STEVANATOA.C.R.S. (2)

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

INSTITUTO DE GEOCINCIAS

CURSO DE GRADUAO EM GEOLOGIA

ANLISE PETROFSICA DE

RESERVATRIOS

Autora: Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato

Orientador: Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal

Co-orientadora: Dr Juliana Finoto Bueno

Campinas, Dezembro de 2011.

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

INSTITUTO DE GEOCINCIAS

CURSO DE GRADUAO EM GEOLOGIA

ANLISE PETROFSICA DE

RESERVATRIOS

Ana Carolina Ribeiro e Silva Stevanato

Trabalho de Concluso de Curso do

Instituto de Geocincias da Universidade

Estadual de Campinas (UNICAMP), sob a

orientao do Prof. Dr. Alexandre

Campane Vidal e co-orientao da Dr.

Juliana Finoto Bueno, como exigncia para

a obteno do ttulo de Bacharel em

Geologia.

Campinas, Dezembro de 2011.

Agradecimentos

Primeiramente, agradeo a toda a minha famlia, que me deu apoio durante

toda a minha vida e me ensinaram a lutar pelos meus objetivos.

Agradeo ao Felipe, pela compreenso e fora nesta fase final da minha

graduao.

Agradeo ao meu orientador Prof. Dr. Alexandre Campane Vidal e minha co-

orientadora Dr Juliana Finoto Bueno, por todos os ensinamentos, incentivo, amizade e

confiana depositados.

Ao Professor Pedro, que foi meu primeiro orientador e me deu grade apoio

durante a minha iniciao cientfica, que contribuiu muito para a minha formao

acadmica.

Ao pessoal do CARMOD: Michelle e Paola.

minha amiga-vizinha Carol, que considero uma grande amiga.

E meu muito obrigado a todo o pessoal da geologia e geografia da turma de

2007. Em especial, ao Francisco, Ldia e Nathlia, pela amizade e inmeros trabalhos

realizados juntos.

Resumo

Este trabalho consiste na utilizao de perfis geofsicos para a caracterizao

petrofsica do reservatrio do Campo de Namorado. O Campo de Namorado est

localizado na poro central da Bacia de Campos e composto por arenitos

turbidticos depositados durante Albiano-Cenomaniano, pertencentes ao Grupo

Maca.

Foram selecionados trs poos (NA02, NA44D e NA12) com dados de perfis de

raios gama, porosidade neutro, densidade, snico e resistividade e descries de

testemunho.

O intervalo do reservatrio foi identificado em cada poo e correlacionado, de

maneira a se entender o ciclo de deposies. Para este mesmo intervalo, foi proposta

a classificao de trs eletrofcies utilizando estatstica multivariada: (0) no-

reservatrio, (1) reservatrio e (2) possvel reservatrio.

A partir da classificao, foi possvel calcular os principais parmetros

petrofsicos para as eletrofcies 1 e 2: densidade e intervalo de tempo da matriz,

porosidades derivadas de diferentes perfis, volume de argila e areia, resistividade de

gua da formao, saturao da gua; analisar os principais cimentos e estimar o

contato leo/gua.

Palavras-chave: Campo de Namorado, anlise petrofsica e mtodo KNN.

Sumrio

Captulo 1 Introduo.................................................................................... 1

1.1. Aspectos Gerais ........................................................................................... 1

1.2. Justificativa e Objetivos ............................................................................... 1

1.3. Dados Obtidos e rea de Estudo ................................................................ 1

1.4. Mtodos ......................................................................................................... 3

Captulo 2 Contexto Geolgico .................................................................... 6

2.1. Bacia de Campos .......................................................................................... 6

2.2. Sistema Petrolfero da Bacia de Campos .................................................. 13

2.3. Campo de Namorado .................................................................................. 13

Captulo 3 Fundamentao Terica ........................................................... 17

3.1. Perfilagem Geofsica .................................................................................. 17

3.1.1. Perfil de Raios Gama (GR).................................................................................. 17

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

3.1.3. Perfil Snico (DT) ................................................................................................ 21

3.1.4. Perfil de Porosidade Neutro (NPHI) .................................................................. 23

3.1.5. Perfil de Resistividade (ILD) ................................................................................ 25

Captulo 4 Resultados e Discusso ........................................................... 28

4.1 Correlao de Poos .................................................................................. 28

4.1.1 Introduo ................................................................................................................ 28

4.1.2 Resultados ............................................................................................................... 28

4.2 Determinao de Eletrofcies .................................................................... 33

4.2.1 Introduo ................................................................................................................ 33

4.2.2 Resultados ............................................................................................................... 34

4.3 Caracterizao Petrofsica ......................................................................... 49

4.3.1 Introduo ................................................................................................................ 49

4.3.2 Resultados ............................................................................................................... 50

Captulo 5 - Concluses ................................................................................. 62

Referncias Bibliogrficas ............................................................................ 64

ndice de Figuras e Tabelas

Figura 1.1: Mapa de localizao da Bacia de Campos, destaque para o Campo de Namorado

(modificado de Bizzi et al., 2003). ................................................................................................. 2

Figura 1.2: Localizao dos poos utilizados (adaptado de Bueno et al., 2011). ......................... 3

Figura 1.3: Etapas do trabalho. ..................................................................................................... 5

Figura 2.1: Coluna Estratigrfica da Bacia de Campos (modificado de Winter et al., 2007). Em

destaque: o Grupo Maca, alvo do estudo. .................................................................................. 9

Figura 2.2:Arcabouo das feies estruturais da seo rift na Bacia de Campos (Rangel, 1998).

..................................................................................................................................................... 10

Figura 2.3: Arcabouo estrutural e estratigrfico do topo do reservatrio e a diviso do Campo

de Namorado em quatro blocos (Guardado et al., 1990)............................................................ 15

Figura 2.4: Modelo paleogeogrfico do Campo de Namorado no Albiano/Turoniano (Guardado

et al, 1990). .................................................................................................................................. 15

Figura 3.1: Perfil de raios gama e perfil espectral de raios gama e algumas respostas tpicas de

diferentes litologias (Fonte: Rider, 2002). ................................................................................... 18

Figura 3.2: Algumas respostas tpicas para o perfil de densidade (Fonte: Rider, 2002). ........... 20

Figura 3.3: A variedade de velocidades e o intervalo de tempo de trnsito das principais

litologias (Fonte: Rider, 2002). .................................................................................................... 22

Figura 3.4: Algumas repostas tpicas do perfil neutro (Fonte: Rider, 2002). ............................ 25

Figura 3.5: Perfil de resistividade e algumas respostas tpicas (Fonte: Rider, 2002). ................ 26

Figura 4.1: Topo e Base (em rosa) do Arenito Namorado para o Poo NA02. .......................... 29

Figura 4.2: Correlao dos poos, datum: topo. ......................................................................... 30

Figura 4.3:Sequncia das unidades dos reservatrio interpretadas por Barboza (2005) a partir

de dados ssimicos. A) Sequncia 1; B) Sequncia 2; C) Sequncia 3. .................................... 32

Figura 4.4: Comparao entre os dados de testemunho (fcies P) e o resultado do mtodo KNN

(fcies KNN) para o poo NA02. Em cinza, as pores no-testemunhadas. ........................... 35


(fcies KNN) para o poo NA44D. Em cinza, as pores no-testemunhadas. ......................... 36


(fcies KNN) para o poo NA12. Em cinza, as pores no-testemunhadas. ........................... 37

Figura 4.7: Comparao entre os perfis geofsicos e classificao dos testemunhos (fcies P) e

do mtodo KNN (fcies KNN) para o poo NA02. Em cinza, as pores no-testemunhadas. . 38


do mtodo KNN (fcies KNN) para o poo NA44D. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

..................................................................................................................................................... 38


do mtodo KNN (fcies KNN) para o poo NA12. Em cinza, as pores no-testemunhadas. . 39

Figura 4.10: Histogramas dos perfis geofsicos para a eletrofcies 0. ....................................... 40



Figura 4.13: Grficos de disperso de perfis de raios gama x snico. ....................................... 44

Figura 4.14: Grficos de disperso de perfis de raios gama x porosidade neutro. .................. 45

Figura 4.15: Grficos de disperso de perfis de raios gama x densidade. ................................. 46

Figura 4.16: Grficos de disperso de perfis raios gama x snico. ............................................ 46

Figura 4.17: Grficos de disperso de perfis de densidade x snico. ........................................ 47

Figura 4.18: Grficos de disperso de perfis de densidade x porosidade neutro. ................... 48

Figura 4.19: Perfis de densidade da matriz, raios gama e resultado do mtodo KNN. .............. 53

Figura 4.20: Volume de argila (cinza) para os poos NA02, NA44D e NA12. Em amarelo, o

volume de areia, e em azul, porosidade. .................................................................................... 54

Figura 4.21: Grfico dos perfis de porosidade neutro e snico para o poo NA02. Neste grfico

possvel identificar a distribuio da argila No entendi... ....................................................... 56

Figura 4.22: Grfico dos perfis porosidade neutro e densidade para o poo NA44D. ............. 56

Figura 4.23: Grfico dos perfis de porosidade neutro e snico para o poo NA12. ................. 57

Figura 4.24: Pickett plots para o poo NA02. .............................................................................. 58

Figura 4.25: Pickett plots para o poo NA12. .............................................................................. 58

Figura 4.26: Pickett plots para o poo NA44D. ........................................................................... 59

Figura 4.27: Grfico de saturao da gua x profundidade para o poo NA02. ........................ 60

Figura 4.28: Grfico de saturao da gua x profundidade para o poo NA44D. ...................... 60

Figura 4.29: Grfico de saturao da gua x profundidade para o poo NA012. ...................... 61

Tabela 3.1: Densidade de litologias comuns (Rider, 2002). ....................................................... 20

Tabela 3.2: Intervalo de tempo de trnsito da matriz para algumas litologias e minerais

(modificado de Schlumberger, 1987). ......................................................................................... 23

Tabela 4.1: Topo e base do reservatrio para os poos utilizados, em metros. ........................ 28

Tabela 4.2: Descrio e classificao dos dados de testemunho dos poos NA02 e NA12...... 33

Tabela 4.3: Eletrofcies para o Campo de Namorado. ............................................................... 34

Tabela 4.4: Resumos dos perfis de raios gama, densidade, snico e porosidade neutro para a

eletrofcies 0. .............................................................................................................................. 40


eletrofcies 1. .............................................................................................................................. 41


eletrofcies 2. .............................................................................................................................. 42

Tabela 4.7: Mdias de densidade e tempo de trnsito e porosidades para a eletrofcies 1...... 51

Tabela 4.8: Mdias de densidade e tempo de trnsito e porosidades para a eletrofcies 2...... 51

Tabela 4.9: Valores mximos e mnimos, mdia, mediana e desvio padro da porosidade

efetiva. ......................................................................................................................................... 52

Tabela 4.10: Mdias do volume de folhelho e volume de areia para as eletrofcies 1 e 2. ....... 55

Tabela 4.11: Mdias de saturao da gua e leo. .................................................................... 59

STEVANATO, A.C.R.S. 2011. Anlise Petrofsica de Reservatrios. 1 | P g i n a

Captulo 1 Introduo

1.1. Aspectos Gerais

A indstria de explorao de petrleo tem desenvolvido nas ltimas dcadas

ferramentas e tcnicas, que de forma direta ou indiretamente, auxiliam na

caracterizao geolgica de reservatrios. Durante a fase de explorao, so

perfurados poos horizontais e direcionais, com os quais possvel a obteno de

informaes de perfis eltricos e radioativos. Esses perfis, juntamente com a descrio

de testemunhos, so de extrema importncia para a elaborao das caractersticas

petrofsicas de um reservatrio, que posteriormente auxiliam na construo do modelo

geolgico e matemtico (modelo de distribuio de porosidade, permeabilidade,

saturao de leo, entre outros).

A anlise petrofsica visa determinao de alguns parmetros como

porosidade, compressibilidade da rocha, saturao de gua e leo, permeabilidade,

entre outros.

1.2. Justificativa e Objetivos

A caracterizao petrofsica utilizando perfis geoeltricos de grande

importncia para a descoberta de novos reservatrios de hidrocarbonetos e visa

diminuir o grau de incerteza e os riscos associados explorao de petrleo e gs.

Assim como importante para a fase inicial de desenvolvimento de um campo de

petrleo, auxiliando na definio da melhor estratgia de desenvolvimento atravs da

caracterizao geolgica.

Os principais objetivos deste trabalho so: a correlao estratigrfica entre os

poos NA02, NA12 e NA44D para compreenso da distribuio dos arenitos nos ciclos

deposicionais do Arenito Namorado, a determinao de eletrofcies atravs de perfis

geofsicos e descrio de testemunhos, e a caracterizao petrofsica das eletrofcies

de rochas reservatrio e possvel reservatrio para os trs poos escolhidos.

1.3. Dados Obtidos e rea de Estudo

Os poos utilizados foram perfurados no Campo de Namorado (Figura 1.1),

localizado na poro centro-oeste da - Bacia de Campos, entre o Campo de Garoupa

na plataforma continental e o Campo de Marlim no talude. O principal reservatrio

composto por arenitos turbidticos do Cretceo, chamado de Arenito Namorado, com


profundidade entre 2.980 e 3.080 metros (Guardado, 1990).

Figura 1.1: Mapa de localizao da Bacia de Campos, destaque para o Campo de Namorado

(modificado de Bizzi et al., 2003).

Os dados dos poos foram cedidos pela Petrobras e esto liberados pela

Agncia Nacional de Petrleo, Gs Natural e Biocombustveis (ANP). Constam da

base de dados os perfis de raios gama (GR), densidade (RHOB), snico (DT),

porosidade neutro (NPHI) e resistividade (ILD) no formato *LAS, e a descrio dos

testemunhos.

Foram escolhidos trs poos: NA02, NA44D e NA12 (figura 1.2). Os poos

NA02 e NA12 foram selecionados por serem os poos com maior volume de descrio

de testemunhos em comparao aos demais, e o poo NA44D por estar prximo dos

dois escolhidos, para a realizao da correlao estratigrfica.


Figura 1.2: Localizao dos poos utilizados (adaptado de Bueno et al., 2011).

1.4. Mtodos

O presente estudo consistiu de cinco etapas principais (Figura 1.3).

Na primeira etapa do trabalho foi realizada reviso bibliogrfica sobre o Campo

de Namorado, a caracterizao petrofsica atravs de perfis de poos e os principais

aspectos que podem afetar a porosidade e a permeabilidade em reservatrios

siliciclsticos.

A segunda etapa de trabalho consistiu na determinao dos poos utilizados e

seus respectivos topos e bases para os intervalos referentes ao Arenito Namorado. O

intervalo do reservatrio do Arenito Namorado facilmente identificado, atravs do

perfil de raios-gama, por folhelhos no topo e carbonatos na base que apresentam um

contraste considervel em relao ao arenito Namorado. Nesta etapa, tambm foi

realizada uma correlao de poos para compreender os intervalos deposicionais das

rochas reservatrio.

A terceira etapa consistiu na determinao de eletrofcies no intervalo do

reservatrio de Namorado, para tal, foram utilizados os seguintes procedimentos:


Anlise dos testemunhos, com agrupamentos de quinze fcies em trs classes

principais: no-reservatrio, reservatrio e possvel reservatrio;

Aplicao do mtodo estatstico multivariado K-simo vizinho mais prximo

(KNN) utilizando o poo RJS19, prximo aos poos NA02, NA44D e NA12,

para o treinamento do algoritmo, e aplicao deste treinamento nos trs poos.

Os resultados obtidos foram trs eletrofcies: 0 (no-reservatrio), 1

(reservatrio) e 2 (possvel reservatrio);

Validao das trs eletrofcies baseada nos perfis geofsicos em comparao a

descrio de testemunhos.

O mtodo KNN supervisionado, ou seja, utiliza informaes originais,

advindas das descries de testemunhos, so pr-estabelecidas para o mapeamento

de fcies. O algoritmo foi treinado e aplicado nos poos atravs do software estatstico

R.

Aps a determinao das eletrofcies, foi realizada a quarta etapa: estatstica

bsica, que composta por histograma e valores de mximo, mnimos, mdia,

mediana e desvio padro de cada eletrofcies, e grficos de disperso utilizando os

perfis de raios gama, densidade e porosidade neutro e snico para as eletrofcies de

reservatrio e possvel reservatrio. Atravs dos histogramas e grficos de disperso

foi possvel analisar a distribuio dos dados e as caractersticas das eletrofcies e, de

acordo com Rider (2002), um grupo de nmeros em particular pode ser mostrado para

representar uma determinada litologia. Para esta etapa foi utilizado o software Minitab.

A ltima etapa consistiu na caracterizao petrofsica das eletrofcies

reservatrio e possvel reservatrio para os poos NA02, NA44D e NA12 utilizando o

software PowerLog, que um programa desenvolvido especialmente para a anlise

petrofsica e consistiu no clculo de volume de argila, porosidades, densidade da

matriz, tempo de trnsito da matriz e saturao da gua.


Figura 1.3: Segunda a quinta etapas do trabalho.

Determinao do topo e base

e

correlao de Poos

Perfis geofsicos

Mtodo KNN Classificao

de eletrofcies

Anlise estatstica

bsica

Caracterizao petrofsica


Captulo 2 Contexto Geolgico

2.1. Bacia de Campos

A Bacia de Campos possui aproximadamente 100.000 km, dos quais cerca de

500 km esto em rea emersa. Em seu limite superior, faz fronteira com o estado do

Esprito Santo, mais especificamente, com o Alto de Vitria. Na regio sul, separada

da Bacia de Santos atravs do Alto de Cabo Frio. Em aproximadamente 30 anos, j

foram perfurados mais de 1.600 poos, representando a maior reserva brasileira, de

leo e gs (Winter et al., 2007).

A geologia da Bacia de Campos foi descrita por inmeros autores ao longo das

dcadas, destacando os trabalhos de Guardado et al. (1990) e Rangel et al. (1994).

Dentre os trabalhos mais recentes sobre a evoluo sedimentar e o arcabouo

estratigrfico, Winter et al. (2007) dividiu a Bacia de Campos em cinco pacotes

principais: Formao Cabinas, Grupo Lagoa Feia, Grupo Maca e Grupo Campos

(Figura 2.1), que esto sobrejacentes ao embasamento.

O embasamento cristalino composto por gnaisses pr-cambrianos,

pertencentes Provncia Proterozica da Ribeira (Cainelli et al., 1999).

Formao Cabinas

A Formao Cabinas constituda por basaltos, diabsios e rochas

vulcanoclsticas, decorrentes de derrames que cobriram discordantemente o

embasamento pr-cambriano. Atravs do mtodo K/Ar foi possvel datar essa

formao, na qual as idades indicam idades entre 130 e 120 Ma (Rangel et al., 1994).

Grupo Lagoa Feia

O Grupo Lagoa Feia subdividido nas formaes Itabapoana, Atafona,

Coqueiros, Garga, Macabu e Retiro.

A Formao Itabapoana formada principalmente por ortoconglomerados

polimticos e arenitos lticos de fandeltas, depositados em ambiente lacustrino e

lagunar. O contato basal com a Formao Cabinas discordante assim como o

contato superior com as formaes Atafona e Coqueiros discordante angular. Possui

idade entre o Barremiano e Aptiano e ocorre em toda a borda oeste da Bacia de

Campos (Winter et al., 2007).

A Formao Atafona est representada por siltitos, arenitos e folhelhos

lacustres (conhecidos como folhelho Buracica), com intercalaes de delgadas

camadas carbonticas, que ocorrem nas pores sul e central principalmente. O


contato inferior e superior discordante sobre a Formao Cabinas ou Formao

Itabapoana, e sobre a Formao Coqueiros respectivamente. A idade de deposio

tida como Andar Barremiano (Winter et al., 2007).

A Formao Coqueiros formada por coquinas de at 400 metros de

espessura depositados em ambiente lacustre. Constitui um depsito de carapaas e

pelecpodes associados a altos estruturais, representando reservatrios. Esto

intercalados com folhelhos ricos em matria orgnica (Winter et al., 2007).

A Formao Garga ocorre principalmente nas pores sul e centro da Bacia

de Campos, sendo caracterizada por folhelhos, siltitos e margas, intercalados por

arenitos e calcilutitos, depositados em ambiente costeiro raso, com eventuais aportes

de clastos. O contato inferior com a Formao Garga discordante assim como o

contato superior com a Formao Retiro, porm, o contato lateral gradacional da

Formao Macabu para os arenitos conglomerticos da Formao Itabapoana. A

idade de deposio tida como do Aptiano (Winter et al., 2007).

A Formao Macabu constituda por estromatlitos e laminitos microbiais,

localmente dolomitizados e/ou silicificados, com raras intercalaes de estratos

arenosos e folhelhos. Esses sedimentos carbonticos ocorrem principalmente na

poro central e sul da Bacia de Campos, foram depositados em ambiente rido e

raso, e possuem idade aptiana (Winter et al., 2007).

A Formao Retiro formada por evaporitos, compostos por anidritas e halitas

do Aptiano Superior, conhecida como camada de sal (Winter et al., 2007).

Grupo Maca

O Grupo Maca subdividido nas formaes Quissam, Outeiro, Goitacs e

Imbetiba, e Membro Bzios.

A Formao Quissam e o Membro Bzios so formados por estratos de

dolomitos que apresentam porosidade devido a brechas, vugs, grutas e cavernas, e a

medida que se avana para as pores mais distais, os estratos so mais delgados e

restritos a base da Formao Quissam. O Membro Bzios representado por

carbonatos da Formao Quissam que sofreu diagnese precoce. Ambos so

datados como Albiano Inferior (Winter et al., 2007).

A Formao Outeiro possui calcilutitos com calcisferuldeos e foraminferos,

margas e conglomerados. A deposio ocorreu em um ambiente de periplataforma

(Guardado et al., 1990).

A Formao Goitacs composta por conglomerados polimticos e arenitos mal

selecionados, com associao de margas e calcilutitos (Winter et al., 2007).

A Formao Imbetiba representada por margas, que ocorrem em toda a bacia,


e, mais raramente, por arenitos errticos turbidticos. Tambm h a ocorrncia de

sedimentos arenosos de fandelta. Atravs de mtodos palinolgicos, sua idade foi

definida como Cenomaniano (Winter et al., 2007).

Grupo Campos

O Grupo Campos subdividido nas formaes Embor, Carapebus e Ubatuba.

A Formao Embor representada por arenitos e carbonatos impuros de

idade turoniana ao recente, depositados em ambiente flvio-deltico e plataformal. H

ocorrncias dos sedimentos finos da Formao Ubatuba na Embor, representada

pelos membros So Tom, Siri e Grussai (Rangel et al., 1994).

A Formao Carapebus caracterizada por arenitos finos, devido a correntes

de turbidez, e conglomerados. Sua deposio tambm ocorreu no Turoniano (Rangel

et al., 1994).

A Formao Ubatuba composta por folhelhos, argilitos, margas, calcilutitos e

diamictitos, depositados em ambiente marinho batial e abissal do Turoniano ao

recente. O contato com o Grupo Maca discordante e interdigita-se com sedimentos

clsticos e carbonticos da Formao Embor (Rangel et al., 1994).


Figura 2.1: Coluna Estratigrfica da Bacia de Campos (modificado de Winter et al., 2007). Em

destaque: o Grupo Maca, alvo do estudo.


2.1.1. Arcabouo Estrutural

A Bacia de Campos possui dois estilos estruturais principais, tpicos de bacias

de margem divergente: (1) falhas normais de alto ngulo envolvendo a crosta

continental, basaltos e sedimentos do pr-sal da fase rifte, e (2) falhas normais lstricas

normais e as estruturas formadas por halocinese em sedimentos ps-sal (Guardado et

al., 1990).

A fase rifte (Figura 2.2) representada por uma srie de estruturas extensionais

de alto ngulo do Cretceo Inferior: horsts e grabns relacionados ao rompimento do

supercontinente Gondwana (Guardado et al., 1990).

Esta fase tambm influenciou a deposio do Grupo Lagoa Feia, atravs das

falhas extensionais. A maioria das falhas se tornou inativa com o desenvolvimento da

discordncia pr-Alagoas. So raros os caso de reativao (op. cit.).

Figura 2.2:Arcabouo das feies estruturais da seo rift na Bacia de Campos (Rangel, 1998).

O segundo estilo estrutural est relacionado com o soterramento da bacia. Aps

o Aptiano, a bacia se deslocou para leste vagarosamente com um diferencial de

compactao que desencadeou a halocinese e, conseqentemente, o


desenvolvimento de falhas de crescimento e anticlinais, que criaram duas situaes:

(1) prxima a costa o movimento distensivo da bacia mais a sedimentao

empurram o sal para o fundo da bacia; (2) em gua profundas devido a contrao do

pacote salino em movimento, gerado um contexto compressivo. Como resultado da

movimentao do sal tem-se feies como almofadas, dipiros e anticlinais. Estes

ltimos atuaram como importantes controladores da deposio de fcies reservatrio e

como estruturas de trapeamento para a acumulao de hidrocarbonetos (op. cit.).

2.1.2. Evoluo Tectono-Sedimentar

A evoluo da Bacia de Campos segue o modelo proposto para a formao

das bacias de margem continental atlntica, que admite um estiramento litosfrico e

afinamento da crosta e litosfera, durante a fase rifte, e posteriormente, uma fase de

subsidncia termal associada ao resfriamento da anomalia trmica da astenosfera

(Cainelli et al., 1999).

Rangel et al. (1994) afirma que a evoluo tectono-sedimentar da bacia a torna

singular em termos de potencial petrolfero. A acumulao de enorme volume de

hidrocarbonetos devido a alguns fatores, como o baixo grau de afinamento crustal,

reativao das fontes de sedimentos, intensa tectnica adiastrfica e as variaes

globais no nvel do mar no Neocretceo e Tercirio.

A evoluo da Bacia de Campos foi dividida de maneira diferente por vrios

autores, o presente trabalho adota a proposta de Cainelli et al (1999). O autor destaca

que as principais fases evolutivas so: pr-rifte, sin-rifte, continental, transicional e

margem continental passiva, que so agrupadas em megasequncias, e so

separadas por discordncias angulares e erosivas de carter regional.

H aproximadamente 140 milhes de anos (Eo-Cretceo) a histria geolgica

da Bacia de Campos foi iniciada, estando relacionada ao rompimento do

supercontinente Gondwana e a evoluo do Oceano Atlntico (Guardado et al., 2003).

A megasequncia pr-rifte marcada pela fase intracratnica do

Supercontinente Gondwana, na qual se formaram depresses amplas e suaves que

foram preenchidas por sedimentos de guas rasas.

A megasequncia continental corresponde ao rift principal causado pelo

movimento divergente das placas africana e sul-americana no fim do Jurssico/

comeo do Cretceo. A primeira fase da megasequncia marcada por falhas

sintticas normais e por um evento vulcnico, com ocorrncia de basaltos toleticos,

entre 120 e 130 Ma.

A segunda fase da megasequncia continental marinha caracterizada pela


deposio de sedimentos correspondente ao Grupo Lagoa Feia. As bordas proximais

do rift foram dominadas por conglomerados e arenitos de leque aluvial, com ocorrncia

freqente de clastos vulcnicos. Na poro central, foram depositados sedimentos

finos de ambiente lacustre, na qual o ambiente anxico tambm permitiu a deposio

de folhelhos negros, a principal rocha geradora de hidrocarbonetos da Bacia de

Campos, associado a deposio de carbonatos.

Na megasequncia transicional ocorre transio entre a megasequncia

continental e marinha. A sucesso litolgica se inicia no comeo do Aptiano e termina

com a deposio de evaporitos no fim do Aptiano para o comeo do Albiano, na qual

os sedimentos tambm pertencem ao Grupo Lagoa Feia. E marcada pela cesso do

estiramento e riftiamento da crosta continental.

A primeira sucesso litolgica corresponde a sequncia terrgena, composta

por conglomerados e folhelhos depositados em ambiente de leques aluviais e

sabkhas, e tambm possvel evidenciar a presena de fsseis como Ostracides e

Palinomorfos. A segunda sequncia associada a um clima quente e rido, que

favoreceu a deposio de dolomitos e anidritos nas margens da bacia, e halita e sais

potssicos na poro central. Nesta sequncia se formaram os domos de sal, que so

importantes trapas para o leo.

A megasequncia marinha possui o maior aporte sedimentar comparada com

as anteriores, com tipos litolgicos variados, e dividida em trs sequncias

principais, da base para o topo: carbontica nertica, hemipelgica e de oceano

profundo. A passagem da megasequncia transicional para marinha ocorreu de forma

gradacional, com poucas discordncias regionais.

Esta primeira sequncia foi alvo de estudo de Azevedo (2004), e

caracterizada por alta energia e carbonatos de gua rasa, depositados em

plataforma/rampa (base do Grupo Maca). O autor considera que o lineamento

formado pelo Alto de Florianpolis e a Dorsal de So Paulo condicionaram uma

barreira restritiva circulao de gua entre o Atlntico Sul Meridional e Atlntico Sul.

A sequncia hemipelgica foi depositada entre o Cenomaniano Superior e

Tunomaniano inferior e corresponde poro superior do Grupo Maca, com

espessura mxima de 400 metros e o topo marcado por discordncias. Tambm

houve a deposio de turbiditos, compostos por arenitos mdios, que possuem

espessura mxima de 150 metros. A base do Grupo Campos composta por folhelhos

e margas, com presena de foraminferos, que atestam que esta unidade marcou em

definitivo a fase ocenica.

A sequncia de oceano profundo ocorreu no Tercirio e apresenta uma

modificao no estilo sedimentar, evidenciada pelo padro progradante das unidades.


composta por folhelhos e areias de leques submarinos, correspondente as

formaes Ubatuba e Carapebs, respectivamente.

2.2. Sistema Petrolfero da Bacia de Campos

No sistema petrolfero da Bacia de Campos, as rochas geradoras so os

folhelhos calcferos do Grupo Lagoa Feia, depositados em ambiente lacustre salino.

Possuem elevado potencial gerador, com teor de carbono orgnico que pode chegar a

9%, com querognio do tipo I, e espessura mxima de 300 metros. A maturao ideal

e expulso ocorreram durante o tercirio e saturaram as rocha-reservatrios de

litologias diversas e posicionadas em diferentes horizontes estratigrficos (Bizzi et al.,

2003).

Em geral, os leos da Bacia de Campos possuem densidade entre 14 e 32

API, constituindo misturas de petrleos biodegradados e no-biodegradado. Essas

misturas foram conseqncias sucessivas de pulsos de migrao secundria ao longo

do tempo (Bruhn et al., 2009).

A migrao secundria para a seo ps-sal ocorreu por falhas lstricas

normais, que funcionaram como dutos para o transporte do hidrocarboneto at nveis

estratigrficos mais elevados. J as trapas so de carter misto estratigrfico-

estrutural que se desenvolveram associadas evoluo da halocinese sinsedimentar

da Bacia (op. cit.).

As principais rocha-reservatrios da bacia so: turbiditos arenosos da

Formao Carapebus (campos de Marlim, Albacora, Roncador, Barracuda e Marimb),

carbonatos do Grupo Maca (campos de Garoupa, Bonito, Bicudo, Linguado e

Pampo), arenitos do Albo-Cenomaniano (campos de Namorado e Cherne), basaltos

fraturados da Formao Cabinas (Campo de Badejo) e as coquinas do Grupo Lagoa

Feia (Campo de Trilha) (Bizzi et al., 2003).

2.3. Campo de Namorado

O Campo de Namorado foi descoberto em 1975 com a perfurao do poo

pioneiro 1-RJS-19 e a produo foi iniciada em 1979, e foi considerado um marco para

a explorao petrolfera nacional, pois foi o primeiro campo gigante da plataforma

continental brasileira, com o volume de leo estimado em 669 milhes de barris. A sua

rea foi coberta por levantamento 3D e grande nmero de poos foram

testemunhados (Guardado et al, 1990).

O principal reservatrio do campo, tambm chamado de Arenito Namorado,


composto por arenitos arcoseanos turbidticos, correlacionados Formao Outeiro do

Grupo Maca, dentro do intervalo de tempo do Albiano superior/Cenomaniano na

Bacia de Campos. O Arenito Namorado se formou durante a megasequncia marinha

transgressiva (op. cit.).

Os arenitos arcoseanos esto intercalados com espessos pacotes de margas e

lentes de calcilutitos. De acordo com Souza Jr (1997), o reservatrio possui excelente

caracterstica petrofsicas: porosidade mdia de 26% e permeabilidade mdia de 400

md.

Menezes et al. (1990) destacas as principais caractersticas do campo:

rea: 23 km;

Limite inferior: carbonatos do Grupo Maca;

Limite superior: folhelhos e margas do Grupo Maca;

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

falhas; direo principal de ocorrncia: NW-SE;

Espessuras: mdia de 60 metros, variando de 5 a 130 metros;

Largura: mdia de quatro quilmetros, variando de dois a seis;

Comprimento: mnimo de 9 quilmetros e mximos de 14;

Geometria interna: heterognea de baixo grau;

Estruturas primrias: dominantemente arenito macio;

Constituio: arenitos arcsios;

Textura: granulometria fina a grossa, dominando o tamanho mdio. A seleo

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

esfericidade , no geral, baixo.

O Campo de Namorado foi subdividido em quatro blocos principais, delimitados

por falhas normais (Figura 2.3). O bloco principal est localizado na parte central do

campo, e apresenta predomnio de arenito macio com textura fina a grossa, baixa a

moderada seleo de gros e baixo grau de arredondamento e esfericidade.

A trapa de leo pode ser estratigrfica e/ou estrutural, apresentando uma

estrutura ao longo da direo NW-SE, na qual h acumulao de hidrocarbonetos. A

migrao e acumulao de hidrocarbonetos so fortemente influenciadas pela

tectnica halocintica (Cruz, 2003).


Figura 2.3: Arcabouo estrutural e estratigrfico do topo do reservatrio e a diviso do Campo

de Namorado em quatro blocos (Guardado et al., 1990).

A topografia do campo caracterizada por depresses topogrficas, geradas

por escavaes dos cnions, na qual estes so condutos para o transporte dos

sedimentos da plataforma at o talude atravs de correntes de turbidez (Figura 2.4).

Figura 2.4: Modelo paleogeogrfico do Campo de Namorado no Albiano/Turoniano (Guardado

et al, 1990).

Barboza (2005) destaca que o Campo de Namorado foi depositado em um

complexo de canais, que foram esculpidos provavelmente por fluxos hiperpicnais.

Tambm contribuiu para a formao dos canais complexos a halocinese, que criou

zonas de falhas, nas quais os complexos de canais se encaixaram.


Alm dessas caractersticas, o arenito contm zonas na qual a porosidade foi

alterada devido cimentao carbontica, que prejudica o fluxo do fluido, criando

complexidade alta e heterogeneidade dentro do arenito que originalmente era macio

e homogneo.

Carvalho et al. (1995) estudou detalhadamente a cimentao nos arenitos

turbiditicos, e identificou quatro fcies atravs de testemunhos e perfis de densidade e

resistividade. As fcies identificadas so: (1) massivamente cimentada, na qual h

indicaes que os ons de calcita foram derivados de alterao bacteriana de matria

orgnica em folhelhos e mrmores; (2) parcialmente cimentada, composta

principalmente por calcita e ocorre na margem das zonas cimentadas; (3) porosidade

primria preservada por um soterramento tardio, na qual a cimentao e dissoluo

no esto muito presentes; (4) intraclstica, ocorre principalmente em depsitos

proximais de canais com intraclastos de argila compactados e silicificados, o que

resultou em reservatrio de baixa resistividade e alta heterogeneidade.


Captulo 3 Fundamentao Terica

3.1. Perfilagem Geofsica

Perfis geofsicos so registros de propriedades radioativas, eltricas e

acsticas em funo da profundidade, tpicas de cada litologia. A obteno de

informaes sobre o tipo litolgico, por exemplo: a composio mineral e textura,

podem ser obtidas atravs de amostragem direta (testemunho) ou indireta (perfis

geoeltricos), sendo que o ideal a utilizao desses dois tipos de informao (Rider,

2000).

Os principais tipos de perfis so: de resistividade, de induo, potencial

espontneo, snico, de temperatura, magntica, gravimtrica e radiomtrica. No

presente trabalho sero descritos apenas os perfis geofsicos utilizados.

Keary et al (2009) lista as propriedades geolgicas que podem ser obtidas por

perfilagem de poos: espessura e litologia da formao, porosidade, permeabilidade,

saturao da gua, saturao de hidrocarboneto, mergulho das camadas e

temperatura.

As tcnicas de perfilagem so amplamente empregadas na investigao de

poos perfurados para a explorao de hidrocarbonetos, pois fornecem importantes

propriedades das rochas reservatrio. Tambm so utilizadas na explorao

hidrogeolgica, geotcnica e na prospeco mineral.

3.1.1. Perfil de Raios Gama (GR)

O perfil de raios gama (gama ray log, GR) mede a radioatividade natural

emitida pelos elementos instveis 238U, 232Th e 40K, enquanto que o perfil espectral de

raios gama mede os trs elementos radioativos separadamente. Segundo Rider

(2002), os raios gama so detectados por cintilmetros, cmara de ionizao ou, mais

raramente, por um contador Geiger-Mller, na qual estes instrumentos medem a

radiao dentro de uns poucos decmetros da parede de um poo. A radioatividade

medida geralmente expressa por API, definidas de acordo com um poo teste da

Universidade de Houston.

A distino dos diferentes tipos de rochas depende da quantidade de

elementos radioativos (Figura 3.1). As rochas gneas e metamrficas so mais

radioativas do que as rochas sedimentares. As rochas com argilas so naturalmente

mais radioativas que as demais rochas sedimentares devido presena de Potssio,


que est presente em minerais como illita, micas e feldspato potssicos, e Urnio e

Trio. Esses ltimos dois elementos so considerados elementos trao, no tendo

grande importncia na gnese das rochas, porm dissolues, migraes e

precipitaes podem ocasionar uma redistribuio destes elementos com o tempo.

Portanto, as argilas e folhelhos apresentaro maior ou menor contedo de Urnio e/ou

Trio dependendo do ambiente deposio e/ou modificaes diagenticas (Nery,

1990).

Figura 3.1: Perfil de raios gama e perfil espectral de raios gama e algumas respostas tpicas de

diferentes litologias (Fonte: Rider, 2002).

Um arenito sem a presena de argila (limpo), ao contrrio, possui a resposta

do perfil de mediana a baixa. As rochas que possuem menor radioatividade, e

consequentemente menor resposta no perfil, so calcrios, evaporitos (halita, anidrita,

gipsita, entre outros) e carvo.

Porm, preciso ter cautela com picos muito anmalos no perfil de raios gama,

que significam alta radioatividade, mas no necessariamente provinda de folhelhos.

Alguns exemplos so sais potssicos, folhelhos negros e arenitos arcsios. Perfis


espectrais so utilizados para identificar mais facilmente essas anomalias.

O perfil de raios gama utilizado principalmente na correlao de poos,

identificao geral de litologia (presena de argila), avaliao quantitativa da presena

de argila e na interpretao de sequncias sedimentares. O perfil espectral pode ser

usado adicionalmente para derivar a quantidade de minerais radioativos e auxiliar na

identificao de litologia.

Uma aplicao importante o clculo do volume de folhelho em reservatrios

porosos. Segundo Rider (2002), o volume de folhelho pode ser utilizado para corrigir

as porosidades aparentes encontradas nos perfis de densidade, snico e neutro. O

primeiro passo calcular o ndice de raios gama (equao 3.1):

(3.1)

Onde: IGR = ndice de raios gama

GRlog = raio gama lido na formao

GRmin = raios gama mnimo (arenito limpo ou carbonato)

GRmax = raios gama mximo (folhelho)

Definido o valor de IGR possvel calcular o volume de folhelho (Vsh), que

possui duas equaes diferentes: para arenitos consolidados, rochas antigas,

(equao 3.2) ou inconsolidado, rochas do Tercirio (equao 3.3) (Asquith, 1999).

(3.2)

(3.3)

3.1.2. Perfil de Densidade (RHOB)

O perfil de densidade da formao (density log, RHOB) um registro contnuo

de toda a formao (bulk density, b). Geologicamente, essa densidade uma funo

da densidade dos minerais formadores da rocha, ou seja, a matriz, e o fluido alojado

nos poros.

O valor de densidade determinado atravs da coliso de raios gama

artificiais, utilizando uma fonte de 60Co ou 137Cs, com os eltrons da formao, criando

o fenmeno conhecido como espalhamento de Compton. A densidade da formao

estimada com a medio da radiao gama que retorna para o detector, j que a

quantidade de radiao gama depender da abundncia de eltrons presentes, que

por sua vez, funo da densidade de formao (Keary et al, 2009). A unidade de

medida utilizada de massa por volume, geralmente expressa em g/cm3.

Para a maioria das litologias, a densidade raramente utilizada como fator


diagnstico sem a considerao de outros perfis devido aos efeitos causados pela

composio e textura. O folhelho, por exemplo, pode ter densidade de 1,8 a 2,7 g/cm3,

a diferena entre um folhelho pouco consolidado e um folhelho compacto. A Tabela

3.1 demonstra a variao de algumas densidades tpicas para as litologias mais

comuns, e a Figura 3.2 demonstra as respostas para outras litologias.

Tabela 3.1: Densidade de litologias comuns (Rider, 2002).

Litologia Densidade (g/cm3) Matriz (g/cm3)

Folhelho 1,8 2,75 Variada (ex. 2,65 2,7)

Arenito 1,9 2,65 2,65

Calcrio 2,2 2,71 2,71

Dolomito 2,3 2,87 2,87

Figura 3.2: Algumas respostas tpicas para o perfil de densidade (Fonte: Rider, 2002).


Rider (2002) listou os fatores que causam essa variao de densidade: a

compactao, que causa aumento da densidade; a idade, no geral rochas mais

antigas so mais densas; a composio, por exemplo, o aumento no contedo de

carbonato na rocha causa aumento na densidade de um folhelho.

O fluido possui densidade de acordo com a sua composio, por exemplo, um

fluido com lama e salmoura possui densidade de 1,1 g/cm3, lama com gua doce, 1,0

g/cm3, e gs, 0,7 g/cm3.

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

litologia da formao e o fluido envolvido (equao 3.4) (Rider, 2002).

(3.4)

Onde: ma = densidade da matriz

b = densidade de toda a formao

f = densidade de fluidos nos poros

Alm de estimar a porosidade, o perfil de densidade aplicado para a

determinao da litologia, sendo til na identificao de certo minerais (por exemplo,

pirita), da impedncia acstica, combinado com o perfil snico, e identificao de

zonas com gs, combinado com o perfil de porosidade neutro.

Tambm utilizado no clculo do volume de argila (Vsh) caso a formao seja

radioativa, a equao tradicional de Vsh no pode ser aplicada, sendo usada a

equao demonstrada abaixo (Ellis et al., 2008).

(3.5)

3.1.3. Perfil Snico (DT)

O perfil snico (sonic log, DT), ou perfil acstico, fornece o intervalo de tempo

de trnsito da formao, ou seja, a medida da capacidade da formao de transmitir

ondas de som. Esta informao pode auxiliar na interpretao ssmica ao correlacionar

velocidades da ssmica com as velocidades do perfil, com isso ajustando o tempo-

profundidade.

Este perfil tem como princpio bsico uma fonte que emite pulsos, que so

difundidos pela formao, e ativam os receptores acsticos, geralmente dois e

distanciados cerca de 300 mm, que registram os sinais recebidos. A fonte gera pulsos

ultrassnicos a uma freqncia de 20-40 kHz. A unidade de medida expressa em

microssegundos por p de formao, apresentada geralmente na escala de 140-40

s/ft (Keary et al, 2009).


Qualitativamente, o perfil snico utilizado para calcular a porosidade, e

tambm auxilia na interpretao ssmica, fornecendo os intervalos de velocidade e o

perfil de velocidade e pode ser calibrado com a seo ssmica citou isso

anteriormente. Qualitativamente, o perfil sensvel a mudanas texturais tanto em

arenitos quanto em folhelhos, ajuda a identificar a litologia e pode auxiliar na indicao

da presena de falhas e fraturas.

A identificao de rochas sedimentares atravs deste perfil raramente

utilizada, pois h muita variao na velocidade dentro de cada formao. Entretanto,

possvel associar altas velocidades com carbonatos, velocidades mdias com arenitos

e folhelhos, e baixas velocidades com folhelhos (Figura 3.3).

Figura 3.3: A variedade de velocidades e o intervalo de tempo de trnsito das principais

litologias (Fonte: Rider, 2002).

A porosidade derivada do perfil snico ( ) em arenitos consolidados e

carbonatos com porosidade intergranular ou porosidade intercristalina, calculada

atravs da equao de Wyllie (1958) apud Asquith (1999) (equao 3.6):

(3.6)

Onde: = intervalo do tempo de trnsito da matriz


= intervalo do tempo de trnsito da formao

= intervalo do tempo de transito do fluido

Se a rocha for inconsolidada, um fator de compactao (Cp) adicionado

equao de Wyllie, como demonstrado abaixo (equaes 7 e 8):

(3.7)

(3.8)

Onde: Cp = fator de compactao

= intervalo de trnsito para folhelho adjacente

C = uma constante que normalmente 1,0

Assim como no clculo de porosidade atravs do perfil de densidade,

necessrio conhecer o intervalo de trnsito da matriz e do fluido, e se for necessrio

aplicar o fator de correo, ou seja, o intervalo de trnsito para o folhelho adjacente,

para calcular a porosidade snica. A Tabela 3.2 mostra os principais valores do

intervalo de tempo de trnsito da matriz para as principais litologias.

Tabela 3.2: Intervalo de tempo de trnsito da matriz para algumas litologias e minerais

(modificado de Schlumberger, 1987).

Litologia (s/ft)

Arenitos (compactados) 55,5 - 51

Quartzo 55,1

Calcrios 53 47,6

Calcita 46,5

Dolomito 45 38,5

Dolomita 40

Folhelho 167 62,5

3.1.4. Perfil de Porosidade Neutro (NPHI)

O perfil neutro (neutron log, NPHI) utiliza uma fonte de nutrons que possui

pequena quantidade de substncia radioativa, como Pu-Be, e um cintilmetro a uma

distncia fixa. Elementos no radioativos so bombardeados com nutrons e, como


resultado da captura de nutrons pelos ncleos, eles so estimulados, emitindo raios

gama que colidem com o cintilmetro. A intensidade da radiao controlada pela

distncia que ela percorreu desde o ponto de captura do nutron. Essa distncia

depende principalmente da concentrao de ons de hidrognio, que quanto mais alta,

mais prxima do poo a captura de nutrons e maior o nvel de radiao (Keary et al,

2009).

O perfil mede o ndice de hidrognio e, conseqentemente, o contedo de gua

da formao, podendo haver H na estrutura cristalina dos minerais ou poros livre de

gua. A unidade de medida a porcentagem do ndice de hidrognio na formao, e

os valores geralmente variam de -15 a 40.

A aplicao destinada a determinao da porosidade e tambm comum timo

discriminador da zona de gs, juntamente com o perfil snico. Pode ser usado

geologicamente para identificar evaporitos, minerais hidratados e rochas vulcnicas.

Nery (1990) ressalta que preciso considerar alguns fatores para interpretar

corretamente a porosidade atravs do perfil neutro: (1) a zona de gs ou

hidrocarboneto possui baixa porosidade, porm a densidade alta; (2) a argila possui

gua adsorvida, portanto, folhelhos apresentam maior porosidade que arenitos limpos;

(3) a presena de lama entre a zapata e a parede do poo em torno do detector, maior

a quantidade de hidrognio e menor a resposta proveniente das formaes. Se

utilizado para a identificao de rochas gneas, estas apresentam alta porosidade

neutro, alta densidade e baixo raio gama. A Figura 3.4 mostra alguns valores.

O clculo da porosidade mdia (PHIM) obtido atravs do registro de

densidade (RHOB) e porosidade neutro (NPHI) (equao 3.9, Asquith, 1999):

(3.9)

Os valores de porosidade efetiva (PHIE) podem ser calculados com base nos

valores de PHIM e Vsh atravs da equao 3.10 (Schlumberger, 1987):

(3.10)


Figura 3.4: Algumas repostas tpicas do perfil neutro (Fonte: Rider, 2002).

3.1.5. Perfil de Resistividade (ILD)

O perfil de resistividade (resistivity log, ILD) um perfil eltrico que mede a

resistividade da formao, ou seja, sua resistncia passagem do fluxo de uma

corrente eltrica. A mensurao de resistividade da formao um dos mtodos

introdutrios de identificao do fluido no reservatrio e no clculo de saturao de

gua, Sw (Nery, 1990).

Keary et al (2009) afirma que para os perfis de resistividade so usados

diferentes arranjos de eletrodos para gerar informaes sobre diferentes zonas ao

redor do poo. Dispositivos comutadores permitem a conexo de diferentes conjuntos

de eletrodos, de modo que vrios tipos de perfil de resistividade podem ser medidos

durante uma nica passagem de sonda. A densidade e resistividade da corrente em


uma regio homognea do poo so obtidas a partir da diferena de potencial entre os

eletrodos.

Os hidrocarbonetos so maus condutores e causam o aumento na

resistividade medida da rocha. Se os poros so preenchidos por gua, ao contrrio, a

resistividade menor. Os valores de resistividade tambm dependem da litologia e da

granulometria (Figura 3.5).

A medida de resistividade determina as zonas de hidrocarboneto e de gua,

indica as zonas permeveis e determina a porosidade da resistividade. Porm, as

ferramentas de resistividade somente funcionam em buracos de poos que contm

lamas condutivas, na qual essas lamas so misturadas com gua salgada.

Figura 3.5: Perfil de resistividade e algumas respostas tpicas (Fonte: Rider, 2002).


Para calcular a saturao da gua (Sw), preciso conhecer a resistividade da

gua, porosidade e o valor para o expoente de cimentao, utiliza-se equao de

Archie (equao 3.11 e 3.12):

(3.11)

(3.12)

Onde: F = fator de formao

a = fator de tortuosidade

m = fator de cimentao

Rw = resistividade da matriz e gua nos poros

Rt = resistividade da matriz, gua nos poros e hidrocarbonetos

n = expoente de saturao

Os limites normais de a, m e n foram obtidos experimentalmente: 0,62 < a <

1,0; 2,0 < m < 3,0 e 1,5 < n < 3,0 (Asquith, 1999).


Captulo 4 Resultados e Discusso

3.1 Correlao de Poos

3.1.1 Introduo

O conhecimento do arcabouo geolgico essencial para o estudo de

reservatrios, seja nas etapas iniciais de caracterizao de reservatrio, seja nas

etapas posteriores de produo.

A correlao dos poos utilizados neste trabalho foi realizada em trs etapas. A

primeira etapa foi a definio do topo e base do reservatrio com auxlio dos perfis de

raios gama, densidade e porosidade neutro.

A etapa intermediria foi a interpretao dos perfis geofsicos utilizados

anteriormente em duas classes com base em atributos litolgicos: reservatrio e no

reservatrio.

Posteriormente descrio individual de cada poo, realizou-se a correlao

entre os poos para a identificao da continuidade lateral das rochas reservatrio e

no reservatrio, que serviu de base para a compreenso da geologia local. Na

correo, utilizou-se enfoque no seqenciamento vertical das fcies para o topo das

camadas, que enfoca as relaes essencialmente temporais.

3.1.2 Resultados

O intervalo do reservatrio facilmente identificado no topo por um marco

radioativo, composto por folhelhos radioativos (maior resposta de raios gama) com

cerca de 20 metros de espessura (Barboza, 2005), e na base ocorre transio de

arenito para carbonato, ou seja, a resposta do perfil de raios gama diminui e a de

densidade, aumenta. O exemplo do poo NA02 pode ser observado na figura 4.1, e as

profundidades do topo e base para cada poo na tabela 4.1.

Tabela 4.1: Topo e base do reservatrio para os poos utilizados, em metros.

Poo Topo Base

NA02 3002,40 3122,88

NA44D 2970,74 3090,52

NA12 2964,31 3094,93


Figura 4.1: Topo e Base (em rosa) do Arenito Namorado para o Poo NA02.

Na poro interpretada como reservatrio as rochas foram classificadas em

reservatrio e no-reservatrio. As rochas pertencentes classe reservatrio foram

definidas principalmente com base no cruzamento dos perfis de densidade ( direita) e

porosidade neutro ( esquerda).

As rochas no-reservatrio correspondem a margas, folhelhos, siltitos,

diamictitos e arenitos cimentados. J as rochas reservatrio so arenitos sem

cimentao.

A correlao dos poos foi realizada para os poos NA02, NA44D e NA12, na

direo NE-SW (figura 4.2), sendo o datum o topo do reservatrio, escolhido por ser

facilmente identificado em todos os poos.

Topo

Topo

Base

Topo


Figura 4.2: Correlao dos poos, datum: topo.


De forma geral, possvel observar 3 intervalos de deposio de rocha

reservatrio. O primeiro intervalo corresponde a primeira grande transgresso

marinha, depositado sobre a plataforma carbontica, Formao Quissam,

pertencente a parte inferior do Grupo Maca. A segunda e terceira sequncias

correspondem fase final de deposio dos turbiditos Cenomaniano Turoniano da

bacia, com os maiores espessuras de turbiditos para o topo da sequncia.

Barboza (2005) classificou as rochas reservatrio como pertencentes

associao de fcies L2, interpretadas como depsitos de correntes de turbidez de

alta densidade, preenchendo canais turbidticos ou compondo lobos.

O mesmo autor utilizou dados de ssmica e dados de testemunho, e tambm

identificou trs sequncias (figura 4.3). A primeira sequncia possui geometria de

canal confinado, associado a um forte controle estrutural. O preenchimento ocorre

diretamente sobre um canal mapeado sobre a poro inferior do Grupo Maca, de NW

para SE. O rebaixamento do nvel do mar juntamente com fluxos hiperpicnais oriundos

de inundaes catastrficas podem ter tido um papel importante na gerao de

correntes de turbidez, que provocaram instabilidades nas pores mais proximais da

bacia e na captao de depsitos atravs do desenvolvimento de calhas profundas. As

litologias descritas so principalmente conglomerados, arenitos macios,

interlaminados arenosos, interlaminados argilosos, apresentando sequncias

completas de gradao normal em alguns casos.

A segunda sequncia possui geometria deposicional na forma de lobos, onde

um se situa mais a montante e outro mais a juzante, havendo um depsito de canal

entre os dois. Essas caractersticas demonstram um carter progradacional. A litologia

encontrada composta por interlaminados arenosos e argilosos, sendo esta ltima

associada as pores distais do sistema.

A ltima sequncia apresenta o mesmo comportamento em termos

deposicionais, porm com maior espraiamento que as outras sequncias, e se

depositou discordantemente em uma superfcie erosiva. Essa eroso eliminou parte do

registro do Albiano superior e Cenomaniano inferior (cerca de 2,4 Ma). As fcies

predominantes so arenosas e interlaminadas, havendo a ausncia de fcies

conglomerticas. Acima desta sequncia houve um evento de afogamento,

caracterizado pela deposio de folhelhos radioativos.


Figura 4.3:Sequncia das unidades dos reservatrio interpretadas por Barboza (2005) a partir

de dados ssimicos. A) Sequncia 1; B) Sequncia 2; C) Sequncia 3.

Souza Jr. (1997) reconhece no Campo de Namorado trs sistemas de

deposio: (1) sistemas de canais, composto em sua maioria por depsitos turbidticos

ligados a correntes de alta densidade; (2) sistema de canal-dique, que corresponde

fase inicial do abandono onde predominam as alternncias de areia fina e lamito com

raras intercalaes de fluxos de detritos e escorregamentos; (3) o sistema argilo-

margoso que representa a sedimentao hemipelgica da bacia.

A correlao de poos permitiu a visualizao 2D das sequncias de

deposies de rochas reservatrio. O sistema como um todo foi depositado em um

complexo de canais a partir de fluxos hiperpicnais. A sequncia 1 foi depositada por

canais, ocorrendo em todos os poos com espessura semelhante. A sequncia 2

mais espessa no poo NA02 e menos no poo NA44D. Provavelmente, o episdio

erosivo foi mais ameno no poo NA02 e mais severo no NA44D, sendo o NA12 com

espessura intermediria entre os dois. A sequncia 3 mais espessa no poo NA02 e

vai diminuindo em sentido aos poos NA44D e NA12, indicando uma possvel

diferena na localizao dos poos no canal principal e nas poes intermedirias,

com uma deposio menos espessa de arenitos.


3.2 Determinao de Eletrofcies

3.2.1 Introduo

Nos testemunhos dos poos NA02, NA44 e NA12 foram descritas quinze fcies

diferentes que foram separados em trs classes: reservatrio, possvel reservatrio e

no-reservatrio (tabela 4.2). Porm, os dados de testemunho possuem pores sem

descrio, assim, foi necessria a aplicao de estatstica multivariada supervisionada

para determinar as classes das pores no testemunhadas.

Tabela 4.2: Descrio e classificao dos dados de testemunho dos poos NA02 e NA12.

Fcies Descrio Classe

2 Conglomerados e brechas carbonticas No-reservatrio

3 Diamectito arenoso lamoso No-reservatrio

4 Conglomerados residuais Possvel reservatrio

5 Arenitos conglomerticos No-reservatrio

6 Arenito grosso, amalgado Reservatrio

7 Arenito mdio a fino laminado Possvel reservatrio

8 Arenito mdio gradado ou macio Reservatrio

9 Arenito mdio cimentado No-reservatrio

10 Arenito/folhelho estratificado Possvel reservatrio

11 Arenito/folhelho finamente estratificado Possvel reservatrio

12 Siltito argiloso estratificado No-reservatrio

13 Interlaminado siltito argiloso e marga No-reservatrio

15 Interlaminado arenoso bioturbado No-reservatrio

17 Marga bioturbada No-reservatrio

21 Arenito cimentado, com feies de

escorregamento No-reservatrio

A estatstica multivariada uma ferramenta poderosa que permite o uso de

mais de uma varivel e amplamente utilizada em dados geolgicos, por exemplo, em

dados de litologia e dados geoqumicos (Davis, 1986). A abordagem pode ser

supervisionada ou no. No presente trabalho foi adotada a abordagem supervisionada,

que consiste no pr-estabelecimento de informaes advindas de descries de

testemunho para a orientao na determinao das classes nas amostras

desconhecidas.

O mtodo estatstico empregado foi o k-simo vizinho mais prximo (k-nearest

neighbor, KNN), e o mtodo no-paramtrico mais comum aplicado a problemas de

classificao. O mtodo consiste na classificao de cada ponto w atravs dos k

pontos do conjunto de treino que se encontram mais prximos a w, chamados de


vizinhos. O ponto w ser ento classificado de acordo com os seus vizinhos mais

freqentes. Geralmente o valor de k pequeno para evitar que pontos muito distantes

tenham influncia sobre o ponto w (Hechenbichler et al., 2004).

Sancevero (2008) comparou os mtodos k-mdia, regresso por principais

componentes (PCR) e k-simo vizinho mais prximo para determinar fcies em

pores no-testemunhadas de um poo do Campo de Namorado a partir de perfis

geofsicos, e chegou concluso de que o KNN o melhor mtodo para reproduzir a

heterogeneidade no tipo de rochas presentes.

As variveis utilizadas foram os perfis de raios gama, densidade e de

porosidade neutro. Antes da aplicao do mtodo, as variveis foram normalizadas.

A normalizao consiste na subtrao da mdia e diviso pelo desvio padro para

todas as amostras de cada varivel, e utilizada para dar melhor efeito de

comparao entre as variveis, j que estas possuem diferentes unidades e intervalo.

O treinamento do algoritmo foi realizado atravs do poo RJS19 para os poos

NA02 e NA12, e estes serviram de treinamento para o poo NA44D. Em seguida, o

mtodo KNN foi aplicado para os trs vizinhos mais prximos (k = 3). O resultado final

foi a obteno de trs eletrofcies, que correspondem as trs classes estabelecidas no

comeo (Tabela 4.3).

Tabela 4.3: Eletrofcies para o Campo de Namorado.

Eletrofcies Classe

0 No reservatrio

1 Reservatrio

2 Possvel Reservatrio

O termo eletrofcies utilizado na associao de fcies litolgicas atravs de

perfis geofsicos, representando intervalos em profundidade, que exibem respostas

mais constantes dos valores das propriedades medidas nos perfis (Rosa, 2006).

A eletrofcies 0 representa as pores de rocha no-reservatrio, representada

principalmente por rochas com grandes pores de argila e arenitos cimentados. A

eletrofcies 1 corresponde aos arenitos no cimentados. A eletrofcies 2 composta

por arenitos com nveis de argila significativos em relao eletrofcies 1.

3.2.2 Resultados

O poo NA02 apresentou um intervalo de 136,22 metros para o Arenito

Namorado. Ao todo, cinco fcies (8, 9, 10, 15 e 21) foram classificadas nas trs


eletrofcies, dos quais 54,16% representam fcies 0, 34,89% fcies 1 e 10,95% fcies,

em um total de 639 amostras (Figura 4.4).

Figura 4.4: Comparao entre os dados de testemunho (fcies P) e o resultado do mtodo

KNN (fcies KNN) para o poo NA02. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

No poo NA44D (Figura 4.5) foram classificadas 607 amostras, totalizando

121,2 metros de reservatrio, dos quais 64,42% so correspondestes a eletrofcies 0,

30,31% eletrofcies 1 e 5,27% eletrofcies 2.



KNN (fcies KNN) para o poo NA44D. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

O poo NA12 apresentou um intervalo de 124,49 metros para a poro

reservatrio, totalizando 682 amostras. Quinze fcies (tabela 4.1) foram classificadas

nas trs eletrofcies, sendo 55,86% fcies 0, 26,55% fcies 1 e 17,59% fcies 2

(Figura 4.6).



KNN (fcies KNN) para o poo NA12. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

Pode-se observar que a parte superior do poo NA02 ficou muito bem

caracterizada, a parte inferior do poo NA44D ficou semelhante poro

testemunhada, assim como a parte superior e intermediria do poo NA12. Porm,

algumas pequenas partes possuem diferenas entre o testemunho e o resultado do

mtodo KNN, isso ocorre principalmente com a maior frequncia da eletrofcies 2 na

nova classificao em relao a classificao feita nos testemunhos.

A eletrofcies 2 possui valores intermedirios entre a eletrofcies 0 e 1, porm

o algoritmo possui dificuldades em diferenciar essa classe intermediria das demais,

por isso, essa eletrofcies foi classificada muito mais vezes utilizando o mtodo

multivariado KNN.


De modo a conferir os resultados, foi feita uma comparao entre a

classificao de testemunho, a nova classificao, perfil de raios gama, porosidade

neutro e densidade. O exemplo do poo NA02 pode ser observado na figura abaixo

entre as profundidades 3075 e 3100 metros (Figura 4.7).


do mtodo KNN (fcies KNN) para o poo NA02. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

O comportamento dos perfis geofsicos demonstra que esperado folhelho na

poro superior e intermediria, intercalado com arenito no cimentado e cimentado

(maior resposta de RHOB), e na poro inferior espera-se a intercalao de arenitos

no cimentados e cimentados. O resultado do mtodo KNN foi bastante satisfatrio e

consegue identificar duas eletrofcies: 0, correspondente aos folhelhos e arenitos

cimentados, e 1, arenito reservatrio.

No poo NA44D, entre as profundidades 3290 e 3300, a poro no

testemunhada interpretada como arenito cimentado na parte superior e folhelho

segundo os perfis geofsicos e so corretamente representadas pela eletrofcies 0

(Figura 4.8). A eletrofcies 2 est presente devido diminuio de raios gama e

densidade.


do mtodo KNN (fcies KNN) para o poo NA44D. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

Outro exemplo observado no poo NA12, entre profundidades 3075 e 3090


metros aproximadamente (Figura 4.9).


do mtodo KNN (fcies KNN) para o poo NA12. Em cinza, as pores no-testemunhadas.

O perfil com as fcies testemunhadas est muito semelhante com o resultado

estatstico multivariado. A poro superior na qual o testemunho indica uma fina

camada de reservatrio entre no reservatrio se difere da interpretao dos perfis

geofsicos, pois esta indica um arenito cimentado. Essa interpretao corretamente

representada pela fcies 0 no resultado do mtodo KNN, ou seja, este mtodo

conseguiu uma classificao satisfatria comparada com os perfis geofsicos mesmo

se diferenciando dos dados de testemunho. Provavelmente a cimentao no foi

constatada a olho nu ou com lupa nos testemunhos, sendo preciso a confeco de

lminas delgadas para a confirmao.

A poro no testemunhada, na parte inferior do exemplo, trata-se de um

arenito reservatrio de acordo com os perfis geofsicos e o resultado KNN confirma

isso, classificando essa parte como eletrofcies 1.

Assim, pode-se constatar que a previso feita pelos perfis geofsicos se

concretizou com exatido nos exemplos acima, mostrando que o mtodo KNN foi

eficaz para a classificao de litologia, conseguindo expressar muito bem a

heterogeneidade das rochas.

3.2.3 Anlise Estatstica das Eletrofcies

Aps a classificao dos dados atravs do mtodo KNN, foram confeccionados

histogramas e grficos de disperso dos perfis de raios gama, densidade, porosidade

neutro e tempo de trnsito. Como o poo NA44D no possui dados de perfil snico,

para os histogramas de DT foram utilizados somente os dados dos outros poos, e

no foram feitos grfico de disperso que utilize a varivel DT para este poo.


4.1.3.1. Histogramas

Os histogramas constituem importantes ferramentas de estimativa da funo

densidade de probabilidade na etapa inicial da anlise de um conjunto amostral (Rosa,

2006).

Para a fcies de rochas no-reservatrio foram confeccionados histogramas

(Figura 4.10) e uma tabela com mximo, mnimo, mdia e desvio padro de cada perfil

geofsico (Tabela 4.4).

Figura 4.10: Histogramas dos perfis geofsicos para a eletrofcies 0.


eletrofcies 0.

Eletrofcies 0 No-reservatrio

Mximo Mnimo Mdia Mediana Desvio Padro

GR ( API) 101,83 34,90 66,15 64,4 14,6

RHOB (g/cm)

2,62 2,11 2,39 2,4 0,01

DT (s/ft) 122,41 52,55 86,75 88,00 10,53

NPHI (%) 34,22 2,41 22,01 22,80 5,0


De maneira geral, os histogramas da eletrofcies 0 apresentam distribuio

normal e o histograma de perfil de densidade apresenta distribuio bimodal. A

distribuio assimtrica, com a mediana maior que a mdia para os histogramas de

DT e NPHI e a mdia maior que a mediana para os histogramas de GR. Para o RHOB,

a mdia e mediana podem ser consideradas iguais.

Os resultados para a fcies de rochas reservatrio podem ser observados na

Figura 4.11 e Tabela 4.5.



eletrofcies 1.

Eletrofcies 1 - Reservatrio


GR ( API) 85,28 33,40 56,45 56,90 8,80

RHOB (g/cm)

2,50 2,05 2,17 2,16 0,1

DT (s/ft) 116,56 56,13 94,12 95,28 9,57

NPHI (%) 34,90 6,89 26,20 26,30 3,5


A distribuio dos histogramas assimtrica, com mediana maior que a mdia

para todas as variveis, com exceo de RHOB, na qual a mdia maior que a

mediana. Os histogramas de RHOB e NPHI apresentam pequenas faixas de valores

isolados da grande maioria.

Tambm foram confeccionados histogramas e uma tabela com o resumo

estatstico para e eletrofcies de possveis reservatrios (Figura 4.12 e Tabela 4.6).



eletrofcies 2.

Eletrofcies 2 Possvel Reservatrio


GR ( API) 91,83 41,68 68,79 68,35 9,67

RHOB (g/cm)

2,50 2,07 2,21 2,20 0,070

DT (s/ft) 113,75 69,25 92,23 93,01 6,86

NPHI (%) 34,62 11,23 26,48 26,68 3,61

O histograma de DT possui distribuio levemente assimtrica, com valores

muito prximos da mdia e mediana. O histograma de DT tem pequenas faixas de


valores isolados da grande maioria, assim como os demais. Os histogramas de GR,

NPHI e RHOB apresentam distribuio assimtrica mais acentuada.

A anlise dos histogramas demonstra que a eletrofcies 2 possui a maior

mdia de porosidade neutro, seguida pela eletrofcies 1. Isso ocorre devido a

algumas amostras com porosidade menores que 12% que condicionaram uma mdia

menor para a eletrofcies1, ou pelo fato da eletrofcies 2 ser constituda por um

arenito argiloso cuja resposta porosidade neutro maior devido ao maior contedo

de argila presente. A eletrofcies 0 apesar de ter a pior mdia, ainda sim possui

porosidade muito alta para uma eletrofcies de rochas no-reservatrio. Essa alta

porosidade pode ser explicada pelo efeito folhelho, causado pela estrutura da argila

que possui gua, e similarmente ao que ocorre com a eletrofcies 2, vai haver uma

maior resposta de porosidade neutro.

Em relao ao perfil snico, a eletrofcies 1 possui a maior mdia e a

eletrofcies 0, a menor.

Valores de densidade maiores que 2,4 g/cm referem-se a rochas cimentadas

(Rosa, 2006). A eletrofcies 0 a classe que possui alta freqncia para valores

acima de 2,4 g/cm que, como esperado, rochas cimentadas so no-reservatrios. As

demais eletrofcies apresentam pequena freqncia para valores acima de 2,4 g/cm,

que nos grficos de disperso corresponderam a pontos dispersos.

A eletrofcies de rochas no-reservatrio apresenta a distribuio de raios

gama com altos e baixos valores. Isso pode ser explicado pela presena de arenitos

cimentados nessa eletrofcies, que possuem os valores mais baixos de raios gama, e

siltitos argilosos e outras fcies argilosas, que possuem os maiores valores de raios

gama. Diferentemente, a eletrofcies de rochas reservatrio possui valor mdio de

56,45API, evidenciando a presena de arenito com pouca argila. A eletrofcies 2

uma classe intermediria, possuindo arenitos com maior contedo de argila que a

eletrofcies 1, porm muito menos que a eletrofcies 0. Os altos valores de raios

gama devem-se provavelmente composio arcoseana do reservatrio (Blaquez et

al., 2006), que interfere na resposta de raios gama.

4.1.3.2. Grficos de Disperso

Grfico de disperso (crossplot) uma correlao entre dois diferentes

conjuntos de dados em relao aos eixos ortogonais x e y, na qual o resultado define a

relao existente entre as duas variveis e ainda pode definir os campos que

representam o limite superior e inferior de cada uma das variveis (Davis, 1986).

De acordo com Rider (2000), existem trs tipos de grficos de disperso para


os quais se podem realizar correlaes: (1) entre perfis compatveis, que so os perfis

que medem o mesmo tipo de parmetro como, por exemplo, a porosidade; (2) entre

perfis incompatveis, que medem diferentes parmetros como, por exemplo, raios

gama e porosidade neutro; e (3) entre perfis e dados de testemunho ou petrofsicos

medidos em laboratrio, por exemplo, valores de porosidade de plugues e os extrados

de perfil de nutrons.

Neste estudo foram utilizados os grficos do tipo (1) e (2). Como a fcies 0

representa rochas no-reservatrio, esta no foi utilizada para os grficos de

disperso.

Os primeiros grficos de disperso so de perfil de raios gama x snico (Figura

4.13).

Figura 4.13: Grficos de disperso de perfis de raios gama x snico.

.

Os grficos de disperso de GR x DT demonstram que as duas eletrofcies

possuem valores distintos para a varivel GR, sendo possvel observar com facilidade

o agrupamento de cada eletrofcies. Tambm h a presena de pontos dispersos,

que, de maneira geral, so separados pelo perfil de raios gama, na qual os pontos da

eletrofcies 1 possuem menores valores de raios gama que os pontos da eletrofcies

2. Isso demonstra que a varivel DT no uma boa discriminante, pois no possvel

agrupar os dados somente com esta varivel.

A Figura 4.14 corresponde aos grficos de disperso dos perfis de raios gama

e porosidade neutro.


Figura 4.14: Grficos de disperso de perfis de raios gama x porosidade neutro.

Novamente os grficos de disperso GR x NPHI demonstram que GR a

melhor varivel para agrupar o grupo. Os dados possuem valores muito semelhantes

de NPHI e, assim, essa varivel no uma boa discriminante.

A Figura 4.15 demonstra os grficos de disperso de GR x RHOB. Os dados

da eletrofcies 1 e 2 apresentam valores muito semelhantes de RHOB, variando

principalmente entre 2,05 e 2,35 g/cm, com poucos pontos dispersos acima de 2,4

g/cm. RHOB no uma boa varivel discriminante.


Figura 4.15: Grficos de disperso de perfis de raios gama x densidade.

Os grficos de disperso de NPHI (na figura est GR, verificar) x DT podem ser

observados na Figura 4.16.

Ao oposto dos grficos anteriores na qual era possvel definir os grupos

referentes s eletrofcies, este grfico apresenta somente uma grande rea com os

pontos dispersos ou uma rea aglomerada. Isto indica que o cruzamento dos perfis

NPHI e DT o que apresenta a pior discriminao de classes litolgicas. O poo NA12

apresenta correlao negativa mais clara que o poo NA02, cujos dados encontram-se

mais dispersos.

Figura 4.16: Grficos de disperso de perfis raios gama x snico.


Os grficos de disperso de RHOB x DT correspondem a Figura 4.17. O

grfico de disperso tem comportamento diferente em cada poo. No poo NA02 os

dados esto mais espalhados, principalmente os referentes varivel DT, que contm

muito pontos dispersos. No poo NA12, os dados esto mais concentrados entre 2,1 e

2,35 g/cm e 80 e 110 s/ft, porm, ainda sim aparecem pontos dispersos. Neste

mesmo poo, mais clara a correlao negativa entre os dois perfis.

Figura 4.17: Grficos de disperso de perfis de densidade x snico.

Por fim, os grficos de RHOB x NPHI esto representados na Figura 4.18.

Semelhante aos dois grficos anteriores, os dados de cruzamento das duas varveis

esto mais dispersos no poo NA02, enquanto que no poo NA12 os dados esto

mais agrupados. E a correlao negativa mais perceptvel no poo NA12.

Os valores de RHOB e DT para as duas eletrofcies so muito semelhantes,

no sendo essas duas variveis discriminantes.


Figura 4.18: Grficos de disperso de perfis de densidade x porosidade neutro.

A questo abordada anteriormente, de que a eletrofcies 2 intermediria a

eletrofcies 0 e 1, fica mais clara com os grficos de disperso. As variveis RHOB,

NPHI e DT no so boas discriminantes, apresentando os dados das eletrofcies 1 e 2

desordenados. Porm a varivel GR a melhor discriminante, agrupando com

distino os dados da eletrofcies 1 e 2, ainda que ocorra alguns pontos dispersos das

duas eletrofcies.

De acordo com as classes pr-estabelecidas, a eletrofcies 1 composta

principalmente por arenitos. Enquanto a eletrofcies 2 composta por arenitos mdios

a finos laminados, conglomerados residuais e arenito argilosos. Portanto, os dados da

classe de possvel reservatrio apresentam valores de RHOB, DT e NPHI parecidos

com a classe de reservatrios, e somente o GR diferencia com maior preciso as duas

eletrofcies, pois as litologias so diferentes e a classe de possvel reservatrio possui

maior contedo de argila.

Outro fator importante que o poo NA12 e NA44 so mais argilosos que o

poo NA02. Isto perceptvel pela diferena de aproximadamente 10 API entre os

valores mximos e mnimos de raios gama para as eletrofcies nos poos NA02 e

NA12. Deste modo, as caractersticas petrofsicas das eletrofcies podem variar de

poo para poo e por isso sero aqui analisadas separadamente.


3.3 Caracterizao P

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