma grande quantidade de informações de diferentes trabalhos acadêmicos,

quanto à caracterização do reservatório de Namorado, através da perfilagem de

poços. Nos trabalhos apresentados, foram obtidas informações como porosidade,

permeabilidade, saturação, volume de argila, litologia e identificação de fluidos.

Essas informações são fundamentais para o processo de caracterização de um

reservatório petrolífero.


v Edilberto Oliveira Viana Junior

VIANA JUNIOR, Edilberto Oliveira. Use of well logs for the geophysical

characterization of the Campo de Namorado. 2017. 74p. TCC (Graduation) –

Petroleum Engineer Course, Federal University OF Rio Grande do Norte, Natal,

Brazil, 2017.

Keywords: Campo de Namorado; Profiling; Petrophysics.

Advisor: German Garabito Callapino

ABSTRACT

One of the main functions of an oil engineers to look for hydrocarbons in

various types of geological environments. For this, a range of research tools are

used, which are fundamental in oil and gas prospecting, capable of identifying the

fluids present in the reservoir, as well as the respective saturations and petrophysical

properties of the medium. Geophysics, through well profiling, is used from the

exploration phase of a deposit until the abandonment phase, and its study is of the ut

most importance.

Campo de Namorado is located in the Campos Basin, and is located about

80 km from the coast of the state of Rio de Janeiro. It was defined by the National

Petroleum Agency (ANP) as the "school field of Namorado" for having a high degree

of knowledge of its geology and petrophysics.

In this work, it is proposed a case study about the geophysical

characterization of the well of the Campo de Namorado reservoir.

The results of this case study were satisfactory, since they were able to

gather a great amount of information from different academic works, regarding the

characterization of the Namorado reservoir, through the well profiling. In the

presented works, information was obtained such as porosity, permeability, saturation,

clay volume, lithology and ideitification of fluids. This information is fundamental to

the process of characterizing an oil reservoir.


vi Edilberto Oliveira Viana Junior

Dedico este trabalho a todas as pessoas envolvidas

na conclusão do mesmo, em especial aos meus

pais, Edilberto Oliveira Viana e Ivone dos Santos

Viana, que sempre acreditaram no meu potencial e

investiram de todas as formas para que esse

momento acontecesse.


vii Edilberto Oliveira Viana Junior

AGRADECIMENTOS

Em primeiro lugar a Deus, por me dar força em todos os momentos da

minha caminhada acadêmica.

Aos meus pais, Edilberto Oliveira Viana e Ivone dos Santos Viana, por todo

carinho e dedicação durante toda a minha vida.

À minha irmã, Camyla dos Santos Viana por toda motivação.

Ao meu orientador, Professor German Garabito Callapino, que foi um

exemplo de orientação e de ensinamentos tanto dentro quanto fora da sala de aula.

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pelo ensino de qualidade

prestado.

A todos os docentes que compõem o Departamento de Engenharia de

Petróleo, por toda a dedicação e ensinamentos fornecidos a mim e aos meus

colegas discentes.


viii Edilberto Oliveira Viana Junior

Sumário

1. Introdução .................................................................................................... 1

2 Aspectos teóricos ......................................................................................... 3

2.1. Propriedades Petrofísicas de um Reservatório ........................................... 3

2.1.1 Porosidade ......................................................................................... 4

2.1.2 Permeabilidade .................................................................................. 5

2.1.2 Saturação de Fluidos ......................................................................... 7

2.2 Sistema petrolífero ...................................................................................... 7

2.5.1 Rocha geradora .................................................................................. 8

2.5.2 Rocha reservatório ............................................................................. 8

2.5.3 Rocha selante .................................................................................... 9

2.5.4 Migração de petróleo .......................................................................... 9

2.3 Análise de Perfis Geofísicos para caracterização de Reservatórios ......... 10

2.4 Perfilagem Geofisica de Poços ................................................................. 12

2.4.1 Perfil de Resistividade (ILD) ............................................................. 15

2.4.2 Perfil Sônico (DT) ............................................................................. 16

2.4.3 Perfil Raio Gama (GR) ..................................................................... 18

2.4.4 Perfil de Densidade (RHOB) ............................................................ 19

2.4.5 Perfil Neutrão Poroso (NPHI) ........................................................... 21

3. Materiais e Métodos .................................................................................. 22

4. Aspectos gerais do Campo de Namorado .............................................. 24

4.1. Localização da área de estudo .................................................................. 24

4.2 Aspectos históricos, Produção e Reservas atuais ...................................... 27

4.3 Geologia Regional ...................................................................................... 29

4.4 Geologia Local .......................................................................................... 32

4.4.1 Aspectos Estruturais .......................................................................... 32


ix Edilberto Oliveira Viana Junior

4.4.2 Aspectos Estratigráficos ................................................................... 34

4.5 Sistema petrolífero .................................................................................... 36

4.5.1 Rocha geradora ................................................................................ 36

4.5.2 Rocha reservatório ........................................................................... 37

4.5.3 Rocha selante .................................................................................. 37

4.5.4 Migração de petróleo ........................................................................ 37

4.5.5 Geometria e litologiado reservatório ................................................. 38

4.5.6 Porosidade ....................................................................................... 39

4.5.7 Permeabilidade ................................................................................ 39

4.5.8 Saturação de água .......................................................................... 39

5. Trabalhos acadêmicos envolvendo a perfilagem de poços no Campo de

Namorado ....................................................................................................... 40

5.1 Autor: Cristiano Oliveira de Souza ............................................................. 40

5.2 Autor: Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato .......................................... .42

5.3 Autor: Renata Alberton ............................................................................... 45

5.4 Autor: Fábio Monteiro de Lima .................................................................. 49

6. Discussões sobre os trabalhos analisados ............................................ 51

7. Conclusões ................................................................................................ 57

Referências ..................................................................................................... 59


x Edilberto Oliveira Viana Junior

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 01: Imagem de satélite com a localização da Bacia de Campos e do Campo

de Namorado. ............................................................................................................. 1

Figura 02: Gráfico de porcentagem ilustrando a importância dos turbiditos na

formação de reservatórios para hidrocarbonetos. ....................................................... 2

Figura 03: Representação da porosidade efetiva das rochas. ................................... 4

Figura 04: Relação entre existência de poros, interconectividade e permeabilidade

da rocha. ..................................................................................................................... 6

Figura 05: Fluxograma analisando registros de poços que devem ser feitos para

caracterizar um reservatório de petróleo ou gás. ...................................................... 12

Figura 06: Conjunto de perfis do poço 3-NA-02 do Campo de Namorado. .............. 14

Figura 07: Mapa de localização da Bacia de Campos, destacando-se com linha de

vermelha o campo de namorado. .............................................................................. 26

Figura 08: Mapa estrutural do Campo de Namorado com a localização e os nomes

dos poços. ................................................................................................................. 27

Figura 09: Gráfico em linha do declínio na produção anual de óleo e gás do Campo

de Namorado, entre 1998 e 2013. ............................................................................. 28

Figura 10: Seção geológica da Bacia de Campos apresentado as megasequencias

estratigráficas. ........................................................................................................... 31

Figura 11: Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne. ............................... 31

Figura 12: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado.......... 32

Figura 13: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado,

levando em conta poços e profundidades perfuradas. .............................................. 33


xi Edilberto Oliveira Viana Junior

Figura 14: Coluna Estratigráfica da Bacia de Campos. Em destaque: o reservatório

de Namorado, alvo do estudo. .................................................................................. 35

Figura 15: Perfis geofísicos do poço 3NA-04-RJS interpretados litologicamente.... 41

Figura 16: Topo e Base do Arenito Namorado para o poço 3-NA-02. ...................... 43

Figura 17: Volume de argila (cinza), volume de areia (amarelo) e porosidade sônica

(azul), para o poço3-NA-02. ...................................................................................... 44

Figura 18: Perfis do poço 3-NA-04, elaborado no MATLAB. .................................... 46

Figura 19: Perfil de Raios Gama atrelado ao gráfico de Volume de Argila (Vsh).

Poço 4-RJ-042. ......................................................................................................... 47

Figura 20: Perfil de Raios Gama e Perfil de Resistividade (ILD), atrelados ao Gráfico

de Saturação de água e Volume de argila do poço 4-RJS-04. Produzido no IP ....... 48

Figura 21 Interpretação da perfilagem para o Poço 3-NA-1A. ................................. 50


xii Edilberto Oliveira Viana Junior

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 01: Tabela de classificação de rochas reservatório quanto à porosidade... .05

Tabela 02: Tabela de classificação das permeabilidades da rocha. ........................ 06

Tabela 03: Síntese das funções dos perfis de poço utilizados na caracterização do

Campo de Namorado. .............................................................................................. 11

Tabela 04: Resumo das propriedades analisadas e softwares utilizados durante os

trabalhos acadêmicos .............................................................................................. 52

Tabela 05: Resumo das principais características apresentadas durante todo o

trabalho. ................................................................................................................... 53


xiii Edilberto Oliveira Viana Junior

SIMBOLOGIA

Rw - Resistividade da água

Rwe - Resistividade da água específica

AI - Acustic Impedance (Impedância acústica)

SI - Shear Impedance (Impedância cisalhante)

σ – Módulo de poison

PHINS – Porosidade sônica


1 Edilberto Oliveira Viana Junior

1 INTRODUÇÃO

Descoberto no ano de 1975, o Campo de Namorado está localizado na

região centro-norte da zona de acumulação de hidrocarbonetos da Bacia de

campos. A cerca de 80 km do litoral do estado do Rio de Janeiro, como visto na

Figura 01, é tido como uma das mais importantes jazidas na área de plataforma

continental do Brasil (Cruz, 2003). O Campo de Namorado é tido pela ANP com um

“Campo Escola” por ter um elevado grau de conhecimento da sua geologia e

petrofísica. O seu reservatório petrolífero, caracterizado por excelente porosidade e

permeabilidade, corresponde ao início das explorações costeiras no país (Rosa,

2011).

Figura 01: Imagem de satélite com a localização da Bacia de Campos e do Campo

de Namorado.

Fonte: Adaptado de Alberton, 2014.

O reservatório é composto de arenitos turbidíticos, que são depósitos

sedimentares originados por correntes de turbidez submarina em ambiente tectônico



de margem convergente. Essas rochas representam cerca de 88,6% das reservas

totais de petróleo no Brasil, o que evidencia a sua importância no que diz respeito a

formação de reservatórios para produção de hidrocarbonetos (Figura 02).

Figura 02: Gráfico de porcentagem ilustrando a importância dos turbiditos na

formação de reservatórios para hidrocarbonetos.

Fonte: Adaptado de Bruhn, 1998.

Existe um número significativo de estudos sobre caracterização de

reservatório do referido campo por meio de dados de perfis de poços, que foram

realizados e publicados em trabalhos acadêmicos. Devido a este fato, considera-se

importante realizar uma revisão de todos esses trabalhos e fazer uma análise dos

resultados obtidos, assim como das técnicas e metodologias utilizadas na

caracterização do reservatório do campo namorado com dados de perfis de poços.

O resultado do presente trabalho servira para direcionar futuros trabalhos nessa

área, visando aplicar as metodologias e técnicas mais consistentes.

Turbiditos88.60%

Fluvial/Eólico5.00%

Carbonatos3,4%

Deltas1.80%

Leque Aluvial Fan Deltas

1.00%

Embasamento, Basaltos e Folhelhos

Fraturados0.20%

BRASIL: RESERVAS TOTAIS DE PETRÓLEO 14,1 BILHÕES BBL (1997)



Este trabalho tem como objetivo geral fazer um estudo das diferentes

metodologias e técnicas utilizadas em diferentes trabalhos acadêmicos para a

caracterização geofísica, através da perfilagem de poços, do reservatório do Campo

de Namorado, Bacia de Campos. Todos esses estudos foram realizados utilizando

os mesmos dados de perfis de poços fornecidos pela ANP para uso em pesquisas

acadêmicas

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Este capítulo tem como função apresentar os principais conceitos que foram

utilizados durante todo o trabalho. Primeiramente, foi feita uma abordagem teórica

em torno das características petrofísicas do reservatório como porosidade,

permeabilidade e saturação de fluidos. Em segundo lugar, foi feita uma abordagem

conceitual quanto ao sistema petrolífero (rocha geradora, rocha selante, rocha

reservatório e migração do petróleo) do campo. E, por fim, foi feita uma abordagem

teórica quanto aos perfis geofísicos que foram utilizados no processo de

caracterização.

2.1 Propriedades Petrofísicas de um Reservatório

A Petrofísica combina conhecimentos interdisciplinares da engenharia de

petróleo, geofísica e geologia, para determinar quantitavamente as propriedades da

rocha e dos fluidos nela presentes.

A análise das propriedades petrofísicas tem caráter essencial quando

caracterizamos reservatórios de hidrocarbonetos, fornecendo parâmetros que

avaliam o potencial econômico de um campo. Neste trabalho, foram observadas as

seguintes propriedades: porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos.



2.1.1 Porosidade

A porosidade, representada geralmente pela letra do alfabeto grego ϕ, é a

porcentagem de espaços de uma rocha que não são preenchidos por materiais

sólidos, mas sim por óleo, gás, água, ou uma mistura destes fluidos. Esses espaços

podem ter sido formados durante o processo de deposição (porosidade primária) ou

através de processos de dissolução e fraturas (porosidade secundária).

Há fatores que influenciam diretamente nesta propriedade. Fatores como:

grãos (tamanho, seleção, arredondamento), processos diagenéticos (transformações

em adaptação às novas condições físicas e químicas), profundidade e pressão

(arranjo geométrico, compactação e cimentação). É importante saber que não só a

existência de poros em uma rocha é suficiente, é necessário que haja conectividade

entre eles, para que permita o fluxo de fluidos das reservas. Estes poros conectados

são denominados de porosidade efetiva (Figura 03).

Vale salientar que nos poros não conectados o óleo fica ilhado sem poder

ocorrer o seu deslocamento.

Figura 03: Representação da porosidade efetiva das rochas.

Fonte: Modificado de Rosa, 2006.



A porosidade das rochas pode ser classificada como: insignificante, pobre,

regular e boa, cujos intervalos de valores estão representados pela Tabela 01.

Tabela 01: Tabela de classificação de rochas reservatório quanto à porosidade.

Qualidade ϕ (%)

Insignificante 0 – 5

Pobre 5 -10

Regular 10-15

Boa 15-20

Excelente >20

Fonte: Modificado de Caputo, 2004.

2.1.2 Permeabilidade (K)

A permeabilidade é a capacidade que uma rocha tem para transmitir fluidos.

É de extrema importância na determinação das principais características de fluxo

dos hidrocarbonetos nos reservatórios de petróleo. Seus valores são expressos em

Darcys (D) ou miliDarcys (mD) (1 Darcy = 1 x 10−12 m2).

Uma rocha com níveis elevados de porosidade pode apresentar baixa

permeabilidade e vice-versa. Mas, em geral, os níveis de permeabilidade são

proporcionais à porosidade. A permeabilidade sofre influência de diversos fatores

como: tamanho do poro e distribuição, formato dos poros, arranjo dos poros,

tamanho dos grãos, compactação e cimentação. A Figura 04 apresenta a relação

entre a existência de poros, a interconectividade entre eles e a permeabilidade da

rocha.



Figura 04: Relação entre existência de poros, interconectividade e permeabilidade

da rocha.

Fonte: Slide Player: Acesso em:

04Fev. 2017.

Como visto na Figura 04, a permeabilidade é controlada principalmente pela

quantidade, geometria e grau de conectividade dos poros.

A Tabela 02 mostra como a permeabilidade pode ser classificada.

Tabela 02: Tabela de classificação das permeabilidades das rochas.

Qualidade Permeabilidade (mD)

Baixa 1000

Fonte: Modificado de Caputo, 2004.

http://images.slideplayer.com.br/14/4307119/slides/slide_6.jpg



2.1.3 Saturação de Fluidos

Entende-se como saturação de fluido a fração/percentagem do volume de

poro ocupado por um fluido em particular (óleo/gás/água). Segundo Carvalho (2014),

a saturação de água Sw de um volume poroso é a fração dos seus poros que é

ocupada pela água de formação.

É importante saber a saturação de água de uma formação, pois, a partir

dela, podemos saber também a saturação de hidrocarbonetos (óleo e gás)

presentes. O cálculo é realizado através da expressão: Sw = 1 - Sh, onde

Shcorresponde a saturação de hidrocarbonetos e pode ser desmembrado em: Sh =

So + Sg, ou seja, em função da soma da saturação de óleo (So) com a saturação de

gás (Sg) presentes na formação.

2.2 Sistema Petrolífero

Segundo Leal et al (2010), entende-se como um sistema petrolífero, o

conjunto de rochas progenitoras e todas as acumulações de petróleo e gás a elas

geneticamente associadas. Vale salientar que o sistema deve incluir todos os

elementos e processos que são responsáveis por essas acumulações.

Nesta seção, foram apresentados os elementos essenciais do sistema

petrolífero do reservatório de Namorado (rocha geradora, rocha reservatório, rocha

selante, migração de petróleo e geometria do reservatório), bem como suas

propriedades petrofísicas características (porosidade, permeabilidade e saturação

de fluidos).



2.2.1 Rocha Geradora

Segundo a PGT –PetroleumGeoscienceTechnology1,uma rocha geradora é

uma rocha que possui matéria orgânica em quantidade e qualidade adequadas e

condições de evolução térmica necessárias para a degradação do querogênio2. É

aceito, de modo geral, que uma rocha geradora deva conter acima de 0,5% de

carbono total (COT).

2.2.2 Rocha Reservatório

A rocha reservatório é um tipo de rocha que possui porosidade e

permeabilidade adequadas para que haja acumulação de petróleo. Para isso, é

necessário que elas sejam enquadradas por rochas impermeáveis que impedem a

migração do petróleo (rochas de capeamento). Á este conjunto (rocha reservatório +

rocha capeadora) dá-se o nome de “armadilha” ou “trapa”.

.Os reservatórios são formados por rochas que apresentam vazios, poros e

fissuras interligados onde pode haver circulação dos hidrocarbonetos e água. Seus

grãos são interligados por um material chamado de cimento, existindo também outro

material fino entre eles denominado de matriz. Vale salientar que, devido à

cimentação, pode haver alguns poros que ficam totalmente isolados.

1PGT – PetroleumGeoscience Technology: Empresa que oferece modelos computacionais para

testes geológicos para a indústria do petróleo.

2Querogênio: É a parte insolúvel da matéria orgânica modificada por ações geológicas. O

querogênio é formado a partir de lipídios, proteínas e carboidratos dos seres vivos, e se transforma

em petróleo, gás natural ou grafite.



Geralmente, as principais rochas reservatórios são os arenitos e as rochas

carbonáticas. Mas, elas também podem ser encontradas na forma de folhelhos,

conglomerados, rochas ígneas e metamórficas.

2.2.3 Rocha Selante

A Rocha selante é uma espécie de barreira para impedir a migração de

hidrocarbonetos das rochas reservatório, favorecendo a sua acumulação. É

caracterizada por uma baixa permeabilidade e ocorre de forma superposta ao

reservatório. Outra característica desse tipo de rocha é a plasticidade, ou seja, a

capacidade de um corpo mudar de forma de modo irreversível, ao ser submetido a

uma tensão. Isto, capacita a rocha a manter sua condição selante mesmo depois de

submetida a esforço determinante de deformações.

2.2.4 Migração do Petróleo

O processo de migração refere-se ao conjunto de movimentações que o

petróleo sofre desde sua origem até a formação de reservatórios. Existem dois tipos

de migração: primária e secundária.

Devido ao aumento da pressão e fratura da rocha geradora, o petróleo flui

da rocha geradora para as formações geológicas superiores. A esse processo de

fluidez, dá-se o nome de migração primária do petróleo.

A migração secundária, como o próprio nome já diz, ocorre após a migração

primária do petróleo. Neste caso, o petróleo move-se através das formações

permeáveis até encontrar uma formação impermeável ou uma armadilha.



Acredita-se que ocorra devido a um gradiente de pressão em resposta à

contínua compactação e à expansão volumétrica ocasionada pela formação do

petróleo (PGT, 2010). Este aumento de pressão produz microfraturas na rocha

geradora que permite a passagem do fluido e o consequente alívio de pressão,

formando um ciclo.

2.3 Análise de Perfis geofísicos para Caracterização de Reservatórios

A caracterização petrofísica de um reservatório de petróleo consiste num

processo de definição e distribuição dos fluidos nele contidos (óleo, gás ou água) e

suas interações com o sistema poroso das rochas (Melani, 2015). Essa análise é

essencial, pois fornece parâmetros para avaliação do potencial econômico de um

campo petrolífero.

Os perfis geofísicos de poços são ferramentas fundamentais na

caracterização de um reservatório de hidrocarbonetos. Trata-se de um método

essencial para que os profissionais interessados (geólogos, geofísicos e

engenheiros de petróleo) adquiram mais conhecimento sobre a condição abaixo da

superfície, através das propriedades físicas das rochas, permitindo a detecção de

zonas com saturação de hidrocarbonetos, calcular o volume de hidrocarbonetos,

entre outros. Utilizando os dados obtidos através dos perfis geofísicos de poços

podemos calcular parâmetros como: Porosidade, Permeabilidade, Saturação de

água, Volume de argila, elasticidade, coeficiente de refletividades, etc. Parâmetros

estes, que são de extrema importância durante o processo de caracterização

petrofísica de um reservatório.

A Tabela 03 resume os perfis geofísicos comumente utilizados para calcular

as propriedades físicas e petrofísicas das rochas reservatório. Para a caracterização



do Campo de Namorado estudada foram utilizados somente alguns desses perfis

como foi mais bem explicado adiante.

Na Figura 05 apresenta-se um fluxograma para analisar perfis de poços para

caracterizar um reservatório de petróleo ou gás. O especialista deve seguir

rigorosamente a ordem das etapas mostradas no fluxograma para obter resultados

satisfatórios.

Tabela 03: Síntese das funções dos perfis geofísicos de poço utilizados na

caracterização de reservatórios

Perfil Geofísico

Aplicações

Raios Gama (GR)

Interpretação da litologia, cálculo do volume de folhelhos, cálculo do volume de argila, cálculo da permeabilidade, cálculo da porosidade, cálculo da velocidade da onda, etc.

Potencial Espontâneo (SP)

Interpretação da litologia, cálculo de Rw e Rwe, detecção de zonas permeáveis, etc.

Caliper (CALI)

Detecção de zonas permeáveis, localização de zonas com variações anômalas do diâmetro do poço.

Resistividade

Interpretação da litologia, localização de zonas com hidrocarbonetos, cálculo da saturação de água, etc.

Sônico (DT)

O cálculo da porosidade, o cálculo da velocidade da onda, as propriedades físicas da rocha (AI-acustic impedance, SI, σ, etc.), etc.

Neutrônico (NPHI)

Detecção de zonas com hidrocarbonetos, cálculo da porosidade, etc.

Densidade (RHOB)

Interpretação da litologia, determinação da zona de apoio dos hidrocarbonetos, cálculo da porosidade, cálculo das propriedades físicas da rocha (AI, SI, σ, etc.), etc.

Índice fotoelétrico (PEF)

Determinação do mineral para interpretação litológica.

Fonte:Adaptado de AAPG WIKI 2016. Disponíveis em:

Acesso em: 25 mai. 2017.

http://wiki.aapg.org/Well_log_analysis_for_reservoir_characterization



Figura 05: Fluxograma analisando registros de poços que devem ser feitos para

caracterizar um reservatório de petróleo ou gás.

Fonte: Adaptado de AAPG WIKI 2016. Disponível em:

Acesso em: 25 mai. 2017.

2.4 Perfilagem Geofísica de Poços

Segundo Rider (2000), a perfilagem geofísica de poços é definida como um

registro contínuo das propriedades físicas das formações geológicas, registrados ao

longo da parede de um poço, e, para isso, utiliza-se ferramentas a cabo ou, ainda,

ferramentas acopladas nas colunas de perfuração. A medição dos valores se

associa à profundidade das informações obtidas dos poços.

http://wiki.aapg.org/Well_log_analysis_for_reservoir_characterization



Trate-se, portanto, de um método aplicado durante ou depois do processo

de perfuração de um poço de exploração de água ou de hidrocarbonetos. O

processo se baseia em uma sonda, dotada de diversas ferramentas para a medição

de propriedades físicas da rocha, que tem a função de percorrer um intervalo da

coluna perfurada identificando as propriedades que constituem a parede do poço.

A perfilagem é usada para quantificar importantes propriedades físicas das

rochas como, por exemplo, as propriedades elétricas, radioativas e acústicas. Após

o processo de quantificação, é necessário que um especialista interprete, caracterize

e identifique as rochas de maior interesse para exploração. Dentre as principais

propriedades analisadas estão a porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos,

sendo estas fundamentais no processo de caracterização dos reservatórios.

Através de perfis geofísicos de poços e testemunhos, também podem ser

construídos modelos estruturais e estratigráficos dos reservatórios petrolíferos. A

Figura 06 apresenta perfis geofísicos do poço 3-NA-02 do Campo de Namorado.

Nele, observa-se o perfil sônico (DT), perfil gama Ray (GR), perfil de porosidade

neutrão (PhiN) e o perfil de densidade (RhoB).



Figura 06: Conjunto de perfis do poço 3-NA-02 do Campo de Namorado. (1 -

arenito; 2 – arenito argiloso; 3 – arenito cimentado; 4 – folhelhos e margas; 5 –

litologia não-definida).

Fonte: Adalberto da Silva et al, 2003.

As curvas mostradas na Figura 06, denominadas de perfis geofísicos, são

resultado da perfilagem e representam registros de propriedades radioativas,

elétricas e acústicas em função da profundidade, cujas mudanças indicam diferentes

litologias e características das rochas. Dentre as principais utilizações em diferentes

áreas distintas, vale destacar a sua importante presença na prospecção de reservas



petrolíferas. Os principais perfis geofísicos utilizados na caracterização Campo de

Namorado e que serão descritos nesse trabalho são:

• Perfil de resistividade elétrica;

• Perfil de densidade;

• Perfil sônico;

• Perfil de porosidade neutrônica;

• Perfil Gama Ray.

2.4.1 Perfil de Resistividade (ILD)

A resistividade de uma formação é medida através de uma ferramenta que

conta com um arranjo de transmissores e receptores. A fermenta de medição de

resistividade utilizada no Campo de Namorado foi o ILD – Induction Logging Deep.

O seu princípio de funcionamento parte de um transmissor-oscilador

responsável por um campo magnético, o qual induz corrente nas formações que

gera um campo magnético. Esse campo é medido através da bobina receptora que

fica acoplada a um amplificador, sendo o sinal detectado pela bobina proporcional a

condutividade da formação (Souza, 1985).

O valor de resistividade e a leitura dos demais perfis fornecem uma

percepção de qual fluido está contido no reservatório: óleo, gás ou água. A

resistividade da formação é altamente dependente da quantidade de água contida

no reservatório, assim como de sua condutividade, além da geometria dos poros.

(Alberton, 2014). A unidade de medida da resistividade é expressa por ohm vezes

metro (Ωm).

Para efetuar a medição da saturação de água (Sw), através de perfis de

resistividade, utiliza-se a equação de Archie determinada experimentalmente



considerando um arenito livre de argilo-minerais, que é expressa em função das

resistividades e porosidade:

𝑆𝑤 = (𝐹 𝑅𝑤

𝑅𝑡)

1/𝑛

(1)

𝐹 =𝑎

∅𝑚 , (2)

Onde:

F= fator de formação,

a = fator de tortuosidade,

m = o fator de cimentação,

Rw=resistividade da água nos poros da formação,

Rt = resistividade da matriz e fluidos nos poros,

n =expoente de saturação.

De acordo com Asquith (1999), os limites normais de a, m e n foram

obtidos experimentalmente: 0,62 < a < 1,0; 2,0 < m < 3,0; 1,5 < n < 3,0.

2.4.2 Perfil Sônico (DT)

O perfil sônico tem como meio de operação as medidas de velocidade de

onda acústica que percorre a formação rochosa. Sendo assim, é possível identificar

a porosidade e a litologia do ambiente geológico a qual ela percorre. Para isso,

registra o tempo de trânsito do sinal acústico, nas rochas atravessadas pelo poço.

Como princípio básico da utilização desse perfil é necessário um transmissor

emissor de pulsos sonoros, que se difundem pela formação, ativando



sucessivamente os receptores acústicos, que, afastados 1 pé entre si, registram os

sinais recebidos da formação (Lima, 2004). A unidade de medição é representada

em microssegundos por pé (µs/pé) de formação e representada na escala de 140-40

µs/pé.

O chamado “tempo de trânsito” é menor em meios mais densos, e

consequentemente, maior nos meios menos densos. Assim, ao comparar rochas

semelhantes, aquela que possuir maior quantidade de líquido dentro de seus poros,

ou seja, maior porosidade terá um tempo de trânsito maior do que aquele de menor

volume de fluidos (menor porosidade) (Lima, 2004).

Segundo Wyllie (1958) apud Asquith (1999), a porosidade derivada do perfil

sônico (ϕsonic) em arenitos consolidados e carbonatos com porosidade intergranular

ou porosidade intercristalina, é calculada através da seguinte equação:

(3)

Onde:

Δtma = intervalo do tempo de trânsito da matriz;

Δtlog = intervalo do tempo de trânsito da formação;

Δtf= intervalo do tempo de trânsito do fluido.

Em caso de rocha inconsolidada, um fator de compactação (Cp) é

adicionado à equação de Wyllie, como demonstrado nas equações 4 e 5:

(4)

(5)



Onde:

Cp= fator de compactação;

Δtsh= intervalo de trânsito para folhelho adjacente;

C = uma constante que normalmente é 1,0.

Como demonstrado anteriormente, para calcular a porosidade sônica, é

necessário conhecer o intervalo de trânsito da matriz e do fluido, e, se necessário,

aplicar o fator de correção.

2.4.3 Perfil de Raio Gama (GR)

O perfil de Raio Gama é uma ferramenta geofísica responsável pela

quantificação da radioatividade natural das rochas. O seu uso é destaque no que diz

respeito à correlação rocha-perfil de poços. Através dele, podemos distinguir, em

rochas sedimentares, os folhelhos e/ou argilas dos demais tipos de litologias. Dentre

os fatores que afetam sua leitura, pode-se destacar algumas rochas argilosas que

são enriquecidas em minerais ou fluidos radioativos, o que confundiria o profissional

especializado na leitura dos gráficos. O padrão de variação da forma e do traçado do

perfil reflete, normalmente, as variações litológicas dos pacotes rochosos

expressando os principais padrões de eletrofácies3 (SERRA, 1985).

Em suma, o perfil de Raios Gama é utilizado para indicação de litologia,

avaliação quantitativa do conteúdo argiloso presente nas rochas reservatório e

correlação de perfis de diferentes poços (Schlumberger, 1987).

A quantificação do volume de argila, por exemplo, é um método que

consiste, em sua primeira etapa, na avaliação de toda a seção perfilada pela

5 Eletrofácies: O prefixo “eletro” foi adicionado à palavra “fácies” para indicar associação de “fácies litológicas” à leitura de perfis geofísicos de poços.



ferramenta que detecta os Raios Gama. Possui objetivo de identificar patamares de

valores mínimos e máximos de radioatividade. Os patamares mínimos caracterizam

reservatórios mais limpos e de quantidades baixas de matriz argilosa. Já os

patamares máximos, representam as litologias puramente argilosas como os

folhelhos e argilitos.

A partir da determinação dos dois patamares, mínimos e máximos, utiliza-se

a equação 6 para quantificar o volume de argila para um ponto de leitura do perfil de

Raios Gama (RG(lido)), relacionado com certa profundidade.

(6)

Onde:

Vsh = Proporção de argila na profundidade considerada;

RG (lido) = Valor de RG na profundidade considerada;

RG (mín) = Valor mínimo de RG (patamar mínimo);

RG (máx) = Valor máximo de RG (patamar máximo).

2.4.4 Perfil de Densidade (RhoB)

O perfil de densidade é responsável pelo registro que mostra as variações

da densidade da rocha, incluindo matriz sólida e o fluido contido, através da emissão

de raios gama, ou seja, para que a medição seja realizada, é preciso que se emita

um feixe de raio gama sobre a parede do poço que se choca com os elétrons da

rocha. A ferramenta mede a atenuação que a rocha provoca no feixe. Essa

densidade é convertida para porosidade.



O princípio físico do perfil de densidade consiste na emissão para a

formação de radiação gama por meio de uma fonte artificial de monóxido de carbono

ou césio, que interage com os elétrons da formação criando o fenômeno de

espalhamento Compton. Um detector localizado próximo da fonte mede a radiação

gama que retorna da formação, onde a intensidade da radiação medida dependera

da densidade de elétrons presentes, que por sua vez, é função da densidade da

formação. A perda de energia por dispersão depende do número de elétrons

presente na formação: quanto mais densa for a formação, menor será a resposta no

detector.

De acordo com Rider (1986), o perfil de densidade pode ser usado de modo

quantitativo, esse perfil permite calcular a porosidade da rocha e a impedância

acústica, e qualitativamente também é usado como indicador litológico.

A porosidade (ϕden) pode ser estimada somente com o conhecimento da

litologia da formação e o fluido envolvido (Rider, 2002). A equação 7 descreve as

fórmulas necessárias:

(7)

Onde:

ρma= densidade da matriz;

ρb= densidade da formação (Bulk);

ρf= densidade de fluidos nos poros

O perfil de densidade, além de ser aplicado para estimar a porosidade e

determinação do tipo de litologia, também é utilizado para identificação do mineral

pirita, da impedância acústica em combinação com o perfil sônico e da identificação

de zonas de gás em combinação com o perfil de porosidade neutrão.



O perfil também é usado para o cálculo do volume de argila (Vsh) caso a

formação seja radioativa, onde a equação tradicional de Vsh não pode ser aplicada.

Nesse caso pode ser utilizada a equação 8 (Ellis et al., 2008):

(8)

sendo RHOB a densidade bulk. O GR é o valor de raios gama lido em cada

profundidade, e GRmin e GRmax são o menor e o maior valor obtido no perfil raio

gama, respectivamente.

2.4.5 Perfil Neutrão (NPHI)

O princípio físico deste perfil consiste de uma fonte de nêutrons que possui

pequena quantidade de substancia radioativa, como o Plutônio, em íntimo contato

como um elemento que tenha nêutrons fracamente unidos, como o Berílio, e um

detector (cintilômetro) localizado a uma distância fixa. O perfil neutrão é responsável

por medir o teor de hidrogênio contido nas formações, refletindo assim na

porosidade. As interações sucessivas dos nêutrons com os átomos da formação

causam perda de energia, tendo maior perda energia ao se colidirem com átomos

que apresentam seu mesmo tamanho, no caso o hidrogênio. A diminuição

progressiva da energia faz com que o nêutron seja capturado pelo núcleo do átomo,

fazendo com que o mesmo fique excitado e emita raio gama de alta energia; essa

radioatividade induzida é então medida.

Segundo Rider (1986), esse perfil é normalmente aplicado na quantificação

da porosidade e na identificação qualitativa entre reservatórios preenchidos por óleo

e gás. Pode ser também utilizado na identificação de litologias que possuam



minerais argilosos. Ao ser combinado com o perfil de densidade, pode se tornar uma

boa ferramenta de indicação litológica.

As curvas do perfil são medidas em termos percentuais de porosidade,

variando entre -0,15 e 0,45, e crescendo da direita para a esquerda.

A grande vantagem do uso de um perfil neutrão está no registro direto das

porosidades das rochas, sendo utilizada em poço aberto e poço revestido. Sua

utilidade compreende, além da determinação da porosidade, a interpretação

litológica e a detecção de zonas contendo hidrocarbonetos leves ou gás.

3 MATERIAIS E MÉTODOS

Realizou-se uma apresentação do Campo Namorado quanto à localização,

características geológicas e sistema petrolífero, salientando sua relevância na

exploração hidrocarbonetos. Como este trabalho trata do estudo de técnicas

utilizadas para caracterização geofísica do reservatório do campo namorado,

apresentou-se uma revisão teórica sobre a análise de perfis de poços voltada a

caracterização de reservatórios. Posteriormente, apresentou-se um resumo das

metodologias, técnicas e resultados de vários trabalhos acadêmicos sobre a

caracterização do campo namorado usando dados perfis de poços. Por fim, foi

apresentada uma comparação dos principais resultados obtidos.

O trabalho foi dividido em sete capítulos com as seguintes abordagens:

1 Introdução:

• Apresentação geral do trabalho e informações sobre o que foi realizado;

• Justificativa da escolha do campo de estudo;

• Explicitação dos objetivos a serem alcançados.



2 Aspectos Teóricos

• Abordagem quanto aos principais conceitos que foram utilizados durante todo

o trabalho. Sendo eles: sobre características petrofísicas (porosidade,

permeabilidade, saturação de fluidos), quanto ao sistema petrolífero (tipos de

rochas, migração), e quanto aos perfis geofísicos que foram utilizados.

3 Materiais e métodos

• Foi explicitada qual a metodologia empregada para o alcance do estudo sobre

a caracterização do reservatório, através da perfilagem de poços.

4 Aspectos Gerais do Campo de Namorado

• Aspectos gerais, econômicos e localização da área de estudo;

• Descrição de características geológicas gerais: arcabouço estrutural,

estratigráfico e atividades exploratórias desenvolvidas;

• Descrição do sistema petrolífero do campo estudado: identificação da rocha

geradora, rocha reservatório e rocha selante, bem como das propriedades

petrofísicas do reservatório (porosidade, permeabilidade e saturação).

5 Caracterização petrofísica do Campo de Namorado:

• Princípios teóricos das técnicas de perfilagem de poços que foram utilizadas

para a caracterização do campo e apresentação dos perfis geofísicos

referentes ao reservatório de Namorado.

6 Trabalhos acadêmicos envolvendo a perfilagem de poços no Campo de

Namorado.

• Apresentação de trabalhos de graduação e pós graduação que envolveram a

utilização da perfilagem de poços no Campo de Namorado para obtenção de

parâmetros relevantes ao processo de produção de hidrocarbonetos.



• Discussões quanto aos trabalhos apresentados.

7 Conclusão.

• Principais conclusões ao fim do trabalho e sugestões.

Para realização desse trabalho de conclusão de curso, foram realizados

diversos estudos em uma ampliada gama de referências bibliográficas como teses

de graduação e de pós-graduação, além de livros, artigos publicados, e relatórios

técnicos que possam enriquecer conceitualmente o trabalho e ajudar na realização

do estudo de caso.

Além disso, também foram utilizados dados fornecidos pela Agência

Nacional de Petróleo, através do CD-ROOM “Campo Escola de Namorado” e

informações fornecidas pela plataforma digital AAPG Wiki.

4 ASPECTOS GERAIS DO CAMPO DE NAMORADO

Este capítulo demonstrou algumas características gerais do Campo de

Namorado. Foram identificados aspectos geológicos, litológicos e petrofísicos,

baseado em informações de diversos trabalhos acadêmicos e em dados fornecidos

pela ANP.

4.1 Localização da área de estudo

A Bacia de Campos possui cerca de 100.000 km² de extensão e se localiza

na região sudeste do Brasil, ao longo da costa norte do estado do Rio de Janeiro e

da costa sul do Espírito Santo. Sua delimitação é feita ao norte pela Bacia do

Espírito Santo no Alto de Vitória e a sul, pela Bacia de Santos no Alto de Cabo Frio.



A bacia tem uma boa parte submersa até uma lâmina d’água de 3.400 metros e uma

pequena porção estendendo-se para o continente.

A Bacia de Campos é classificada como de margem continental passiva4, ou

divergente, e sua origem está relacionada ao rompimento do paleocontinente

Gondwana, com consequente separação da placa Sul Americana da Africana, e

surgimento do Oceano Atlântico (Carvalho, 2014).

O Campo de Namorado, alvo do estudo deste trabalho, está localizado na

região centro-norte da Bacia de Campos, a 80 km do litoral do estado do Rio de

Janeiro, entre as latitudes 22º-23ºS e as longitudes 40º-41ºW. Com cotas

batimétricas variáveis de 110 a 250 m, o campo possui uma área total de

aproximadamente 200 km², sendo aproximadamente 20 km² de área explorada.

Segundo Meneses & Adams (1990), o reservatório de Namorado é

composto de arenitos turbidíticos que têm idade Albiana-Cenomaniana (93,9 a 113

milhões de anos) e estratigraficamente pertencem ao Membro Outeiro da Formação

Macaé, alcançando profundidades variando entre 2900 e 3400 metros (Meneses &

Adams, op cit.).

A Figura 07 mostra um mapa da Bacia de Campos, evidenciando os seus

limites e destacando o Campo de Namorado, ambos na cor vermelha.

4Margem passiva – Atlântica, divergente, ou assísmica, são margens continentais que não coincidem com um limite de placas tectônicas e não apresentam grande atividade sísmica ou vulcânica.



Figura 07: Mapa de localização da Bacia de Campos, destacando-se com linha de

vermelha o campo de namorado.

Fonte: Adaptado de Dias et al, 1990.



4.2 Aspectos Históricos, Produção e Reservas atuais

O Campo de Namorado, como já mencionado anteriormente, foi descoberto

no ano de 1975, e deu início a seu processo produtivo quatro anos mais tarde com a

perfuração do seu primeiro poço 1-RJS-19. O Campo conta com duas plataformas

denominadas de PNA-1e PNA-2, e aproximadamente, 56 poços verticais perfurados

e perfilados. A Figura 08 mostra a distribuição desses poços, bem como as falhas

que delimitam o “bloco principal”, o qual foi detalhado mais à frente. Segundo Rosa

(2011), dez anos após o início da produção, o campo já se apresentava como o

maior campo produtor em termos de petróleo recuperável no Brasil, com uma

reserva estimada de 669 milhões de barris de óleo.

Figura 08: Mapa estrutural do Campo de Namorado com a localização e os nomes

dos poços.

Fonte: Modificado de Augusto, 2009.



É importante destacar que o reservatório de Namorado foi o primeiro a

possuir reservas estimadas superiores a 250 milhões de barris de petróleo, o que

encorajou o investimento em pesquisas e exploração em turbiditos na faixa limítrofe

do talude continental e além desta (Carvalho, 2014). Com esse avanço, em 1985,

foram descobertos os novos campos gigantes Albacora e Marlin, também com

reservatórios turbidíticos. Atualmente, o reservatório de Namorado é definido como

um campo em estado maduro, pelo estágio avançado de exploração, com

diminuição na produção de óleo e altas vazões de água e gás. Na Figura 09, por

exemplo, mostra o declínio de produção do campo de Namorado entre os anos de

1998 e 2013, com dados médios da produção anual. Nota-se, que em 2012 e 2009,

ocorreram, respectivamente, as menores produções de óleo e gás anuais.

Figura 09: Gráfico em linha do declínio na produção anual de óleo e gás do Campo

de Namorado, entre 1998 e 2013.

Fonte: ANP



Segundo a ANP, o mecanismo primário de recuperação de óleo no

reservatório consiste no gás em solução. Ou seja, quando se coloca uma zona de

óleo em produção têm-se uma queda de pressão no reservatório. Na medida em

que se atinge o ponto de saturação do óleo, os líquidos são deslocados e as frações

mais leves do óleo se vaporizam. Assim, o gás, por ser mais expansível que o

líquido, facilita o deslocamento do óleo do meio poroso para o poço produtor.

Já os mecanismos secundários realizados no campo de Namorado,

consistem na injeção de água e gás, que agem como simples agentes de

deslocamento do óleo do reservatório para o poço produtor.

Segundo Barboza (2005) reservatório de Namorado possui um volume de

óleo estimado no reservatório de 106 × 106 m³. Levando em conta o fator de

recuperação estimado de 40%, teremos que o volume de óleo recuperável é de

aproximadamente 42 × 106 m³.

É importante destacar que, segundo a ANP, a concessão do campo

pertence à empresa Petróleo Brasileiro S.A com 100% de participação.

4.3 Geologia Regional

De acordo com Dias et al. (1990), com base nas características tectono-

sedimentares, a Bacia de Campos é dividida em três grandes unidades: Sequência

Continental, Sequência Transicional e Mega Sequência Marinha.

A Sequência Continental é composta por derrames basálticos e sedimentos

continentais. Esta sequência é representada pela Formação Cabiúnas, que é

caracterizada por um grande volume de rochas basálticas, constituindo toda a base

das sequências sedimentares da Bacia de Campos (Rangel et al, 1994).

A Sequência Transicional é constituída basicamente de evaporitos (rochas

sedimentares formada pela cristalização e precipitação química dos sais dissolvidos

https://pt.wikipedia.org/wiki/Rocha_sedimentarhttps://pt.wikipedia.org/wiki/Rocha_sedimentarhttps://pt.wikipedia.org/wiki/Cristaliza%C3%A7%C3%A3ohttps://pt.wikipedia.org/wiki/Precipita%C3%A7%C3%A3ohttps://pt.wikipedia.org/wiki/Sal



em um meio aquoso, devido a um processo de evaporação). Esta sequência é

representada pela Formação Lagoa Feia, que é composta de conglomerados,

arenitos finos, siltitos e folhelhos (Rangel et al, 1994). É importante destacar que a

Sequência Transicional caracteriza a passagem da deposição de sedimentos de

origem continental para os de origem marinha.

Por último, tem-se a Mega Sequência Marinha. Esta, é formada por

sedimentos francamente marinhos (inicialmente por carbonatos e posteriormente

predominantemente siliciclástico). As formações englobadas pela sequência são:

Formação Ubatuba, Formação Campos, Formação Carapebus, Formação Emboré e,

por fim, a Formação Macaé, composta de calcilutitos, margas, folhelhos, e arenitos

turbidíticos, que são as rochas reservatórios dos campos Bagre, Cherne e,

principalmente, do Campo de Namorado. Na Figura 10 mostra-se a seção geológica

da Bacia de Campos, com as rochas agrupadas em três sequencias estratigráficas

relacionadas com cada fase tectônica da bacia.

A Formação Macaé, segundo Rangel et al (1994), possui três membros

litologicamente distintos: Membro Quissamã, composto de espessos leitos de

calcarenito e calcirrudito de cor creme claro, Membro Goitacás, composto de

conglomerado, arenito mal selecionado, marga cinza e calcilutito branco, e,

finalmente, o Membro Outeiro, constituído de calcilutito creme, marga cinza clara,

folhelhos cinza e camadas isoladas de arenitos turbidíticos, também chamados de

Arenito Namorado. A Figura 11 exibe Perfil estrutural do Campo de Namorado e

Cherne, através da direção sudoeste-nordeste. Nele, observa-se os poços 1-RJS-

19, 3-NA-60 e 4-RJS-234. Observa-se, também, a existência de falhas, bem como o

limite superior e inferior do reservatório que são compostos por folhelhos e

carbonatos, respectivamente.

https://pt.wikipedia.org/wiki/Evapora%C3%A7%C3%A3o



Figura 10: Seção geológica da Bacia de Campos apresentado as megasequencias

estratigráficas.

Fonte: Modificado de Guardado et al. (1989), em Martins (2007)

Figura 11: Perfil estrutural do Campo de Namorado e Cherne.

Fonte: Guardado et al. 1990.



4.4 Geologia Local

Neste capítulo aborda-se uma caracterização geológica do Campo de

Namorado. Nele, houve uma explicação dos aspectos estruturais e estratigráficos do

campo.

4.4.1 Aspectos Estruturais

O Campo de Namorado é subdividido em quatro blocos estruturais

denominados de: principal, adjacente, marginal e secundário. Esses blocos são

delimitados por falhas normais e o óleo provém da parte central do bloco principal

(Guardado et al., 1990). A acumulação de hidrocarbonetos ocorre em trapas que

podem ser estruturais ou estratigráficas e apresentam estrutura ao longo da direção

NW-SE, sendo os hidrocarbonetos acumulados na direção NE-SW. Segundo

Menezes et al., (1990), os hidrocarbonetos puderam ser trapeados devido aos

blocos estruturais formados, como pode ser visto na Figura 12.

Figura 12: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado.

Fonte: Barboza, 2005 apud Menezes, 1990.



A Figura 13 também apresenta um mapa estrutural do reservatório do

Campo de Namorado. Nesse caso, é demonstrado todos os poços (produtores,

injetores, secos, abandonados, etc.) e suas respectivas profundidades, falhas e

onde há contato óleo-água. O mapa foi produzido em trabalho realizado por

Guardado et al 1989.

Figura 13: Mapa estrutural do topo do reservatório do Campo de Namorado,

levando em conta poços e profundidades perfuradas.

Fonte: Guardado et al, 1989.

O bloco principal, como já mencionado anteriormente, é de onde provém o

óleo. Ele está localizado na parte central do campo e apresenta predominância de

arenito maciço, com textura fina e grossa, baixa a moderada seleção de grãos, baixo



grau de arredondamento e esfericidade. Suas características estruturais se devem a

intensa halocinese (ascensão de corpos salinos, originados em depósitos

evaporíticos) no Cretáceo superior que provocou uma inversão de relevo, fazendo

com que o reservatório ocupasse um alto estrutural alongado, em forma de domo

(estrutura circular de deformação) parcialmente falhado.

4.4.2 Aspectos estratigráficos

O reservatório de Namorado é formado por arenitos turbidíticos, também

conhecidos como “Arenito Namorado”, que possuem idade Albiano Superior a

Cenomaniano Médio/Superior, ou seja, tem idade aproximada entre 93,9 e 113

milhões de anos, como podemos observar na coluna estratigráfica da Figura 14.

Compreendendo uma área de aproximadamente 23 km² e com grau de

heterogeneidade relativamente baixo, possui como limites inferior e superior os

carbonatos e folhelhos/margas, respectivamente (Menezes et al., 1990 apud

Barboza, 2005).

Além da geocronologia, a Figura 14 também traz informações sobre a

natureza da sedimentação e sobre o ambiente deposicional do Campo de

Namorado. Sendo assim, após observar a coluna, observa-se que o campo em

estudo possui uma natureza de sedimentação marinho-transgressivo e um ambiente

deposicional profundo.

No que diz respeito a sua estratigrafia, o Arenito Namorado compreende a

porção superior do Grupo Macaé conhecida como Formação Outeiro, e possui

profundidades variando entre 2900 e 3400 metros. Os corpos de turbiditos que se

intercalam aos sedimentos mais argilosos, como as margas e folhelhos, dão origem

aos níveis reservatório. Esses níveis são corpos arenosos geralmente maciços, de



granulação média, arcosianos e localmente conglomeráticos que podem chegar até

a 115 m de espessura (GUARDADO et al. 1989).

Como já mencionado anteriormente, a Bacia de Campos se subdivide em

três grandes unidades com base nas características tecnono-sedimetares: uma

sequência inferior, composta por derrames basálticos e sedimentos continentais,

uma sequência transicional, composta por evaporitos, e uma mega sequência

marinha, com sedimentos francamente marinhos.

Figura 14: Coluna Estratigráfica da Bacia de Campos. Em destaque: o reservatório

de Namorado, alvo do estudo.

Fonte: Modificada de Rangel,1993.



4.5 Sistema Petrolífero e características petrofísicas do Campo de Namorado

Nessa seção foram abordadas informações quanto ao sistema petrolífero do

Campo de Namorado, bem como as características petrofísicas mais importantes no

processo de caracterização do reservatório Namorado.

4.5.1 Rocha Geradora

De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, a rocha geradora do

reservatório de Namorado é composta por folhelhos e margas com carbono orgânico

total (COT) por volta de 2 a 6% e com valores que podem atingir até 9% localmente.

Sua espessura varia entre 100 e 300 metros e é formada por matéria orgânica dos

tipos I e II (Tipo I – Matéria orgânica formada principalmente de algas. Tipo II –

Matéria orgânica formada principalmente de organismos marinhos).

Os folhelhos possuem grãos de tamanho de argila, contendo lâminas finas e

paralelas esfoliáveis. São originados de rochas expostas ao intemperismo e erosão

e derivam de dois tipos de ambientes: marinho ou de água doce. Os chamados

“folhelhos negros” são muito ricos em matéria orgânica (de 3 a 15%), e sua

importância econômica se dá pelo fato de ser uma fonte potencial de

hidrocarbonetos.

O aumento da concentração de carbonatos nos folhelhos causa diminuição

da fissilidade5 gradativa do mesmo, fazendo com que os folhelhos se transformem

nas chamadas margas, que possuem concentração de carbonatos variando entre 35

e 65%.

5 Fissilidade: Propriedade que certas rochas apresentam de se partirem em folhas ou lamelas, ao longo de direções preferenciais.



4.5.2 Rocha Reservatório

As rochas acumuladoras de hidrocarbonetos do reservatório de Namorado

são os arenitos turbidíticos. Presentes em aproximadamente 80% dos campos

petrolíferos brasileiros são espécies de depósitos sedimentares originados por

correntes de turbidez submarina em ambiente tectônico de margem convergente.

Trata-se, portanto, de um conjunto de estratos de rochas sedimentares clásticas que

foram depositados por uma corrente de turbidez, contendo fósseis de águas

profundas. Os arenitos turbidíticos estão presentes em contextos lacustres ou

marinhos, de lâminas d’água rasa ou profunda.

4.5.3 Rochas Selantes

O reservatório de Namorado possui os folhelhos, as margas e os calcilutitos

como rochas selantes.

Os folhelhos e as margas já foram descritos anteriormente. Os calcilutitos

são tipos de calcário argiloso consolidado, que contém predominantemente

partículas de calcita com granulometria similar ao silte ou argila.

4.5.4 Migração do Petróleo

No reservatório de Namorado, é importante saber que o petróleo migrou da

rocha geradora para a rocha reservatório por meio de falhas lístricas (falhamento de

superfície curva, em geral com a concavidade voltada para cima, que se



horizontaliza com a profundidade). Os hidrocarbonetos foram trapeados devido aos

já mencionados blocos estruturais mostrados na Figura 05.

4.5.5 Geometria e litologia do reservatório

De acordo com Meneses e Adams (1990), a geometria externa

predominante dos arenitos é lenticular e/ou tabular. Seu limite na base se dá por

uma plataforma carbonática e no topo por folhelhos e margas. A norte e sul, o

reservatório é limitado por pinchouts (redução de espessura do

leito/acunhamento/adelgaçamento) e a sudeste, noroeste e sudoeste por falhas.

Segundo Lima (2004), a migração e acumulação de hidrocarbonetos foram

fortemente influenciadas por tectônica halocinética, conforme citado anteriormente.

Já a geometria interna é heterogênea, com estruturas primárias

predominantes de arenito maciço e composição de arenitos arcoseanos; a

granulação é em média regular e o grau de arredondamento e esfericidade em geral,

é de grau baixo.

Menezes et al. (1990) criou um resumo das principais características do

principal reservatório do Campo de Namorado:

• Área: 23 km²;

• Limite inferior: carbonatos do Grupo Macaé;

• Limite superior: folhelhos e margas do Grupo Macaé;

• Limites laterais: norte e sul por pinchout, sudeste, nordeste e sudoeste por

falhas; direção principal de ocorrência: NW-SE;

• Espessuras: média de 60 metros, variando de 5 a 130 metros;

• Largura: média de quatro quilômetros, variando de dois a seis;

• Comprimento: mínimo de 9 quilômetros e máximos de 14;

• Geometria interna: heterogênea de baixo grau;



• Estruturas primárias: dominantemente arenito maciço;

• Constituição: arenitos arcósios;

• Textura: granulometria fina a grossa, dominando o tamanho médio. A seleção

no geral é regular, variando de boa a má. O grau de arredondamento e

esfericidade é, no geral, baixo.

4.5.6 Porosidade

De acordo com a Agência Nacional de Petróleo, a porosidade efetiva média

do Reservatório de Namorado, obtida através de testemunhos e perfis de poço,

possui o valor de 26%. Esse percentual caracteriza o reservatório como excelente.

4.5.7 Permeabilidade (K)

Medida diretamente em amostras de testemunho, a permeabilidade média

do Reservatório de Namorado, de acordo com a Agência Nacional de Petróleo, é

cerca de 400 mD, o que caracteriza o reservatório como explorável e de muito boa

permeabilidade.

4.5.8 Saturação de água

Segundo Blakez et al (2006), a saturação média de água do Reservatório de

Namorado é de aproximadamente 23,9 %, enquanto que a saturação de óleo



equivale a aproximadamente 75%. Essas saturações, somadas a um óleo de grau

API de 28° e viscosidade próxima a 1 centipoise (cP), contribui para um índice de

produtividade, normalmente, maior que 50 m³/d/kgf/cm² (Hashimoto, 2014).

5 TRABALHOS ACADÊMICOS ENVOLVENDO A PERFILAGEM DE POÇOS NO

CAMPO DE NAMORADO

Este capítulo trouxe uma apresentação de quatro trabalhos acadêmicos de

graduação e pós-graduação que utilizaram os perfil geofísicos para identificação de

diferentes propriedades do reservatório. O objetivo é demonstrar como os seus

autores utilizaram os perfis geofísicos de poços para auxiliar no processo de

exploração de hidrocarbonetos.

A escolha dos trabalhos teve como base a utilização de perfis de poço para

obtenção de características como: litologia, saturação de água, porosidade,

delimitação topo-base, volume de argila, etc.

5.1 Autor: Fábio Monteiro de Lima

Título: Análise Estratigráfica dos Reservatórios Turbidíticos do Campo de

Namorado

Instituição: Universidade Estadual Paulista.

Ano de publicação: 2004.

A tese de mestrado de Fábio Monteiro de Lima teve como objetivo

interpretar dados de perfilagem geofísica de poços, para obter uma análise

estratigráfica dos reservatórios turbidíticos do Campo de Namorado.

O autor não informou o software que foi utilizado.



A Figura 15 mostra alguns perfis geofísicos do poço 3-NA-04-RJS. Nota-se

que há uma representação litológica baseada na interpretação dos perfis geofísicos

do poço.

Figura 15: Perfis geofísicos do poço 3-NA-04-RJS interpretados litologicamente.

Fonte: Lima, 2004.



Especificamente, este trabalho teve os seguintes objetivos alcançados com

a ajuda dos perfis geofísicos de poço:

a) Determinação as fácies reservatório e não-reservatório.

b) Entenderam-se as associações verticais e laterais das fácies por meio da

correlação de poços.

c) Elaborou-se um arcabouço estratigráfico.

d) Definiram-se os limites principais da distribuição do Arenito Namorado na área.

e) Avaliou-se a direção principal do aporte sedimentar.

f) Identificou-se o tipo de reservatório estudado conforme classificação de Bruhn

(1998) para os reservatórios turbidíticos da margem continental leste do Brasil.

Como podemos perceber, os perfis geofísicos de poço aberto são de

extrema importância na identificação das rochas que formam um reservatório em

geral. Assim, ajudam a identificar os tipos de rochas (geradora, reservatório e

selante) que compõe o sistema petrolífero, auxiliando no processo de produção de

hidrocarbonetos.

5.2 Autor: Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato.

Título: Análise Petrofísica de Reservatórios.

Instituição: Universidade Estadual de Campinas.


A monografia de Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato utilizou os perfis

geofísicos de poço aberto para determinação do topo-base do reservatório e para os

cálculos dos volumes de argila e de areia do mesmo.

A autora utilizou o software PowerLog. Desenvolvido pela CGG, ele é um

programa usado por petrofísicos, geólogos, engenheiros de reservatórios e outros

profissionais envolvidos na avaliação e desenvolvimento de um campo de petróleo.



O intervalo do reservatório do Arenito Namorado é tranquilamente

identificado, através do perfil de raios-gama, por folhelhos no topo e carbonatos na

base que apresentam um contraste considerável em relação ao arenito Namorado

(Stevanato, 2011).

Como verificado na Figura 16, o intervalo do reservatório é facilmente

identificado no topo por um marco radioativo, composto por folhelhos radioativos

(maior resposta de raios gama) com cerca de 20 metros de espessura e na base

ocorre à transição de arenito para carbonato, ou seja, a resposta do perfil de raios

gama diminui e a de densidade, aumenta.

Figura 16: Topo e Base do Arenito Namorado para o poço 3-NA-02.

Fonte: Modificado de Stevanato, 2011.



Assim, concluiu-se que a importância do Perfil de Raio Gama, quando

analisado juntamente com a variação de densidade e com o perfil de porosidade

neutrão (identifica a porosidade das rochas), é de extrema importância para

identificação da base e do topo referentes ao reservatório.

Dando sequência ao trabalho, a autora realizou cálculos de porosidade,

baseado no perfil sônico.

A Figura 17 apresenta alguns gráficos referentes ao poço 3-NA-02, mostrando os

valores médios de porosidade, volume de argila e volume de areia para um

determinado trecho do reservatório. Em amarelo, o volume de areia (1-Vsh), e em

azul, porosidade.*PHIN é a porosidade através do perfil sônico.

Figura 17: Volume de argila (cinza), volume de areia (amarelo) e porosidade sônica

(azul), para o poço 3-NA-02.

Fonte: Modificado de Stevanato, 2011.



Em azul, nota-se que o gráfico de porosidades neutrônica (PHIN) , obtido

pela autora, diz respeito a cada profundidade do reservatório, e está na escala

decimal de 0 a 1. Já a pequena tabela do lado direito, traz o valor médio de PHIN,

que foi obtido considerando a média de todas as profundidades do reservatório.

5.3 Autor: Cristiano Oliveira de Souza

Título: Análise de correlação litológica a partir de dados de perfis de poços

convencionais do Campo de Namorado usando software convencional.

Instituição: Universidade Federal Fluminense.


A monografia de Cristiano Oliveira de Souza, cujo título está descrito acima,

teve como objetivo realizar uma análise dos perfis geofísicos do Campo de

Namorado, bem como efetuar cálculos de parâmetros petrofísicos através de

softwares comerciais.

Os softwares utilizados pelo autor foram o MATLAB e o Interactive

Petrophysics (IP). O primeiro, é uma plataforma otimizada para a resolução de

problemas científicos e de engenharia, desenvolvido pela MathWorks. Já o segundo,

foi desenvolvido pela Lloyd'sRegister, e é um software que ajuda a determinar a

quantidade de hidrocarbonetos em um reservatório. Para isso, é calculada a

saturação de água e a porosidade usando dados de perfis de poços.

O autor da monografia fez uso dos perfis geofísicos de poço aberto para

obter o cálculo da saturação de água (Sw) e do volume de argilosidade (Vsh). Após

isso, foram gerados gráficos para obter informações necessárias quanto à

localização de possíveis intervalos que possuam hidrocarbonetos.

A Figura 18 apresenta os perfis de poços elaborados pelo autor do trabalho

através do programa MATLAB. Na primeira faixa temos o Perfil Raio Gama (GR), na

segunda faixa, temos o perfil elétrico ILD, na terceira faixa temos o perfil Porosidade

Neutrônica (Nphi), na quarta faixa temos o perfil Densidade (RHOB) e na quinta

http://www.lr.org/en/services/software/ip.aspx



faixa, temos o perfil Sônico (DT). Vale salientar que todos os cálculos estiveram

baseados na metodologia e nas fórmulas citadas e explicadas durante a seção 2.4.

Figura 18: Perfis do poço 3-NA-04, elaborado no MATLAB.

Fonte: Souza, 2014.

Após elaborar os perfis no MATLAB, o autor realizou os cálculos quanto ao

volume de argilosidade e quanto à saturação de água de alguns poços. A Figura 19,

por exemplo, apresenta um gráfico com os cálculos do volume de argila. Nota-se, à

esquerda, o perfil Gama Ray, e, à direita, o gráfico com o volume de argilosidade.



Figura 19: Perfil de Raios Gama atrelado ao gráfico de Volume de Argila (Vsh).

Poço 4-RJS-042.

Fonte: Souza, 2014.

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.

Logo após o cálculo do volume de argila, o autor realiza o cálculo da

saturação de água em um poço, através do software IP. A Figura 20 demonstra os

resultados obtidos.

Figura 20: Perfil de Raios Gama e Perfil de Resistividade (ILD), atrelados ao Gráfico

de Saturação de água e Volume de argila do poço 4-RJS-04. Produzido no IP.

Fonte: Souza, 2014

Como conclusão do trabalho, percebeu-se que a utilização dos dados dos

perfis geofísicos foi de grande importância para obtenção do cálculo das

propriedades petrofísicas analisadas. Enquanto o perfil raio gama foi utilizado para

ajudar no cálculo do volume de argila, o perfil de resistividade foi utilizado para

auxiliar no cálculo da saturação de água, cujo resultado é observado no perfil.



Outro ponto importante diz respeito à similaridade de resultados entre os

dois softwares utilizados. O autor indicou tanto o MATLAB quanto o IP como bons

softwares tanto para análises de perfis de poços, quanto para os cálculos de

parâmetros petrofísicos que interessam à geocientistas e engenheiros.

5.4 Autor: Renata Alberton

Título: Avaliação Petrofísica do Campo de Namorado: utilização da

perfilagem de poços e modelagem geostatística.

Instituição: Universidade Estadual Federal de Pelotas.


A monografia de Ana Renata Alberton teve como objetivo interpretar dados

de perfilagem para caracterizar os plays do Campo de Namorado. A autora buscou

qualificar alguns poços exploratórios e poços em desenvolvimento em termos de

litologia e

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EDILBERTO OLIVEIRA VIANA JUNIOR UTILIZAÇÃO DA PERFILAGEM … · 2019. 1. 31. · Utilização da Perfilagem de poços para a caracterização geofísica do Campo de Namorado. 2017