tucano 5.pdf

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA

INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

CURSO DE GRADUAÇÃO EM GEOFÍSICA

GEO213 � TRABALHO DE GRADUAÇÃO

MAPEAMENTO ELETROFACIOLÓGICOEM RESERVATÓRIO ANÁLOGO NA

BACIA SEDIMENTAR DE TUCANO PORMEIO DE PERFIS GEOFÍSICOS DE

POÇOS

MICHELLE CUNHA GRAÇA

SALVADOR � BAHIA

NOVEMBRO � 2013

Mapeamento Eletrofaciológico Em Reservatório Análogo na Bacia Sedimentar

de Tucano Por Meio De Per�s Geofísicos De Poços

por

Michelle Cunha Graça

Orientador: Geraldo Girão Nery

GEO213 � TRABALHO DE GRADUAÇÃO

Departamento de Geologia e Geofísica Aplicada

do

Instituto de Geociências

da

Universidade Federal da Bahia

Comissão Examinadora

Mc. Geraldo Girão Nery - Orientador

Dra. Susana Silva Cavalcanti

Geól. Cícero da Paixão Pereira

Data da aprovação: 01/11/2013

Dedico este trabalho à minha

querida e amada mãe,

pelo seu amor incondicional

e pelos seus sábios ensinamentos.

RESUMO

O presente trabalho tem como objetivo o estudo do comportamento espacial de corpos

arenosos, potencialmente reservatórios análogos, localizados na Bacia Sedimentar de Tucano,

utilizando 13 per�s geofísicos de poços distribuídos pela área. Devido a di�culdade em se

obter dados de per�s geofísicos da indústria do petróleo foram utilizados dados da indústria

da água, sem nenhum prejuízo na adaptação, visto que o foco deste trabalho é a metodo-

logia de estudo do comportamento areal de corpos arenosos potencialmente reservatórios.

Primeiramente, foi realizada uma interpretação qualitativa das curvas dos per�s, buscando

uma correlação dos corpos arenosos com o auxílio dos per�s litológicos obtidos através de

amostras de calha. Posteriormente, foram construídos mapas de contorno utilizando os va-

lores das curvas de Raios Gama, Indução Profunda e Sônico, com a �nalidade de estudar

a variabilidade areal dos reservatórios. Foram também executados cálculos de estimativa

de porosidade efetiva e resistividade dos mesmos com a intenção de se estudar a qualidade

destes corpos como potenciais reservatórios de hidrocarbonetos. Esta metodologia permite

a visualização espacial dos valores de Raios Gama, Indução Profunda e Tempo de Trânsito

e suas respectivas variabilidades eletrofaciológicas, sendo bastante útil no auxílio de novos

projetos de prospecção de uma determinada área de estudo.

iii

ABSTRACT

The present work aims to study the spatial behavior of sandstones bodies potentially

analogous reservoirs, located in the Tucano sedimentary basin, using 13 geophysical well logs

distributed throughout the area. Due to the di�culty in obtaining geophysical log data of the

petroleum industry, data of the water industry were used, with no damage to the proposition,

since the focus of this paper is the methodology for studying the behavior of potentially

reservoirs sandstones bodies. First was conducted a qualitative interpretation of the log

curves, and correlating sandstones bodies with the aid of lithological data obtained from

rock samples description. Subsequently contour maps were constructed using the Gamma

Ray values, Deep Induction and Sonic, in order to study the variability of the reservoir sands.

Calculations were also performed in order to estimate e�ective porosity and resistivity of the

sands in order to study the quality of these bodies as potential hydrocarbon reservoirs. This

methodology allows the visualization of the spatial values of Gamma Ray, Deep Induction

and Transit Time, being very useful in the aid of new projects for the exploration of a

particular area of study.

iv

ÍNDICE

RESUMO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . iii

ABSTRACT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . iv

ÍNDICE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . v

ÍNDICE DE TABELAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vii

ÍNDICE DE FIGURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . viii

INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

CAPÍTULO 1 Caracterização da Área de Estudo . . . . . . . . . . . . . 2

1.1 Localização . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2 A Bacia Sedimentar de Tucano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3 As Sub-bacias de Tucano Sul e Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3.1 Embasamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3.2 Sequências Sedimentares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.3.3 Litoestratigra�a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

CAPÍTULO 2 Fundamentos da Per�lagem Geofísica de Poços . . . . . . 12

2.1 Conceitos Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.2 Propriedades Petrofísicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.3 Porosidade (φ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.4 Fator de Formação (F ) e a Primeira Lei de Archie . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.5 Índice de Resistividade e Segunda Lei de Archie . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.6 O Ambiente da Per�lagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.7 O Per�l de Raios Gama - GR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.8 O Per�l de Indução Profunda - DIR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.9 O Per�l Sônico - DT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

CAPÍTULO 3 Sistemática de Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.1 Escolha da Área de Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.2 Aquisição dos Dados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.3 Escolha do Reservatório Análogo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3.4 Obtenção dos Parâmetros Petrofísicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

v

3.5 Elaboração dos Mapas de Isoteores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

CAPÍTULO 4 Análise dos Resultados e Discussões . . . . . . . . . . . . . 38

4.1 Interpretação dos Mapas de Raios Gama (GR) . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.2 Interpretação dos Mapas de Indução Profunda (DIR) . . . . . . . . . . . . . 39

4.3 Interpretação dos Mapas de Tempo de Trânsito (DT) . . . . . . . . . . . . . 40

4.4 Interpretação dos Mapas de Porosidade Efetiva (φe) . . . . . . . . . . . . . . 41

4.5 Interpretação dos Mapas da Resistividade da Água de Formação (Rw) . . . . 41

CAPÍTULO 5 Conclusão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

Agradecimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

APÊNDICE A Planilhas de Cálculos Interpretativos. . . . . . . . . . . . . 52

Referências Bibliográ�cas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

vi

ÍNDICE DE TABELAS

4.1 Tabela de valores de radioatividade (GR) relacionados à litologia atravessada 38

4.2 Tabela de valores de resistividade (DIR) relacionados à litologia atravessada 40

vii

ÍNDICE DE FIGURAS

1.1 Mapa Geográ�co da localização das cidades de Cícero Dantas e Banzaê. Fonte:

Wikipédia Adaptado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2 Mapa Geológico simpli�cado das Bacias do Recôncavo, Tucano e Jatobá.

Fonte: Magnavita et al. 2003. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

1.3 Carta Estratigrá�ca da Bacia Tucano Sul e Central. Fonte: Costa et al. 2007. 9

1.4 Carta Estratigrá�ca da Bacia Tucano Sul e Central. Fonte: Costa et al. 2007. 10

1.5 Mapa Geológico da área de estudo, indicando as formações localizadas na

região e os poços estudados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.1 Trecho do primeiro per�l geofísico obtido pelos irmãos Schlumberger, em 1927.

Adaptado de Chopra et al. 2000 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.2 Compartimentos radiais ao poço após invasão do �uido de perfuração. . . . . 18

2.3 Tipos de Per�s Geofísicos usados na per�lagem e suas respectivas profundi-

dades de investigação. Fonte: Da Silva, 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.4 Esquema de funcionamento das bobinas transmissora e receptora no interior

do poço. Modi�cado de Ellis e Singer, 2007. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.5 Esquema de funcionamento da ferramente sônica com 1 transmissor e 2 re-

ceptores, ilustrando ainda a trajetória da onda compressional captada pelos

receptores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.1 Mapa de Localização dos Poços em Coordenadas UTM com a numeração dada

à própria conveniência. Seções N-S e W-E são mostradas, respectivamente,

através das linhas azul escuro e azul claro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

3.2 Per�l exemplo contendo as curvas de Raios Gama (GR), Potencial Espontâneo

(SP), Normal Curta (SN), Indução Profunda (DIR), Sônico (DT) e Cáliper

(MCAL). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

3.3 Seção com sentido Norte - Sul que ilustra a escolha do reservatório análogo

através da correlação dos per�s de Raios Gama. . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.4 Seção com sentido Oeste - Leste que ilustra a escolha do reservatório análogo

através da correlação dos per�s de Raios Gama. . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.5 Exemplo de grá�co crossplot relativo ao poço 01, para aquisição de GRmax,

GRmin e ∆tsh, parâmetros úteis na interpretação quantitativa de per�s. . . . 36

3.6 Mapas elaborados no Surferr que ilustram as variações nos diferentes poços

das profundidades do topo do arenito reservatório análogo, da base do arenito

reservatório e da espessura do mesmo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

viii

4.1 Mapas de Isoteores referentes aos valores de GR, dispostos de 5 em 5 metros. 43

4.2 Mapas de Isoteores referentes aos valores de DIR, dispostos de 5 em 5 metros. 44

4.3 Mapas de Isoteores referentes aos valores de DT, dispostos de 5 em 5 metros. 45

4.4 Mapas de Isoteores referentes aos valores de porosidade efetiva, dispostos de

5 em 5 metros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.5 Mapas de Isoteores referentes aos valores de resistividade da água de formação,

dispostos de 5 em 5 metros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

A.1 Planilha de cálculos interpretativos referentes ao poço 01. . . . . . . . . . . . 52













ix

INTRODUÇÃO

Para o estudo das bacias sedimentares brasileiras há a necessidade de se encontrar novos

estudos e metodologias no campo das geociências, para saber se a área de estudo apresenta

ou não potencialidade no que diz respeito a acumulação de �uidos dentro dessa bacia. A

per�lagem geofísica de poços tem papel de destaque nessa área, visando as formações e

os �uidos nelas contidos, porque utiliza-se de ferramentas especí�cas que registram suas

propriedades físicas em função da profundidade.

Através da per�lagem geofísica é possível a de�nição de zonas ou regiões que possam

vir a se tornar alvos de explotação. A per�lagem é muito útil e necessária devido ao fato de

coletar dados precisos e detalhados obtidos desde o início até o �nal do poço.

Publicações recentes na indústria do petróleo utilizam-se de técnicas geoestatísticas

de classi�cação, supervisionadas ou não, com bons resultados para mapear lito e faciolo-

gicamente reservatórios ou então gerar per�s geofísicos sintéticos. A metodologia de ma-

peamentos para aproximar ou interpolar dados pela regressão geoestatística denominada de

Krigagem, é bastante utilizada na indústria mineral para a caracterização e distribuição areal

de corpos mineralizados. A Krigagem também pode e deve ser aplicada ao petróleo. Esta

metodologia pode ser aproveitada em campos novos ou regiões pouco conhecidas, onde não

se tem uma boa quantidade de dados.

Sendo assim, a metodologia aqui prosposta é a de confecção de mapas de isoteores

que fornecem a variação espacial dos valores de Radioatividade, Resistividade e Tempo de

Trânsito, dentro de um reservatório análogo de�nido. Ou seja, o objetivo deste trabalho é a

busca por regiões onde há maior possibilidade de sucesso em prospecções futuras. Portanto,

foram utilizados 13 per�s geofísicos da Bacia Sedimentar de Tucano, calculados importantes

parâmetros petrofísicos, como a porosidade efetiva e a resistividade e, também confeccionados

mapas de isoteores referentes aos mesmos. Posteriormente, foi proposta uma interpretação

qualitativa para estes mapas, visando a escolha de uma ou mais regiões favoráveis a novos

programas de prospecção.

1

CAPÍTULO 1

Caracterização da Área de Estudo

1.1 Localização

A área de estudo se encontra na Bacia Sedimentar de Tucano, mais especi�camente na sub-

bacia de Tucano Central, que abrange uma área de 14.700 km2. Está situada sobre as Bacias

Hidrográ�cas do Rio Itapicuru e do Rio Real. Os poços foram perfurados nas cidades de

Cícero Dantas e Banzaê (Figura 1.1), ambas situadas no nordeste da Bahia, compondo a

microrregião de Ribeira do Pombal. O acesso as cidades é realizado partindo de Salvador,

por meio das rodovias BR-324, BR-116, BR-110 e Estrada do Coco.

Figura 1.1: Mapa Geográ�co da localização das cidades de Cícero Dantas e Banzaê.

Fonte: Wikipédia Adaptado.

2

3

1.2 A Bacia Sedimentar de Tucano

A Bacia de Tucano localiza-se no nordeste do Estado da Bahia, ocupando uma área de

aproximadamente 30.500 km2, e é uma das bacias constituintes do rifte intracontinental

do Recôncavo-Tucano-Jatobá que evoluiu como um braço abortado da ruptura continental

que originou o Oceano Atlântico Sul. A Bacia é subdividida nas sub-bacias de Tucano Sul,

Tucano Central e Tucano Norte devido a feições estruturais com direção NW-SE. Pode-se

visualizar as bacias sedimentares de Tucano, Recôncavo e Jatobá na Figura 1.2.

A norte, o Tucano Central separa-se do Tucano Norte pela Zona de Acomodação do

Vaza-Barris. A sul, o limite entre a sub-bacia de Tucano Sul e a Bacia do Recôncavo é dado

pelo Alto de Aporá. Os limites das sub-bacias de Tucano Sul e Central, a leste, são dados

pelas falhas de Inhambupe e Adustina. E a oeste, o contato com o embasamento é de�nido

através de uma monoclinal com falhas de pequeno rejeito ou o contato com o embasamento

é discordante (Magnavita et al. 2003).

1.3 As Sub-bacias de Tucano Sul e Central

As bacias Tucano Sul e Central podem ser representadas através de uma única carta estra-

tigrá�ca, devido as similidaridades de seu arcabouço estrutural e registro sedimentar. Elas

possuem áreas de cerca de 7.000 km2 e 14.700 km2, respectivamente. O limite entre ambas

é pouco de�nido, estando representado pela Zona de Acomodação do Rio Itapicuru (Magna-

vita et al. 2003). A sub-bacia Tucano Norte tem maiores a�nidades com a Bacia de Jatobá,

localizada mais ao norte.

Como já citado, o arcabouço estrutural de ambas as sub-bacias relaciona-se ao processo

de rifteamento que resultou na fragmentação do Supercontinente Gondwana durante o Eo-

cretáceo. Sua geometria é a de meio-grábens com falha de borda a leste e mergulho regional

das camadas para sudeste, acomodado, em padrão dominó, por falhas normais planares,

sintéticas em relação a falha de borda, com direção N25oE, na sub-bacia de Tucano Sul, e

N-S, na do Tucano Central (Magnavita et al. 2003; Santos et al. 1990; Aragão e Peraro,

1994).

1.3.1 Embasamento

As sub-bacias de Tucano Sul e Central encontram-se sobre a borda nordeste do Cráton do São

Francisco, tendo como embasamento ortognaisses migmatíticos, a oeste-sudoeste e sudeste;

rochas metavulcano-sedimentares do greestone belt do Rio Itapicuru, a oeste; metassedimen-

tos da cobertura cratônica Estância, a noroeste e leste-nordeste; e rochas sedimentares da

4

Bacia Palmares, a leste.

1.3.2 Sequências Sedimentares

O registro estratigrá�co das sub-bacias de Tucano Sul e Central é composto por quatro

sequências deposicionais, representadas por rochas sedimentares do Jurássico Superior e

Cretáceo Inferior. Como na Bacia do Recôncavo, predominam os depósitos relacionados à

extensão crustal, caracterizando os estágios de pré-rifte (Neojurássico a Eoberriasiano), rifte

(Eoberriasiano a Eoaptiano)e pós-rifte (Neo-aptiano). A carta estratigrá�ca da Bacia Sedi-

mentar de Tucano Sul e Central pode ser visualizada no �nal deste capítulo nas Figuras 1.3

e 1.4.

Supersequência Pré-Rifte

• A Sequência J20-K05 está relacionada ao período de extensão e ao adelgaçamento da

crosta que antecede a implatação dos meio-grabéns. A sucessão estratigrá�ca é ma-

racada pela recorrência de ciclos �úvio-eólicos, relacionáveis ao Membro Boipeba e às

trangressões lacustres de caráter regional representadas pelo Membro Capianga e pela

Formação Itaparica. Os depósitos aluviais que caracterizam o Andar Dom João (For-

mações Alian�a e Sergi) ocorrem ao longo de toda a Bacia de Tucano, a�orando em sua

borda �exural. Os ciclos �úvio-eólicos adelgaçam-se para norte, onde são progressiva-

mente maiores as espessuras dos pelitos e lamitos lacustres (Membro Capianga). Nessa

época, existia uma bacia ampla e rasa, com tectonismo incipiente, assemelhando-se a

uma sinéclise (Santos et al. 1990), cujo depocentro situava-se a sul, na área que abrange

o limite entre as bacias do Recôncavo e Camamu.

Supersequência Rifte

O limite entre os estágios pré-rifte e rifte tem sido discutidos por diversos autores, cujas

concepções para o evento que registra a ruptura da crosta e o início do rifteamento envolvem:

(i) a discordância erosiva que separa as formações Água Grande e Itaparica (Silva, 1993,

1996), melhor caracterizada na Bacia do Recôncavo;

(ii) a trangressão que sobrepõe folhelhos lacustres do Membro Tauá (Formação Candeias) a

arenitos eólicos da Formação Água Grande (Caixeta et al. 1994; Magnavita, 1996; Magna-

vita et al. 2003);

5

(iii) o primeiro aparecimento de conglomerados sintectônicos (Ghignone, 1972).

Leva-se em conta a segunda interpretação, fazendo do Membro Tauá o registro inicial da

fase rifte. Sendo assim, a trangressão dos sistemas subáereos que caracterizam a Formação

Água Grande envolve a conjugação de condições climáticas a um cenário inicial de subsidên-

cia mecânica. O início da deposição dos conglomerados de borda foi apenas no Berriasiano,

depois do tempo necessário para o soerguimento e erosão das ombreiras do rifte. A sucessão

estratigrá�ca atende ao padrão de empilhamento para riftes continentais proposto por Lam-

biase (1990), ilustrando uma tendência geral de raseamento, determinada pelo progressivo

assoreamento do sistema lacustre implantado na fase inicial de estruturação da bacia, sob

elevadas taxas de subsidência tectônica. Este assoreamento aconteceu mais rapidamente nas

sub-bacias de Tucano Sul e Central, re�etindo o preenchimento axial do Sistema Recôncavo-

Tucano-Jatobá. Ao início do Eobarremiano, toda a Bacia de Tucano era recoberta por

sistemas �uviais.

• A Sequência K10-K20 contém estratos de idade Eoberriasiano a Eohauteriviano. Os

depósitos mais basais são essencialmente pelíticos lacustres e sobrepõem-se diretamente

à Formação Sergi, dada a ocorrência restrita das formações Itaparica e Água Grande.

A evolução do estágio lacustre retrata uma intensi�cação da atividade tectônica. Na

Sub-bacia de Tucano Sul, o Membro Tauá é representada por esta fase lacustre inicial,

que é perdida para norte em direção a Tucano Central. As taxas de sedimentação fo-

ram amplamente superadas pelas taxas de subsidência, de�nindo, assim, um contexto

de bacia faminta, na qual depositaram-se, sobretudo, pelitos (Formação Candeias). Os

arenitos que de forma descontínua intercalam-se à seção pelítica lacustre, em áreas �e-

xurais, apresentam litofácies características de lobos deltáicos. A redução das taxas de

subsidência permitiu que os sistemas deltáicos se estabelecessem nas margens �exurais,

dando início ao assoreamento das sub-bacias de Tucano Sul e, sobretudo, Central. O

sentido geral de progradação, de norte para sul (Gontijo, 1988; Bueno, 1996b) ilustra

o preenchimento axial da bacia. No Tucano Central, a seção deltáica não apresenta

variações internas signi�cativas de seus padrões de sedimentação e depósitos �uviais

vinculados aos Grupo Massacará são descritos na borda �exural. Nas sub-bacias de

Tucano Sul e Central não são observadas descontinuidades signi�cativas do registro

estratigrá�co no limite entre as Sequências K10 e K20. Sendo assim, a sedimentação

teria sido realizada de maneira contínua, com preservação das seções mais jovens no

sudeste do Tucano Sul. Na Sub-bacia de Tucano Central e a norte de Tucano Sul,

estratos de idade Neovalanginiano são sobrepostos por seções de idade Eohauteriviano,

de�nindo a discordância que separa as Sequências K10-20 e K30-40.

• A sequência K30-K40 representa um estágio avançado de assoreamento da Bacia de

6

Tucano. Ocorreu um segundo evento deposicional que promoveu a reativação de fa-

lhas, com espessamento da seção sedimentar e ampliação de depocentros. Com as taxas

de subsidência e de sedimentação equilibrados, sistemas �uvio-deltáicos progradaram

ao longo da bacia, encerrando a deposição lacustre. No Tucano Central, predomina-

vam os sistemas �uviais (Formação São Sebastião). Nos depocentros dessa Sub-bacia

e do Tucano Sul, desenvolviam-se ciclos deltáicos. Para norte, em direção a Tucano

Central, a seção torna-se arenosa, com padrão de sedimentação tipicamente �uvial,

que, por vezes, é retrabalhado pela ação do vento, como atestam os arenitos eólicos,

(Magnavita, 1992; Magnavita et al. 2003), que indicam uma aridização do clima. As

sub-bacias de Tucano Sul e Central estiveram sujeitas a um terceiro ciclo distensional,

de idade Neobarremiano/Eoaptiano, registrando as maiores taxas de extensão da fase

rifte, tendo sido responsável pela criação e reativação de falhamentos, pela rotação de

blocos e por grandes espessamentos da seção sedimentar (Santos et al. 1990), com

registro dos conglomerados sintectônicos da Formação Salvador ao longo das falhas de

borda. As rochas sedimentares mais jovens da fase rifte (Eoaptiano) são representadas

pelos folhelhos e cálcarios da Formação Porto Verde (Grupo Massacará).

Supersequência Pós-Rifte

• A Sequência K50 compreende os depósitos aluviais formados por conglomerados e

arenitos da Formação Marizal, que representam o estágio de subsidência térmica do

pós-rifte. Esta unidade se sobrepõe aos depósitos estruturados da fase rifte através de

uma discordância angular, ocupando uma grande parte central da Bacia de Tucano.

1.3.3 Litoestratigra�a

Preenchem as sub-bacias Tucano Sul e Central e a área de estudo do presente trabalho, as

seguintes unidades litológicas formalmente descritas e designadas por geólogos da PETRO-

BRAS:

Grupo Massacará: De�nido por Viana et al. (1971), compõe-se de arenitos grossos,

amarelo-avermelhados, com intercalações de argilas sílticas, depositados por sistemas �uvi-

ais atuantes do Berriasiano ao Eoaptiano. É representado unicamente pela Formação São

Sebastião.

• A Formação São Sebastião é constituída por uma espessa sequência de arenitos ama-

relo avermelhados, com granulometria �na à média, friáveis, feldspáticos, intercalados

7

com argilas siltíticas. Estas cedem lugar, na parte mediana, para um número maior

de intercalações arenosas em espessos bancos, �nalizada por clastos mais grosseiros,

por vezes conglomeráticos (Viana et al.1971). Essa conjuntura revela um ambiente

deposicional, no geral, �uvial de alta energia gradando para ambiente e�ólico.

Formação Marizal: Caracteriza-se por arenitos �nos a grossos, cinza a amarelos, com

estrati�cações cruzadas, de idade Neo-Aptiana. Apresenta um pacote de arenitos argilosos

caulínicos com �nas camadas de folhelhos e siltitos, com níveis conglomeráticos basais. Os

arenitos são mal-selecionados, com granulometria que varia de �na a grosseira. Os conglome-

rados são policompostos com clastos de arenitos, calcários, quartzo e sílex em matriz arenosa

(Viana et al. 1971).

Grupo Barreiras: Consiste em arenito �no a grosso e conglomerado polimítico susten-

tado por matriz. Congrega areias grossas, com estrati�cações cruzadas, de idade Pliocênica

(Bigarella, 1975). Apresenta argilas cinzas-avermelhadas, roxas e amareladas, bem como

de arenitos grosseiros e conglomeráticos, mal consolidados, mal classi�cados, de tonalidade

cinza-esbranquiçada a avermelhada em abundante matriz caulinítica (Viana et al. 1971).

Como observadas, as descrições acima das formações São Sebastião e Marizal são bem

semelhantes, di�cultando a distinção de ambas as formações em profundidade quando se

utiliza descrições resumidas da amostragem de calha, como usual na indústria da água. Além

disso, os per�s apresentam profundidades variadas em função do posicionamento topográ�co,

e os �ltros, divulgados pela perfuradora, foram colocados independentemente da formação.

Sendo assim, o presente trabalho considerou o estudo baseado em ambas as formações, razão

pela qual optou-se por um mapeamento eletrofaciológico.

Na Figura 1.5 é possível a visualização de um mapa geológico da área de estudo que

mostra a distribuição das formações, bem como a localização dos poços estudados.

8

Figura 1.2: Mapa Geológico simpli�cado das Bacias do Recôncavo, Tucano e Ja-

tobá. Fonte: Magnavita et al. 2003.

9

Figura 1.3: Carta Estratigrá�ca da Bacia Tucano Sul e Central. Fonte: Costa et

al. 2007.

10

Figura 1.4: Carta Estratigrá�ca da Bacia Tucano Sul e Central. Fonte: Costa et

al. 2007.

11

Figura 1.5: Mapa Geológico da área de estudo, indicando as formações localizadas

na região e os poços estudados.

CAPÍTULO 2

Fundamentos da Per�lagem Geofísica de Poços

2.1 Conceitos Gerais

O termo Per�lagem de Poço remonta do francês Carottage Életrique, em português Testemu-

nhagem Elétrica, devido ao fato de, inicialmente, as aplicações terem sido feitas registrando

somente as propriedades elétricas das rochas. A tradução para o espanhol deu origem a

palavra per�laje, popularizada em português como Per�lagem de Poço.

Segundo Ellis e Singer (2007), o nascimento da per�lagem de poços pode ser datado

de 5 de setembro de 1927, quando Henri Doll, Charles Scheibli e Roger Jost liderados pelos

irmãos Conrad e Marcel Schlumberger, realizaram medidas elétricas semi-contínuas num

poço no campo de Pelchebronn, em Alsade - França.

Figura 2.1: Trecho do primeiro per�l geofísico obtido pelos irmãos Schlumberger,

em 1927. Adaptado de Chopra et al. 2000

Posteriormente, a técnica evoluiu e agregou o registro de outras propriedades físicas

das rochas e, atualmente, é um procedimento padrão utilizado em poços de petróleo (Nery,

2009).

Sendo assim, a Per�lagem de Poços é o campo da geociências que estuda o registro

contínuo das propriedades geológicas e petrofísicas das rochas, medidas por uma ferramenta

ao percorrer um poço. As propriedades físicas como as elétricas, radioativas, acústicas,

12

13

térmicas, magnéticas, ou texturais/estruturais das rochas, tais quais referentes a geometria

e o estado de conservação dos elementos do poço, são registradas através de ferramentas ou

sondas que se deslocam no poço e ao receberem um estímulo físico (ou não), medem uma

resposta geofísica.

O per�l de um poço é uma curva ou grá�co de uma propriedade em função da profundi-

dade, sendo que cada amostra que compõe o per�l representa não só um ponto, mas a média

ponderada de uma dada propriedade para o volume de rocha investigado pela ferramenta

de per�lagem. Através da obtenção dos parâmetros petrofísicos, é possível caracterizar a

geologia ao redor do poço. Sendo assim, a avaliação das formações e a localização de zonas

produtoras de hidrocarbonetos ou zonas de água subterrânea, bem como a recuperação de

informações sobre os reservatórios (porosidade, tipo de �uido, saturação, salinidade, argilo-

sidade etc) são estudos possíveis e os objetivos principais da per�lagem.

2.2 Propriedades Petrofísicas

Em bacias sedimentares, três grandes grupos de rochas sedimentares são encontrados, sendo

eles as rochas siliciclásticas, rochas carbonáticas e evaporitos. As rochas silicicláticas e

carbonáticas merecem atenção diferenciada em termos de descrição devido ao fato de serem

importantes na exploração de hidrocarbonetos e água subterrânea. As rochas sedimentares

terrígenas e carbonáticas são constituídas por três elementos: arcabouço, matriz e cimento.

• O arcabouço (grãos) é a fração granulométrica da rocha que lhe dá sustentação. É o

seu esqueleto, sendo constituído por grãos grossos, com diâmetros entre 0,062 mm e

2,0 mm, independentemente da composição ou natureza dos mesmos.

• AMatriz nos arenitos, de�nida texturalmente, é composta pela fração �na, constituída

não só por minerais de argila como também por qualquer outros constituintes minerais

de tamanho menor que 0,0039 ≈ 0,004 mm, transportados em suspensão por �uxos

subaquosos e depositados no sistema poroso dos arenitos. A matriz é responsável

pela diminuição da porosidade e da permeabilidade dessas rochas. O termo mineral de

argila refere-se a composição mineralógica e não ao tamanho dos constituintes minerais.

Já a matriz nas rochas carbonáticas, considerando os calcarenitos ou grainstones, é

constituída pela calcita microcristalina, também denominada micrita, que é formada

por cristais de calcita ou aragonita, menores que 0,004 mm.

• O Cimento, tanto nos arenitos como nos calcarenitos ou grainstones, é sempre formado

por minerais precipitados quimicamente nos espaços vazios dessas rochas. São geral-

mente formados por: sílica, calcita espática, óxido de fero, sulfatos e outros minerais

14

mais raros. O cimento é o responsável pela rigidez dessas rochas sedimentares e é

também responsável pela perda considerável do seu sistema permoporoso.

No entanto, esta conceituação geológica se modi�ca devido ao fato de que o sensores

utilizados nas ferramentas elétricas, radioativas ou acústicas são incapazes de distinguir,

por exemplo, um grão de quartzo de um cimento silicoso ou um grão carbonático (fóssil

ou intraclasto) de um cimento também carbonático (Nery, 1989; Rosa, 2004). Portanto, o

modelo utilizado no estudo de per�s considera a rocha sedimentar dividida em duas partes

constituintes de�nidas pela Petrofísica, de acordo com Nery (1989) e Thomas et al. (2001):

• AMatriz engloba todos os constituinte sólidos de uma rocha, exceto as argilas dispersas

no espaço poroso, ou seja, o arcabouço, a matriz propriamente dita e o cimento de�nidos

pela Petrogra�a.

• Os Poros são os espaços vazios da rocha, que podem estar preenchidos por �uidos.

2.3 Porosidade (φ)

A Porosidade total é uma propriedade muito importante das rochas, pois caracteriza a ca-

pacidade de armazenamento de �uidos da mesma. A porosidade φ é de�nida como sendo a

razão entre o volume de espaços vazios Vp em relação ao volume total da rocha V :

φ =VpV

= 1− VmV

(2.1)

onde Vm é o volume da matriz de�nida pela petrofísica. A porosidade é uma propriedade

expressa em porcentagem ou "índice de vazios"(valor entre 0 e 1). Ou seja, é uma grandeza

adimensional. Serra (1984) fornece uma outra de�nição: a porosidade total é a fração do

volume total da rocha que não é ocupado por constituintes sólidos.

Quanto à gênese, a porosidade pode ser classi�cada em primária ou secundária. A

porosidade primária é aquela adquirida durante a deposição da rocha, como por exemplo,

a porosidade integranular de arenitos. Já a porosidade secundária é aquela adquirida em

processos físico-químicos posteriores a deposição �nal das rochas, como por exemplo, espaços

vazios originados por fraturas e cavidades ou cavernas causadas pela dissolução química dos

cálcarios.

Segundo Schopper (1982), podemos ainda classi�car a porosidade quanto a sua origem

petrográ�ca em integranular, intercristalina, fratural e vugular. A porosidade intergranular é

a porosidade correspondente a porosidade primária, constituída pelos espaços porosos entre

15

os grãos ou fragmentos de materiais cláticos, pouco compactados e cimentados. A porosidade

intercristalina é aquela gerada pela contração ou encolhimento do grãos. A porosidade fratu-

ral seria aquela causada principalmente por eventos mecânicos e químicos, correspondendo,

assim, a porosidade secundária. E, �nalmente, a porosidade vugular é aquela causada por

organismos, podendo ser primária ou secundária.

Serra (1984), descreveu a porosidade de acordo com o grau de conectividade entre os

poros, sendo bastante utilizado e importante no estudo de armazenamento e capacidade de

transmissão de �uidos. Tem-se a porosidade total, que leva em consideração todos os espaços

vazios, sendo importante para o �uxo elétrico da rocha e não para o �uxo hidráulico. Já a

porosidade interconectada é aquela em que os poros se encontram ligados entre si. E, en�m,

tem-se a porosidade efetiva, que é aquela na qual os �uidos podem circular livremente.

Esta exclui todos os poros não conectados e aqueles preenchidos por argilas. A porosidade

efetiva é a de maior importância quando se estuda reservatórios de hidrocarbonetos e água

subterrânea, pois quanti�cará a quantidade de �uido que, teoricamente, será produzido. A

porosidade total é um parâmetro desejável nos cálculos de interpretação dos per�s, muito

embora a efetiva seja mais importante economicamente (Nery, 1989).

Nos sedimentos e nas rochas sedimentares, três principais fatores afetam a porosidade.

São eles: (i) O grau de seleção dos grão; (ii) forma, arredondamento e arranjo dos grãos; e

(iii) compactação e teor de argila.

Em per�s geofísicos, medições e cálculos de porosidade podem ser obtidos através dos

per�s elétricos, sônicos e radioativos.

2.4 Fator de Formação (F ) e a Primeira Lei de Archie

A resistividade elétrica é uma propriedade física que quanti�ca a di�culdade de um deter-

minado material em conduzir corrente elétrica. O transporte de corrente elétrica ocorre por

meio de movimento ordenado de íons dissociados de sais presente em uma solução, sob a

ação de um campo elétrico. Nessas condições, uma maior quantidade de íons na solução

implica em uma maior condutividade elétrica. Por outro lado, ao aumentar a temperatura,

temos uma diminuição da viscosidade da solução e, assim, a movimentação dos �uidos é

favorecida. Isto posto, a temperatura e a salinidade das soluções são fatores que in�uenciam

diretamente a condutividade das rochas. Em 1942, Archie imaginou a rocha como sendo

uma caixa d'água cheia de água salgada (e, portanto, condutiva), de resistividade Rw e com

100% de porosidade. Ao colocar grãos de quartzo (baixa condutividade) na caixa, veri�ca-se

que a nova resistividade Ro varia com o inverso da porosidade, já que ao adicionar grãos de

quartzo os espaços vazios vão sendo ocupados. Assim, matematicamente:

16

Rw ∝ Ro ∝ 1

φ(2.2)

Archie (1942) propôs uma relação empírica em que expressa o Fator (F ) correspon-

dente a razão entre a resistividade da rocha completamente saturada com um eletrólito e a

resistividade desse eletrólito, isto é:

F =Ro

Rw∝ 1

φ(2.3)

A �m de substituir o sinal de proporcionalidade pelo de igualdade, Archie introduziu

duas constantes obtidas empiricamente: o coe�ciente litológico (a), que avalia as diferenças

litológicas entre as rochas reservatótios e o coe�ciente de cimentação (m), que leva em conta

a tortuosidade ou complexidade da rede formada pelos poros interconectados. Fazendo uma

aproximação linear em escala logarítmica entre F e φ, temos que:

logF = loga−mlogφ (2.4)

En�m, a expressão �nal, conhecida como a Primeira Lei de Archie:

F =Ro

Rw=

a

φm−→ Rw =

φmRo

a(2.5)

Segundo Schön (2004), Archie notou que o coe�ciente de cimentação variava de 1,3

para areias inconsolidadas a 2,2 para arenitos bastante cimentados. Já para carbonatos com

porosidade vugular, esse valor poderia chegar a 2,6.

Baseado em Keller (1989), foram utilizados os seguintes valores neste trabalho: a = 0, 88

e m = 1, 37, já que os aquíferos perfurados são formados por rochas detríticas fracamente

cimentadas (como areias, arenitos e alguns calcários), com a predominância de aquíferos de

porosidade entre 25% e 45%, pertencentes ao Terciário.

2.5 Índice de Resistividade e Segunda Lei de Archie

Archie (1942) propôs a existência de um outro fator, denominado como índice de resistividade

I, sendo de�nido como a razão entre a resistividade da rocha parcialmente saturada Rt e a

resistividade da mesma amostra saturada 100% em água Rw. Logo, a rocha terá resistividade

Rt proporcional ao índice de saturação se tivermos o mesmo �uido preenchendo seus poros.

Sendo assim:

17

I =Rt

Rw=

1

Swn= I −→ Rt ∝ I, (2.6)

reescrevendo a Primeira Lei de Archie e agrupando as duas equações anteriores, temos:

Ro = aRwφ−m (2.7)

Rt = aRwφ−mSw−n, (2.8)

Isolando Sw, temos a Segunda Lei de Archie:

Sw =aRw

φmRt, (2.9)

onde:

• Sw é a saturação em água, sendo adimensional;

• Rw é a resistividade da água de formação na profundidade lida (em .m @ temperatura

da formação;

• φ é a porosidade efetiva da rocha, sendo adimensional;

• Rt é a resistividade da rocha na profundidade lida (em .m)

• m é o expoente de cimentação, sendo adimensional;

• a é o coe�ciente litológico, sendo adimensional;

• n é o expoente de saturação, sendo adimensional.

No caso especí�co deste trabalho, onde Sw = 1, utilizou-se a equação (2.5) da Primeira

Lei de Archie.

2.6 O Ambiente da Per�lagem

A perfuração de um poço exige a existência de um �uido de perfuração. Este �uido de

perfuração tem efeitos indesejados que tendem a perturbar as formações originais, ocorrendo

in�ltrado nas rochas quando estas possuem permeabilidade su�ciente para tal. A entrada de

um �uido com diferentes propriedades dos �uidos contidos nas rochas causa uma alteração

nas propriedades físicas originais, dando origem a um efeito, a princípio, indesejável. Porém,

18

este efeito previne o extravasamento de �uidos (blowouts), permitindo, assim, uma maior

segurança à operação. Uma alternativa para este problema, já existente, é a ocorrência de

ferramentas com diferentes capacidades de investigação. O �uido de perfuração também

tem a função de sustentar as paredes do poço, manter os sólidos em suspensão, resfriar a

broca, proteger o meio ambiente, carrear até a superfície os cascalhos perfurados pela broca

e promover meio de condução a correntes elétrica etc.

Figura 2.2: Compartimentos radiais ao poço após invasão do �uido de perfuração.

Devido a in�ltração do �uido de perfuração nas formações, o meio ambiente da per�la-

gem é dividido em três zonas distintas (Figura 2.2):

• A zona lavada, que é a zona completamente alterada próxima à parede do poço;

• A zona de transição ou transicional, onde ocorrem fenômenos de difusão entre os �uidos

invasor e virgem;

• E a zona virgem, que não sofreu in�ltração pelo �uido de perfuração, e é onde se

encontra o �uido intersticial original de interesse.

19

Figura 2.3: Tipos de Per�s Geofísicos usados na per�lagem e suas respectivas pro-

fundidades de investigação. Fonte: Da Silva, 2013.

Tendo em vista a separação em zonas, as ferramentas de per�lagem podem assumir

diferentes geometrias de aquisição com o objetivo de captar medidas de propriedades físi-

cas em distintas profundidades radiais ao poço. De uma maneira geral, ferramentas que

apresentam uma profundidade de investigação radial maior, necessitam de detectores mais

espaçados, fazendo com que percam resolução vertical. Resolução vertical é a espessura da

camada necessária para que a ferramenta leia o verdadeiro valor da propriedade física na

rocha investigada, sem a in�uência das rochas circunvizinhas e adjacentes. Uma comparação

dos tipos de per�s geofísicos relacionados com suas profundidades de investigação pode ser

visualizada na Figura 2.3.

2.7 O Per�l de Raios Gama - GR

A radioatividade é um fenômeno que consiste na propriedade que alguns isótopos tem de

decair espontâneamente, transformando-se em outros isótopos e, assim, liberando partículas

e/ou energia devido ao fato de serem nuclearmente instáveis. O produto de decaimento pode

20

resultar em isótopos estáveis, assim como em isótopos instáveis que continuarão a decair até

se transformarem em isótopos nuclearmente estáveis. A radioatividade pode ser analisada

tanto quanto ao produto inicial e �nal de decaimento, quanto a interação do produto �nal

com o meio ambiente.

Em cada decaimento radioativo há liberação de calor e partículas α, formadas por um

núcleo de Hélio; partículas β, formadas por elétrons que podem apresentar cargas negativa

ou positiva; e radiação γ, que são ondas eletromagnéticas de alta energia. No per�l de Raios

Gama, há somente a análise e captação de raios gama, devido ao fato de partículas α e β

serem absorvidas facilmente pelo próprio corpo metálico das ferramentas.

O per�l de Raios Gama capta e registra a radiação liberada naturalmente das formação

com energias da ordem de 1,4 a 2,6 MeV. O per�l GR é uma ferramenta de discriminação

litológica e quanti�cação de argilosidade. Isto é possível devido ao fato de somente uma

pequena quantidade de minerais abundantes oferecerem respostas signi�cativas desta pro-

priedade. O sinal gerado no per�l geofísico GR é produto dos sinais de vários radioisótopos,

principalmente de K40, Th232, U238 e dos produtos gerados desses decaimentos.

A ocorrência de cada um desses elementos está geralmente associada a um determinado

depósito, sendo que o U238 está frequentemente associado a compostos de matéria orgânica e

sais de Urânio, enquanto o Th232 pode ser encontrado em organo-minerais e em depósitos de

minerais pesados formando placers. Porém, devido a grande abundância do K40 em minerais

comuns na superfície da Terra, como K-feldspato, micas (muscovita, biotita, etc), e sais de

potássio (silvinita, taquidrita, etc), e apesar de apresentar energia envolvidas do decaimento

menores do que daqueles elementos citados, ele é considerado como o maior responsável pelas

medidas captadas pelo per�l de Raios Gama.

A radioatividade total registrada por um detector qualquer pode ser expressa em termos

do peso de um elemento conhecido que produza uma quantidade de radiação equivalente.

Desta maneira, surgiu a Unidade ou Grau Padrão API (UAPI ou GAPI), que é a medida da

radioatividade de uma rocha (radioativa arti�cialmente) que serve de normalização, na qual

foi disseminada quantidade conhecida de U238, Th232 eK40. Ela representa 1/200 da de�exão

entre um valor máximo e um mínimo de um poço padrão na Universidade de Houston, USA.

Na prática, e em rochas sedimentares, os valores de GR são considerados como uma

função do teor do volume de folhelhos devido ao fato de estes serem constituídos por mine-

rais abundantes em K40. Dessa forma, associa-se que nos intervalos de maiores contagens

de GR estão localizados os folhelhos e nos intervalos de menores contagens estão os reserva-

tórios, que podem ser tanto carbonatos quanto areias limpas. Devido ao fato de ser possível

individualizar potenciais reservatórios que o per�l GR é básico, e necessário, em qualquer

programa de per�lagem. Porém é fundamental se saber que há exceções, como por exemplo,

arenitos arcoseanos que contém alto teor de feldspatos e, sendo assim, apresenta maiores

21

valores de GR do que um arenito quartzoso.

O per�l GR possibilita o cálculo de uma importante propriedade relacionada a reserva-

tórios: o volume de folhelhos (V sh). Este cálculo consiste em reescalonar os intervalos dos

per�s, a partir da proporção entre os valores de GR nos folhelhos mais argilosos (desde que

não representem anomalias) e nas areias limpas (reservatórios). A partir dessa proporção

faz-se um cálculo inicial do Índice de Argilosidade (IGR), que é dado por:

IGR =GRLog −GRmin

GRmax −GRmin

(2.10)

Sendo que:

• GRlog corresponde ao valor de GR (em GAPI) lido no per�l em uma profundidade

especí�ca;

• GRmin corresponde ao valor de GR (em GAPI) mínimo escolhido;

• GRmax corresponde ao valor de GR (em GAPI) máximo escolhido;

Os dois últimos valores (GRmax e GRmin) devem estar localizados acima e abaixo da

camada a ser analisada.

A escolha dos valores de GRmax e GRmin foram feitos através de grá�cos de distribuição

de pontos (x, y) de cada poço individualmente, onde y corresponde aos valores de Tempo de

Trânsito (DT ) e x representa os valores de GR. Posteriormente foram analisados os valores

que correspondiam aos máximos de folhelhos e mínimos de areias limpas. No cálculo do IGR,

o valor do GRmin escolhido foi o mínimo relativo a todos os poços estudados e utilizados da

área, pois o presente trabalho é relativo a uma área de um mesmo pacote eletrofaciológico e

não a cada poço individualmente. Na de�nição do GRmax, foi feita uma média dos máximos

de cada poço a�m de não se obter um valor irreal devido a anomalias de radioatividade.

Este método foi adotado a�m de ser possível a comparação de dados proveniente de poços

distintos, porém de uma mesma área geológica.

Frequentemente são efetuadas transformações não-linerares nos valores do IGR, com o

objetivo de se obter valores mais realistas do volume de folhelho na formação investigada.

Estas transformações são realizadas para compensar a existência de diferentes tipos de folhe-

lhos, das variações referentes a atenuações que ocorrem devido a rochas mais compactadas e

por isso absorvedoras, e também pela in�uência das idades das rochas. No presente trabalho,

utilizaremos a expressão de Stieber (1970):

V sh =IGR

A− (A− 1)IGR(2.11)

22

onde A é igual a 3 quando a rocha pertence ao Terciário e igual a 2 quando mais velha.

Como as rochas da área de estudo neste trabalho pertencem ao Cretáceo, utilizou-se A = 2.

2.8 O Per�l de Indução Profunda - DIR

O per�l de indução DIR (Deep Induction Resistivity, denominação da ferramenta da Hydrolog

Serviços de Per�lagem Ltda.) se diferencia dos per�s elétricos galvânicos convencionais por

não ser necessário a existência de meios condutivos para funcionar, tendo como princípio a

propagação radial de campos eletromagnéticos para medidas de condutividade.

O funcionamento da ferramenta de indução se baseia na geração de campos eletromag-

néticos primários por uma bobina emissora e geração de campos secundários induzidos pela

formação. Mais detalhadamente, temos: uma corrente alternada é enviada a uma bobina

emissora, gerando um campo magnético concêntrico ao eixo da ferramenta. Este induz a pre-

sença de correntes elétricas alternadas na formação, chamadas de correntes de Foucault, pois

são defasadas de 90o em relação ao campo da bobina emissora. Este campo elétrico induzido

gera um novo campo magnético na formação, gerando, por conseguinte, uma nova corrente

elétrica mais radialmente afastada que gera outro campo magnético, repetindo o processo

fazendo com que o sinal se propague no interior da formação. Tanto o campo magnético

primário quanto os campos magnéticos secundários são captados pela bobina receptora, que

por sua vez gera uma corrente elétrica em seu circuito interno. As diferenças de fase e am-

plitude na bobina receptora são individualizadas e os sinais de interesse constroem o per�l

de indução. A partir do sinal recebido e da geometria da aquisição, é realizado o cálculo da

impedância elétrica e da constante dielétrica da formação e então a resistividade é estimada.

O princípio de funcionamento das bobinas no interior do poço pode ser visto na Figura 2.4.

Uma das limitações do per�l de indução seria a sua aplicação conjuntamente com �ui-

dos de perfuração muito salgados, o que faria com que as correntes alternadas circulassem

preferencialmente no �uido, não penetrando satisfatoriamente na formação.

Na prática é feito uma associação do per�l de indução com o per�l da normal curta (RSN

- Resistivity Short Normal) para veri�car se uma formação é ou não permeável. Ela será

permeável se houver um afastamento entre as curvas em per�l. Se este afastando não existir,

a formação não possui permeabilidade su�ciente para produzir o �uido intersticial. Também

costuma-se considerar, na prática, a curva DIR como sendo o próprio valor da resistividade

verdadeira da rocha Ro, sendo uma aproximação válida em uma primeira interpretação e no

cálculo da resistividade da água de formação Rw, utilizando a Primeira Lei de Archie.

23

Figura 2.4: Esquema de funcionamento das bobinas transmissora e receptora no

interior do poço. Modi�cado de Ellis e Singer, 2007.

2.9 O Per�l Sônico - DT

O Per�l Sônico está agrupado nos per�s acústicos, sendo aquele que mede o tempo gasto por

uma onda compressional ao percorrer uma dada espessura de uma formação. As velocidades

das ondas sonoras variam de acordo com o meio em que estão se propagando, sendo mais

rápidas em sólidos do que em líquidos e gases. Sendo assim, uma onda compressional levaria

mais tempo para percorrer uma determinada espessura de um meio gasoso ou líquido, do

que para percorrer a mesma espessura em um meio sólido.

Pode-se perceber que, ao �xar-se a distância percorrida pelas ondas acústicas, a veloci-

dade pode ser escrita em função de uma medida de tempo. Este é o príncipio da ferramenta

sônica, registrando, assim, intervalos de tempo. Um exemplo de uma ferramenta do per�l

sônico é mostrada na Figura 2.5.

O per�l sônico é muito importante no estudo de reservatórios, devido ao fato de se-

rem possíveis cálculos de aproximação de porosidade utilizando o mesmo, além de se poder

24

Figura 2.5: Esquema de funcionamento da ferramente sônica com 1 transmissor e 2

receptores, ilustrando ainda a trajetória da onda compressional captada

pelos receptores.

calcular alguns parâmetros elásticos quando utilizado em conjunto com o per�l radioativo

da densidade, bem como velocidades intervalares, dados úteis à sísmica de exploração. No

presente trabalho foram utilizados duas equações de porosidade a�m de se obter uma com-

paração entre ambas.

Raymer et al. (1980) propôs a seguinte equação para o cálculo da estimativa da poro-

sidade efetiva:

φe = K

[∆t −∆tm

∆t

](1− V sh) (2.12)

em que φe é a porosidade efetiva, ∆t é o tempo de trânsito lido no per�l a uma dada

profundidade, ∆tm é o tempo de trânsito característico da matriz , V sh é o volume de folhelho

e K é chamado de coe�ciente universal, que corresponde a uma média de vários tipos de

litologias.

Segundo Mabrouk (2008), Raymer et al. (1980) novamente propôs uma equação de

porosidade que é muito utilizada. Baseada na comparação do tempo de trânsito da matriz

25

da rocha e do �uido de perfuração, ela é escrita da seguinte maneira:

∆t =

[(1− φs)

2

∆tma

+φs

∆tf

]−1

; (2.13)

em que ∆t representa o tempo de trânsito registrado no per�l, φs representa a porosidade

obtida pelo per�l sônico, ∆tma é o tempo de trânsito característico da matriz, ∆tf é o tempo

de trânsito característico do �uido intersticial, onde nesse trabalho os valores utilizados

foram: ∆tma = 55, 5µs/pé e ∆tf = 200µs/pé, correspondentes, respectivamente, ao arenito

e a água doce, uma vez que os poços utilizados são provenientes de pequenas profundidades

e bons aquíferos (Sw = 1).

Reescrevendo a equação (2.14), temos que:

∆t =∆tma∆tf

(1− φs)2∆tf + φs∆tma

(2.14)

Reescrevendo-a novamente, obtemos:

φ2s + φs

[∆tma

∆tf

− 2

]−[

∆tma

∆t

− 1

]= 0; (2.15)

A equação (2.16) representa uma equação do tipo:

Ax2 +Bx+ C = 0; (2.16)

onde as raízes da equação (2.17 ) são dadas por:

x =−B ±

√B2 − 4AC

2A; (2.17)

fazendo, x = φs temos que:

A = 1, B =[

∆tma

∆tf− 2]e C =

[∆tma

∆t− 1].

Para formações que contém folhelho, acrescenta-se o seguinte termo V sh:

V sh

[−B ±

√B2 − 4ACsh

2A

](2.18)

onde Csh = −[

∆tma

∆tsh− 1].

Substituindo os valores já citados para a matriz arenosa, para o �uido e para os folhelhos

(∆tsh = 140µs/pé), sendo este último calculado através de uma média dos valores dos poços

e consequentemente da área (obtido de maneira semelhante ao valor de GRmax), temos que:

26

A = 1, B = −1, 7225, C = (∆t−55,5)∆t

e Csh = 0, 6035.

Assim, a porosidade efetiva pode ser calculada utilizando a equação abaixo:

φe =−B ±

√B2 − 4AC

2A− V sh

[−B ±

√B2 − 4ACsh

2A

](2.19)

A principal diferença entre as equações (2.12) e (2.19) é que na primeira não há a

necessidade de saber qual o �uido intersticial. Sendo assim, é uma boa alternativa nesses

casos. Porém, como já se sabe qual é o �uido presente na área de estudo desse trabalho, sendo

uma água pouco salinizada, a segunda equação terá, então, mais sentido em ser utilizada.

Uma outra desvantagem da equação (2.12) consiste no fato do uso do coe�ciente universal,

visto que corresponde a uma média que pode fugir muito da realidade.

CAPÍTULO 3

Sistemática de Trabalho

3.1 Escolha da Área de Trabalho

Este trabalho foi direcionado ao estudo do comportamento areal e suas variações no espaço

de corpos areníticos potencialmente reservatórios análogos, existentes nas Formações de São

Sebastião e Marizal localizadas nos municípios de Cícero Dantas e Banzaê. A escolha da

área foi devido ao fato da disponibilidade de uma boa quantidade de poços per�lados.

Inicialmente foram estudados cerca de 30 per�s de poços. No entanto, eram desejados

aqueles que apresentavam uma correlação satisfatória pois os corpos arenosos escolhidos

deveriam pertencer a um só compartimento geológico ou ambiente deposicional. Sendo

importante relembrar que este estudo foi aplicado a ambas as formações (São Sebastião

e Marizal), pois a individualização das mesmas não foi possível devido a inexistência de um

marco regional e de�nições litológicas detalhadas. Outros per�s também foram descartados

devido a profundidades insu�cientes. Portanto, 13 poços atenderam a esta demanda, sendo

que 6 deles pertencem ao município de Cícero Dantas e 7 deles ao município de Banzaê.

Pode-se visualizar a localização dos 13 poços utilizados neste trabalho na Figura 3.1.

Os sentidos dos poços correlacionados também são mostrados.

3.2 Aquisição dos Dados

Para a elaboração deste trabalho foi necessário recorrer ao banco de dados de duas empresas:

• Hydrolog Serviços de Per�lagem Ltda.;

• Cerb - Companhia de Engenharia Ambiental e Recursos Hídricos da Bahia.

A empresa Hydrolog cedeu, com a permissão de seu cliente (Cerb), todos os per�s

que foram utilizados para as interpretações geofísicas feitas e dados digitalizados (LAS),

enumerados à própria conveniência:

27

28

Figura 3.1: Mapa de Localização dos Poços em Coordenadas UTM com a nume-

ração dada à própria conveniência. Seções N-S e W-E são mostradas,

respectivamente, através das linhas azul escuro e azul claro.

• Poço 1 - Major - Proj.Tucano - Irrigação - Cícero Dantas;

• Poço 2 - Serrão - Proj. Tucano - Irrigação - Cícero Dantas;

• Poço 3 - Juá - Cícero Dantas;

• Poço 4 - Juá - Proj. Tucano - Proj. Nordeste - Fase I - Cícero Dantas;

• Poço 5 - Itaparica - Proj. Tucano - Irrigação - Cícero Dantas;

• Poço 6 - São João da Fortaleza - Proj. Tucano - Proj. Nordeste - Fase I - Cícero

Dantas;

• Poço 7 - Campo do Brito - Proj. Tucano - Proj. Nordeste - Fase I - Banzaê;

29

• Poço 8 - Pedra Furada - Proj. Tucano - Proj. Nordeste - Fase I - Banzaê;

• Poço 9 - Campo do Brito - Proj. Tucano - Irrigação - Banzaê;

• Poço 10 - Pau Branco - Proj. Tucano - Proj. Nordeste - Fase I - Banzaê;

• Poço 11 - Tamburil - Proj. Tucano - Proj. Nordeste - Fase I - Banzaê;

• Poço 12 - Tamburil - Banzaê;

• Poço 13 - Sítio Boquerão - Banzaê.

A Cerb contribuiu com as �chas de poços com as seguintes informações de cada poço:

mapa geológico, localização geográ�ca, a profundidade útil, o tipo de aquífero, per�l litológico

e o construtivo (�ltros).

Um per�l exemplo da área pode ser visualizado na Figura 3.2.

3.3 Escolha do Reservatório Análogo

Para a escolha do corpo arenoso objeto de estudo do presente trabalho, foi necessária a

correlação de poços de modo a se obter um reservatório presente em todos eles, pertencente

a um mesmo compartimento geológico, ou seja, pertecente as formações Marizal e São Se-

bastião, não diferenciadas. O estudo qualitativo das curvas foi feito com o auxílio dos per�s

litológicos cedidos.

Os per�s litológicos e os per�s geofísicos de cada poço foram dispostos em um mesmo

padrão de escala vertical para que permitisse uma correlação entre eles. Além disso, ao

colocá-los numa mesma escala, facilita-se a comparação direta entre o per�l litológico e as

curvas utilizadas neste trabalho (raios gama, resistividade e sônico). Os per�s geofísicos

foram dispostos em ordem de acordo com sua distribuição na área de estudo e colocados

verticalmente de acordo com a profundidade.

Interpretando os altos valores de raios gama como sendo devido a presença de camadas

de folhelhos, e os baixos valores de raios gama como sendo relativos a areia limpas e, portanto,

potenciais reservatórios análogos, é possível se individualizar estes corpos e correlacioná-los

com os demais, de maneira a achar as semelhanças de um mesmo compartimento geológico.

Após a análise dos per�s, a escolha do reservatório análogo foi baseada nas seguintes

características, contidas em todos as curvas dos per�s analisados:

• O topo do reservatório foi delimitado baseando-se em uma mudança abrupta ("que-

bra") na curva de raios gama (GR);

30

• A base do reservatório foi delimitada baseando-se no surgimento de um folhelho mar-

cador, interpretado dessa maneira devido ao elevado valor de raios gama (GR).

Sendo assim, pela distribuição dos poços, foram confeccionadas duas seções geofísicas

dispostas nos sentidos N-S e E-W (Figura 3.1), como podem ser vistas nas Figuras 3.3 e 3.4.

3.4 Obtenção dos Parâmetros Petrofísicos

Os parâmetros petrofísicos calculados e desejados referentes ao corpo arenoso de�nido, foram:

a porosidade efetiva (φe), calculada a partir da equação (2.19); e a resistividade da água de

formação (Rw) calculada a partir da equação (2.5). Com os dados dos per�s geofísicos

registrados nos arquivos .LAS (Log Ascii Standard), foram elaboradas planilhas de cálculos

no Excel que ajudaram na obtenção dos valores destes parâmetros em cada profundidade dos

corpos arenosos de�nidos para cada poço individualmente. Ou seja, nas planilhas há somente

profundidades referentes aos intervalos dos reservatório análogos. Porém, para a escolha dos

valores de GRmax, GRmin e ∆tsh foi necessário a avaliação de todos os valores referentes a

todas as profundidades dos poços (Figura 3.4). Foram feitos grá�cos de dispersão dos valores

de GR e de DT para cada poço e de�nidos os valores dos mesmos, como já citado no capítulo

2, foi escolhido o GRmin relativo a todos os poços, enquanto que os valores do GRmax e do

∆tsh foram escolhidos a partir de uma média, para não ocorrer erros referentes à anomalias.

Com estes dados, é possível realizar os mapas de isoteores, referentes a variação espacial da

porosidade efetiva e da resistividade da água de formação na área de estudo.

A planilhas de cálculos interpretativos estão apresentadas no Apêndice A.

3.5 Elaboração dos Mapas de Isoteores

Mapas de isoteores dos valores referentes as curvas de GR, DIR e DT são úteis para uma

interpretação da variabilidade espacial eletrofaciológia da região de estudo. Depois da ela-

boração dos cálculos dos parâmetro petrofísicos, também foram confeccionados mapas de

isoteores referentes a porosidade efetiva e a resistividade da água de formação.

Para a confecção desse mapas, foi necessário a montagem de planilhas referentes a cada

atributo, como os seguintes dados:

• Número do poço;

• Profundidade do topo do reservatório análogo;

• Profundidade da base do reservatótio análogo;

31

Figura 3.2: Per�l exemplo contendo as curvas de Raios Gama (GR), Potencial Es-

pontâneo (SP), Normal Curta (SN), Indução Profunda (DIR), Sônico

(DT) e Cáliper (MCAL).

32

• Espessura do reservatório análogo;

• Coordenadas UTM (UTME e UTMN) obtidas através das coordenadas geográ�cas

convertidas por programa especí�co;

• Valores dos per�s de Indução no topo do arenito reservatório até a base do mesmo;

• Valores dos per�s de Raios Gama no topo do arenito reservatório até a base do mesmo;

• Valores dos per�s do Sônico no topo do arenito reservatório até a base do mesmo;

• Valores de porosidade efetiva no topo do arenito reservatório até a base do mesmo;

• Valores de resistividade da água de formação no topo do arenito reservatório até a base

do mesmo;

Como pode-se perceber, os valores colocados em um mesmo mapa de isoteor não são

pertencentes a uma mesma profundidade absoluta, pois foram escolhidos os valores referentes

ao topo do reservatório em cada poço. Como o arenito reservatório em cada poço tem

início, ou seja, apresenta o topo em profundidades diferentes, os valores aqui comparados

são pertencentes a profundidades diferentes (Figura 3.6). Pode-se observar que a espessura do

reservatório aumenta para leste em conformidade com a profundidade da sua base. Percebe-

se também que o início dos corpos �ca cada mais vez mais profundo, também para leste, de

acordo com o mapa do topo do arenito.

Devido ao fato do reservatório apresentar espessuras diferenciadas em cada poço, visível

principalmente na Figura 3.4, não foi possível elaborar mapas de isoteores relacionados às

maiores espessuras, devido à falta de dados. Sendo assim, só foi possível a execução de mapas

a partir primeiro metro do topo do reservatório até o nível de 40 metros. No entanto, existem

poços com o corpo arenoso apresentando menor espessura. Só que, devido a localização e a

quantidade desses poços com espessuras menores que 40 metros, não há perdas signi�cativas

de dados para a elaboração dos mapas. Somente a partir de 40 metros contados desde o

topo do reservatório de�nido, é que há perdas signi�cativas de dados, prejudicando, assim,

os mapas de isoteores.

Neste trabalho, foi utilizado o software Surferr , para realizar interpolação por meio

de tranformações de dados XYZ para a modelagem de terrenos e análises de surperfícies,

mapeamentos de contornos, etc. Foi utilizado o método de Krigagem, que parte do princípio

que pontos próximos no espaço tendem a ter valores mais parecidos do que pontos mais

afastados. A técnica de Krigagem assume que os dados recolhidos de uma determinada

população se encontram correlacionados no espaço. A metodologia de construção das curvas

de proporção utilizando a Krigagem leva em conta a in�uência dos poços e suas localizações,

e mostram como gerar de maneira mais e�ciente tais curvas, que uma vez construídas podem

33

auxiliar na caracterização de reservatórios, principalmente no que diz respeito à modelagem

litológica. A Krigagem é bastante utilizada na indústria mineral para mapeamento de corpos

e determinação de direcionamento de cavas ou túneis.

34

Figura 3.3: Seção com sentido Norte - Sul que ilustra a escolha do reservatório

análogo através da correlação dos per�s de Raios Gama.

35

Figura 3.4: Seção com sentido Oeste - Leste que ilustra a escolha do reservatório

análogo através da correlação dos per�s de Raios Gama.

36

Figura 3.5: Exemplo de grá�co crossplot relativo ao poço 01, para aquisição de

GRmax, GRmin e ∆tsh, parâmetros úteis na interpretação quantitativa

de per�s.

37

Figura 3.6: Mapas elaborados no Surferr que ilustram as variações nos diferentes

poços das profundidades do topo do arenito reservatório análogo, da

base do arenito reservatório e da espessura do mesmo.

CAPÍTULO 4

Análise dos Resultados e Discussões

Os mapas de isoteores aqui apresentados serão aqueles relativos aos valores de Raios

Gama (GR), Resistividade Profunda (DIR) e Tempo de Trânsito (DT). Serão também ana-

lisados aqueles referentes aos cálculos da porosidade efetiva (φe) e da resistividade da água

de formação (Rw).

4.1 Interpretação dos Mapas de Raios Gama (GR)

O per�l de Raios Gama é muito utilizado, em bacias sedimentares, como indicador de argi-

losidade. Utiliza-se, neste trabalho, esta propriedade como indicador das regiões da área de

estudo onde há uma maior presença de argilas, sendo melhor para a prospecção e alocação

de poços aquelas localidades que apresentam uma menor argilosidade; isto é, onde ocorrem

reservatórios mais limpos, sem ou com pouca presença de argila. A argila é indesejável devido

a sua propriedade de fechar as gargantas dos poros, impedindo o �uxo de �uidos, ou seja, a

argila tem a capacidade de diminuir a permeabilidade dos reservatórios, além de in�uenciar

na resistividade devido ao excesso de sua condutância super�cial. Sendo assim, procura-se

nos mapas aquelas regiões onde escontramos baixos valores de GR.

Após uma análise dos valores de GR das curvas dos per�s combinados com os per�s

litológicos, foi feita uma tabela (Tabela 4.1) dos valores de GR presentes nos reservatórios

que correspondem à uma determinada litologia.

RAIOS GAMA (GAPI) LITOLOGIA

0− 30 Areia Limpa

30− 45 Areia Argilosa

45− 60 Areia Muito Argilosa

> 60 Folhelho

Tabela 4.1: Tabela de valores de radioatividade (GR) relacionados à litologia atra-

vessada

38

39

Foram elaborados mapas de metro em metro, a partir do topo do reservatório análogo

de cada poço. Porém, para efeito de apresentação do trabalho serão mostrados apenas os

mapas dispostos a cada 5 metros, até a profundidade de 40 metros (Figura 4.1).

Observando e analisando os mapas de GR, pode-se perceber que há uma predominância

de corpos arenosos limpos na região leste da área de estudo. Sendo que, à medida em que

aumenta a profundidade, o reservatório torna-se mais argiloso na parte central da área,

enquanto que a parte leste ainda permanece menos radioativa. Mais profundamente, o

reservatório se encontra mais bem selecionado ao sul e sudeste, enquanto que os valores de

radioatividade e consequentemente de argilosidade, aumentam muito a norte e noroeste.

4.2 Interpretação dos Mapas de Indução Profunda (DIR)

O per�l de Indução Profunda será aqui analisado como uma curva auxiliar do per�l de Raios

Gama, com relação a discriminação litológica, além de ser uma importante curva avaliadora

do �uido contido no reservatório análogo.

Na área de estudo, altos valores de resistividade estão associados a corpos arenosos

bem selecionados que, provavelmente, contém água pouco salinizada, ou seja, apropriada

para consumo. Valores de resistividade intermediários a altos estão relacionados a forma-

ções arenosas. Já medidas mais reduzidas de resistividade correspondem ao aparecimento

de argila nos reservatórios ou a águas mais salinizadas, alcançando os menores valores na

presença de formações de folhelhos (Tabela 4.2).

Analogamente aos mapas de radioatividade, mapas de resistividade Indução Profunda,

estão mostrados na Figura 4.2.

Como podemos observar, nos primeiros metros de profundidade, a região leste e nordeste

dos mapas apresentam elevados valores de resistividade, correspondendo aos valores de areias

limpas que, provavelmente, contém água pouco salinizada. No mapa referente a profundidade

10, temos no centro do mesmo os maiores valores de resistividade do indução profunda.

Mais profundamente, a partir dos 20 metros, há uma predominância de baixos valores de

resistividade na região central, indicando um aumento de argilosidade no local, e menores

medidas na região sudeste, indicando naquela região, a presença de corpos arenosos mais

limpos. Nos mapas mais profundos, a região sudeste apresenta um aumento nos valores de

resistividade. No nível de 40 metros, há uma predominância de alta resistividade em quase

todo o mapa da região.

Pode-se perceber que há uma correlação forte entre os mapas de resistividade e os mapas

de raios gama, o que demonstra uma coerência no trabalho desenvolvido, além da e�cácia

da metodologia aplicada neste trabalho.

40

RESISTIVIDADE (Ohm.m) LITOLOGIA

0− 50 Folhelho

50− 100 Areia Argilosa

> 100 Areia Limpa

Tabela 4.2: Tabela de valores de resistividade (DIR) relacionados à litologia atra-

vessada

4.3 Interpretação dos Mapas de Tempo de Trânsito (DT)

O per�l de Tempo de Trânsito não só está relacionado a litologia da rocha atravessada, como

também é utilizado como um indicador da porosidade e/ou consolidação das formações.

Altos valores de tempo de trânsito estão relacionados a rochas porosas, com uma grande

quantidade de espaços vazios, ou a sedimentos pouco consolidados. À medida que os valores

de tempo de trânsito diminuem, a porosidade das formações diminui. Existe também um

fator que altera bruscamente os valores de DT: a existência, ou não, de água nos poros da

rocha. Quando uma rocha apresenta ar em seus poros, os valores de DT são muito mais

elevados dos que de uma rocha que se encontra preenchida por água. Sendo assim, o per�l

sônico também é utilizado como indicador do nível estático em um determinado poço. A

presença de argila nas camadas permoporosas aumenta a quantidade de água intersticial

(comparadas àquelas limpas ou sem argila), atenua a velocidade do som e aumenta o valor

de DT registrado. Ou seja, elevados valores são associados a presença de argila. Devido a

essas diversas variáveis que alteram a curva de tempo de trânsito, não foi elaborada uma

tabela que relacionasse os valores com a litologia atravessada, visto que a curva se altera

signi�cativamente sem que haja necessariamente uma mudança litológica. Também devido

a este fato, não há uma correlação direta tão evidente entre os mapas de DT com os mapas

de GR e DIR.

Os mapas de DT foram elaborados da mesma maneira que os mapas de GR e DIR e

são mostrados na Figura 4.3, localizada no �nal deste capítulo.

Pode-se perceber através da análise dos mapas que nos primeiros mapas há a predomi-

nância de valores de tempos de trânsito mais baixos nas regiões central e sudeste da área,

onde predominam, à medida em que se aumenta a profundidade, as regiões sul e sudeste

com valores mais baixos, enquanto que as regiões norte e oeste apresentam valores mais

elevados de tempo de trânsito. Retirando os mapas dos níveis de 1 metro, 15 metros e 20

metros, os outros mapas estão satisfatoriamente correlacionáveis com os mapas de GR e

DIR, onde os altos valores de tempo de trânsito correspondem a presença de formações mais

argilosas e, sendo assim, os mais baixos valores correspondem à diminuição da argilosidade

41

ou ao aumento da consolidação das formações (reservatórios mais limpos). Uma correla-

ção satisfatória pode não ter ocorrido devido ao fato do tempo de trânsito mudar muito

a depender do �uido que está contido nos poros da formação. Sendo assim, nos primeiros

metros não se observa uma correlação tão evidente devido ao fato da formação não estar

completamente saturada em água fazendo com que, consequentemente, os valores de tempo

de trânsito modi�quem signi�cativamente.

4.4 Interpretação dos Mapas de Porosidade Efetiva (φe)

Foram elaborados mapas utilizando a equação (2.19), chamada de PHI Efetiva devido ao

fato de ser mais petro�sicamente completa do que a equação (2.12), como já visto no capítulo

2.

A porosidade é um importante parâmetro petrofísico na caracterização de reservatórios,

pois, quanto mais poroso um reservatório é, mais espaços vazios este tem para armazenar

um �uido intersticial de interesse. A depender dos valores de porosidade calculados, uma

área pode ou não ser descartada em prospecções futuras.

Os mapas de porosidade efetiva não são diretamente correlacionáveis com os mapas de

GR e DIR, devido ao fato de não tratarem diretamente com a litologia atravessada.

Tendo sido elaborados da mesma maneira que os mapas anteriores, os mapas de poro-

sidade efetiva são mostrados na Figura 4.4.

Pode-se observar que, nos três primeiro mapas referentes aos níveis de 1 metro, 5 metros

e 15 metros, menores porosidades se encontram no centro da região de estudo, porém conti-

nuam sendo valores bastante satisfatórios. Os maiores valores se concentram no nordeste e

no sudoeste, modi�cando para o norte e nordeste a medida em que a profundidade aumenta.

No mapa de nível de 30 metros, o norte apresenta os menores valores de porosidade efetiva e,

mais profundamente, o leste da área de estudo sofre um incremento nos valores de porosidade

efetiva.

4.5 Interpretação dos Mapas da Resistividade da Água de Forma-

ção (Rw)

A resistividade da água de formação está diretamente ligada a salinidade dá água subter-

rânea, como prosposto teoricamente por Nery (1996). Porém, como não foram utilizadas

as análises hidroquímicas, por não ser o foco deste trabalho, a salinidade da água subterrâ-

nea não foi calculada. No entanto, é possível inferir sobre a qualidade da água contida nos

aquíferos da região através de uma análise dos valores da resistividade da água de formação

42

distribuídos espacialmente.

Como visto no capítulo 2, a resistividade da água de formação é um parâmetro obtido

através dos valores das curvas do per�l do Indução Profunda (DIR) e dos valores obtidos de

porosidade efetiva pelas curvas do per�l de Tempo de Trânsito (DT). Devido a este fato, as

curvas de DIR e Rw vão apresentar uma certa semelhança.

Altos valores de resistividade Rw são interpretados como provenientes de águas pouco

salinizadas, adequadas para o consumo humano. Como a região de estudo é uma região

característica por apresentar aquíferos, considerou-se através de uma análise de temperatura

nas profundidades envolvidas, que uma boa água para consumo humano é observada em

valores iguais ou maiores que 20 Ohm.m.

Os mapas de Resistividade da Água de Formação foram elaborados da mesma maneira

que todos os outros mapas do trabalho (Figura 4.5).

Ao fazer uma análise dos mapas, veri�ca-se que há uma predominância nos primeiros

mapas, de uma água bastante resistiva no nordeste e na região central e leste dos mapas. À

medida em que aumenta-se a profundidade, a água mais resistiva e, portanto, menos salgada,

é aquela encontrada na região leste. Até que, no último mapa elaborado (40 metros), há

uma água mais resistiva no nordeste da área de estudo.

43

Figura 4.1: Mapas de Isoteores referentes aos valores de GR, dispostos de 5 em 5

metros.

44

Figura 4.2: Mapas de Isoteores referentes aos valores de DIR, dispostos de 5 em 5

metros.

45

Figura 4.3: Mapas de Isoteores referentes aos valores de DT, dispostos de 5 em 5

metros.

46

Figura 4.4: Mapas de Isoteores referentes aos valores de porosidade efetiva, dispos-

tos de 5 em 5 metros.

47

Figura 4.5: Mapas de Isoteores referentes aos valores de resistividade da água de

formação, dispostos de 5 em 5 metros.

CAPÍTULO 5

Conclusão

No presente estudo foram utilizadas curvas dos per�s de Raios Gama (GR), Indução

Profunda (DIR) e Tempo de Trânsito (DT) para um mapeamento eletrofaciológico de um

reservatório análogo de�nido em uma área localizada na Bacia Sedimentar de Tucano, com

a �nalidade de visualizar espacialmente o comportamento dessas curvas e, sobretudo, inter-

pretar quanto as regiões mais favoráveis ao sucesso em perfurações futuras de novos poços.

Foram também realizados cálculos e mapas de isoteores para obter os parâmentros petrofí-

sicos de porosidade efetiva (φe) e resistividade da água de formação (Rw), importantes no

estudo de reservatórios, sendo possível analisar a variação espacial desses atributos, dando

maiores possibilidades de acertos em prospecções futuras. A metodologia apresentada se

mostrou coerente e con�ável, revelando a versatilidade da per�lagem geofísica de poços.

Analisando conjuntamente todos os mapas, podemos observar que há, nos primeiros

mapas dos níveis 1 metro, 5 metros, 10 metros e 15 metros, áreas signi�cativamente contem-

pladas por baixos valores de GR indicados pelas cores roxas e azuis, e elevados valores de DIR

indicados pelas cores verdes, amarelas e vermelhaas, podendo-se inferir a presença de um

reservatório mais limpo nesses níveis e possivelmente com água pouco salinizada adequada

para consumo. Esta observação é evidencializada pelos mapas referentes a resistividade da

água de formação Rw, que apresentam medidas elevadas nas áreas correspondentes. Valores

de DT mais baixos também são vistos em uma área verde dos mapas mais abrangente quando

comparada com os mapas DT de outros níveis. Ao analisar os mapas de porosidade efetiva,

valores elevados são mostrados por meio de cores vermelhas intensas nestas profundidades.

Podemos destacar, dentre esses primeiros mapas citados, o mapa do nível de 10 metros, que

apresenta os valores mais elevado de DIR, contendo regiões com medidas de cerca de 250

Ohm.m. Este valor é re�etido também no mapa de GR, com valores que chegam a 20 GAPI.

Pode-se ver no mapa DT de 10 metros que há uma área verde extensa correspondente a

baixos valores associados a uma argilosidade baixa na região. Os mapas de Rw neste nível

apresentam, também, uma região extensa, a maior dentre os mapas de Rw, caracterizada

pela cores verde e amarela (30 a 60 Ohm.m), com uma elevada resistividade, sendo assim

associada a uma água de boa qualidade (pouco salinizada). O mapa de porosidade efetiva

apresenta nessa região valores entre 25% e 35% que, apesar de não serem as maiores deste

mapa, como quase todos os mapas de porosidade deste trabalho, apresenta valores bastante

48

49

razoáveis. Uma análise total desses mapas revela que as regiões central e leste da área apre-

senta arenitos mais bem selecionados com água intersiticial bastante resistiva, devido ao fato

de apresentar pouca salinidade. São os mapas mais bem característicos de um reservatório

de água subterrânea de boa qualidade.

Visualizando os mapas mais profundos referentes aos níveis de 20, 25, 30 e 35 metros,

observa-se um aumento geral de argilosidade, sobretudo a oeste da área, evidenciado nos

mapas de GR pela cor verde localizada no centro-oeste dos mapas de 20 e 25 metros, e no

norte e noroeste nos mapas de 30 e 35 metros. Esta observação é con�rmada pelos mapas

de DIR, que contém menores valores de resistividade associados a formações argilosas e a

uma água mais salina (cores lilás a roxa nos mapas). Os mapas de DT estão caracterizados

por valores elevados de tempo de trânsito, predominando entre 110 e 150 µs/pé, causados

também pelo aumento geral da argilosidade nesses níveis. Nos mapas de Rw há uma di-

minuição dos valores absolutos de resistividade, causados pela presença de uma água mais

salina, apresentando principalmente a oeste, valores entre 0 e 10 Ohm.m, valores bem abai-

xos da média geral. As porosidades efetivas nesses mapas também são reduzidas quando

comparadas aos mapas de porosidade dos outros níveis. Há, de uma maneira geral, uma

tendência de maior argilosidade, menor porosidade efetiva e menor resistividade encontrada

nesses mapas e principalmente na região oeste, com um aumento gradual da qualidade do

reservatório e da água contida no mesmo a leste.

Nos mapas dos níveis de 30, 35 e 40 metros, ocorre uma perda gradual de formações

argilosas devido aos valores absolutos de GR diminuírem com a profundidade, e valores abso-

lutos de DT aumentarem, bem como os de DIR. Há também um aumento em profundidade

bem signi�cativo na área e nos valores absolutos nos mapas de porosidade efetiva. No geral,

estes mapas estão caracterizados por um formato das curvas semelhante, onde a norte e

noroeste tem-se um incremento da argilosidade, enquanto que a leste há uma diminuição.

Pode-se perceber que o último mapa (40 metros) apresenta elevados valores de DIR, Rw e de

porosidade efetiva, o que leva a inferir que o reservatório pode alcançar melhores condições

a níveis inferiores.

Existem algumas localidades, contidas nos mapas de 10 metros e 20 metros, que apre-

sentam um baixo valor de GR ao mesmo tempo que apresentam um baixo valor de DIR.

Isto foi interpretado como locais que apresentam arenitos bem selecionados devido aos bai-

xos valores de radioatividade, porém, contendo águas mais salinizadas que provocaram uma

diminuição nos valores de DIR. Esta situação não está presente de modo signi�cativo devido

ao fato da área de estudo apresentar aquíferos de boas qualidades.

Generalizando, a interpretação conjunta dos mapas indica a região leste como provável

região destinada ao sucesso em futuros programas de exploração.

50

Os mapas mostrados no presente trabalho obtiveram uma boa correlação geral, prin-

cipalmente os mapas de GR, DIR e Rw. Como o sônico se altera de acordo com muitas

variáveis envolvidas, seria de se esperar que ele apresentasse uma variação com relação as

outras curvas. Como o mapa de porosidade efetiva é calculado utilizando-se dos valores

de tempo de trânsito, os mapas de porosidade efetiva também apresentaram uma variação

esperada.

Com este trabalho foi possível atestar e consolidar a importância das curvas dos per�s

geofísicos, principalmente as curvas de Raios Gama e Resistividade Profunda, que são os

per�s que estão sempre presentes em todos os programas que envolve a per�lagem geofísica de

poços. O GR, é devido a sua importância na discriminação litológia, e os per�s indutivos de

gerações posteriores ao ainda utilizado na água (DIR), tem seu uso em apoio a discriminaçaão

da litologia e também na avaliação do �uido intersticial da formação.

Devido ao fato dos mapas de porosidade efetiva apresentarem valores de porosidade

bastante elevados, neste trabalho, convém lembrar que a porosidade não foi um parâmetro

determinante na escolha das regiões onde se encontram reservatório mais limpos contendo

água de boa qualidade, nem determinante no descarte de regiões pouco favoráveis a explo-

ração.

Foi importante perceber que a aplicação de fórmulas e equações generalizadas não é a

melhor alternativa quando se deseja estudar uma área de estudo especí�ca, entretanto, em

vista dos dados escassos, deu-se preferência a uma equação (2.19) que contemplasse a área de

estudos em função dos parâmetros obtidos, tendo resultados bastante satisfatórios, re�etidos

dos mapas de resistividade da água de formação.

Agradecimentos

Agradeço, primeiramente e principalmente, à minha mãe, Virgínia das Graças Cunha

Santos, por ser a melhor mãe que alguém pudesse ter. Agradeço muito também ao meu pai,

Ulisses, pelo carinho e torcida sempre intensas, e a minha querida irmã Raissa, pela parceria,

apoio e paciência nos momentos de estudo. Á minha avó, Elza, pelo apoio e pelo exemplo de

mulher, e ao meu avô, Teté (in memoriam), por ter conhecido a pessoa mais leve do mundo.

Agradeço também meus tios e tias, primos e primas. Família, amo vocês.

Aos meus bichinhos e companheiros, Hugo e Farofa, amados intensamente.

Agradeço também aos meus amigos da faculdade, pelos estudos intensos e pelas risadas:

Curió, Mocita, Routo, Cavanha, Duzão e Manenti. Ao meu namorado, Caio, muito obrigada.

Você fez com que essa graduação fosse mais leve.

Ás minhas amigas de infância: Vena, Lai, Cela, Nan, Thay e Ludy. Um beijo carinhoso

para todas.

À FAPEX e à ANP-PRH 08 pelo incentivo na forma de bolsa de estudos. Ao Pro-

fessor Cícero da Paixão Pereira e ao Professor Hédison Kiuity Sato, pela coordenação da

bolsa de estudos. Aos professores componentes da banca examinadora, pela atenção e dis-

ponibilidade. À CERB e à Hydrolog Serviços de Per�lagem Ltda., por cederem os per�s

aqui apresentados. E, �nalmente, ao meu estimado orientador, Geraldo Girão Nery, pela

paciência, ensinamentos, incentivos e apoio.

Muito obrigada!

51

APÊNDICE A

Planilhas de Cálculos Interpretativos.

Neste apêndice, são mostradas 13 planilhas de cálculos interpretativos referentes à seção

3.4.

Figura A.1: Planilha de cálculos interpretativos referentes ao poço 01.

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