Perfilagem geofísica em poço aberto

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Geraldo Girão Nery
INCT-GP
Perfilagem Geofísica em Poço Aberto
Fundamentos básicos com ênfase em petróleo
Geraldo Girão Nery
Perfilagem Geofísica em Poço Aberto
Fundamentos básicos com ênfase em petróleo
Instituto Nacional de Ciência e Tecnologia
de Geofísica do Petróleo – INCT-GP/CNPq
Sociedade Brasileira de Geofísica – SBGf
Rio de Janeiro – RJ
2013
c©2013 Sociedade Brasileira de Geofísica (SBGf)
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Ficha Catalográfica elaborada pela Biblioteca do Observatório Nacional – ON
N454 Nery, Geraldo Girão
Perfilagem Geofísica em Poço Aberto - fundamentos
básicos com ênfase em petróleo. - Rio de Janeiro: SBGf,
2013.
222p.
ISBN: 978-85-88690-19-6
1. Perfilagem geofísica. 2. Geofísica de poço.
3. Petrofísica. I Título.
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Apresentação
Este livro é a primeira publicação conjunta entre a Sociedade Brasileira de Geofísica (SBGf)
e o Instituto Nacional de Ciência e Tecnologia de Geofísica do Petróleo (INCT-GP/CNPq).
O INCT-GP é um dos 122 projetos aprovados pelo CNPq como parte do Programa Institu-
tos Nacionais de Ciência e Tecnologia (INCT), lançado em julho de 2008 e conta com apoio
financeiro do CNPq, PETROBRAS e da Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Ní-
vel Superior (Capes/MEC). O INCT-GP reúne professores e pesquisadores de 5 universidades
brasileiras (UFBA, UFPA, UFRN, UNICAMP e UENF) que atuam na pesquisa e formação de
recursos humanos nas áreas de geofísica, geologia e engenharia de reservatórios.
O livro apresenta os fundamentos teóricos dos métodos de perfilagem geofísica de poços,
com ênfase na aplicação à exploração de petróleo e água subterrânea. A sua diagramação e
formatação foi feita com o sistema LATEX, utilizando equipamentos e recursos humanos do Centro
de Pesquisa em Geofísica e Geologia da Universidade Federal da Bahia (CPGG/UFBA).
O professor Girão possui vasta experiência na área, adquirida como geocientista da PETRO-
BRAS, consultor, empresário e como professor participante dos Programas de Pós-graduação
em Geofísica da UFPA e da UFBA e Curso de Graduação em Geofísica da UFBA, que contam
com o apoio de convênios da ANP e PETROBRAS para a formação de recursos humanos no
setor petróleo e gás.
5
6 Apresentação
Prefácio
Nascido e criado em Fortaleza, estudei em
escolas públicas e me formei em Engenharia
Agronômica. Entrei para a Petrobras, vim
para Salvador e em dois anos ela, com ajuda
de um bando de gringos, me transformou em
geólogo.
Fui designado para uma equipe de geologia
de superfície (TG-6) que mapeava o alto es-
trutural localizado entre as bacias de Sergipe-
Alagoas e as bacias baianas do Recôncavo, Tu-
cano e Jatobá. Em seguida fui designado para
a TG-7, para realizar idêntico trabalho no leste
e nordeste de Sergipe.
A vida era dura, andando a pé, de jipe, e
até em saveiro vazando água do Velho Chico.
Naquela época nós trabalhávamos 40 dias ma-
peando no campo e tínhamos 10 dias de folga,
em Maceió, sede do antigo Serdeste (Setor de
Exploração do Nordeste).
Longe dos familiares, sem a facilidade e ra-
pidez dos celulares atuais, passava as minhas
folgas em um hobby sofisticado, o radioama-
dorismo, a construir transmissores para emitir
e receber torpedos diários da família e notícias
da terrinha, a ocupar os macanudos conterrâ-
neos.
Um belo dia, fui abordado por meu chefe
a perguntar se eu estaria disposto a fazer um
curso de perfilagem, a ser dado por um alemão
da Schlumberger. Pedi mais informações e fui
esclarecido em rápidas palavras sobre o que era
aquilo. Como eu tinha algum conhecimento
prévio de eletricidade, ele achava que eu seria
bem sucedido.
Não sei se foi minha sorte ou meu azar. O
fato é que gostei bastante do assunto. Todavia,
levei o maior susto quando, tão logo retornei,
me deram a chave de um jipe e disseram: vá
perfilar um poço lá em Sergipe. Se vira. Só
para chegar à locação devo ter gastado umas 12
horas naquelas estradas de barro esburacadas
e a travessia de balsa. Asfalto, só até a saída
do aeroporto de Maceió.
Lá chegando, o geólogo do poço apertou mi-
nha mão, entregou-me as pastas do poço em
perfuração e as pastas dos poços de correlação,
disse-me “tchau e benção”. Sumiu. Fiquei sozi-
nho a pensar no que havia me metido. Quanto
maior a dificuldade, maior a glória. Arregacei
as mangas e fui à luta, companheiro.
Passamos a noite acordados, eu e minha ré-
gua de cálculo (sim, as máquinas de calcular só
viriam muito depois, e os laptops então. . . ),
olhando aquelas fitas de papel com mais de
1000 m de poço, cheias de, ainda, garatujas
para mim. Não teve uma só baixa radioativi-
dade e uma só deflexão do SP da qual eu não
tivesse calculado a saturação em água, usando
a velha equação de Archie.
O peso da responsabilidade era grande, por-
que naquele tempo o geólogo era quem re-
comendava a completação ou o abandono do
poço. Mesmo tremendo nas bases, decidi
abandoná-lo. Entreguei ao pusher os interva-
los de tampão de abandono e, sonolento ainda,
voltei. Ao retornar a Maceió, só respirei alivi-
ado quando concordaram com o que eu havia
feito.
O tempo foi passando, eu sempre acompa-
nhando perfilagens e interpretando. As perfi-
lagens, coincidentemente, sempre ocorrem nos
7
8 Prefácio
feriados, finais de semana e à noite. As fer-
ramentas de então eram analógicas, cheias de
válvulas, fios e painéis e apresentavam bastan-
tes problemas.
Nas plataformas, as perfilagens duravam se-
manas e não noites. Frequentemente, esperá-
vamos horas, ou dias a fio, para que uma fer-
ramenta fosse substituída, vinda de lanchas ou
rebocador. Helicóptero, só muito depois. Tí-
nhamos que subir em cestas ou pular da lancha
para os navios tenders, no balanço das ondas.
Tudo era juventude e entusiasmo.
Feriados, natais e carnavais, quase sempre
embarcado à espera de uma ferramenta para
a substituição de uma que não funcionara a
contento, ou à espera de que fosse feito o re-
condicionamento da lama após eventuais kicks,
como em Caioba.
Certo dia, pensei: “Por que não ensinar aos
geólogos de poço como acompanhar e interpre-
tar perfis?” Peguei um deles à unha, como pri-
meira cobaia. Sentados lado a lado à minha
mesa, comecei a mostrá-lo como as curvas se
comportavam e o que deveria ser feito. Não é
que deu certo?!
Comecei com um recém-formado e, quando
me dei conta, eram mais de 10, que chegavam
anualmente a Aracaju, para onde a sede havia
se deslocado após a descoberta de Carmópolis,
em Sergipe. Foram várias turmas em sala, com
cuspe e giz, transparências, provinhas e tudo o
mais que um professor tinha direito.
Noutro dia, vi-me designado para ensinar
geólogos antigos, em Salvador, no que se de-
nominava, à época, de curso de atualização de
técnicas exploratórias (Catepe), no setor de en-
sino da Bahia (Senba), precursor da atual Uni-
versidade Petrobras.
Fui acumulando experiência, de tal sorte que
acabei deixando o que hoje se denomina E &
P e passei para RH, transferido de vez para o
Senba.
Foi bom e foi ruim. Bom, porque estava re-
alizando aquilo que aprendera a gostar - ensi-nar. Ruim, porque perdi o contato direto com
o pessoal da E & P.
Houve uma época em que o setor de geolo-
gia do Senba foi desativado e transferido, com
todo o acervo, inclusive professores, para o Rio
de Janeiro. Como nunca me agradou traba-
lhar no Rio - eu sempre dizia que o lugar mais
longe de Fortaleza para mim seria Salvador -,
fiquei. Porém, para ficar eu teria que acumu-
lar a cadeira de geologia de petróleo, além da
de perfilagem, para os engenheiros dos cursos
de perfuração, produção, química, etc., o que
aparecesse. Topei.
Para me atualizar com as novidades em ge-
ologia, fiz mestrado na UFBA. Foi uma ótima
ideia.
Ensinar a engenheiros me fez bem, porque
eles me desafiavam com seus raciocínios ana-
líticos. Como geólogo fui treinado em raciocí-
nio lógico, comparativo, e a contemplar o meio
ambiente para dele deduzir coisas do tipo - o
presente é a chave do passado.
E topei, mais ainda, quando a Petrobras co-
meçou seus convênios com a UFBA, com a
UFOP, com a UFPA e com a Universidade
Agostinho Neto (Angola). Dei minha modesta
contribuição a todas elas, e continuo a dar.
A vida acadêmica me fez bem. Antes, ain-
da na Petrobras, eu lidava com profissionais
recém-formados, portanto empregados, todos
bem vestidos e adequadamente comportados.
Os bancos escolares e as brincadeiras estavam
fora daquele ambiente de trabalho. Eles ti-
nham que dar duro, porquanto ao concluírem o
curso de pós-graduação em petróleo, a empresa
lhes cobraria os gastos feitos com eles durante
aquele ano.
Nas universidades os alunos são jovens. A
maioria recém-saída da adolescência e um tan-
to irreverente, mas alegres, usa bermudas, ca-
misetas, sandálias, ainda sem imaginar o que
lhe espera lá fora.
Aposentado da Petrobras, não parei e conti-
nuei a pedalar a bicicleta da vida. Tornei-me
Prefácio 9
empresário da água subterrânea. Sai do preto
para o branco, a lidar com as mesmas linhas e
traçados caóticos que nos conduzem aos misté-
rios da perfilagem.
Esta modesta contribuição é para todos
aqueles que, bem ou mal, aprenderam junto
comigo, em salas de aula, em palestras, em
congressos ou onde quer que nosso amigo per-
fil geofísico estivesse sendo discutido. A eles a
minha homenagem e a minha gratidão, o meu
carinho e o meu muito obrigado pela paciência
que tiveram ao me escutar e ler.
Aos geólogos Rui Gomes da Silva e Walter
Ohofugi, durante muito tempo companheiros
de luta e aprendizado, o meu abraço cordial.
Sem o incentivo, a paciência e a ajuda dos
professores Hédison Sato, Milton Porsani, Oli-
var Lima e da graduanda Odette Aragão, este
livro não teria se concretizado.
Os agradecimentos finais vão para a Petro-
bras que me deu oportunidades, as quais tenho
certeza que correspondi plenamente; à Cerb
que por meio da Hydrolog cedeu exemplos de
perfis; aos demais patrocinadores; e, em es-
pecial ao INCT-GP/CNPq, que me incentivou
neste despretensioso livro, que nada mais é do
que uma coletânea de tudo aquilo que fui acu-
mulando – grande parte de domínio público –
ao longo dos meus 50 anos de vida profissional
e 40 de ensino.
Uma homenagem final a Gesualdo, Dalva,
Francisco, Joaninha, Oséas, Rita, Simone, Mô-
nica, Márcio e Mauro, presenças constantes em
todos os meus dias.
Salvador, setembro de 2012
10 Prefácio
Sumário
Apresentação 5
Prefácio 7
Sumário 11
Lista de Figuras 19
Lista de Tabelas 23
1 Introdução 25
1.1 O Que é Perfil Geofísico de Poço? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
1.2 Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
1.3 Correspondência entre os Registros e as Propriedades das Rochas . . . . . . . . . . 29
1.4 Aplicação dos Perfis Geofísicos em Poço Aberto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
1.5 Utilização dos Perfis Geofísicos no Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
1.6 O Meio Ambiente de uma Ferramenta de Perfilagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
1.6.1 Pressões em Subsuperfície . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
1.6.2 Fluido de Perfuração (Lama) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
1.6.3 Invasão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
1.6.4 Reboco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
1.6.5 Geometria do Poço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
1.6.6 Volume da Lama ou Diâmetro do Poço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
1.6.7 Zoneamento Fluido Circunvizinho às Paredes do Poço . . . . . . . . . . . . . 35
1.6.8 Zoneamento Fluido em Função do Tipo de Lama . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
1.6.9 Salinidade ou Resistividade da Lama . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
1.7 Uma Operação de Perfilagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
11
12 Sumário
1.8 A Malha Gráfica API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
1.9 Apresentação Final de um Perfil de Poço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
1.9.1 Formatos dos Arquivos Digitalizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
1.10 Vantagens dos Perfis de Poços . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
1.11 Desvantagens dos Perfis de Poços . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
1.12 Principais Tipos de Perfis Geofísicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
1.13 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
2 Propriedades Fundamentais das Rochas 45
2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
2.2 Lei das Misturas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
2.3 Teoria da Unicidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
2.4 Porosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
2.5 Permeabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
2.6 Propriedades Petrofísicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
2.6.1 Propriedades Elétricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
2.7 Propriedades Acústicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
2.7.1 Propriedades Radioativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
2.8 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
3 Perfil de Raios Gama 63
3.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
3.2 Energia e Características Físicas das Radiações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
3.3 Absorção dos Raios Gama pela Matéria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.4 Deposição dos Radioelementos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
3.4.1 Rochas Radioativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
3.5 Princípio de Medição do Perfil de Raios Gama . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
3.6 Fatores que Afetam as Leituras dos Perfis de Raios Gama . . . . . . . . . . . . . . . . 67
3.6.1 Calibração de uma Ferramenta de Raios Gama. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
3.7 Interpretação do Perfil de Raios Gama Convencional - GR . . . . . . . . . . . . . . . . 69
3.7.1 Interpretação Qualitativa do Perfil Exemplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
3.7.2 Interpretação Quantitativa do Perfil Exemplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
3.8 Resumo do Perfil de Raios Gama Convencional (GR ou RG) . . . . . . . . . . . . . . 72
3.9 Raios Gama de Espectrometria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
3.10 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Sumário 13
4 Perfil do Potencial Espontâneo 77
4.1 Potenciais Naturais em um Poço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
4.1.1 Potencial Eletrocinético - Ek . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
4.1.2 Potencial de Junção de Líquidos - Ej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
4.1.3 Potencial de Membrana - Em . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
4.2 Potencial Espontâneo Estático - SSP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
4.3 Efeitos Ambientais sobre a Curva do SP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.3.1 Fatores que Afetam o Formato da Curva do SP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
4.4 Qualidade da Curva do SP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.5 Interpretação da Curva do SP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.5.1 Leituras no Perfil Exemplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
4.5.2 Arquivos Digitalizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
4.6 Interpretação da Curva do SP na Presença de Sais Bivalentes . . . . . . . . . . . . . 86
4.7 Resumo da Curva do SP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
4.8 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
5 Perfis com Eletrodos Galvânicos 91
5.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
5.2 Eletrodo em um Meio Homogêneo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
5.3 Tipos de Perfis com Eletrodos Galvânicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
5.3.1 Sistemas Monoeletrodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
5.3.2 Sistemas Multieletrodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
5.4 Principais Sistemas Multieletrodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
5.4.1 Limitações dos Multieletrodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
5.4.2 Principais Usos dos Multieletrodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
5.4.3 Resumo do Macro Perfil Elétrico Convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
5.5 Sistemas Elétricos Focalizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
5.5.1 Focalização da Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
5.5.2 Princípio da Medição dos Macros Lateroperfis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
5.5.3 Usos dos Lateroperfis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
5.6 Perfis de Micro Resistividades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
5.6.1 Micro Perfil Elétrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
5.6.2 Limitações do Microperfil Elétrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
5.6.3 Interpretação Qualitativa do Micro Perfil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
14 Sumário
5.6.4 Apresentação do Micro Perfil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
5.6.5 Micro Lateroperfil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
5.6.6 Proximidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
5.6.7 Apresentação do Proximidade e Micro Lateroperfil . . . . . . . . . . . . . . . . 104
5.6.8 Micro Esférica Focalizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
5.6.9 Resumo das Condições Ideais dos Perfis de Rxo (MLL, PL, MSFL) . . 105
5.6.10 Utilização Prática da Rxo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
5.6.11 Resumo das Ferramentas de Microrresistividade ou de Rxo . . . . . . . . . 109
5.7 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111
6 Perfis de Indução 113
6.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
6.2 Base Teórica do Perfil de Indução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
6.2.1 Princípio de Funcionamento da Ferramenta de Indução . . . . . . . . . . . . 114
6.2.2 A Ferramenta de Indução Convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
6.2.3 Calibração da Ferramenta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116
6.3 Teoria do Fator Geométrico de Doll . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116
6.3.1 Fator Geométrico Radial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117
6.3.2 Fator Geométrico Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118
6.4 Teoria de Moran & Kunz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118
6.4.1 Doll vs Moran & Kunz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
6.5 Interpretação do Perfil de Indução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
6.5.1 Erro Ferramental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
6.6 Limitações do Perfil de Indução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
6.6.1 Principais Usos do Perfil de Indução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
6.7 Ferramentas Indutivas Atuais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
6.8 Resumo dos Perfis de Indução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
6.9 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125
Sumário 15
7 Perfil Sônico 127
7.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127
7.2 Princípio da Medição do Tempo de Trânsito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127
7.2.1 Parâmetros Acústicos Mensuráveis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129
7.3 O Sônico como Determinante da Porosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129
7.3.1 Efeito da Ausência de Compactação sobre φs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130
7.3.2 Efeito da Porosidade Secundária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132
7.3.3 Efeito da Matriz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132
7.3.4 Efeito da Argilosidade (Vsh) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
7.3.5 Efeito do Hidrocarboneto (∆thc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
7.3.6 Problemas Operacionais e Imprecisões das Leituras de φs . . . . . . . . . . . 135
7.3.7 Integração do Tempo de Trânsito (Travel Time Integrator) . . . . . . . . . 136
7.3.8 Equação de Raymer, Hunt & Gardner (1980) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
7.4 Ondas Cisalhantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138
7.5 Resumo do Perfil Sônico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138
7.6 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140
8 Perfil de Densidade 141
8.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141
8.2 Princípio do Perfil de Densidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142
8.3 Definição de Densidade Eletrônica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
8.4 A Ferramenta Densidade Compensada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
8.5 Interpretação do Perfil de Densidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
8.5.1 Efeito da Lama/Reboco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147
8.5.2 Efeito dos Hidrocarbonetos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
8.5.3 Efeito da Argilosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149
8.6 Apresentação do Perfil de Densidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149
8.7 Perfil Litodensidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150
8.8 Resumo do Densidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
8.9 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
16 Sumário
9 Perfis Neutrônicos 153
9.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153
9.2 Propriedades dos Nêutrons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153
9.3 Fontes de Nêutrons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153
9.4 Interação dos Nêutrons com a Matéria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154
9.4.1 Colisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155
9.4.2 Amortecimento ou Espalhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156
9.4.3 Termalização . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
9.4.4 Captura (ou Absorção) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
9.4.5 Absorvedores de Nêutrons Termais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160
9.5 Princípio das Ferramentas Neutrônicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161
9.5.1 Neutrônico Omnidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162
9.5.2 Neutrônico Epitermal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162
9.5.3 Neutrônico Termal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163
9.5.4 Duplo Neutrônico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163
9.6 Apresentação dos Perfis Neutrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164
9.7 Interpretação dos Perfis Neutrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164
9.8 Usos dos Perfis Neutrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166
9.9 Resumo dos Perfis Neutrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166
9.10 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167
10 Interpretação dos Perfis Geofísicos 1 169
10.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169
10.1.1 Cuidados com os Analógicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171
10.2 Interpretação Qualitativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172
10.2.1 Métodos Quick Looks de Interpretação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173
10.3 Interpretação Quantitativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175
10.3.1 Dados que Devem ser observados a priori nos Cabeçalhos dos Perfis . 175
10.3.2 Critérios para a Realização das Leituras nos Perfis Analógicos . . . . . . 176
10.3.3 Parametrização das Equações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176
10.4 Interpretação Avançada dos Perfis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178
10.4.1 Determinação da Litologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179
10.5 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183
Sumário 17
11 Interpretação dos Perfis Geofísicos 2 185
11.1 A Argilosidade (Vsh) e os Perfis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185
11.1.1 Efeito Vsh sobre os Perfis de Resistividade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
11.1.2 Efeito Vsh sobre os Perfis de Porosidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187
11.2 Principais Indicadores de Vsh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188
11.3 Os Hidrocarbonetos e os Perfis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190
11.3.1 Efeito dos Hidrocarbonetos sobre o Densidade . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . 192
11.3.2 Efeito dos Hidrocarbonetos sobre os Neutrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192
11.3.3 Visualização dos Efeitos dos Hidrocarbonetos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193
11.3.4 Gráfico da ASA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194
11.3.5 Algoritmos do Gráfico φD × φN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195
11.3.6 Algoritmos do Gráfico da Asa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198
11.4 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
12 Interpretação dos Perfis Geofísicos 3 201
12.1 A Condutividade das Rochas Argilosas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201
12.2 Equações Conceituais e Empíricas para as Rochas Argilosas . . . . . . . . . . . . . . . 202
12.3 Interpretação Usando Planilhas de Cálculos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206
12.4 Passos Sequenciais de uma Planilha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207
12.4.1 Esclarecimentos importantes sobre o procedimento . . . . . . . . . . . . . . . . 208
12.5 Cálculo do Net Pay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209
12.6 Hidrocarbonetos em Reservatórios com Água Doce . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209
12.7 Uso dos Perfis na Água Subterrânea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210
12.7.1 Exemplo de um Caso de Contaminação de Aquíferos . . . . . . . . . . . . . . . 212
12.8 Questionário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213
Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
Símbolos 217
Currículo 221
18 Sumário
Lista de Figuras
1.1 Exemplo de rebocos de fluidos. Adaptada de Reid (2000). . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
1.2 Zoneamento Fluido Radial ao Poço. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
1.3 Perfis de invasão para um fluido de perfuração a base de água. Adaptada de
Glover (2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
1.4 Perfis de invasão para um fluido de perfuração a base de óleo. Adaptada de
Glover (2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
1.5 Unidade de Perfilagem - Caminhão Laboratório. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
1.6 Componentes principais para uma operação de perfilagem geofísica. . . . . . . . . 38
1.7 Curvas de perfis inscritas em malha tipo API. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.1 Modelo geológico de rocha porosa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
2.2 Comportamento esquemático das condutividades em rocha limpa e argilosa.
Adaptada de Worthington (1985). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
2.3 Gráfico de Waxman & Smits (1968) usando dados de Hill & Milburn (1956). 56
3.1 Correlação entre uma curva de raios gama e seus fotogramas. . . . . . . . . . . . . . . 63
3.2 Exemplo de perfil composto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
3.3 Definição de ambientes sedimentares com o uso do perfil de Raios Gama (adap-
tada de Glover, 2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
3.4 Compilação de equações não lineares de argilosidade e seus respectivos autores. 71
3.5 Curvas Raios Gama em área altamente radioativa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
3.6 Curvas de Raios Gama em poço aberto (OH) e após revestido em aço (CH). . 73
3.7 Gráfico para escolha do GRmax e GRmin do poço 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
3.8 Gráfico para escolha do GRmax e GRmin do poço 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
3.9 Gráfico para escolha do GRmax e GRmin do poço 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
4.1 Curvas do SP obtidas em um mesmo poço e em datas distintas. . . . . . . . . . . . 79
19
20 Lista de Figuras
4.2 Atividade do Na+ versus resistividade das soluções de NaCl (Schlumberger,
1989). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
4.3 O SP é a medida entre o eletrodo móvel e um fixo na superfície (SP = irm)
(Adaptada de Hallenburg, 1983). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.4 Perfil SP exemplo para cálculo do Rw. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
5.1 Princípio da medição do perfil elétrico. A é o eletrodo de corrente e B, o de
retorno (Guyod, 1944). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
5.2 Esferas equipotenciais vizinhas a um eletrodo em meio homogêneo e isotrópico. 93
5.3 Arranjo dos eletrodos dos Sistemas Normais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
5.4 Arranjo dos eletrodos do Sistema Lateral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95
5.5 Exemplo de Perfil Elétrico Multieletrodo Convencional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
5.6 Arranjo de eletrodos cilíndricos LL-3 (Schlumberger, 1989). . . . . . . . . . . . . . . . 99
5.7 Arranjo de eletrodos do Duplo Lateroperfil (Schlumberger, 1989). . . . . . . . . . . 99
5.8 Esquema do Micro Perfil Elétrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
5.9 Exemplo de Micro Perfil elétrico com Cáliper de dois braços. . . . . . . . . . . . . . . 103
5.10 Patins das ferramentas do Micro Lateroperfil e Proximidade. Adaptada de
Glover (2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
5.11 Patim da ferramenta Micro Esférica Focalizada (Schlumberger, 1989). . . . . . . 105
5.12 Modelo do MOP mostrando uma camada permoporosa antes e após a invasão. 106
6.1 Diferenças de fases observadas em um sistema de bobinas do perfil de Indução.
Adaptada de Serra (1984). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
6.2 Arranjo de bobinas 6FF40 coaxiais ao poço (Dresser-Atlas, 1973). . . . . . . . . . . 115
6.3 Posicionamento espacial de anéis condutores em relação a duas bobinas. . . . . 118
6.4 Exemplo de Perfil de Indução. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
7.1 Trem de ondas no osciloscópio do Sônico e suas aplicações petrofísicas. . . . . . 128
7.2 Esquema de uma ferramenta sônica com um Transmissor e dois Receptores. . 128
7.3 Exemplo de corpos de folhelhos não compactados com ∆tsh > 100 µs/pé. . . 131
7.4 Modelo teórico de uma mistura de duas matrizes e água. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132
7.5 Modelo clássico das porosidades total e efetiva. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
7.6 Modelo de uma camada limpa portadora de óleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134
7.7 Perfil Sônico BHC mostrando o resultado da integração do tempo (ITT), à
esquerda da segunda faixa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136
8.1 Uma fonte de 0,662 MeV tem como limite mínimo de energia defletida
0,288 MeV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142
Lista de Figuras 21
8.2 Transformada do perfil de densidadeρe = 1,0704ρeLS − 0,1883 (Schlumberger,
1985). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144
8.3 Carta para correção do Efeito Z/A (Schlumberger, 1985). . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
8.4 Ferramenta do Densidade Compensada pelo efeito do poço. Adaptada de Sch-
lumberger, 1985. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
8.5 Porcentual da informação da densidade compensada com a distância da parede
do poço. Adaptada de Glover, 2007. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
8.6 Exemplo de perfil de Densidade Compensada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
8.7 O gráfico Spine & Ribs mostra o efeito dos rebocos leves ou pesados (Schlum-
berger, 1985). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147
9.1 Zoneamento energético dos nêutrons após a saída de uma fonte omnidirecional. 158
9.2 A diminuição da concentração de nêutrons termais independe da porosidade da
rocha. Adaptada de Ellis (1987). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160
9.3 Comparação entre as porosidades sônica, densidade e neutrônica, em zona com
água. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165
9.4 Zona com HC e água de acordo com as curvas do perfil de Densidade e do
Neutrônico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165
10.1 Variação da qualidade das curvas com o tempo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172
10.2 Exemplo de dois intervalos com alta resistividade intercalados por folhelhos de
diferentes propriedades radioativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173
10.3 Gráfico para escolha dos parâmetros GRmax e GRmin, usando o perfil da Figura
9.4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177
10.4 Gráfico para escolha dos parâmetros dos folhelhos (φDsh, φNsh), usando o perfil
da Figura 9.4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178
10.5 Geometria dos ambientes sedimentares para definição exploratória. Adaptada
de Bjorlykke, 1989. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178
10.6 Curva de Raios Gama e os ambientes deposicionais. Adaptada de Glover (2007). 179
10.7 Exemplo do Hingle plot para definição de parâmetros litológicos. . . . . . . . . . . . 180
10.8 Exemplo de gráfico da Schlumberger para definição da porosidade e da litologia. 181
10.9 Poço em minério de ferro, com eletrofácies modeladas segundo o método do
KNN (Soares et al, 2009). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
11.1 Distribuição dos três tipos de folhelhos dentro do modelo de rocha da perfila-
gem. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185
11.2 Gráfico φD vs φN mostrando o comportamento dos três tipos de folhelhos em
relação à porosidade (Schlumberger, 1985). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
22 Lista de Figuras
11.3 Duas camadas de águas (livre e adsorvida) dão origem à condução em paralelo
em uma rocha arenoargilosa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
11.4 Modelo de rocha com folhelho interlaminado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187
11.5 Definição de φ e Vsh conforme os laboratórios e perfis Densidade e Neutrônicos
(adaptado de Eslinger & Pevear, 1988). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188
11.6 Confecção de um gráfico φD × φN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
11.7 Modelo de rocha limpa com hidrocarboneto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192
11.8 Perfil RG/Densidade/Neutrônico, mostrando o comportamento de camadas
com folhelhos (φNsh < φDsh), água ou óleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193
11.9 Gráfico da asa para a interpretação dos perfis. Adaptado da Schlumberger
(1973). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194
11.10 Definição das retas traçadas no gráfico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196
11.11 Dedução da Equação da porosidade Gaymard. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198
12.1 Gráfico da tendência convexa das areias argilosas (Lima et al, 2005). . . . . . . . 201
12.2 Modelo unitário de Poupon, Loy & Tixier (1954). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203
12.3 Amplitude de uso das equações de Sw (Adaptado de Worthington, 1995). . . . 205
12.4 Comparação entre dois modelos de equação de Sw (Ramos, 1990). . . . . . . . . . 206
12.5 Intervalos de interesse e seus parâmetros para o cálculo do Net Pay. . . . . . . . . 209
12.6 Perfil de aquisição (esquerda) e computado (direita) para orientação da escolha
de profundidades ideais para a colocação de filtros (cortesia Cerb/Hydrolog). 212
12.7 Pluma contaminante (Palma, 2004). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213
12.8 Determinação do parâmetro cutoff de Sw (Mendes, 2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
12.9 Determinação do parâmetro cutoff de Vsh (Mendes, 2007). . . . . . . . . . . . . . . . . 214
12.10 Determinação do parâmetro cutoff de φ (Mendes, 2007). . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
Lista de Tabelas
1.1 Exemplo de cálculo do VOR. Dados estimados de A, h, φ e Sw, considerando-se
Bo = 1,3 e FR = 25 %. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
1.2 Exemplo de arquivo LAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
1.3 Análises hidroquímicas das águas de um poço no tempo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
2.1 A Lei das Misturas aplicada a uma combinação de quatro minerais volumetri-
camente distintos resulta em quatro respostas físicas idênticas (densidades) a
gerar ambiguidades interpretativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
2.2 Valores laboratoriais petrofísicos para vários tipos litoambientais (Elias et al,
2000). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
2.3 Contribuição relativa dos três principais elementos radioativos naturais em um
fluxo radioativo (Adams & Weaver, 1958). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
4.1 Planilha para cálculo do RwSP, preenchida com o dado digitalizado do SP.
Acima os parâmetros (constantes) e abaixo, os dados (leituras e resultados). . 87
5.1 Cálculos efetuados com a Equação 5.11 mostram que existe uma diferença de
apenas 8,3V (90%) entre o eletrodo e uma esfera equipotencial localizada no
infinito elétrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
5.2 Condições ideais para a obtenção de Rxo, com as ferramentas MLL, PL e MSFL
(dados extraídos de Schlumberger (1984). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
6.1 Cálculo do erro de uma ferramenta indutiva, de primeira geração. . . . . . . . . . . 121
6.2 Cálculo do erro de uma ferramenta indutiva, de última geração. . . . . . . . . . . . 121
7.1 Diferenças entre as resoluções do Sônico e a Sísmica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
8.1 Valores da constante C para os elementos mais comuns das rochas sedimentares(Schlumberger, 1985). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
8.2 Comparação entre as densidades de laboratório (ρLAB), eletrônica (ρe) e a re-
gistrada no perfil de Densidade (ρperfil) (Schlumberger, 1985). . . . . . . . . . . . . . 144
23
24 Lista de Tabelas
9.1 Características dos principais componentes do átomo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154
9.2 Interação dos nêutrons com alguns elementos das rochas, de acordo com a sua
secção eficaz de espalhamento e captura. Adaptada da Schlumberger, 1973. . 158
9.3 Espectro de emissão dos raios gama de captura para alguns elementos das
rochas (Schlumberger, 1973). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
9.4 Tipos de ferramentas neutrônicas, de acordo com suas detecções. . . . . . . . . . . 161
10.1 Usos e problemas dos principais perfis para uma interpretação básica na indús-
tria do petróleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170
10.2 Planilha de cálculos para o método do RwA Mínimo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175
11.1 Principais indicadores de argilosidade obtidos com dados dos perfis. . . . . . . . . 191
Capítulo 1
Introdução
A perfuração constitui-se na última etapa da
prospecção de um poço tubular, quer para hi-
drocarbonetos, água subterrânea, minerais, ge-
otecnia ou estudos ambientais.
Não obstante os avançados métodos geofísi-
cos e geológicos atuais poderem mapear e suge-
rir as mais promissoras das locações, somente a
perfuração do poço revelará se os prognósticos
serão ou não confirmados.
Muitas vezes, durante a própria perfura-
ção, torna-se difícil a constatação do potencial
do bem prospectado de acordo com o projeto
construtivo do poço. Faz-se necessário iden-
tificar os vários tipos de rochas perfuradas e
avaliar o significado comercial destas. Os re-
sultados obtidos por meio destes procedimen-
tos constituem o que se denomina, na indústria
do petróleo, de avaliação de uma formação.
Para que uma avaliação seja realista, ela
deve ser iniciada desde os primeiros metros per-
furados do poço e obedecer a duas etapas dis-
tintas:
1. Avaliação Exploratória ou Geológica - sub-
dividida em duas etapas. A primeira de-
las, durante a execução da operação de
perfuração, pela análise e estudo:
(a) dos fragmentos triturados pela broca
(amostras descontínuas ou de calha);
(b) dos eventuais testemunhos (amostras
contínuas obtidas com ferramentas
específicas de perfuração);
(c) das ocorrências de extravasões (kicks
ou blowouts) de fluidos intersticiais
das camadas perfuradas;
(d) das anomalias observadas em detec-
tores de gás; e
(e) dos eventuais perfis geofísicos reali-
zados durante a própria operação de
perfuração do poço (Measure e Log-
ging While Drilling - MWD e LWD).
A segunda etapa da avaliação explorató-
ria é aquela realizada após o término da
perfuração de cada fase do poço (antes de
ser revestido ou completado, estando, por-
tanto, ainda em aberto), pela análise e es-
tudo:
(a) da perfilagem geofísica elétrica, acús-
tica e/ou radioativa;
(b) dos testes de formação (completação
provisória);
(c) dos testes de formação a cabo; e,
(d) das amostras laterais (pequenos tes-
temunhos perpendiculares à parede
do poço).
25
26 Capítulo 1. Introdução
2. Avaliação Explotatória ou de Produção -
realizada após o poço ter sido considerado
de interesse pela avaliação exploratória e
completado (ou revestido), pela análise e
estudo:
(a) dos perfis geofísicos específicos para
poços já revestidos; e,
(b) dos testes de produção (ou de longa
duração).
Na indústria do petróleo, os métodos de ava-
liação exploratória, em poço aberto (sem reves-
timento), baseiam-se na perfilagem geofísica
(também denominada Wireline - WL) e nos
testes de formação. Um poço pode ser comple-
tado sem ter sido executado nele um só teste de
formação. Todavia, nenhum poço para produ-
ção de petróleo jamais será completado ou re-
vestido sem que tenha sido perfilado enquanto
ainda em aberto.
Existe, há décadas, na indústria petrolí-
fera, uma tecnologia denominadaMeasurement
While Drilling - MWD, na qual suas ferramen-
tas fazem parte integrante da coluna de perfu-
ração. Seus sensores transmitem, em tempo
real, para a superfície, dados de pressão, tor-
que, velocidade da perfuração, etc., por meio
de pulsos de radiofrequência na lama (fluido
usado para auxiliar a perfuração) ou técnicas
assemelhadas, para que se possa fazer um per-
feito acompanhamento da operação de perfu-
ração.
Posteriormente, esse sistema de telemetria
mostrou a possibilidade de se poder acoplar
sensores elétricos, acústicos, radioativos, etc.,
para realizar avaliações petrofísicas, de modo
a minimizar os potenciais problemas causados
por invasões fluidas prejudiciais aos parâme-
tros a avaliar. Foram, então, desenvolvidas as
ferramentas de Logging While Drilling - LWD,
que visavam originalmente substituir, parcial
ou totalmente, as operações de perfilagem ge-
ofísica (WL) em poço aberto. Tais ferramen-
tas suportam ambientes hostis aos perfis WL e
permitem a tomada de decisões sem que a per-
furação seja paralisada. Devido ao fato de a
perfilagem LWD ser realizada ao mesmo tempo
que a operação de perfuração, seus perfis so-
frem menos os efeitos da invasão do filtrado da
lama.
Com o sucessivo avanço tecnológico e a acei-
tação dos resultados pela indústria, o LWD
passou a ser largamente usado, principalmente,
nos poços de alto ângulo ou horizontais, bem
como naqueles verticais de alto custos e ris-
cos empresariais, onde haja a necessidade de
prévia avaliação do reservatório ou tomada de
decisão para redirecionamento.
Todos os perfis usados em poço aberto (WL)
estão disponíveis em LWD, sendo que alguns
deles foram desenvolvidos somente para tal sis-
tema.
Na indústria da água, os métodos de ava-
liação exploratória baseiam-se, na maioria das
vezes, no estudo das amostras de calha e, even-
tualmente, na perfilagem geofísica. Por outro
lado, na avaliação explotatória, sempre nos tes-
tes de produção ou de bombeamento.
Na indústria da mineração, onde as rochas
são desprovidas de permoporosidade (rochas
cristalinas), os perfis são usados para o ajudar
no posicionamento dos filtros em locais prefe-
renciais fraturados e com alta vazão, com a fi-
nalidade de rebaixar o nível freático e permitir
o aprofundamento das minas.
Programas estatísticos capazes de proporci-
onarem definições eletrofaciais estão disponí-
veis, hoje em dia, para melhorar a fase explo-
ratória da mineração.
1.1 O Que é Perfil Geofísico de
Poço?
Em um afloramento observam-se várias ca-
racterísticas das rochas: cores, fósseis, litolo-
gias, texturas e estruturas sedimentares, com
1.1. O Que é Perfil Geofísico de Poço? 27
as quais se definem paleocorrentes e ambientes
sedimentares. Com tais informações pode-se
inferir a geometria dos corpos sedimentares e
proporcionar base geológica para uma bem su-
cedida exploração mineral.
Ao se perfurar um poço tubular para água,
petróleo, mineral, estudo ambiental, geotecnia,
etc., as rochas, trituradas pela ação da broca,
esfarelam-se em pequenos fragmentos denomi-
nados de amostras de calha ou de perfuração.
As amostras de calha, consideradas como o
primeiro passo da avaliação, devem ser criteri-
osamente coletadas em intervalos de profundi-
dade estabelecidos pelo projeto de construção
do poço, para registro estratigráfico e/ou auxí-
lio na avaliação final.
Alguns tipos de perfis geológicos são confec-
cionados manualmente durante a própria ope-
ração de perfuração, com base nas amostras de
calha. Dados da granulometria, da litologia e
da ocorrência de indícios de hidrocarbonetos,
entre outros, são registrados.
A depender da profundidade e das variá-
veis hidrodinâmicas do fluido de perfuração
(propriedades tixotrópicas, pressão de bom-
beio, etc.), podem ocorrer desmoronamentos
acima da profundidade da broca, de modo que
as amostras de calha não correspondemexata-
mente às profundidades referidas pelo sonda-
dor.
Para uma perfeita coerência das litologias
atravessadas com suas respectivas profundida-
des, operações bastante onerosas e demoradas
de testemunhagem se fazem necessárias.
As rochas podem ser identificadas em função
de suas propriedades elétricas (condutividade,
polarização induzida, constante dielétrica ou
potencial eletroquímico natural, etc.), acústi-
cas (velocidade de propagação de ondas elásti-
cas compressionais ou cisalhantes, em relação
a intervalos verticais das rochas), radioativas
(naturais ou induzidas), mecânicas, térmicas,
etc.
Para a obtenção de tais propriedades, um ou
mais sensores são deslocados dentro do poço,
por meio de um cabo elétrico, resultando em
um registro contínuo com a profundidade.
No passado, denominava-se, genericamente,
perfil elétrico todo e qualquer perfil, indepen-
dentemente da propriedade registrada. Entre-
tanto, o ideal é dizer-se perfil geofísico elétrico,
acústico, radioativo, mecânico, térmico, etc.,
de acordo com o que nele seja registrado.
Por definição, perfil geofísico é a representa-
ção gráfica entre as profundidades e as proprie-
dades petrofísicas das rochas atravessadas por
um poço.
Para o tipo de precisão desejada, os cabos de
perfilagem são calibrados e monitorados den-
tro de um limite máximo de erro da ordem de
1/1000 m. Deste modo, o intérprete de perfis
tem a certeza de que seus cálculos quantitati-
vos, necessários para a avaliação da potencia-
lidade comercial de um poço, correspondem às
profundidades registradas.
São citadas, a seguir, algumas diferenças en-
tre os perfis manuais e os geofísicos:
1. Um perfil litológico manual (confeccio-
nado com as amostras de calha) regis-
tra propriedades supostamente referidas à
profundidade da broca. Muitas vezes, as
amostras de camadas consolidadas, admi-
tidas como obtidas a determinada profun-
didade, pertencem a intervalos superio-
res devido à ocorrência de desmoronamen-
tos. Por outro lado, alguns tipos de folhe-
lhos simplesmente são incorporados às la-
mas, desaparecendo, ou quase, das amos-
tragens;
2. O fator humano é praticamente eliminado
na aquisição dos dados dos perfis geofísi-
cos como um todo. Seus sensores regis-
tram propriedades das rochas in loco;
3. A descida de um ou mais sensores é rea-
lizada em um tempo relativamente curto
28 Capítulo 1. Introdução
(em média, uma hora para cada 1000 me-
tros de poço). Como vários deles po-
dem ser acoplados a uma mesma ferra-
menta em uma única descida, registra-se,
em uma só operação, um grande número
de dados;
4. O problema está na interpretação a ser re-
alizada com tais dados, os quais dependem
de inúmeros fatores, que vão desde a qua-
lidade dos equipamentos de aquisição, re-
gistro e processamento, do ambiente onde
os sensores estão imersos (poço e circunvi-
zinhança) até a qualificação do intérprete.
Atribui-se a Einstein a seguinte afirmativa:
“Não existe verdade absoluta quando se trata
de interpretação”. Interpretar é, pois, uma
ciência-arte.
1.2 Histórico
O constante aprimoramento da pesquisa e da
lavra do petróleo, por sua importância no de-
senvolvimento tecnológico, exigiu, no passado,
a partir da descoberta do Coronel Drake, em
1859, técnicas correlatas para maior economia
e redução do custo exploratório.
Perfurar poço tornava-se cada vez mais fá-
cil. Difícil era avaliar quais as camadas poten-
cialmente produtoras de hidrocarbonetos. As
completações dos poços, bem como os testes
de formação para avaliação da capacidade pro-
dutiva das camadas, eram realizadas às cegas,
isto é, sem fundamentação científica, apenas
com sentimento (achologia).
As dez perguntas mais frequentes dos pio-
neiros eram:
1. Quais são as profundidades do topo e da
base da camada de interesse?
2. Qual a sua espessura efetiva?
3. Qual a sua porosidade?
4. Qual a sua permeabilidade?
5. Qual o seu tipo de fluido intersticial: óleo,
gás ou água?
6. Qual a porcentagem de óleo em relação à
água?
7. Qual a porcentagem de óleo em relação ao
espaço poroso (saturação fluida)?
8. Qual o volume final de óleo capaz de ser
extraído da camada?
9. Qual o volume de óleo retido como resíduo
na camada?
10. Quando o capital investido começará a ser
revertido em lucro?
Assim vivia a indústria, até 05/09/1927,
quando Henri Doll, Charles Scheibli e Roger
Jost, sob o comando dos irmãos Conrad e Mar-
cel Schlumberger (Allard & Martin, 1977), re-
solveram aplicar o método geofísico de eletror-
resistividade superficial em um poço explora-
tório de petróleo do campo de Pelchebronn
(França). Os resultados de suas medições fo-
ram desenhados manualmente a cada metro de
profundidade. Esse foi o primeiro perfil geo-
físico, de natureza elétrica, realizado em um
poço.
No início, a exploração do petróleo visou so-
mente as grandes áreas com fácil acesso ob-
servadas nos mapeamentos gravimétricos e/ou
sísmicos. À proporção em que as pesquisas se
desenvolviam e tais áreas se tornavam cada vez
mais escassas, houve a necessidade de se pro-
curar o petróleo em áreas menores, complexas
e de elevado custo operacional.
Estudos mais apurados teriam que ser de-
senvolvidos por dois motivos: para reaprovei-
tamento dos poços antigos (maduros), porém
ainda capazes de produzirem algum petróleo
e, para a busca de novos parâmetros e técnicas
para a minimização dos custos exploratórios.
1.3. Correspondência entre os Registros e as Propriedades das Rochas 29
A maioria das companhias de perfilagem usa
multicabos elétricos para enviar à superfície
dados digitalizados na razão 700 bytes (in-
dução), 200 kilobytes (dipmeter) até 10 me-
gabytes (sônico digital) por metro de poço,
para processamento. Fazendo-se uma compa-
ração, o perfil que registra todo o trem de
uma onda acústica tem, aproximadamente, a
mesma quantidade de dados que se registra em
pouco mais de um quilômetro de linha sísmica
convencional (Schlumberger, 1989).
A demanda de novas informações forçou o
desenvolvimento de sistemas de telemetria efi-
cientes e de sensores capazes de serem combi-
nados e montados em uma única ferramenta,
sem interferirem uns nos outros. Para fazer
face à expansão do número de dados proveni-
entes dos novos sensores, tornou-se obrigatório
o uso de computadores e de sofisticados progra-
mas de aquisição, processamento e interpreta-
ção.
Inúmeros tipos de perfis são disponibiliza-
dos, nos dias atuais, para os mais variados
usuários. Todavia, em que pese a melhoria
ocorrida, os princípios físicos que regem os per-
fis geofísicos permanecem os mesmos. As ferra-
mentas que realizam as aquisições das propri-
edades elétricas, acústicas e radioativas, conti-
nuam com os mesmos arranjos de antigamente,
com algumas variações em função da neces-
sidade de um maior número de sensores ou
de uma maior resolução da investigação ra-
dial/vertical, requeridos pelos processamentos.
Os princípios básicos dos perfis mais usados
nas avaliações em poço aberto serão aborda-
dos, discutidos e exemplificados, neste livro.
1.3 Correspondência entre os
Registros e as Propriedades das
Rochas
Um conjunto de perfis geofísicos, quando em-
pregado na avaliação de um poço, não fornece,
diretamente, propriedades relevantes na avali-
ação do potencial econômico das camadas, tais
como: porosidade, permeabilidade, salinidade
das águas intersticiais, teor de argila, satura-
ção fluida, etc. Na realidade, tais propriedades
são interpretadas a partir dos sinais registra-
dos pelos sensores, em forma de medições elé-
tricas, acústicas, radioativas, mecânicas, tér-
micas, etc.
Deste modo, a porosidade pode ser inferida a
partir das medições do tempo gasto para uma
onda elástica percorrer um certo intervalo de
rocha, ou pela contagem de elétrons ou núcleos
de hidrogênio, resultantes de um bombardeio
artificial de raios gama ou nêutrons, respecti-
vamente.
A salinidade da água intersticial pode ser in-
ferida diretamente, a partir da medida da re-
sistividade elétrica de uma amostra coletada
durante um teste de formação, ou, indireta-
mente, peloregistro do potencial eletroquímico
que se desenvolve espontaneamente nas rochas,
em virtude de elas apresentarem concentra-
ções iônicas (salinidades) diferentes daquelas
do fluido de perfuração (lama).
O conteúdo de argila de uma rocha sedimen-
tar pode ser inferido a partir da quantidade
maior ou menor do isótopo K40, elemento ra-
dioativo natural e componente essencial dos ar-
gilominerais.
A resistência mecânica de uma camada pode
ser inferida a partir do maior ou menor desmo-
ronamento da parede do poço em relação ao
diâmetro da broca que o perfurou, e assim por
diante.
Convém lembrar que, na maioria das vezes,
os perfis geofísicos são os únicos registros pe-
trofísicos de um poço, principalmente quando
não foram cortados testemunhos por dificulda-
des operacionais e/ou econômicas.
Por serem passíveis de arquivamento perma-
nente, em forma de filmes, cópias impressas ou
mídia, os perfis funcionam como registros efici-
entes e duradouros, podendo, posteriormente,
30 Capítulo 1. Introdução
serem reinterpretados à luz de novos conheci-
mentos inexistentes na época de sua realização.
1.4 Aplicação dos Perfis Geofísicos
em Poço Aberto
Os perfis constituem-se na mais importante
ferramenta exploratória para seus usuários,
proporcionando padrões para correlação entre
poços vizinhos, confecção de mapas geológicos,
definição da geometria dos corpos e ambientes
de sedimentação.
Abaixo são citadas, resumidamente, algu-
mas das principais informações que podem ser
obtidas a partir dos perfis geofísicos:
1. Qualitativos (evidências visuais) - litolo-
gia, inclusive, identificação de evaporitos,
tipo de fluido, salinidade das águas inters-
ticiais, fraturas, zonas de perda de circu-
lação, permeabilidade, qualidade das ci-
mentações, seleção de zonas para canho-
neio e produção de hidrocarbonetos, con-
trole das profundidades perfuradas, plane-
jamento de testes de avaliação, seleção de
zonas para isolamento hidráulico, previsão
de pressões anormais e escolha de brocas.
2. Quantitativos (evidências numéricas) - es-
pessuras das camadas, porosidades, resis-
tividades, velocidades acústicas, densida-
des, constantes elásticas, permeabilidades,
saturações fluidas, volumes de hidrocarbo-
netos móveis, volumes de hidrocarbonetos
residuais, percentual de misturas litológi-
cas, conteúdo radioativo, teor de argila,
volumes de petróleo no reservatório, cál-
culo da pressão de poros, medida do di-
âmetro e do volume dos poços, mergulho
das camadas, determinação da inclinação
e direção de poços.
1.5 Utilização dos Perfis Geofísicos
no Petróleo
O cálculo do volume total de petróleo que
existe dentro dos poros de uma camada re-
servatório (VOR) é feito por meio da seguinte
equação:
VOR = Ahφ(1− Sw) (1.1)
sendo: A, a área, h, a espessura, φ, a porosi-
dade e Sw(= 1− So), a saturação em água.
A Tabela 1.1 exemplifica cálculos para a es-
timativa de uma reserva de petróleo.
Os dados h e φ podem ser obtidos com os
perfis. Já a área A é, geralmente, fornecida
pela sísmica e/ou mapas geológicos.
Para se ter um valor real da quantidade a re-
cuperar, devemos adicionar os fatores Bo, que
transforma o volume de hidrocarboneto exis-
tente em subsuperfície no reservatório em vo-
lume correspondente às condições de superfície
e, FR, que corresponde ao volume de hidro-
carboneto a ser recuperado em um tanque na
superfície.
Devido às diferentes condições de T e P exis-
tentes no reservatório em profundidade e na su-
perfície, um barril de petróleo em profundidade
(sob compressão, portanto) terá um menor vo-
lume ao chegar ao tanque, na superfície, devido
à presença de gás em dissolução. Caso um óleo
não tenha nenhum gás em solução (o que ra-
ramente acontece), o volume que ele ocupará,
ainda assim, no tanque, será menor do que ele
ocupava em profundidade, devido unicamente
à descompressão do líquido.
Por outro lado, e de um modo geral, FR =
15% quando o gás está dissolvido juntamente
com o petróleo, FR = 30 a 35% quando o gás
forma uma capa acima do reservatório e FR
= 35 a 40% quando o petróleo é expulso do
reservatório pelo empuxo da água.
O questionamento final de uma empresa de
petróleo será: Quanto tempo, após a desco-
1.6. O Meio Ambiente de uma Ferramenta de Perfilagem 31
Dado Descrição Resultado
φ Porosidade 15 %
Ahφ Volume Poroso Drenado 4,5× 108 m3
Sw Saturação em Água 25 %
(1− Sw) So = Saturação de Óleo 75 %
AhφSo V.O. = Volume Total de Óleo 3,38× 108 m3
AhφSo/Bo V.O. (in place )= V.O. / Bo 2,6× 108 bbl
V.O. Recuperável V.O. (in place ) × FR 9,09× 107
Valor da Reserva em U$ U$ 100,00 por Barril 9,09× 109
Valor da Reserva em R$ U$ 1,00 = R$ 2,00 1,818× 1010
Tabela 1.1: Exemplo de cálculo do VOR. Dados estimados de A, h, φ e Sw, considerando-se
Bo = 1,3 e FR = 25 %.
berta do campo, a empresa terá seu investi-
mento de volta, passando, daí em diante, a
contabilizar somente lucros?
Entenda-se como investimento toda a soma
envolvida na pesquisa exploratória (geológica
e geofísica), aluguel de equipamentos de per-
furação terrestre ou plataformas, se no mar,
equipamentos de completação, transporte (ou
oleodutos), refino, etc.
1.6 O Meio Ambiente de uma
Ferramenta de Perfilagem
As ferramentas de perfilagem portam múltiplos
sensores que são sensibilizados pelas condições
existentes dentro dos próprios poços, tais como
a sua geometria, as altas temperaturas e pres-
sões, os elementos químicos aditivados às la-
mas, além das camadas circunvizinhas (sobre
e sotopostas) àquelas que desejamos estabele-
cer as propriedades petrofísicas. As camadas
permoporosas, por exemplo, recebem também
influências originadas pela lama e seus compo-
nentes.
Entretanto, tudo que se deseja para uma
ótima avaliação são os registros relativos às
propriedades físicas virgens das camadas (isto
é, aquelas que elas possuíam antes de serem
perfuradas).
Neste item são considerados os aspectos que
envolvem conhecimentos de como e porque po-
dem esses elementos, estranhos às rochas, influ-
enciar os resultados das leituras dos sensores.
1.6.1 Pressões em Subsuperfície
Verticalmente, as rochas e seus fluidos intersti-
ciais estão submetidas à pressão devido ao peso
das camadas sotopostas, denominada de pres-
são litostática. Horizontalmente, tais pressões
variam em razão de forças tectônicas, tensio-
nais ou compressionais, e pela falta de homo-
geneidade da crosta, fraturas, etc.
Quando ocorre uma continuidade vertical
desde a superfície, os fluidos internos das ca-
madas permoporosas dependem do peso dos
fluidos acima. Como a densidade dos fluidos é
da ordem de 1/3 das rochas, a pressão litostá-
tica é cerca de três vezes a hidrostática. Toda-
via, para que ocorram acumulações comerciais
em reservatórios de petróleo há a necessidade
de uma rocha selante ou capeadora, de modo
a inibir tal verticalidade, originando pressões
anormalmente altas (Glover, 2007).
A compressão efetuada pela força litostática
tende a esmagar as rochas. Ela é contraba-
lançada pela hidrostática, de forma a originar
32 Capítulo 1. Introdução
um terceiro tipo de pressão, a efetiva (também
denominada de Pressão Estática - PE), que é
igual à diferença entre as duas atuantes.
A explotação de hidrocarbonetos (retirada
de fluido) traz como consequências a diminui-
ção da pressão hidrostática e o aumento da
pressão efetiva da camada. Com o passar do
tempo, iniciam-se esmagamentos e compacta-
ções que complicam a continuação da extração.
Além da discutida pressão hidrostática, os
fluidos interporosos sofrem também o efeito
das pressões capilares e de empuxos proveni-
entes dos aquíferos.
1.6.2 Fluido de Perfuração (Lama)
Uma operação de perfuração exige a presença
de um fluido com características capazes de au-
xiliar a continuidade do avanço até a profundi-
dade desejada.
Contudo, não se deve imaginar que tais flui-
dos sirvam apenas como um meio para atingir-
se, com rapidez e eficiência, a profundidade
final. Deve-se levar, também, em considera-
ção, que dentre as suas mais diversas propri-
edades petrofísicas, algumas delas interessam
particularmenteà avaliação exploratória, prin-
cipalmente no que diz respeito aos perfis geo-
físicos.
No que se refere aos procedimentos essenci-
ais para uma perfeita avaliação, de modo a pro-
porcionar um meio físico realista para as ope-
rações de perfilagens, é essencial que se mante-
nha o fluido de perfuração dentro dos parâme-
tros estabelecidos para cada projeto específico,
controlando-se:
1. A reologia necessária para o transporte do
material triturado pela broca até a super-
fície, para análise litológica. Reologia é o
ramo da mecânica dos fluidos que estuda
as propriedades físicas que influenciam a
quantidade de movimento. A propriedade
mais conhecida delas é a viscosidade.
2. Os processos de filtração (visando minimi-
zar a invasão radial das camadas permeá-
veis pelos sólidos e pela fase contínua do
fluido) e da espessura do reboco (visando
furos calibrados, i.e., sem desmoronamen-
tos ou estrangulamentos excessivos).
3. A hidratação de argilas expansivas presen-
tes.
4. As pressões de subsuperfície, por meio
da densidade adequada à estabilidade do
furo.
Por suas características eletrolíticas (solu-
ções salinas), o fluido de perfuração (lama)
ocasiona uma série de distúrbios nos perfis ge-
ofísicos e altera a precisão das informações que
se deseja obter. Essas alterações resultam de
três características do sistema fluido: volume
(ou diâmetro) do poço, invasão e resistividade
(ou salinidade) da lama.
Além dos fatores ambientais citados, acres-
centem-se outros responsáveis, em parte, por
diversas alterações nos perfis, tais como o re-
boco, pressão hidrostática da lama (PH), pres-
são estática da formação (PE), gradiente geo-
térmico local (GG), temperatura da lama, etc.
1.6.3 Invasão
Uma operação de perfuração, para ser bem
executada, deve ter uma lama com pressão hi-
drostática (PH) aproximadamente igual à pres-
são estática intrínseca das camadas, de modo
a contrabalançar a pressão exercida por seus
fluidos interporosos (PE).
A necessidade da lama é uma exigência na-
tural para fins de:
1. Preservação das seções não consolidadas
(manutenção das paredes para evitar des-
moronamentos).
2. Lubrificação da broca e demais elementos
da coluna de perfuração e,
1.6. O Meio Ambiente de uma Ferramenta de Perfilagem 33
3. Permitir quantidade suficiente de amos-
tras de calha na superfície para análise.
Por questão de segurança operacional, ge-
neralizou-se que as lamas devem ter PH um
pouco acima da PE com a finalidade de eli-
minar surgências fluidas indesejáveis e perigo-
sas (kicks, blowouts, etc.). Em resposta a esse
diferencial de pressão, ocorre uma infiltração
(invasão) da lama através dos canais naturais
das camadas permoporosas (capilares ou poros
interconectados e/ou fraturas).
A fase contínua da lama (filtrado) adentra
os poros das rochas. A descontínua, ou sólida
(argilas adicionadas ou incorporadas e aditivos
químicos), não penetra com facilidade, a não
ser que tenha tamanho menor que os poros ou
que ocorra algum mecanismo capaz de distor-
cer seu formato e comprimi-la entre os grãos.
A porção sólida impermeabiliza gradualmente
a parede do poço na forma de um reboco.
Tão logo a broca penetra uma camada per-
moporosa inicia-se a invasão do filtrado, ao
tempo em que se depositam as primeiras par-
tículas sólidas nas paredes do poço (reboco).
O aumento da espessura do reboco imper-
meabiliza e limita a penetração adicional de
filtrado. Todavia, enquanto a coluna de perfu-
ração estiver (ou for colocada) em movimento
- como durante as manobras para troca de bro-
cas ou limpar o poço para iniciar uma perfila-
gem - o reboco sofrerá raspagens e, por con-
sequência, novas frentes de invasão poderão
ocorrer. A invasão tem, portanto, caráter di-
nâmico e estático.
A extensão radial (diâmetro de invasão -Di),
resultante da penetração fluida, é uma função
qualitativa de:
1. Fatores relativos ao poço/lama - tempo
gasto na perfuração do poço, permeabi-
lidade do reboco, viscosidade do filtrado e
perda de água da lama;
2. Fatores relativos às camadas perfuradas -
diferencial de pressão (PH-PE), permeabi-
lidade, litologia e porosidade da camada.
Um dos parâmetros usados pela engenharia
de perfuração para controlar a magnitude da
invasão é a medida da perda de água da lama
(fluid loss) durante todo o desenrolar da per-
furação do poço.
Para lamas à base de água, uma amostra é
forçada a passar através de um filtro-prensa,
sob uma pressão de 100 psi, durante 30 minu-
tos. Esse procedimento recupera uma amostra
do filtrado e uma do reboco, cujas resistivida-
des são medidas e anotadas nos cabeçalhos dos
perfis por exigência normativa do API (Ame-
rican Petroleum Institute). Igual anotação é
feita para a perda de água da lama e demais
características.
As lamas à base de óleo são igualmente ana-
lisadas, porém, com uma instrumentação espe-
cífica, uma vez que seus filtrados, nas condições
de temperatura da superfície, são de pequeno
volume.
1.6.4 Reboco
Nos primeiros poços perfurados, os fluidos de
perfuração eram constituídos de águas de rios,
lagoas, mangues, entre outros, com adição de
algum tipo de argila e/ou incorporação de par-
tículas resultantes do próprio ato de perfurar.
Posteriormente, produtos naturais ou sintéti-
cos foram acrescentados para que cada pro-
blema operacional que surgisse tivesse uma so-
lução adequada correspondente. Todavia, nem
todos os produtos utilizados pela indústria do
petróleo são adequados à indústria da água de-
vido à possibilidade de ocorrência de subpro-
dutos decomposicionais que possam contami-
nar os aquíferos e/ou o meio ambiente.
Os argilominerais, quando secos, apresentam
cargas elétricas nas suas superfícies externas,
34 Capítulo 1. Introdução
as quais governam suas atividades eletroquími-
cas, conferindo-lhes características de atração
e repulsão por moléculas eletricamente não ba-
lanceadas ou íons. Quando em contato com a
água, as cargas periféricas hidratam-se, devido
à adsorção das moléculas bipolares de água
(Pereira, 2001).
Os fluidos bentoníticos (argilosos), chama-
dos de alto teor de sólidos, têm forte tendência
a flocular devido à incorporação de sólidos du-
rante a perfuração, na dependência do pH e na
possibilidade de contaminação por Ca e Mg.
Os fluidos poliméricos (moléculas alongadas
constituídas de cadeias de carbonos com uni-
dades menores, idênticas e repetidas) podem
ter origem natural ou sintética. Quando sinte-
ticamente modificados, eles apresentam cargas
elétricas periféricas e quando são imersos em
água, solubilizam-se e formam uma estrutura
de rede microscópica capaz de gerar a caracte-
rística de viscosidade e, ainda, serem conduto-
res elétricos, isto é, apresentam características
similares às argilas (Nery e Macari, 2004).
Os fluidos poliméricos, com teores de sólidos
menores que 5%, inibem o processo de flocu-
lação pela minimização do problema da circu-
lação de água e do reboco - tal como obser-
vado nos fluidos bentoníticos - e formam rebo-
cos mais finos nas paredes dos poços.
Na Figura 1.1, observa-se que o reboco das
lamas bentoníticas tende a penetrar mais pro-
fundamente nas camadas, enquanto os polimé-
ricos não. Esse fato é um diferencial a ser ana-
lisado com mais cuidado quando se avaliam os
perfis em poços com um ou outro tipo de lama.
1.6.5 Geometria do Poço
Durante a perfuração, a constante movimenta-
ção da coluna e a variação da pressão de bom-
beio do fluido de perfuração fazem com que as
rochas se comportem de acordo com suas pro-
Polimérico Bentonítico
Figura 1.1: Exemplo de rebocos de fluidos.
Adaptada de Reid (2000).
priedades físicas e/ou mecânicas, mantendo ou
não o diâmetro nominal da broca usada.
Nos calcários (duros e compactos), as pare-
des do poço permanecem, aproximadamente,
com o mesmo diâmetro da broca. Os folhe-
lhos, de tendência laminar, físsil e quebradiça,
desmoronam e aumentam o diâmetro do poço.
Nos arenitos, a permoporosidade favorece à
penetração do fluido de perfuração com a ocor-
rência de um depósito de crosta de partículas
sólidas (reboco) nasparedes laterais, reduzindo
o diâmetro do poço. A parte líquida da lama
(filtrado) penetra camada adentro e desloca ra-
dialmente parte do fluido original da rocha (in-
vasão).
Variações de tais comportamentos podem
ocorrer em função das particularidades litope-
trofísicas de cada camada e em zonas de alta
pressão (ZPAA), zonas fraturadas e em rochas
não consolidadas.
1.6.6 Volume da Lama ou Diâmetro
do Poço
Os gráficos de interpretação (produtos de mo-
delamentos analíticos ou matemáticos) forne-
cidos pelas empresas de perfilagem são elabo-
rados a partir de poços perfurados com 8 pole-
gadas, sob condições ideais, em rochas sintéti-
1.6. O Meio Ambiente de uma Ferramenta de Perfilagem 35
cas ou conhecidas. Entretanto, a qualidade e a
precisão de tais correções diminuem à propor-
ção em que aumentam o diâmetro do poço, a
invasão e a espessura do reboco.
Nos poços reais, bruscas variações locais em
seus diâmetros implicam em variações nos pa-
râmetros dos gráficos, tornando-os, de certo
modo, imprecisos, porém não irreais e passí-
veis de adaptações e/ou correções.
1.6.7 Zoneamento Fluido
Circunvizinho às Paredes do
Poço
Os canais porosos são diminutos capilares (ex-
ceto em fraturas ou cavidades de origem se-
cundária) que funcionam como filtros. A inva-
são dá origem, circunjacente e radialmente ao
poço, a três zonas de distintas misturas fluidas,
conforme ilustra a planta baixa de um poço
(Figura 1.2).
Figura 1.2: Zoneamento Fluido Radial ao
Poço.
Na zona lavada, o fluido interporoso original
é varrido pelo filtrado. O termo varrido não
significa, necessariamente, que todo o fluido
original tenha sido expulso ou substituído pelo
filtrado invasor, porquanto depende da quanti-
dade de água retida pelas forças de adesão e/ou
tensão superficial da camada invadida. Quanto
menor a granulometria, maior a área de con-
tato e maior a quantidade de água adsorvida.
Nessa zona, o filtrado coexiste em difusão com
a água retida (residual) e, se ocorrer, também
com os hidrocarbonetos residuais.
A zona invadida é de natureza transicional
ou de coexistência temporária de fluidos (fil-
trado, hidrocarbonetos e água da formação ir-
redutível e/ou livre). O fluido presente tende
a ser uma mistura entre o filtrado e a água da
formação.
A zona verdadeira ou virgem não sofre per-
turbação ou contaminação do filtrado e pre-
serva todos os fluidos em sua proporção volu-
métrica original.
O reboco da lama é constituído de partículas
sólidas e líquido, e toma um aspecto de folhe-
lho (inclusive, em termos de propriedades elé-
tricas). Assim, não é admissível se dizer que,
quanto mais espesso o reboco, mais permeável
a camada. As várias manobras para troca de
brocas, efetuadas durante a perfuração, podem
raspar um reboco já formado e favorecer no-
vas frentes de invasão, muito embora o reboco
possa permanecer fino.
O contato entre as três zonas fluidas não é
brusco como aparenta ser na Figura 1.2, mas
sim transicional devido à capilaridade. Com o
devido tempo, a zona invadida tenderá a desa-
parecer.
1.6.8 Zoneamento Fluido em Função
do Tipo de Lama
A profundidade de invasão, ou o diâmetro da
invasão (Di), depende, qualitativamente, da
permeabilidade (capilaridade) das camadas.
As Figuras 1.3 e 1.4 esquematizam as quatro
situações das zonas radiais em função do tipo
36 Capítulo 1. Introdução
Figura 1.3: Perfis de invasão para um fluido de perfuração a base de água. Adaptada de Glover
(2007).
Figura 1.4: Perfis de invasão para um fluido de perfuração a base de óleo. Adaptada de Glover
(2007).
de lama usada na perfuração e do tipo de fluido
presente na camada.
• Camada aquífera perfurada com lama à
base de água: o filtrado desloca pratica-
mente toda a água original existente na
zona lavada da camada permoporosa.
• Camada contendo petróleo perfurada com
1.7. Uma Operação de Perfilagem 37
lama à base de água: o filtrado desloca
tanto a água da formação como algum pe-
tróleo presente nas proximidades das pare-
des do poço. Permanecem, todavia, como
fluidos residuais a água e o óleo.
• Camada aquífera perfurada com lama a
base de óleo, o filtrado movimenta-se de-
vido ao diferencial de pressão e desloca
grande parte da água da formação.
• Camada contendo petróleo perfurada com
lama à base de óleo: o filtrado desloca
parcialmente a água da formação e parte
do petróleo presente nas proximidades das
paredes do poço.
1.6.9 Salinidade ou Resistividade da
Lama
O movimento aleatório dos íons (browniano),
em uma solução, é o responsável pela condução
da corrente elétrica. A lama contém elementos
sólidos condutores (argilas) e apresenta propri-
edades elétricas, assim como as soluções.
Denomina-se Rm a resistividade da lama;
Rmf, a do filtrado; e, Rmc, a do reboco.
Resistividades das lamas com os íons mono-
valentes Na e Cl guardam as seguintes relações
empíricas: Rmf = 0,75Rm e Rmc = 1,50Rm
(Schlumberger, 1989).
Todavia, nas lamas à base de KHCO3 ou
KCl e outros íons bivalentes, suas proprieda-
des físico-químicas sofrem sensíveis modifica-
ções e exigem novas relações para as interpreta-
ções dos perfis de potencial espontâneo (Lima
& Nery, 1999).
1.7 Uma Operação de Perfilagem
Três fases podem ser reconhecidas durante uma
operação de perfilagem geofísica: aquisição,
processamento e registro. Uma perfilagem re-
quer vários equipamentos, uns localizados na
superfície e outros dentro do poço (downhole
tools), em deslocamento ascensional contínuo.
Figura 1.5: Unidade de Perfilagem - Caminhão
Laboratório.
O primeiro deles é o caminhão ou unidade
de perfilagem (Figura 1.5), onde está montado
um grande tambor contendo o cabo de perfila-
gem. Este cabo é revestido externamente por
duas malhas de fios de aço, dispostas helicoi-
dalmente e em sentido contrário, uma da outra,
para fins de segurança mecânica e operacional,
quanto à tração e à torção. Internamente, ele
consiste de sete condutores, perfeitamente iso-
lados por teflon ou material equivalente. É por
ele que se envia a corrente de alimentação para
os sensores, e é ele que traz, para a superfície,
os sinais (voltagem, pulsos por segundo, etc.)
captados pelos sensores.
Uma roldana métrica, calibrada regularmen-
te dentro dos padrões internacionais, por onde
o cabo de perfilagem se movimenta, denomi-
nada de medidor de profundidade ou spooler.
Ela destaca-se na traseira do caminhão e é a
responsável pela precisão das profundidades re-
gistradas.
Na superfície, dentro do caminhão, estão os
computadores e painéis com circuitos eletroe-
letrônicos de medição, conversão e registro dos
sinais provenientes do poço.
38 Capítulo 1. Introdução
Figura 1.6: Componentes principais para uma operação de perfilagem geofísica.
A presença de computadores nas unidades
laboratório deve-se a necessidades operacio-
nais, tais como:
• acelerar e monitorar a operação;
• aumentar a quantidade de combinações
ferramentais possíveis;
• diminuir o número de descidas em um
poço;
• facilitar a interpretação computadorizada
no canteiro de obras; e,
• liberar o operador da perfilagem das tare-
fas cansativas de calibração e controle das
operações.
As unidades de perfilagem também possi-
bilitam ver e interpretar um perfil ao mesmo
tempo em que a ferramenta obtém as informa-
ções no fundo do poço. É a operação em tempo
real (real time), graças ao uso de monitores óti-
cos ou de câmaras de raios laser ou catódicos.
A Figura 1.6 ilustra os componentes prin-
cipais dos equipamentos necessários a uma
operação de perfilagem geofísica. Por mídia,
subtende-se toda a parafernália usada para
transmitir ao cliente, a distância em suas se-
des, as informações adquiridas.
1.8 A Malha Gráfica API
As curvas dos perfis são registradas em uma
malha quadriculada, seguindo normas do Ins-
tituto Americano de Petróleo (API, 1997), pa-
dronizada em três pistas, faixas ou tracks .
Cada faixa está dividida em dez pequenas di-
visões verticais de 1/4 de polegada e tantas
horizontais quantas forem necessárias para a
representação da profundidade do poço (pés
ou metros). A profundidadeestá impressa em
uma estreita faixa localizada entre a primeira
e a segunda faixas (Figura 1.7).
As escalas de profundidade mais usadas no
petróleo são as de 1/200 e 1/1000, respectiva-
mente, para trabalhos de avaliação e correla-
ção. Na água subterrânea, adota-se a escala
1/500.
A primeira faixa é sempre apresentada em
escala linear e, de um modo geral, as curvas
nela registradas sinalizam informações de na-
tureza litológica (SP, GR, Cáliper, etc)
A segunda faixa pode ser apresentada tanto
1.9. Apresentação Final de um Perfil de Poço 39
Figura 1.7: Curvas de perfis inscritas em malha
tipo API.
em escala linear como logarítmica. Neste úl-
timo caso, as informações são de resistividade.
A terceira faixa é sempre linear e, geral-
mente, apresenta as curvas de porosidade.
As segunda e terceira faixas podem estar
unidas em vários ciclos logarítmicos para a im-
pressão das curvas de resistividade.
É conveniente lembrar que os ciclos logarít-
micos usados nos perfis de resistividade são ge-
ralmente iniciados com múltiplos ou submúlti-
plos de 2 e eventualmente de 1, de sorte que
o primeiro ciclo iniciado em 0,2 termina em 2.
Do segundo ciclo em diante, ele se normaliza,
mas o último deles sempre termina em 2 ou
múltiplos de 2.
A Figura 1.7 mostra, na segunda faixa, um
grid logarítmico iniciado em 2 e terminando
200 Ω.m.
Existem curvas que são sempre registradas
na primeira faixa, outras na segunda ou na
terceira, e algumas abrangendo a segunda e a
terceira faixas, em escalas log ou linear.
1.9 Apresentação Final de um
Perfil de Poço
Os perfis são apresentados aos usuários em for-
mato gráfico e/ou digitalizados, que podem
ser interpretados nas próprias unidades labora-
tórios ou processados posteriormente em seus
computadores.
O formato gráfico em papel (Figura 1.7),
deve estar constituído, segundo a norma API,
por quatro partes distintas, cada uma com um
propósito específico:
1. Cabeçalho - onde são colocados os dados
de propriedade do poço, das característi-
cas gerais da perfuração/fluido e da loca-
lização geográfica;
2. Ficha de Calibração - onde são mostradas
as evidências das correspondências físicas
entre os valores registrados pelos sensores
e os parâmetros petrofísicos que se deseja
medir;
3. Perfil Propriamente Dito - todo o inter-
valo perfilado do poço com o registro das
curvas solicitadas pelo cliente à compa-
nhia de perfilagem, e pelo qual ele pagará
pelo serviço e,
4. Seção Repetida - registro adicional de 50
ou 60m do trecho perfilado, geralmente do
fundo do poço, para demonstrar ao cliente
uma estimativa da precisão e das tolerân-
cias da física da medição.
As calibrações das ferramentas de perfila-
gem, realizadas contra padrões normatizados,
são baseadas em princípios válidos para respos-
tas lineares, isto é, sem contar com ocorrências
das contribuições eventuais dos muitos e vari-
ados componentes eletrônicos das ferramentas.
Para que ocorra a linearidade requerida pe-
los padrões de calibração, as ferramentas de-
vem usar dados digitalizados e devem ser cali-
40 Capítulo 1. Introdução
bradas periodicamente nas oficinas das empre-
sas de perfilagem, bem como antes e após cada
operação no campo.
Aliadas a estes procedimentos operacionais,
todas as ferramentas usam componentes de
ponta de uso militar (suportam fortes choques
e temperaturas entre −55 e 155 oC), têm sol-
das em ligas de prata e são testadas quanto
a ganhos, desvios, perdas de pulso e sincronis-
mos, além de possuírem circuitos internos para
realizarem compensações controladas externa-
mente pelo operador.
Ultrapassadas as tolerâncias estabelecidas
pelos fabricantes e/ou o API, as ferramentas
são retiradas do serviço e submetidas à manu-
tenção corretiva, independentemente da vali-
dade da preventiva. Por outro lado, os cali-
bradores (padrões) são controlados por orga-
nismos independentes, que, no Brasil, são cre-
denciados pelo Inmetro.
Os dados registrados tanto podem ser entre-
gues aos clientes em papel, em mídia com todas
as curvas ou digitalizados em formatos especi-
ais, prontos para uso em microcomputadores
ou workstations.
Antes de 1961 (introdução do computador
no Dipmeter), todos os perfis eram registrados
em filmes fotográficos e copiados em papéis es-
pecíficos, exigindo espaços e condições clima-
tizadas para armazenamento. Com o tempo,
tanto o filme como o papel esmaeciam e per-
diam parcial ou totalmente as custosas infor-
mações neles contidas.
1.9.1 Formatos dos Arquivos
Digitalizados
Vários são os formatos usados pelas diversas
companhias de serviços de perfilagem:
LIS (Log Interchange Standard) - Desenvol-
vido no final de 1970 pela Schlumber-
ger, tem os dados arquivados de diferentes
maneiras sequenciais. Muito embora não
adotado por qualquer organismo da classe
petroleira, ainda assim, é um formato dos
mais usados.
DLIS (Digital Log Interchange Standard) -
Também conhecido como API Recommen-
ded Practice 66. Foi introduzido quando
as fitas DAT (Digital Audio Tape) predo-
minavam no mercado. Os dados são mo-
delados em formato seriado e sequencial.
Antes de 1999, todos os dados digitaliza-
dos eram apenas de formato LIS. Após
1999, eles passaram a ser, predominante-
mente, de formato DLIS.
BIT (Basic Information Tape) - Desenvolvido
nos anos 70 pela Atlas Wireline (atual Ba-
ker Atlas). Não muito usual nos dias atu-
ais, porém ainda encontrado na China.
ASCII (American Standard Code for Infor-
mation Interchange) - É uma categoria ge-
ral de arquivo texto, facilmente visualiza-
dos pelos usuários.
O mais difundido e usado em microcom-
putadores para a realização de cálculos
rápidos é o LAS (Log ASCII Standard),
desenvolvido pela CWLS (Canadian Well
Logging Society).
Muito embora diferentes em formatos, eles
compartilham algumas características comuns.
DLIS, LIS e BIT são arquivos múltiplos que po-
dem ser encapsulados ou copiados para discos
como um único arquivo. Cada arquivo lógico
dentro do disco é aproximadamente compará-
vel às informações contidas em um LAS. Todos
os formatos são autoexplicativos e suas estru-
turas variam de arquivo para arquivo.
Um exemplo de arquivo LAS pode ser visto
na Tabela 1.2. Neste tipo de arquivo, ocor-
rendo alguns valores negativos, tipo -999.99,
significam a inexistência de leitura na profun-
didade indicada.
1.11. Desvantagens dos Perfis de Poços 41
Depth DT GR ILD NPHI RHOB
325.0000 -999.99 69.3906 2.3180 38.0798 2.1626
325.2000 120.2891 68.8594 2.2629 38.1439 2.2021
325.4000 123.9570 65.7571 2.2592 37.6511 2.2849
325.6000 124.8074 64.5977 2.2617 38.7573 2.2206
325.8000 123.7019 63.9937 2.2491 36.1328 2.2275
326.0000 123.0977 62.8164 2.2321 37.2070 2.1689
326.2000 129.6836 58.1484 2.2475 44.5694 2.0115
326.4000 127.8789 54.3010 2.2657 46.7209 1.9714
326.6000 127.9219 60.2812 2.3172 43.2632 2.1229
326.8000 124.5234 64.4390 2.2261 41.9769 2.1398
327.0000 132.6328 63.4922 2.0752 45.6482 1.9890
327.2000 129.8164 62.6577 2.0773 48.7915 1.9269
327.4000 127.9712 66.0469 1.9927 46.7041 2.0244
327.6000 128.4243 68.8281 1.9631 44.4687 2.2065
327.8000 124.5859 68.0173 1.9466 42.6758 2.2657
328.0000 128.2148 66.1797 1.9116 42.0898 2.2923
A primeira linha contém a identificação de cada curva e, nas
colunas, os valores amostrados a cada 20 cm de poço.
Tabela 1.2: Exemplo de arquivo LAS.
.
1.10 Vantagens dos Perfis de Poços
As principais vantagens dos perfis de poços
(WL), em comparação com demais métodos de
avaliação, são:
1. Cobrem todo o intervalo perfurado.
2. Apresentam erro máximo nas profundida-
des da ordem de 0,05%.
3. Registram várias propriedades petrofísicas
em uma só descida de ferramenta.
4. Realizam amostragens em grande detalhe.
A depender do tipo de perfil, uma amostra
a cada 6 polegadas ou uma amostra a cada
polegada (15 cm a 0,5 cm de poço).
5. De rápida execução. Velocidade de perfi-
lagem entre 10 e 75 m/min.
6. De custo reduzido quando comparado à
perfuração do poço em si, ou, ainda, de
uma testemunhagem contínua ou LWD
(Logging While Drilling).
1.11 Desvantagens dos Perfis de
Poços
Paraa sua interpretação, há necessidade de um
especialista, ou intérprete, que deve ser man-
tido em constante reciclagem por seus empre-
gadores. Ele deve conhecer, além dos princí-
pios físicos de cada perfil, como suas ferramen-
tas funcionam, ter razoáveis conhecimentos da
geologia regional, de petrofísica, etc, aliados a
uma boa dose de bom senso, lógica e pragma-
tismo.
Interpretação é uma ciência-arte, na qual
não há uma verdade absoluta. A experiência,
bom senso, equipamentos calibrados e conheci-
mento geológico da área devem prevalecer so-
42 Capítulo 1. Introdução
bre a escassez de dados adicionais.
1.12 Principais Tipos de Perfis
Geofísicos
A Lei de Archie (1942) é a maneira mais sim-
ples de se entender os procedimentos de uma
avaliação de poço, quando realizada por meio
dos perfis geofísicos:
Snw =
aRw
φmRt
= (1− So) (1.2)
Essa lei foi o ponto de partida para toda a
técnica da perfilagem, muito embora ela so-
mente deva ser aplicada para camadas sem
grãos condutores (minerais metálicos ou não
argilosos) e com água intersticial em torno de
10000 ppm.
Pelo que se pode observar, a aplicação dessa
lei necessita, no mínimo, da determinação de
quatro constantes (denominadas na técnica da
perfilagem de parâmetros - a, m, n e Rw), es-
pecíficas para cada tipo de formação, cada tipo
de ambiente deposicional, etc., e de duas variá-
veis (denominadas dados - Rt e φ), registradas
a cada profundidade.
Os parâmetros a, m e n deverão resultar,
preferentemente, de testes laboratoriais em tes-
temunhos ou amostras laterais, da experiência
da área ou, eventualmente, dos próprios perfis,
desde que de boa qualidade.
A resistividade da água da formação Rw
pode ser calculada a partir da curva do Po-
tencial Espontâneo (SP), pelo método do RwA
Mínimo, pelos procedimentos gráficos denomi-
nados cross-plots, ou de medidas diretas da re-
sistividade de águas recuperadas em teste de
formação ou de produção.
A resistividade da zona virgem da camada
(Rt) pode ser obtida com os perfis que fazem
leituras profundas de resistividade (indução,
lateroperfis e seus sucessores com registro de
múltiplas resistividades).
A porosidade (φ) pode ser obtida a partir
dos principais perfis exploratórios, denomina-
dos Sônico, Densidade e Neutrônicos.
Dessa maneira, o mais simples dos progra-
mas de perfilagem, para a determinação da
saturação de água em uma camada (Sw), e,
por diferença, a saturação em hidrocarbone-
tos (So = 1 − Sw), deve constar de um per-
fil de resistividade profunda, do tipo (ILD;
LLD) e, pelo menos um de porosidade (DT;
RHOB; NPHI) conforme ilustra a Tabela 1.2.
Entretanto, devido à complexidade de alguns
reservatórios e às limitações dos diversos ti-
pos de perfis, há sempre a necessidade de uma
maior quantidade de curvas para que se obte-
nha uma redundância ótima de valores e uma
maior aproximação da realidade da rocha. Ra-
zão pela qual, são corridos, geralmente, três
tipos de perfis de porosidade.
1.13 Questionário
1. O que é Perfilagem Geofísica de Poço?
2. Quais os equipamentos mínimos de super-
fície e downhole necessários para a reali-
zação de uma operação de perfilagem?
3. Qual a peça responsável pela exatidão de
profundidade durante uma perfilagem?
4. Por que se diz que a disciplina Perfilagem
Geofísica é multidisciplinar?
5. O que é fluido de perfuração (lama) e
como ele contribui para a avaliação de for-
mação?
6. Citar três vantagens e três desvantagens
dos perfis geofísicos.
7. De acordo com a API Recommended Pra-
tice 31A de 1997, uma cópia em papel de
um perfil de poço deve ser apresentada ao
cliente dividida em quatro partes. Qual a
razão da exigência de cada uma delas?
Referências 43
Data C.E. RwL Ca Mg Na K Cl SO4 HCO3 CO3 NO3 ppm Rw
11/93 300 33,3 18 60 0 0 65 40 14 64 7
04/95 341 29,3 28 68 0 0 112 41 24 24 8
12/95 213 46,9 28 36 0 0 153 30 18 18 7,8
08/96 615 16,2 36 160 0 0 300 75 20 20 6,9
01/00 1514 6,6 40 510 780 13 1120 80 32 32 0,75
02/00 1810 5,5 162 448 690 17,5 1200 107,5 26 26 0
Tabela 1.3: Análises hidroquímicas das águas de um poço no tempo.
8. O que é um arquivo *.LAS (ASCII -
American Standard Code for Information
Interchange) e para que ele serve?
9. Exemplifique uma calibração ferramental
qualquer.
10. Uma água de formação tem resistividade
Rw = 0,15 Ω.m @ 80oF. Qual é a sua
salinidade em ppm equivalentes a NaCl?
Quais são as resistividades dessa água nas
seguintes temperaturas?
Rw Rw Rw
@ 100◦F @ 180◦F @ 280◦F
11. Qual a resistividade Ro de um arenito com
grãos subarredondados, isento de minerais
de argila (Vsh = 0) e/ou minerais condu-
tores, com porosidade = 21,5% e saturado
com água de 25550 ppm de NaCl @ 80oF?
12. Se este mesmo arenito tivesse seus grãos
com o formato placoidal, o que aconteceria
com a sua resistividade Ro? Seria igual ou
diferente? Por quê?
13. Quais serão respectivamente as resistivi-
dades Rt das rochas citadas nos itens 11
e 12, caso elas tivessem 32,5% de porosi-
dade?
14. Qual a razão de não existir uma rocha com
saturação em água (So) igual a 100%?
15. Qual a temperatura extrapolada (BH-
Text) de um poço de 3250 m de profundi-
dade, que antes de ser perfilado foi cir-
culado para limpeza durante um tempo
t = 4 horas? Após a parada da circulação,
cada um dos cinco perfis atingiu o fundo
do poço com tempos de ∆ts = 2, 5, 8, 11
e 16 horas, e registraram as temperaturas
máximas de: 207, 211, 214, 216 e 217oF,
respectivamente.
16. Qual é o Gradiente Geotérmico (GG)
deste poço, sabendo-se que a temperatura
média da superfície (TSup) da área onde o
poço está localizado é de 83oF?
17. Qual é a temperatura da formação (FT)
na profundidade de 2500 m?
18. Estude a Tabela 1.3, resultante da aná-
lise hidroquímica de um poço onde foram
observadas variações da concentração iô-
nica (em ppm) com o tempo, e determine
suas respectivas salinidades equivalentes a
NaCl. Observações: C.E. = Condutivi-
dade do Laboratório em µS/cm @ 75oF.
RwL (inversão da medida do laboratório) e
Rw (calculada com o ppm NaCl) expressas
em Ω.m @ 75oF. Qual a correlação entre
RwL e Rw? Explicar as possíveis diferen-
ças entre ambos os valores.
Referências
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ger, the history of a technique. New York,
John Wiley Sons.
44 Referências
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API Recommended Pratice 31A, 1st edi-
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de perfuração usados na indústria da água
subterrânea e a sua influência sobre os per-
fis geofísicos de princípio elétrico. Anais
do Congresso Brasileiro de Águas Subter-
râneas.
Glover, P. W. J., 2007 - Pétrophysique course
notes, http://www.ggl.ulaval.ca.
Lima, O.A.L. & Nery, G. G., 1999 - Deter-
minação da resistividade elétrica de águas
intersticiais usando perfilagens de poten-
cial espontâneo. Paper SBGf 149, Anais
do 6th International Congress da SBGf.
Pereira, E., 2001 - Fluidos de perfuração:
O uso de inibidores de argila como so-
lução dos problemas de sondagem. In:
Anais Encontro Nacional de Perfurado-
res de Poços da Associação Brasileira de
Águas Subterrâneas. Recife.
Reid, P., 2000 - Minimising formation da-
mage, www.impact-es.com
Schlumberger Well Services, 1989 - Log In-
terpretation Charts, N. Y., Schlumberger
Ltd.
Capítulo 2
Propriedades Fundamentais das Rochas
2.1 Generalidades
Os perfis geofísicos foram desenvolvidos para
atender a indústria do petróleo, cuja quase to-
talidade de sua ocorrência se dá em rochas do
tipo sedimentar. São três os grandes grupos de
rochas sedimentares:
• Terrígenos ou Siliciclásticos - rochas resul-
tantes de materiais erodidos fora da ba-
cia de sedimentação e transportados como
fragmentos sólidos.
• Carbonatos - rochas bioconstruídas ou re-
sultantes do retrabalhamento de substân-
cias precipitadas na própria bacia.
• Evaporitos - depósitos químicos resultan-
tes da evaporação de salmouras em condi-
ções de intensa restrição ambiental.
Uma rocha sedimentar, terrígena ou carbo-
nática, para efeito petrofísico descritivo, está
constituída mineralogicamentepor três ele-
mentos: arcabouço, matriz e cimento.
O arcabouço (grãos ou aloquímicos) é a fra-
ção da rocha que normalmente lhe dá susten-
tação. No caso dos arenitos e calcarenitos, é a
fração de constituintes de diâmetro entre 0,062
e 2,0 mm, independentemente de sua natureza
ou composição. Interessa tão somente o tama-
nho dos grãos em si.
A matriz (dos siliciclásticos) ou a micrita
(dos carbonatos) é a fração fina (menor que
0,039 mm) transportada em suspensão du-
rante a sedimentação. A depender das con-
dições ambientais, esses materiais finos preen-
chem os espaços vazios entre grãos. Geral-
mente, são constituídos por um ou vários mi-
nerais de argila, misturados a outros menores
que 0,039 mm. A matriz ou a micrita, quando
presente, dá consistência à rocha.
O cimento (dos siliciclásticos) ou o espato
(dos carbonatos) é o componente precipitado
quimicamente nos poros das rochas. Geral-
mente, é constituído por silicatos, carbonatos,
sulfatos, óxidos de ferro, etc. Quando presente,
é o responsável pela rigidez das rochas sedi-
mentares e tende a obliterar os espaços vazios
preexistentes.
Na técnica de perfilagem, a conceituação ge-
ológica acima tem que ser adaptada às diferen-
tes condições da abordagem de estudo.
Os sensores ferramentais, ou das sondas,
quer sejam de natureza elétrica, acústica ou ra-
dioativa, são incapazes de distinguir um grão
de sílica de uma matriz ou cimento silicoso.
Igualmente, grãos carbonáticos (fósseis ou in-
traclastos) não se diferenciam do cimento car-
bonático. Isto é, uma rocha com grãos, matriz
e cimento silicoso mostrará uma resposta ge-
ofísica diferente de outra com grãos silicosos,
45
46 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
matriz argilosa e cimento calcífero.
Assim posto, o modelo geológico de uma ro-
cha é um pouco diferente do modelo adotado
na perfilagem geofísica.
Divide-se, na perfilagem geofísica, uma ro-
cha sedimentar em duas partes distintas:
• MATRIZ - termo que engloba os grãos, o
cimento e a matriz propriamente dita. É
todo o material sólido dentro da rocha; e
• PORO - termo que representa todo o es-
paço vazio de uma rocha, ou espaço que
possa ser preenchido por fluidos (água ou
misturas de água e hidrocarbonetos).
Sendo o volume unitário rochoso igual à uni-
dade (1 ou 100%), então a matriz representará
um volume igual a (1− φ) da rocha.
Nas equações de interpretação de perfila-
gem, a porosidade, a saturação e demais da-
dos que envolvem volumes são expressas sem-
pre em termos fracionais (adimensional) e não
em números inteiros.
2.2 Lei das Misturas
Lei Física que diz que: em um sistema mul-
ticomposto cada componente contribui volume-
tricamente para as propriedades da mistura na
razão da fração volumétrica de um dos compo-
nentes vezes a propriedade deste, elevada a um
fator (m) referente a sua distribuição geomé-
trica.
Essa lei tem base física na linearidade dos
efeitos: para dois componentes, um sólido e
um líquido de propriedades US e UL, respecti-
vamente, sua mistura UM será dada por:
UM = φUmL + (1− φ)UmS ]1/m (2.1)
• Quando m = 1 significa dizer que a pro-
priedade está sendo medida em série.
• Quando m = −1 significa dizer que a pro-
priedade está sendo medida em paralelo.
• Teoricamente: −∞ < m < +∞
Sabendo-se as densidades (massas específi-
cas) da sílica (2,65 g/cm3), da calcita (2,71
g/cm3), da dolomita (2,87 g/cm3) e da água
(1,00 g/cm3), e seus respectivos volumes (Vi),
pode-se calcular a densidade da mistura.
A Tabela 2.1 mostra que quatro misturas mi-
neralógicas volumetricamente distintas podem
resultar em uma só medida física, capaz de ge-
rar ambiguidades na interpretação dos resulta-
dos, caso não se tenha conhecimento da litolo-
gia da área ou informações adicionais.
2.3 Teoria da Unicidade
Um raciocínio inverso nos leva a pensar: qual
seria a composição mineralógica de uma mis-
tura cuja densidade medida seja igual a 2,155
g/cm3?
Igual à mistura 1, 2, 3 ou 4? Qual a mis-
tura verdade? Quer dizer, um dado geofísico
único pode derivar vários modelos geológicos
(ou composições mineralógicas distintas), mas
somente um deles representará a realidade!
É o que diz a Teoria da Unicidade: a equa-
ção resposta (transformada) de um modelo pe-
trofísico qualquer fornece somente uma única
resposta.
Qualquer que seja o tipo de registro geofí-
sico que estejamos analisando, ele poderá dar
origem a várias soluções, as quais, a depender
do conhecimento específico de cada intérprete
(das rochas, das respostas das ferramentas nas
mais diversas situações ambientais, etc.), po-
derão conduzir a realidade dos fatos.
Lembrar que não existe verdade absoluta
quando se trata de interpretação, porquanto
interpretar é a arte em que se deve buscar a
verdade dos fatos.
2.4 Porosidade
Definida como a relação entre o volume de es-
paços vazios (Vv) de uma rocha e o volume to-
2.5. Permeabilidade 47
Mistura Vol. Sílica
(%)
Vol. Calcita
(%)
Vol. Dolomita
(%)
Vol. Água
(%)
Densidade Mistura
(g/cm3)
1 70 0 0 30 2,155
2 0 67,75 0 32,45 2,155
3 0 0 61,76 38,24 2,155
4 26 25,5 15,5 33 2,155
Tabela 2.1: A Lei das Misturas aplicada a uma combinação de quatro minerais volumetrica-
mente distintos resulta em quatro respostas físicas idênticas (densidades) a gerar ambiguidades
interpretativas.
tal (Vt) da mesma, em percentual, é uma pro-
priedade estatística que depende das dimen-
sões envolvidas.
Qualquer processo de medição que envolva
volumes da ordem de centímetros ou decíme-
tros pode ser representativa ou capaz de obter
porosidades constantes, quando a amostragem
é uniforme e seus grãos têm diâmetros da or-
dem de milímetros.
Classifica-se a porosidade (φ) em dois tipos:
• Porosidade primária ou deposicional - é
aquela adquirida pela rocha durante a sua
deposição ou bioconstrução.
Exemplo: Porosidade intergranular dos
arenitos ou interparticular dos carbona-
tos.
• Porosidade secundária ou pós-deposicio-
nal - resulta de processos geológicos sub-
sequentes à conversão dos sedimentos em
rochas.
Exemplos: Desenvolvimento de fraturas
em arenitos, folhelhos, carbonatos e ro-
chas cristalinas; cavidades devidas à dis-
solução nos carbonatos e, em menor pro-
porção (em tamanho e quantidade), nos
arenitos.
Usam-se, também, os termos porosidade ab-
soluta - que relaciona o volume total de vazios
- e porosidade efetiva - que leva em conta ape-
nas os espaços vazios interconectados. A poro-
sidade efetiva é a desejável nos cálculos de in-
terpretação dos perfis por ser, comercialmente,
a mais importante.
Os principais fatores que afetam a porosi-
dade nos terrígenos são: grau de seleção, ir-
regularidade e arranjo dos grãos, cimentação,
compactação e argilosidade (teor ou volume de
argila).
Os principais fatores que afetam a porosi-
dade nos carbonatos são: dissolução, cimenta-
ção, conteúdo de matriz ou aloquímicos e do-
lomitização.
Vários são os métodos laboratoriais para a
determinação da porosidade das rochas conso-
lidadas. Esses métodos usam pequenas amos-
tras e cálculos estatísticos e consistem, geral-
mente, na medida física de dois dos três pa-
râmetros: volume total, volume de sólidos ou
volume de vazios.
As porosidades também podem ser obtidas
com o uso dos perfis sônico e/ou radioativos
induzidos (densidade e neutrônico), razão pela
qual se fala em porosidade sônica (φS), poro-
sidade do densidade (φD) e porosidade neutrô-
nica (φN).
2.5 Permeabilidade
Darcy (1856) demonstrou que a vazão de esco-
amento da água (volume fluido por unidade de
48 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
tempo), em um meio poroso, era diretamente
proporcional à seção transversal do meio, à di-
ferença de carga hidráulica entre dois pontos
e, inversamente, à distância percorrida pelo
fluido.
A constante de proporcionalidade dessa re-
lação foi denominada condutividade hidráulica
(K). Esta, por sua vez, depende de várias ca-
racterísticas, tanto do meio (permeabilidade
intrínseca, porosidade, tamanho, forma e ar-
ranjo ou distribuição dos grãos), como do fluido
usado (viscosidade emassa específica).
A permeabilidade intrínseca (κ), também
denominada permeabilidade específica, é uma
função do tipo do material poroso, da granulo-
metria e da disposição estrutural.
A permeabilidade absoluta de um meio é a
capacidade de fluxo de um fluido que satura
100% de seus poros interconectados e/ou fra-
turas.
Permeabilidade efetiva é a capacidade de
fluxo de um fluido na presença de um outro
qualquer. Em uma rocha contendo óleo, gás
e/ou água, cada um desses fluidos escoa de
acordo com a quantidade dos demais.
Os geólogos e engenheiros de petróleo traba-
lham com rochas com fluidos multifásicos (óleo
+ gás + água), enquanto que os hidrogeólogos,
com um fluido monofásico.
Os fatores que influenciam na porosidade
efetiva afetam também o valor da permeabi-
lidade absoluta.
Apesar de ser aparentemente simples, a de-
finição da permeabilidade é, na realidade, bas-
tante complexa. A vazão do fluido aumenta
à proporção em que aumenta o diferencial da
pressão exercido sobre o mesmo. Por outro
lado, esse fluido terá maior dificuldade em es-
coar, à proporção em que sua viscosidade au-
mentar. O gás escoa mais facilmente do que a
água, e esta, por sua vez, escoa mais facilmente
que o óleo.
A permeabilidade absoluta pode ser facil-
mente identificada qualitativamente em perfis,
por meio das curvas do Potencial Espontâneo
(movimentação iônica), Microperfil (presença
da invasão e reboco) e Cáliper (presença de re-
boco, desmoronamentos e rugosidades).
Inexiste perfil geofísico específico que quanti-
fique diretamente a permeabilidade intrínseca
(κ) ou a condutividade hidráulica (K). Toda-
via, algumas características petrofísicas obti-
das em perfis, tais como granulometria (raios
gama), porosidade (sônico ou radioativos indu-
zidos) e resistividades (indução, entre outros,
etc) são usadas para a correlação com algumas
propriedades hidráulicas.
Lima & Niwas (2000) mostram como se pode
estimar alguns parâmetros hidráulicos de aquí-
feros a partir de perfis geofísicos.
Casos especiais em camadas com ocorrên-
cia de uma zona transicional entre a água e
o óleo, é possível calcular, quantitativamente,
por meio de equações ou gráficos específi-
cos, a permeabilidade intrínseca (Schlumber-
ger, 1989).
A maioria dos reservatórios, aquíferos ou
de petróleo, ocorre em camada sedimentar
terrígena e/ou carbonática. Rochas fratura-
das (folhelhos e/ou rochas cristalinas) podem
apresentar, localmente, porosidades e perme-
abilidades suficientes para serem consideradas
como reservatórios.
A complexa relação existente entre porosi-
dade e permeabilidade está além da natureza
deste trabalho, entretanto, de um modo geral,
quanto mais porosa a rocha, maior a sua per-
meabilidade.
É conveniente lembrar que, muito embo-
ra sedimentos finos (folhelhos e/ou calcilu-
titos) possam apresentar altas porosidades,
a consequente diminuição do tamanho dos
grãos/poros reduz a permeabilidade.
2.6. Propriedades Petrofísicas 49
2.6 Propriedades Petrofísicas
As propriedades mais importantes para a ava-
liação das formações por meio dos perfis geofí-
sicos são as elétricas, as acústicas e as radioa-
tivas. As mecânicas e as térmicas estão em um
segundo plano.
Os conceitos aqui emitidos são válidos so-
mente para rochas de origem sedimentar, as
quais, pelo fato de serem permoporosas, são
aquelas preferenciais para o armazenamento
fluido.
2.6.1 Propriedades Elétricas
São três os parâmetros que caracterizam ele-
tricamente uma rocha: permeabilidade magné-
tica, permissividade dielétrica e condutividade
(ou seu inverso, a resistividade).
A maioria das rochas está composta de mi-
nerais não magnéticos cujas permeabilidades
magnéticas tendem à do espaço livre. Tal pro-
priedade ainda não tem uso prático na geofísica
de poço.
O perfil de Propagação Eletromagnética re-
gistra a permissividade elétrica e é bastante
usado na distinção entre o petróleo e a água
doce, devido ao fato de a constante dielétrica
variar entre 1 e 2 nos hidrocarbonetos e entre
77 e 79 nas águas diluídas. Nos demais casos,
predominam os perfis que registram a resisti-
vidade elétrica.
Sob o ponto de vista geológico, uma rocha
está composta de grãos, matriz, cimento e po-
ros, onde se localizam as possíveis ocorrências
fluidas (Figura 2.1).
Sob o ponto de vista conceitual dos perfis,
uma rocha tem apenas dois constituintes - uma
matriz (ou seja, todos os sólidos reunidos em
um só volume) e poros (onde se situam os flui-
dos).
Sendo a matriz, preferencialmente, formada
por minerais não condutivos (silicatos, óxidos,
Figura 2.1: Modelo geológico de rocha porosa.
carbonatos e outros), sua condutividade deve-
se à presença de fluidos condutivos (soluções
eletrolíticas) dentro dos poros.
Uma rocha se torna mais (ou menos) con-
dutora da corrente elétrica na dependência
da quantidade (saturação) e qualidade (con-
centração) de seu eletrólito e na natureza
de sua distribuição interporosa (continuidade
e/ou isolamento). A presença de fluidos iso-
lantes, tais como água doce, ar, óleo e/ou gás,
torna a rocha menos condutiva ou mais resis-
tiva.
Os minerais metálicos conduzem a corrente
elétrica por meio de movimentos aleatórios de
seus elétrons de valência, os quais se orde-
nam sob a ação de um campo elétrico externo
e deslocam-se através do próprio sólido, por
transferência entre átomos.
Por outro lado, a condutividade dos fluidos
deve-se ao movimento ordenado dos íons sub-
metidos a um campo elétrico externo. Na au-
sência do campo, os íons movimentam-se ale-
atoriamente, por agitação térmica, em rota de
colisão entre os demais.
50 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
Como em uma solução existem vários tipos
de íons, a condutividade (σ) resulta da quanti-
dade de elementos condutores (η), da carga de
cada um deles (ε) e de suas respectivas mobi-
lidades (µ):
σ = ηεµ (2.2)
Mobilidade (µ) é a velocidade de deslocamento
de um dado íon por unidade de campo elétrico
(m/s/V/m ou m2 s−1 V−1).
Existem, mais raramente, alguns minerais,
dentro dos sedimentos, que são bons conduto-
res de eletricidade (pirita, calcopirita, galena,
magnetita, etc). De um modo geral, eles ocor-
rem dispersos e em pequenas quantidades, com
eventual participação nas propriedades elétri-
cas dos mesmos.
Os argilominerais, por serem volumetrica-
mente importantes e por apresentarem elevada
quantidade de cátions adsorvidos em suas pare-
des interlaminares (em contato com o fluido in-
terporoso), influenciam consideravelmente na
condutividade das rochas argilosas.
A resistência (r), que é a recíproca da condu-
tância elétrica, é definida como sendo a habili-
dade que tem um material de impedir a passa-
gem da corrente elétrica. A condutância, por
sua vez, é a habilidade de permitir ou facilitar
o fluxo elétrico.
A resistência (r) de um condutor é dire-
tamente proporcional ao comprimento (L), a
ser percorrido pela corrente elétrica, e inver-
samente proporcional à área (A) atravessada.
Isto é:
r ∝L
A
r =R
L
A
(2.3)
A constante introduzida nesta proporcionali-
dade (R na técnica de perfilagem e ρ nos tra-
balhos acadêmicos) é denominada resistência
específica ou resistividade. Como a unidade de
resistência é o Ω (ohm), a unidade de resistivi-
dade é o Ω.m.
As resistividades das formações variam en-
tre 0,2 e 1000 Ω.m. Resistividades maiores
são raras nas rochas permeáveis com hidrocar-
bonetos, mas um tanto frequentes nas rochas
com água doce, próximas à superfície ou com
ar acima do nível freático.
Na técnica de perfilagem, utiliza-se também
o termo condutividade (σ), inverso da resisti-
vidade, com unidade Siemens/metro (S.m−1).
Como esta unidade é relativamente grande
para a amplitude das condutividades observa-
das nas rochas, utiliza-se o submúltiplo miliSi-
emens/metro (mS.m−1).
Quem coordena, mundialmente, as unidades
na técnica de perfilagem é o API (American
Petroleum Institute), porém com pequenas di-
vergências com o SI.
Salinidade e Temperatura
Em um fio condutor, a corrente elétrica des-
loca-se por meio do movimento ordenado dos
elétrons(condução eletrônica). Em uma rocha,
a corrente elétrica desloca-se através da solução
eletrolítica que preenche os poros interconecta-
dos e/ou fraturas, na dependência da maior ou
menor quantidade de íons presentes (condução
iônica).
Os íons, responsáveis por tal condução, re-
sultam da dissociação dos sais da água inters-
ticial das rochas (água da formação). O mais
abundante deles é o cloreto de sódio, que se
dissocia em Na+ e Cl−. É o movimento dos
íons positivos e negativos, sob a influência de
um potencial elétrico, que permite a solução
salina conduzir a eletricidade.
Como cada íon conduz uma quantidade fi-
nita de cargas elétricas subtende-se que quanto
mais íons na solução, maior será a sua condu-
tividade, ou menor sua resistividade.
Assim, o primeiro e mais importante con-
ceito na interpretação de perfis, considerando-
se os demais fatores equilibrados, é relativo à
2.6. Propriedades Petrofísicas 51
quantidade de sais dissolvidos totais (SDT ou
TDS). Desta forma, um arenito com porosi-
dade conhecida e água intersticial concentrada
(alto teor de sais), apresentará uma maior con-
dutividade (ou menor resistividade) que um
arenito semelhante, porém com água diluída
(baixo teor de sais).
Para qualquer concentração de sais, a tem-
peratura da solução é de grande importância.
A condutividade eletrolítica resulta do movi-
mento de íons energizados que, para efeito
ilustrativo, podem ser considerados como pe-
queníssimas esferas de resistência desprezível à
fricção.
A viscosidade das soluções modifica-se com a
temperatura, diminuindo à proporção em que
a temperatura aumenta, o que provoca maior
atrito e movimento dos íons. Consequente-
mente, em temperaturas elevadas, as soluções
eletrolíticas apresentam maiores condutivida-
des do que nas baixas temperaturas.
O inter-relacionamento entre a temperatura,
a resistividade e a salinidade das soluções
(SALw) pode ser observada em gráficos especí-
ficos das empresas de perfilagem e/ou na Equa-
ção abaixo (Bateman & Konen, 1977):
Rw75◦F = 10(3,562−0,955 log(SALw) − 0,0123
(2.4)
sendo Rw75◦F a resistividade de uma solução
à temperatura de 75◦F ou 24◦C e SALw, em
ppm, equivalentes a uma solução de NaCl.
Conhecendo-se Rw1 a uma temperatura co-
nhecida Tw1, e desejando-se saber qual será
seu valor Rw2 à temperatura Tw2, ambas em
◦F), utiliza-se a relação abaixo (Schlumberger,
1989):
Rw2 = Rw1
Tw1 + 6,77
Tw2 + 6,77
(2.5)
Para cálculos em graus Centígrados, a cons-
tante 6,77 deve ser substituída por 21,5.
Partindo-se do princípio que existe uma cor-
relação entre a resistividade de uma solução
(Rw) e a quantidade de sais dissolvidos totais
(SDT), e que a composição química da água
(de uma dada camada ou aquífero) seja uni-
forme, pode-se, experimentalmente, estabele-
cer relações empíricas hiperbólicas para deter-
minação da qualidade dos diversos tipos de
águas nas mais variadas áreas, ambientes de-
posicionais, formações, etc;
Nery (1996/1998) determinou com ajuda
de análises hidroquímicas, em várias situações
ambientais, que o SDT podia ser, generica-
mente, expresso por:
SDT =
a
Rbw
(2.6)
onde a e b são parâmetros definidos para cada
situação (área, ambiente deposicional, forma-
ção, etc.).
Fator de Formação (F )
A técnica de perfilagem tem terminologia pró-
pria e bem definida para as mais diversas situa-
ções petrofísicas. Assim, uma rocha composta
de grãos e fluidos interporosos tem sua resis-
tividade, como um todo, denominada de Ro.
Sua água saturante é denominada de Rw.
Imagine-se, então, para fins de desenvolvi-
mento deste conceito, uma rocha como sendo
um cubo de gelo feito com água doce, e que esta
água tenha uma resistividade igual a Rw1. Em
termos de porosidade, o cubo terá 100%, i.e,
φ = 1, já que inexiste matriz, somente fluido.
A resistividade total desta nossa rocha hipoté-
tica, por definição, será igual a Ro1.
Caso tivéssemos feito o gelo com água sal-
gada de resistividade Rw2, notar-se-ia que Ro2
seria menor que Ro1.
Quanto mais salgada a água, maior a quan-
tidade de íons condutores e menor a sua resis-
tividade Ro, ou maior sua condutividade σo.
Em outras palavras, Ro varia diretamente com
Rw.
52 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
Caso sejam colocados alguns grãos isolantes
(ex.: quartzo) dentro do gelo, verificaríamos
que a resistividade Ro aumenta proporcional-
mente ao número de grãos adicionados. Por
outro lado, a adição de grãos isolantes diminui
a porosidade do cubo ou o volume de líquido
condutivo.
Conclusões: Ro varia na razão direta da re-
sistividade da água Rw e na inversa da porosi-
dade φ.
Em relação às resistividades, verifica-se que
existe uma relação linear:
Ro ∝ Rw
Ro = FrRw (2.7)
i.e.:
Fr =
Ro
Rw
(2.8)
onde Fr, também denominado de Fator de Re-
sistividade da Formação, é, por definição, igual
à relação que existe entre a resistividade de
uma rocha saturada com água e a resistividade
da água saturante.
Em relação à porosidade (φ), verifica-se que
existe relação linear inversa:
F =
a
φm
(2.9)
onde F é o Fator Intrínseco da Formação e o
expoente m é um coeficiente relativo à cimen-
tação ou à geometria porosa.
Apesar de empíricas, as Equações 2.8 e 2.9
devem ser analisadas sob dois aspectos teóricos
importantes:
1. A formação deve ser isotrópica, uma vez
que Ro depende da direção da medida.
2. As rochas devem ser limpas, i.e., isentas
de argilominerais e/ou minerais conduti-
vos, de modo que a condução da corrente
elétrica seja apenas a eletrolítica.
A Equação 2.9 foi definida empiricamente
em rochas não consolidadas por Sunderberg
(1932), sendo por ele denominada Fator de
Formação, e posteriormente incorporada por
Archie em 1942. A denominação fator intrín-
seco da formação F é usada para diferenciar
equações outras obtidas por procedimentos re-
lacionados às resistividades Fr.
Fr deve ser igual a F na situação teórica em
que Ro = Rw. Neste caso, o numerador a, da
Equação 2.9, deve ser igual à unidade.
A bibliografia mostra inúmeros exemplos
onde, matematicamente, a adquire valores di-
ferentes da unidade. Tais possibilidades nu-
méricas são contestadas por alguns autores,
porquanto elas fogem das condições limitan-
tes geológicas, onde rochas teóricas com poro-
sidade igual a 100% a resistividade da rocha
seria igual à resistividade do fluido (Ro = Rw).
F =
1
φm
= φ−m (2.10)
A Tabela 2.2, de Elias et al (2000), mostra re-
sultados obtidos com trabalhos laboratoriais.
Estudos demonstram claramente que a ar-
gilosidade afeta Ro e, portanto, F . Daí, o
aparecimento dos modelos interpretativos con-
ceituais de Waxman & Smits (1967), Clavier,
Coates & Dumanoir (1977) e Lima & Sharma
(1990) e outros, que tentam eliminar ou mini-
mizar o efeito na resistividade das rochas de-
vido à presença de grãos condutores.
Resistividade e Anisotropia
A anisotropia, sob o ponto de vista dos perfis
geofísicos, somente começou a ser considerada
quando observaram-se diferenças significativas
entre as resistividades relativas a uma mesma
camada, medidas em poços perfurados verti-
calmente com aquelas obtidas em poços vizi-
nhos horizontais.
Anisotropia (λ) é a característica de um
meio em transmitir diferentemente campos ou
2.6. Propriedades Petrofísicas 53
Litologias Fator de Formação Tortuosidade Porosidade m a
Arenitos I 29,8 – 84,3 6,0 – 9,52 1,0 – 14,9 1,06 5,59
Arenitos II 10,5 – 29,8 9,52 – 51,0 14,9 – 31,0 1,42 1,79
Turbiditos I 25,0 – 51,0 2,0 – 6,5 9,0 – 17,5 1,17 4,32
Turbiditos II 12,0 – 25,0 6,5 – 30,0 17,5 – 24,0 1,82 0,94
Deltas I 12,0 – 25,0 2,0 – 14,0 10,0 – 16,0 1,39 2,98
Eólico I 33,7 – 45,0 10,0 – 21,6 10,0 – 15,2 0,67 11,26
Eólico II 20,0 – 33,0 21,6 – 52,0 15,2 – 19,7 1,66 1,47
Oólitos III 22,78 – 46,7 1,82 – 5,42 15,1 – 20,23 1,91 1,14
Coquinas II 25,0 – 54,4 9,65 – 35,0 14,5 – 19,0 1,57 1,82
Tabela 2.2: Valores laboratoriais petrofísicos para vários tipos litoambientais (Elias et al, 2000).
ondas, de acordo com a direção de propaga-
ção. Em termos de resistividade, define-se um
coeficiente de anisotropia como sendo:
λ =
√
Rv
Rh=
√
σh
σv
(2.11)
sendo v e h, respectivamente, as componentes
vertical e horizontal da resistividade ou condu-
tividade.
Por sua vez a média da resistividade Ro de
uma camada é dada por:
Ro =
√
RvRh = λRh (2.12)
considerando-se que Ro = Rh.
Em um meio condutor, o fluxo de uma cor-
rente (J) é um vetor que se relaciona com o
campo elétrico (E), por meio da condutividade
(σ), inverso da resistividade:
J = σE (2.13)
Dada a característica tensorial da condutivi-
dade, podemos desdobrar (2.13) em:
J1 = σ11E1 + σ12E2 + σ13E3
J2 = σ21E1 + σ22E2 + σ23E3
J3 = σ31E1 + σ32E2 + σ33E3
Note-se que cada componente J depende de
três componentes de E, diferentemente de um
meio isotrópico, onde, para cada J , só há um
componente de E.
Um meio isotrópico, pelo fato de ter σ11 =
σ22 = σ33; σij = 0; e i = j, faz com que a
condutividade seja um escalar, i.e, J = σE.
Todavia, nas rochas, o comportamento mais
comum é o tensorial, sendo raro o isotrópico.
Nos meios anisotrópicos, teríamos, aparente-
mente, nove componentes tensoriais indepen-
dentes. Todavia, a simetria σij = σji reduz o
número para apenas seis componentes.
Em notação matricial, J = σ̂E, onde σ̂ re-
presenta a matriz ou o tensor da condutivi-
dade. De modo equivalente, podemos expres-
sar: E = R̂J , sendo R̂ = σ̂−1, o tensor da
resistividade.
As ferramentas tradicionais indutivas me-
dem as resistividades em relação às bobinas
posicionadas coaxialmente ao poço. As ferra-
mentas de última geração usam bobinas po-
sicionadas segundo os eixos x, y e z, e criam
campos eletromagnéticos úteis para a definição
das anisotropias elétricas das camadas.
Resistividade de uma Rocha Limpa con-
tendo Hidrocarbonetos (Rt)
Os poros de uma rocha permoporosa saturam-
se com 100% de fluido. Tendo somente água,
54 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
Sw = 1. Coexistindo uma mistura de água
mais óleo e/ou gás, Sw < 1, i.e., Sw = 1− So.
No caso em que a rocha contiver gás, óleo
e/ou água salgada misturados (Sw < 1), a
resistividade dessa rocha aumentará devido à
proporção volumétrica isolante. Quanto maior
a quantidade de hidrocarboneto (ou menor a
quantidade de água condutiva), maior a difi-
culdade da corrente elétrica para atravessar um
certo volume de rocha.
Próximo à superfície, a zona aerada do sub-
solo - aquela na qual a água ainda percola em
direção ao nível freático - contém também ar
nos seus poros, o que faz com que essa zona
tenha um comportamento elétrico tão isolante
quanto àquela contendo hidrocarbonetos.
Como consequência, a resistividade de uma
rocha é diretamente proporcional à resistivi-
dade de seu fluido interporoso (ou qualidade)
e inversamente proporcional a sua quantidade.
Padronizou-se chamar de Ro a resistividade
de uma rocha contendo somente água (doce ou
salgada), ou seja, Sw = 1. Por outro lado,
se a rocha contém parte hidrocarboneto parte
água (doce ou salgada), ou seja Sw < 1, sua
resistividade é chamada de Rt.
A resistividade (Rt) de uma rocha contendo
água e óleo é diretamente proporcional a sua
resistividade com água (Ro) e inversamente
proporcional à quantidade dessa água (Sw).
Caso a rocha tenha somente água (Sw = 1),
condutiva ou salgada, Ro será baixa. Caso te-
nha água resistiva ou doce, Ro será alta. A
substituição parcial dessa água por hidrocarbo-
neto aumenta a resistividade da rocha de modo
inversamente proporcional à quantidade deste.
Entretanto, esse aumento será bem mais sig-
nificativo (resguardadas as mesmas proporções
volumétricas de água e óleo), caso seja em uma
rocha com água doce, portanto, inicialmente
mais resistiva.
Gus Archie estabeleceu, experimentalmente,
em 1942 (op. cit.) bases para duas leis físicas,
usando rochas limpas (isentas de argila e/ou
outros minerais condutivos). Em seus experi-
mentos, suas rochas tinham porosidades entre
10 e 28% e águas com salinidades entre 20000
e 100000 ppm equivalentes ao sal NaCl.
Verificou ele que Ro aumentava linearmente
com Rw por um fator F , que ele denominou Fa-
tor de Formação. Um gráfico logarítimo de F
versus φ apresenta um comportamento linear
definido por:
logF = −m log φ (2.14)
Trabalhos análogos posteriores, com rochas
contendo óleo e água, mostraram as seguintes
relações:
Rt = IRo (2.15)
e
I =
1
Snw
= S−nw (2.16)
onde I é o Índice de Resistividade e n um Ex-
poente de Saturação, determinado a partir do
coeficiente angular da reta I = −n logSw. Pes-
quisas laboratoriais devem avaliar tais expoen-
tes.
Finalmente, combinando-se as equações aci-
ma, obtém-se a Lei de Archie:
Rt =
Rw
φmSnw
= Rwφ
−mS−nw (2.17)
Esta lei demonstra, de maneira simples, como
se pode calcular a quantidade de água em uma
rocha reservatório (desde que isenta de mine-
rais condutivos), tendo-se, para tanto, a me-
dida de sua resistividade, da resistividade da
água da formação e da porosidade.
Resistividade de uma Rocha contendo
Minerais Condutores na Matriz
A condução da corrente elétrica nas rochas per-
morosas é função dos íons contidos em seus flui-
dos interporosos. Todavia, a presença de mine-
rais condutores ou semicondutores, tais como:
2.6. Propriedades Petrofísicas 55
pirita, calcopirita, magnetita, hematita, gra-
fita, galena e esfalerita, entre outros, em teores
superiores a 7% (Clavier, Coates & Dumanoir,
1976), também provocam mudanças no com-
portamento elétrico das rochas, em função da
condutância adicional.
Os argilominerais também apresentam con-
dutância adicional, devido à grande quanti-
dade de cargas negativas periféricas, resultado
da substituição isomórfica e/ou quebra mecâ-
nica de suas estruturas cristalinas.
A fragilidade das ligações do Si4+ e do Al3+
dentro dos octaedros e tetrataedros estruturais
permite seu deslocamento em direção às solu-
ções intersticiais, enquanto que vagas estrutu-
rais, assim abertas, são ocupadas (neutraliza-
das) pelos íons bivalentes do meio, por adsor-
ção.
Esse fenômeno aumenta a eletronegatividade
dos argilominerais e caracteriza sua capacidade
de troca catiônica (cation exchange capacity -
CEC), na forma de uma camada fixa de car-
gas positivas, de efeito capacitivo, denomina-
das dupla camada.
Winsauer & McCardell (1953) estudaram
com detalhes a ocorrência das duplas camadas
condutivas dos argilominerais e verificaram a
presença de uma com cátions periféricos e ou-
tra com ânions adsorvidos.
Quando as soluções intersticiais são diluídas,
a baixa concentração de cátions é insuficiente
para compensar a área superficial negativa dos
argilominerais, de modo que a neutralização
das cargas se faz com moléculas bipolares da
água, que afastam (dispersam) os cátions das
paredes e aumentam a espessura da dupla ca-
mada. Nessa situação, a água dentro da dupla
camada (adsorvida) é menos condutiva do que
a água livre do espaço poroso.
Quando as soluções intersticiais são de sa-
linidades elevadas (salmouras), a alta concen-
tração de cátions é suficiente para compensar
a área superficial negativa dos argilominerais,
de modo que a neutralização das cargas se faz
com os próprios cátions do meio, atraídos (flo-
culam) pelas cargas negativas das paredes, e
diminuem a espessura da dupla camada. Nessa
situação, a água dentro da dupla camada (ad-
sorvida) é mais condutiva do que a água li-
vre do espaço poroso (Keller & Frischknetch,
1966).
O efeito adicional da condução superficial
dos argilominerais pode ser observado na au-
sência da linearidade admitida por Archie (Fi-
gura 2.2).
Figura 2.2: Comportamento esquemático das
condutividades em rocha limpa e argilosa. A-
daptada de Worthington (1985).
Patnode & Wyllie (1950) propuseram a exis-
tência de uma condutividade dos sólidos σs
atuando paralelamente à condução iônica σw,
através das soluções intersticiais.
Em termos de condutividade, a equação de
Archie pode ser escrita como:
σo =
σw
F
(2.18)
a qual, acrescida do termo proposto σs fica:
σo =
σw
F
+ σs (2.19)
56 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
Posteriormente, Winsauer & McCardell (op.
cit.) a modificaram para:
σo =
1
F
(σw + σz) (2.20)
sendo σza condutividade da dupla camada,
que depende do tipo e da concentração dos íons
da solução intersticial. σz tende a zero quando
σo e σw também tendem a zero, justificando a
curvatura da Figura 2.2 na zona de baixa con-
dutividade da solução.
Muito embora esse modelo descreva melhor
o comportamento elétrico das rochas, há a difi-
culdade natural de sua aplicabilidade nos perfis
pela inexistência de metodologias práticas para
a determinação de σz.
Waxman & Smits (op. cit.) verificaram que
a corrente elétrica nos meios argilosos percorre
linearmente o mesmo caminho da corrente ele-
trolítica interporosa, de acordo com:
σz = BQν (2.21)
onde B é um fator de proporcionalidade cor-
respondente à condutância equivalente dos íons
adsorvidos e suas mobilidades associadas, e Qν
corresponde à concentração dos contraíons por
unidade de volume poroso (meq/cm3).
Hill & Milburn (1956), a partir de um gráfico
σo versus σw, estabeleceram uma correlação
entre a capacidade de troca catiônica (CEC)
e o teor de argila (Qν).
Dessa forma, a Equação 2.20 ficará:
σo =
1
F
(σw +BQν) (2.22)
Verifica-se, na Figura 2.3, que nas soluções
mais concentradas e com menores valores de
Qν (0,28 e 0,52 meq/ml), as retas passam pró-
ximas à origem do gráfico, enquanto que nas
rochas mais argilosas (Qν = 1,47 meq/ml),
mostram no eixo das abcissas um segmento de
comportamento linear em relação à Qν.
Figura 2.3: Gráfico de Waxman & Smits
(1968) usando dados de Hill & Milburn (1956).
Tal fato levou os autores a admitirem que em
altas concentraçõesB teria um valor constante.
Adaptando-se à Equação 2.23 para camadas
com hidrocarbonetos, tem-se:
σt =
Snw
F
(σw +
BQν
Sw
) (2.23)
onde a razão BQν/Sw quantifica o incremento
da concentração dos íons adsorvidos, na me-
dida em que o volume da solução diminui,
desde que o número de íons seja um valor fixo.
A Equação 2.23 transforma-se-á na de Ar-
chie quando as rochas estiverem isentas de ar-
gila (Qν = 0).
2.7 Propriedades Acústicas
O som propaga-se com diferentes velocidades
a depender do meio em que as ondas viajam.
É mais rápido nos sólidos do que nos líquidos
e nos gases.
A propagação de uma onda acústica atra-
vés de um corpo permoporoso (rocha) varia de
acordo com:
• tipo do material sólido (matriz ou litolo-
gia);
2.7. Propriedades Acústicas 57
• separação entre seus componentes sólidos
(porosidade) e,
• tipo do material entre os componentes só-
lidos (fluidos).
Entende-se, portanto, que a medida do tem-
po gasto por uma onda acústica para percorrer
um determinado intervalo, fixo e bem definido
de uma rocha pode ser usado para a determi-
nação quantitativa da proporcionalidade entre
seus sólidos, líquidos e gases, i.e., matriz e po-
rosidade.
Existem vários tipos de ondas acústicas.
Duas delas nos interessam mais de perto e es-
tão detalhadas nos livros clássicos de física:
1. Onda Compressional ou Longitudinal - a
oscilação das partículas se processa na di-
reção da propagação. Sua velocidade é
dada por:
VP =
√
K + 4µ/3
ρB
=
√
E
ρB
(
1 +
2σ2
1− σ − 2σ2
)
=
√
E
ρB
(1− σ)
(1− 2σ)(1 + σ)
(2.24)
2. Onda de Cisalhamento ou Transversal - a
oscilação das partículas se processa per-
pendicularmente à direção de propagação.
Estas ondas são próprias dos corpos só-
lidos porque eles resistem às tensões de
cisalhamento, o que não acontece com os
líquidos ou gases.
A velocidade destas ondas é dada por:
VS =
√
µ
ρB
(2.25)
ou
VS =
√
E
ρB
1)
2(1 + σ)
(2.26)
Consequentemente,
VP
VS
=
K
µ
+
4
3
(2.27)
ou
VP
VS
=
√
1− σ
1
2 − σ
(2.28)
sendo: ρB = massa específica do meio; K =
módulo de massa ou resistência à deformação;
µ = módulo de rigidez ou cisalhamento; E =
módulo de Young ou de elasticidade; e σ =
módulo de Poisson.
Para um mesmo meio considerado, VP será
sempre maior do que VS . Ambos radicais são
maiores do que a unidade, porqueK e µ são po-
sitivos e iguais a 0,5 nos sólidos ideais. Geral-
mente, diz-se que VP é aproximadamente igual
a 2VS .
A atenuação de uma onda, através de um
meio qualquer, é a medida da mudança de sua
amplitude por unidade de distância. Quanto
maior for a distância desejada, para se obser-
var um fenômeno acústico, maior a atenuação
e, portanto, maior deve ser a resolução do equi-
pamento para minimizar tais efeitos.
2.7.1 Propriedades Radioativas
Algumas definições da física nuclear.
Radioatividade é a desintegração espontânea
de um núcleo instável (Z > 80), com emis-
são de partículas e/ou energia eletromag-
nética.
ElétronVolt (seus múltiplos e submúltiplos) -
é a unidade de energia usada como base
para a medida dos processos atômicos
(eV), eletrônicos (keV), nucleares (MeV)
e subnucleares (GeV ou TeV).
Por definição, 1 eV é a quantidade de ener-
gia cinética adquirida por um elétron sob
58 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
um campo elétrico de 1 Volt.
1eV = 1,602× 10−12erg (2.29)
= 1,6× 10−19J (2.30)
= 3,8× 10−20C (2.31)
Curie (Ci) - é a unidade originalmente usada
para descrever a intensidade da radiação
de uma amostra. É a medida do número
de desintegrações por segundo, indepen-
dente do tipo de emissão radioativa.
1 Ci = 3,7× 108desintegrações/s.
É a radioatividade correspondente a 1g de
Urânio. Não é mais reconhecida pelo S.I.,
tendo sido substituída pelo Becquerel.
Becquerel (Bq) - é definido como a quantidade
de desintegração que um núcleo decai por
segundo. É, portanto, equivalente a s−1.
Assim, um Curie (Ci) passa a correspon-
der a 3,7× 1010 becquerels ou 37 GBq.
Röentgen (R) - é a unidade S.I. que mostra a
habilidade da radiação, tais como os raios
X e os gama. 1 R é a quantidade de ra-
diação necessária para liberar uma carga
elétrica (positiva ou negativa) de uma uni-
dade eletrostática (esu) em 1 cm3 de ar,
nas CNTP, por um fóton em sua trajetó-
ria de deslocamento.
1 R = 2,083 × 109 pares de íons/cm3 de
Ar ou 6,76× 1010 eV.
Angstron (Å) - é uma unidade, não reconhe-
cida pelo S.I., de medida do comprimento
de onda (λ) igual a 0,1 nanômetro ou
10−10m. É bastante usada para dimen-
sionar átomos, espectros visíveis da luz e
comprimento de ligações químicas.
Relação Massa / Energia em uma reação nu-
clear - A Equação de Einstein nos fornece:
E = mc2 = m
9× 1020
1,602× 10−12
(2.32)
sendo m (massa de um elétron) = 9,112×
10−28 g, então, a energia de repouso será:
E(e−) = 9,112× 10−28 × 5,61× 1032
(2.33)
= 511183,2 eV (2.34)
= 0,511 MeV (2.35)
que é a energia mínima necessária para
efeitos interativos entre um raio gama e
a matéria.
Um átomo consiste de nêutrons de massa igual
a 1 uma (unidade de massa atômica ou Dalton
= 1/12 da massa do C12 = 1,66 × 10−27 kg)
e nenhuma carga elétrica; de prótons de massa
igual a 1 uma e carga positiva; e, finalmente,
de elétrons orbitais de carga negativa e massa
de 1/1840 daquela do próton.
O número de massa (A) define o número de
prótons e nêutrons do núcleo. O número atô-
mico (Z) define a quantidade de prótons do
núcleo ou de elétrons da eletrosfera.
Isótopos são os diferentes estados de um ele-
mento onde se observam valores diferentes de
A, enquanto Z permanece inalterado. Para
ilustrar, o urânio natural consiste de três isó-
topos com pesos atômicos 234, 235 e 238.
Alguns isótopos são estáveis, isto é, eles
não mudam suas estruturas atômicas ou seu
estado energético. Por outro lado, isótopos
instáveis naturalmente trocam de estrutura
quando emitem energia em forma de radiações,
transformando-se em elementos diferentes.
O termo nuclídeo refere-se a cada uma das
possíveis combinações de nêutrons e prótons.
A maioria dos 1400 nuclídeo conhecidos são
instáveis e apenas 65 ocorrem naturalmente.
A maior parte da energia liberada, durante
a fase de instabilidade temporária dos isótopos
2.7. Propriedades Acústicas 59
radioativos, consiste de partículas ou raios alfa
de carga positiva, de partículas ou raios beta de
carga negativa e energia eletromagnética raios
gama, sem carga, porém com alta frequência.
• Raios Alfa - possuem quatro vezes a massa
do próton. Devido a sua grande massa,
são capazes de penetrar algumasfolhas
de papel. É igual a um núcleo de Hélio
(2 prótons + 2 nêutrons);
+2α
4
• Raios Beta - são elétrons de pequena
massa, facilmente desviados por campos
eletromagnéticos. Penetram milímetros
em alumínio. É igual a um elétron;
−1β
0
• Raios Gama - energia eletromagnética de
alta frequência e pequeno comprimento de
onda (cerca de 0,1 Angstron). Não pos-
suem carga elétrica nem são desviados por
campos eletromagnéticos. Radiações simi-
lares às ondas de luz e de rádio. Penetram
espessos materiais, sendo absorvidos por
polegadas de chumbo.
0γ
0
Uma vez que os raios gama possuem carac-
terísticas tanto de partícula como de ondas de
alta frequência, o termo fóton é também utili-
zado para descrever sua energia.
A energia emitida por cada isótopo radioa-
tivo é característica do núcleo do átomo emis-
sor.
Apenas os raios gama são detectados pelos
equipamentos de perfilagem radioativa (cintilô-
metros), devido a sua alta capacidade de pene-
tração em materiais densos (revestimentos de
aço e o corpo da própria ferramenta de perfila-
gem), após sofrer atenuação parcial.
Também existem ferramentas que usam nêu-
trons produzidos artificialmente, com alta ca-
pacidade de penetração nos materiais densos,
mas que são amortecidos (ou termalizados) por
materiais hidrogenados.
A energia de radiação é medida em milhões
de elétron-volt (MeV). Por definição, 1 eV é
equivalente à variação da energia que sofre um
elétron quando submetido a um diferencial de
potencial igual a 1 Volt.
A amplitude de um pulso elétrico recebido
por um detector de radiação se dá em função
da energia (ou velocidade) do fóton que nele
penetra. A intensidade da radiação está re-
lacionada ao número de pulsos ou contagens
detectados por unidade tempo (cps).
As rochas são mais ou menos radioativas, a
depender da maior ou menor quantidade de
seus elementos radioativos, que pertencem a
três famílias radioativas naturais: a do Urânio-
Rádio, a do Actínio e a do Tório. A família de
menor importância para a perfilagem radioa-
tiva é a do Actínio, volumetricamente insigni-
ficante na natureza.
Os raios gama naturais têm origem, prima-
riamente, em três fontes distintas:
1. Nos principais elementos filhos provenien-
tes da desintegração do U235;
2. No principal elemento filho proveniente da
desintegração do Th232 - (Ta208) e,
3. No Potássio (K40), responsável por 0,012
% de todo o potássio existente na crosta.
A razão principal destes três elementos se-
rem predominantes nas radioatividades natu-
rais das rochas está na ordem de grandeza da
meia-vida de cada um deles (Tabela 2.3), apro-
ximadamente igual à idade da Terra (4,5 × 109
anos).
Demais elementos radioativos conhecidos,
tais como: Césio, Rubídio, Lutécio e Samá-
rio, entre outros, são naturalmente desprezí-
veis, tendo em vista suas baixas meias-vidas.
60 Capítulo 2. Propriedades Fundamentais das Rochas
Elemento
Atividade
por peso
(γ/s/g)
Abundância
na crosta
(ppm)
K40 1 23500
Th232 1,3× 103 12
U235 3,6 × 103 3
Tabela 2.3: Contribuição relativa dos três prin-
cipais elementos radioativos naturais em um
fluxo radioativo (Adams & Weaver, 1958).
Anomalias provocadas por esses minerais po-
dem ocorrer, local e eventualmente.
2.8 Questionário
1. Diferenciar matriz geológica de matriz da
perfilagem?
2. Estabeleça vários modelos geológicos que
possam dar uma só resposta geofísica e le-
var a uma ambiguidade interpretativa.
3. Como é possível minimizar potenciais am-
biguidades na interpretação dos perfis geo-
físicos de poço? Citar alguns procedimen-
tos aconselháveis.
4. Quantas medidas direcionais de resistivi-
dade devem ser feitas em um testemunho
para que se tenha seu valor verdadeiro?
5. O que é anisotropia elétrica?
6. Cada ferramenta de porosidade é regi-
da por princípios físicos distintos, po-
dendo gerar resultados numéricos diferen-
tes. Existirá possibilidade de elas resulta-
rem em valores iguais? Quando?
7. Porque os folhelhos têm alta porosidade
porém, baixa permeabilidade?
8. Qual a composição média dos folhelhos?
9. Por que se diz que os argilominerais são
física e quimicamente ativos?
10. No que se diferenciam os fatores de forma-
ção de Archie e o de Winsauer & McCar-
dell (1953)? Explicar.
11. Demonstrar que duas rochas limpas
(Vsh = 0), embora com iguais valores de
Ro, podem resultar de situações de distin-
tas salinidades da água e porosidades.
12. O que é a dupla camada dos argilominerais
ou folhelhos? Por que ela ocorre?
13. Quais as consequências do fenômeno da
dupla camada no estudo da resistividade
das rochas arenoargilosas?
14. Por que a presença de elementos condu-
tores compondo a matriz de uma rocha
invalidam a Lei de Archie (1942)?
15. Quais os elementos laboratoriais que são
adicionados às equações de Waxman &
Smits e às de outros autores, para com-
pensar os problemas ocasionados pela con-
dutância superficial?
16. Qual a razão operacional da perfilagem ra-
dioativa natural usar os raios gama para
a detecção? Por que não os raios beta ou
alfa?
17. Quais são as fontes naturais de radioativi-
dade das rochas?
18. Quais os elementos de rocha capazes de in-
fluenciar na propagação de uma onda elás-
tica?
19. O que se entende como resolução vertical
e radial de uma ferramenta de perfilagem?
20. Quais os tipos de ferramentas que devem
ter investigação radial mais profunda: as
de resistividade ou as de porosidade? Por
quê?
Referências 61
21. Quais os tipos de ferramentas que devem
ter investigação vertical maiores (sensores
mais espaçados): as de resistividade ou as
de porosidade? Por quê?
Referências
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62 Referências
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Capítulo 3
Perfil de Raios Gama
O início do estudo da perfilagem pelo per-
fil ou curva de raios gama (GR ou RG) leva
o aluno a entender, com facilidade, como cons-
truir uma curva bastando para tanto distinguir
o que seja folhelho de não folhelho. Um folhe-
lho, normalmente, não é um reservatório. Um
não folhelho, poderá sê-lo.
A Figura 3.1 mostra um exemplo típico onde
se observa perfeita correlação entre a curva e a
litologia, mostrada pelos fotogramas (cortesia
Hydrolog).
Figura 3.1: Correlação entre uma curva de
raios gama e seus fotogramas.
3.1 Generalidades
Radioatividade é a propriedade pela qual os
átomos de grande número atômico (Z) emitem
espontaneamente radiação, devido à instabili-
dade de seus núcleos. Segundo Sir lsaac New-
ton, as radiações são essencialmente partícu-
las, enquanto que, para Fresnel e Young, são
ondas eletromagnéticas invisíveis, capazes de
serem detectadas por seus efeitos ionizantes.
A diferença entre os raios gama e os raios X
está na origem de cada um deles. Estes se ori-
ginam de reações orbitais e aqueles, das nu-
cleares. Uma vez criados, tanto os raios gama
como os raios X são bastante idênticos em pro-
priedades.
3.2 Energia e Características
Físicas das Radiações
A luz é uma radiação visível, descrita qualita-
tiva e quantitativamente. A cor azul (quali-
dade) pode ser expressa em termos de compri-
mento de onda (4800 Å), frequência ou, ainda,
pelo produto da frequência pela constante de
Planck (6,6×10−27 erg.s). Esta última tem a
conveniência de definir a energia associada ao
fóton (menor unidade de energia eletromagné-
tica indivisível), cuja luz azul foi emitida ou
absorvida. No lugar da constante de Planck,
para dar uma ideia da qualidade da radiação,
63
64 Capítulo 3. Perfil de Raios Gama
pode-se usar uma outra unidade definida por
meio da intensidade (quantidade) de energia
associada ao fóton.
A unidade de energia usada para descrever
a quantidade de raios gama é igual à energia
adquirida por um elétron que se desloca em di-
reção a um anodo, tendo um potencial elétrico
de um milhão de volts mais positivo do que o
catodo.
Como o elétron-volt (eV) é uma unidade pe-
quena para os eventos radioativos, usa-se o mi-
lhão de elétron-volt (MeV).
A quantidade de uma radiação qualquer
também pode ser definida em termos da ra-
zão de deslocamento da energia transportada,
através de uma área, perpendicular a sua di-
reção. Nesse caso, a intensidade é o número
de fótons que atravessa uma área unitária na
unidade de tempo.
Expressa-se, também, a intensidade de uma
radiação pela quantidade de ionização produ-
zida. Um Röentgen (R) é a quantidade de ra-
diação X, ou gama, capaz de liberar uma uni-
dade eletrostática de íons ou 2,083× 109 pares
de íons/cm3 de ar, nas CNTP. É uma unidade
cumulativa. Quanto maior o tempo de radia-
ção, maior a quantidade em Röentgen.
Resumidamente,
E = hf =
ch
λ
(3.1)
onde:
E = Energia (erg)
h = Constante de Planck
f = Frequência (Hertz)
c = Velocidade da luz (m/s)
λ = Comprimento de onda (Angstron)
3.3 Absorção dos Raios Gama pela
Matéria
Os raios gama interagem com a matéria (ro-
chas) por meio de três efeitos ou processos:
produção de par, efeitos Compton e fotoelé-
trico. Todos eles dependentes do nível de ener-
gia envolvida.
Para a perfilagem geofísica, o mais impor-
tante dos processos é o espalhamento inelás-
tico ou efeito Compton, que ocorre entre um
fóton incidente de média energia (entre 75 keV
e 1,02 MeV) e um elétron orbital. O fóton
ejeta o elétron de sua órbita, cede ao mesmo
parte de sua energia cinética e sofre um desvio
(matematicamente previsível) em sua trajetó-
ria. Isto é, ele permanece interagindo no meio,
muito embora com menor energia que a inicial.
Fótons com energia abaixo de 75 keV tam-
bém interagem elasticamente com os elétrons
orbitais e cedem, para os mesmos, toda sua e-
nergia, principalmente se o átomo tiver grande
diâmetro. O fóton desaparece do meio (é ab-
sorvido ou aniquilado), enquanto o elétron se
transforma em um fotoelétron livre. É o efeito
fotoelétrico.
O terceiro é o efeito de produção de par, no
qual o fóton incidente, com energia superior a
1,022 MeV, interage diretamente com o núcleo
dos átomos, transformando-se em um elétron
e um pósitron (antimatéria). O pósitron tem
uma vida bastante curta e interage com um
elétron da vizinhança, quando ambos se ani-
quilam com liberação de 1,02 MeV de energia
total, na forma de dois fótons com 511 keV
cada, em direções opostas. Os valores são de-
finidos como fator de conversão de massas cor-
respondentes às duas partículas (ver Equação
2.35).
Os raios gama naturais oriundos do K40, U
e Th, por possuírem níveis energéticos da or-
dem de 1,4 a 2,6 MeV, interagem principal-
mente pelo efeito Compton. Após cada coli-
são, os raios gama defletidos continuam a sofrer
choques sucessivos até serem absorvidos foto-
eletricamente, quando então ocorre a expulsão
de elétrons dos respectivos átomos absorvedo-
res, dando origem a correntes elétricas, finitas
e mensuráveis.
3.4. Deposição dos Radioelementos 65
3.4 Deposição dos Radioelementos
São três as famílias radioativas naturais: a do
Urânio-Rádio, a do Actínio e a do Tório.
A de menor importância para a perfilagem
radioativa é a do Actínio, volumetricamente in-
significante na natureza. Os demais elementos
radioativos conhecidos, muito embora de alto
teores e pelo fato de terem pequenas meias-
vidas, tornam-se igualmente insignificantes em
relação à perfilagem, a não ser quando origina-
rem depósitos ou impregnações localizadas.
Por outro lado, o 19K40 não dá origem a uma
família, mas sim a dois produtos por adição
ou subtração de partícula β, respectivamente
o 18Ar40 e o 20Ca40.
As rochas são mais ou menos radioativas a
depender da maior ou menor quantidade de
seus elementos radioativos. O K40 é o respon-
sável por 0,012% de todo o potássio existente
na crosta e 0,27% dos folhelhos.
Cada elemento filho das séries radioativas
naturais (U, Th e K) emite raios gama distintos
em número e nível de energia, caracterizando-
os qualitativa e quantitativamente. O K40 emi-
te apenas raios gama monoenergéticos de 1,46
MeV, enquanto o Tório e o Urânio, polienergé-
ticos, têm seus níveis principais de energia na
ordem de 2,62 e 1,76 MeV, respectivamente.
Os elementos radioativos naturais ocorrem
originalmente nas rochas ígneas. Durante os
processos de erosão e redistribuição, eles são
espalhados nos sedimentos e na água do meio
ambiente deposicional. A maior ou menor con-
centração desses elementos depende de vários
fatores, dentre eles: a natureza em si dos sedi-
mentos e a presença de organismos vivos nas
águas em que ocorreu a deposição.
Os compostos de Tório e elementos filhos,
em baixas temperaturas, têm limitada solubili-
dade na água. Quando presentes nos folhelhos,
são originados de partículas insolúveis proveni-
entes da rocha matriz. Quando em condições
de alta temperatura, são transportados em so-
lução e, eventualmente, podem preencher fra-
turas, planos de falhas e outros locais passíveis
de migração fluida, dando origem aos depósitos
residuais (placers).
Os compostos de Urânio (até 20000 ppm)
são muito solúveis na água, quando oxidados,
e insolúveis quando reduzidos. O Urânio e o
Tório são oligoelementos (traços) sem grande
importância na gênese das rochas. Todavia,
dissoluções, migrações e precipitações podem
ocasionar uma redistribuição dos mesmos com
o tempo, de modo a proporcionar alta radioa-
tividade local.
As argilas e/ou folhelhos são sedimentos ra-
dioativamente naturais, mais que os demais,
devido à capacidade em reter íons metálicos,
entre eles Urânio e o Tório. Um maior ou me-
nor percentual desses elementos dependerá do
seu ambiente deposicional e/ou de suas modi-
ficações diagenéticas.
A radioatividade natural dos folhelhos e ar-
gilas têm suaorigem, basicamente, no alto por-
centual de K40 e de uma pequena quantidade
razoável de Tório e Urânio. Essa combina-
ção registra uma amplitude normal para os fo-
lhelhos da ordem de 75 a 150 Unidades API
(UAPI). Todavia, a presença de mineralizações
localizadas de outros elementos radioativos e
de matéria orgânica podem alterar bastante
tais valores.
3.4.1 Rochas Radioativas
As rochas podem ser divididas em três grupos
distintos, de acordo com sua radioatividade na-
tural:
1. Rochas altamente radioativas - folhelhos e
argilas de águas profundas formadas por
lamas de radiolários e globigerinas; folhe-
lhos pretos betuminosos; evaporitos po-
tássicos (carnalita, silvinita, taquidrita,
66 Capítulo 3. Perfil de Raios Gama
etc.) e algumas rochas ígneas e/ou me-
tamórficas.
2. Rochas medianamente radioativas - folhe-
lhos e arenitos argilosos de águas rasas e
carbonatos/dolomitos argilosos.
3. Rochas de baixas radioatividades - grande
maioria de carvões e evaporitos não potás-
sicos (halita, anidrita, gipsita, etc.).
O nível de radioatividade dos sedimentos
não é tão grande quanto aquele das rochas íg-
neas que os originaram, devido às diluições,
contaminações e intemperismo.
A radioatividade nos folhelhos é bastante
significativa porque eles:
• são ricos em K40 e em matéria orgânica
(existe uma tendência dos microrganis-
mos em concentrarem elementos radioati-
vos em seus corpos, retirando-os da água
do mar); e
• têm grande capacidade de realizar trocas
iônicas com as soluções intersticiais (in-
terporosas) do meio ambiente onde foram
depositados.
Por essas razões, após os evaporitos potás-
sicos, os folhelhos são as rochas sedimentares
que apresentam os mais altos valores de radio-
atividade.
Nas demais rochas sedimentares importan-
tes para a acumulação de hidrocarbonetos -
calcários, dolomitos e os arenitos -, a presença
ou não de elementos radioativos depende, tam-
bém, de sua origem deposicional.
De um modo geral, nos carbonatos, por re-
sultarem do desenvolvimento de matéria esque-
letal marinha, CaCO3, a radioatividade espe-
rada é a mais baixa possível. Já os dolomi-
tos apresentam uma radioatividade um pouco
maior que a dos calcários, por serem passíveis
de contaminações através das águas percolan-
tes.
Os arenitos ambientalmente contaminados
por argilominerais são, das três rochas reser-
vatórios principais, os que apresentam a mais
alta radioatividade. Os siltitos, granulometri-
camente intermediários entre arenitos e folhe-
lhos, têm igualmente uma radioatividade inter-
mediária a eles.
Todavia, deve-se lembrar que estas conside-
rações são baseadas na lógica. Anormalida-
des podem ocorrer, com frequência, em função
do ambiente deposicional das rochas, como um
todo.
Assim, o perfil de raios gama pode ser utili-
zado como um indicador qualitativo e quanti-
tativo do conteúdo argiloso das rochas, desde
que essa radioatividade dependa exclusivamen-
te do teor de argilomineral presente. Rochas
com grãos feldspáticos (arcóseos) ou conglome-
rados polimíticos são as exceções a esta regra.
3.5 Princípio de Medição do Perfil
de Raios Gama
Para registro de uma curva de Raios Gama
bastam detectores tipo Câmara de Ioniza-
ção, Geiger-Müeller, Cintilômetro ou Contador
Proporcional. Estes detectores são afetados
pelos raios gama do meio ambiente após des-
carte, pelo próprio corpo metálico da sonda,
das radiações (partículas) alfa e beta.
Os Raios Gama não são detectados como
energia eletromagnética, mas sim pelos efeitos
ocasionados por suas interações com os átomos
do interior dos detectores (ionização).
As ferramentas de Raios Gama de poço
usam cintilômetros contendo um cristal que
emite luz quando atingido por um fóton. Aco-
plado ao cristal está um tubo fotomultiplicador
que amplifica a corrente elétrica em um milhão
de vezes. Os cristais mais comuns são de fós-
foro, com iodeto de sódio tálio ativado.
A sensibilidade dos cintilômetros é função da
forma e do tamanho do cristal, enquanto que
3.6. Fatores que Afetam as Leituras dos Perfis de Raios Gama 67
a intensidade da cintilação é diretamente pro-
porcional à energia do fóton que o atingiu.
Sendo a altura de cada pulso proporcional à
intensidade da energia captada, fica fácil iden-
tificar se os diferentes tipos de radiação foram
provenientes do K40 (1,46 MeV), do principal
elemento filho do U235 (1,76 MeV) ou do Th232
(2,62 MeV).
3.6 Fatores que Afetam as Leituras
dos Perfis de Raios Gama
Os folhelhos apresentam alto teor de K40, ra-
zão pela qual esse perfil é bastante usado na
distinção litológica entre folhelhos e não fo-
lhelhos, ressalvadas as condições de enriqueci-
mento eventual por minerais radioativos (césio,
polônio, irídio, etc.).
Vários são os fatores, extra litologia ou radi-
oatividade, que afetam os resultados apresen-
tados por um perfil de Raios Gama:
1. Detectores de Radiação - Entre os tipos de
detectores abaixo, apenas o cintilômetro
não opera sob o princípio geral da ioniza-
ção dos gases, mas sim por emissão de luz
quando atingido por um raio gama:
• Contador Geiger-Müeller - câmara
cilíndrica com gás à baixa pressão
e um fio central sob alta voltagem
em relação ao envoltório da câmara.
A penetração de raios gama na câ-
mara provoca a ionização das molé-
culas do gás. Há uma produção de
íons que são acelerados pelo campo
elétrico, ionizando em cadeia outras
moléculas. O gás torna-se condutor e
provoca uma descarga no fio central.
Em seguida, ocorre a desionização do
gás e o restabelecimento da alta vol-
tagem do fio central.
Esse tipo de detector apresenta duas
falhas que refletem na sua precisão:
(a) alguns raios gama atravessam o
contador sem interagir com as molé-
culas do gás e, (b) permanece ina-
tivo durante alguns microssegundos
para que o gás seja recarregado, ori-
ginando um baixo rendimento, da or-
dem de 5 a 7%.
• Câmara de Ionização - é semelhante
a um Geiger-Müeller, porém o gás io-
nizável está submetido à alta pressão
e a voltagem do fio central é baixa.
Os raios gama provocam a passagem
de uma fraca corrente no gás que, de-
vidamente amplificada, fornece uma
indicação da radiação que penetra na
câmara. Tem também um baixo ren-
dimento, da ordem de 5 a 7%.
• Cintilômetro - detecção baseada na
produção de finas centelhas de luz
quando os raios gama atingem cer-
tos cristais. As centelhas são con-
vertidas em pulsos elétricos, cuja al-
tura depende da quantidade de ener-
gia absorvida. Esse detector é dez
vezes mais eficiente do que os a gás,
porque possui maior massa material
(por unidade de volume) sensível à
radiação.
A vantagem do cintilômetro é seu bom
rendimento (50 a 60%) em relação aos de-
mais detectores. Isso resulta em um per-
fil com o máximo de detalhes possíveis e
maior precisão nas leituras. Além do mais,
os cintilômetros podem ser construídos em
tamanhos relativamente pequenos, o que
diminui sua resolução vertical (definição
da espessura das camadas) para menos de
1 pé.
2. Variações Estatísticas - o conhecimento da
natureza estatística das emissões é um fa-
tor importante na interpretação de perfis
68 Capítulo 3. Perfil de Raios Gama
radioativos. Meia-vida é o tempo necessá-
rio para que a metade dos átomos de um
elemento se decomponha. Ela varia desde
frações de segundos até milhões de anos.
Apesar de se conhecer esse tempo de de-
composição, é quase impossível de se pre-
ver quantos átomos se desintegrarão, ou
quantos raios gama serão emitidos durante
um certo intervalo de tempo.
A emissão de fótons apresenta uma distri-
buição normal, isto é, o desvio padrão da
amostragem é da ordem da raiz quadrada
do número de desintegrações.
Nos primórdios da perfilagem radioativa
havia o conceito de constante de tempo,
que é o tempo em segundos no qual o de-
tector realizava a média aritmética dos fó-
tons registrados. Esse conceito é impor-
tante no ajuste dos equipamentos analó-
gicos para fins de comparação e correla-
ção entre perfis de distintas companhias
de serviços em um mesmo campo de pe-
tróleo.
O casamento entre a constante de tempo
(para finsde medições estatísticas da flu-
tuação radioativa) e a velocidade de per-
filagem era realizado de modo a corres-
ponder a um critério ótimo de aceitação
da qualidade da leitura estabelecido pelo
API.
A introdução dos computadores nas ope-
rações de perfilagem favoreceu o uso de
vários tipos de filtros estatísticos, de sorte
que a relação entre a velocidade de perfila-
gem e a constante de tempo não é mais o
fator determinante da qualidade dos perfis
de Raios Gama.
Assim, quer se use a velocidade de perfila-
gem casada com uma constante de tempo,
quer se use um filtro (geralmente do tipo
gaussiano), qualquer contagem que um de-
tector realize em uma unidade de tempo
(cps) é uma média padronizada. Esse pro-
cedimento nivela todos os equipamentos a
um padrão ótimo de resposta.
As flutuações estatísticas são mais percep-
tíveis quando se realiza baixas contagens
de pulsos. Entretanto, o número de raios
gama contados durante um período sufici-
entemente longo será praticamente cons-
tante.
Convém lembrar que a duração de uma
operação de perfilagem não poderá ser tão
longa assim, porque nenhuma ferramenta
de perfilagem pode ficar parada dentro do
poço por muito tempo sem o risco de apri-
sionamento.
Os perfis não estatísticos (tipo elétricos,
acústicos, mecânicos, etc.) são corridos
com velocidades superiores aos radioati-
vos. Caso um perfil radioativo seja aco-
plado a um não radioativo, prevalecerá a
menor velocidade usada para aqueles.
3. Raio de Investigação - estudos mostram
que 90% do valor registrado pelos perfis
de Raios Gama provém de uma zona loca-
lizada dentro de um raio das seis primeiras
polegadas, a partir da parede do poço.
4. Efeitos do Poço - o efeito da interposição
de material pesado, entre o detector e a
parede do poço, tais como cimento ou re-
vestimento, ou baritina na lama e no re-
boco, é reduzir a intensidade registrada no
perfil.
Existem gráficos específicos confecciona-
dos para recuperar as leituras originais,
pelas companhias de perfilagem. Eles de-
vem ser usados, principalmente, em poços
de grande diâmetro ou revestidos.
Os raios gama de nível energético médio
perdem a metade de sua intensidade após
haverem penetrado cerca de 1/2 polegada
em aço.
3.7. Interpretação do Perfil de Raios Gama Convencional - GR 69
5. Unidades Usadas no Perfil de Raios Gama
- antigamente cada companhia de perfi-
lagem usava um tipo de unidade diferen-
ciada: uma registrava seus perfis em mi-
crograma de Rádio equivalente por tone-
lada de rocha, outra em microRöentgen
por hora, outra em Unidade de Radia-
ção, etc. Isso complicava nas ocasiões em
que se desejava correlacionar poços de um
mesmo campo ou área, porém perfilados
por companhias diferentes.
A radioatividade total registrada por um
detector pode ser expressa em termos de
peso, de um elemento conhecido, que pro-
duza uma certa quantidade de radiação
equivalente.
Assim, para contornar as possíveis di-
vergências entre as companhias, surgiu a
Unidade API – (UAPI) ou Grau API –
(GAPI), que é a medida da radioatividade
artificial em um poço teste do Instituto
Americano do Petróleo (API), que serve
de normalização, no qual foram dissemi-
nadas quantidades conhecidas de Urânio,
Tório e Potássio.
Por definição, uma UAPI é igual a 1/200
da leitura feita entre os valores máximos e
mínimos do poço padrão nos Estados Uni-
dos.
3.6.1 Calibração de uma Ferramenta
de Raios Gama
Nas oficinas das companhias existem calibra-
dores secundários (jigs) capazes de reproduzi-
rem o valor da calibração primária API.
A sonda é posta em um ambiente afastado de
eventuais materiais radioativos, enquanto re-
gistra uma contagem (pulsos ou contagens por
segundo - cps) correspondente a zero de radi-
oatividade local (background). Em seguida, é
colocado sobre a posição do cintilômetro um
calibrador API (pastilha de mineral de radio-
atividade conhecida), para o equipamento re-
alizar uma nova contagem, a qual será direta-
mente proporcional ao valor do referido cali-
brador, em unidades UAPI.
Em função da linearidade da resposta, ob-
tém-se uma equação do tipo y = ax + b, que
será inserida no software de aquisição. A con-
versão dos cps em UAPI depende do tipo da
ferramenta e do detector usado.
3.7 Interpretação do Perfil de Raios
Gama Convencional - GR
São dois os tipos de ferramentas de Raios
Gama. A Convencional, com um só canal ana-
lisador da altura do pulso (não discrimina os
três elementos radioativos principais, mas so-
mente a soma U+Th+K), e a de Espectrome-
tria, com multicanais analisadores, que identi-
fica o espectro energético discriminando cada
um de seus componentes (U, Th e K), além de
realizar igualmente a soma U+Th+K.
O perfil de Raios Gama Convencional (U +
Th + K) possibilita a distinção entre os folhe-
lhos e/ou argilas e os demais tipos litológicos.
Tem a vantagem de poder ser corrido em poços
revestidos com aço, tornando-se útil em traba-
lhos de completação e restauração dos poços.
Sabendo-se que o perfil de Raios Gama Con-
vencional reflete somente a proporção de folhe-
lho ou argila de uma camada, pode-se utilizá-
lo com um indicador do teor de folhelho ou da
argilosidade das rochas (VshGR). Ele é usado,
também, para a detecção e a avaliação de mi-
nerais radioativos e evaporitos.
Tomemos como exemplo o perfil composto
da Figura 3.2. Por convenção, a curva GR é
sempre apresentada na primeira faixa, à es-
querda da estreita coluna das profundidades,
sempre com a radioatividade crescendo da es-
querda para a direita (no exemplo, respectiva-
mente 0 a 150 UAPI).
70 Capítulo 3. Perfil de Raios Gama
Figura 3.2: Exemplo de perfil composto.
Na prática, a escolha da escala a usar de-
pende do nível radioativo da área.
3.7.1 Interpretação Qualitativa do
Perfil Exemplo
O formato da curva de Raios Gama, enquanto
corresponda realmente ao conteúdo de argilo-
minerais presentes em uma camada, pode dar
uma ideia do ambiente onde ela foi depositada.
Isso pode ser observado na Figura 3.3 que
ilustra possíveis interpretações ambientais de-
duzidas a partir do comportamento do per-
fil. Igual raciocínio pode ser feito com a curva
do Potencial Espontâneo (SP), a ser estudada
mais adiante.
• Um formato cilíndrico geralmente sinaliza
ambientes com fácies sujeitas a transgres-
sões e regressões: eólicos, canais fluviais,
barras, cânions, plataformas carbonáticas
e assemelhados, locais de bastante retra-
balhamento capaz de deixar as camadas
com baixo teor de finos.
• Um formato de sino (baixa radioatividade
Figura 3.3: Definição de ambientes sedimenta-
res com o uso do perfil de Raios Gama (adap-
tada de Glover, 2007).
no topo, alta na base) geralmente sinaliza
ambientes progradantes.
• Um formato de funil (alta radioatividade
no topo, baixa na base) geralmente sina-
liza ambientes transgressivos.
Inicia-se uma interpretação pelo estudo qua-
litativo da curva azul GR (GAPI). A Figura 3.2
mostra dois corpos de baixa radioatividade
(50–145 e 188–242 metros) e três de alta radi-
oatividade (30–50, 145–188 e 242–290 metros).
Deduz-se, intuitivamente, com base na in-
formação adicional (bacia, nome da formação,
etc.), que os intervalos de baixa radioatividade
devem corresponder aos arenitos e os de alta,
aos folhelhos. Portanto, é necessário que o
intérprete tenha sempre algum conhecimento
prévio da litologia da área.
Todavia, o relacionamento entre baixos (ro-
chas limpas, sem argilosidade) e altos valores
de leitura API (rochas argilosas) não é total-
mente linear, conforme pode ser observado na
Figura 3.4.
Igualmente, Sombra (1987) definiu, por meio
de um polinômio de segundo grau, a relação
não linear que existe entre a argilosidade resul-
tante de peneiramento da amostras do campo
3.7. Interpretação do Perfil de Raios Gama Convencional - GR 71
Figura 3.4: Compilação de equações não line-
ares de argilosidade e seus respectivos autores.
de Siririzinho, bacia Sergipe-Alagoas, e o índice
de argilosidade IGR (ver a seguir), concordante
com os demais autores mostrados na figura em
referência.
Voltando à Figura 3.2,observa-se que a ca-
mada entre 50–145 m tem um aspecto predo-
minantemente de um cilindro, enquanto que a
localizada entre 188–242 m tem aspecto simé-
trico, com diminuição da radioatividade para
o topo e aumento para a base.
A camada superior (50–145m), barril, mos-
tra que deve ter havido uma uniformidade na
deposição granulométrica.
A camada inferior (188–242 m) tem, em sua
parte central, uma granulometria mais gros-
seira, que afina em direção ao topo, indica-
tiva de uma granodecrescência ascendente re-
sultante de uma deposição tipo regressiva. Por
outro lado, a sua base mostra uma granode-
crescência descendente dando ideia de deposi-
ção transgressiva.
Então, quais as considerações geológicas, de-
posicionais ou ambientais que podem ser reti-
radas em proveito dos aspectos observados nas
curvas de um perfil de Raios Gama?
Os exploracionistas, com tais informações,
podem, então, deduzir o comportamento geo-
métrico/espacial dos diversos corpos potenci-
almente reservatórios, para direcionamento de
suas pesquisas em busca de locações mais pro-
missoras tanto em espessuras como em reser-
vas.
3.7.2 Interpretação Quantitativa do
Perfil Exemplo
Desde que entendida a qualidade da curva
(mesma formação, ambiente deposicional,
etc.), inicia-se a interpretação quantitativa
propriamente dita, com o traçado de uma li-
nha de base defronte aos folhelhos (LBF).
Os valores a seguir, no perfil exemplo, resul-
tam de leituras visuais da curva. Para valores
mais apurados, devem-se usar os dados do ar-
quivo digitalizado *.las fornecido pela empresa
de perfilagem.
• LBF - Essa linha deve ser traçada repre-
sentando a média dos valores máximos dos
folhelhos, vez que a radioatividade é um
evento estatístico. Evitar adotar valores
maximoruns, os quais poderão resultar de
minerações localizadas. No presente caso,
a LBF localiza-se entre 90 a 105 unida-
des ou graus API (GAPI). Digamos que,
visualmente ela seja igual a 98 GAPI.
• GRMáximo (GRmax) - O valor de 98 GAPI
da LBF é então escolhido como repre-
sentativo dos folhelhos puros do intervalo
analisado.
• GRMínimo (GRmin) - Por outro lado, o
arenito mais limpo do intervalo está loca-
lizado aos 225 m, com um valor mínimo
visual igual a 27 GAPI.
72 Capítulo 3. Perfil de Raios Gama
• Argilosidade - Digamos que se deseja saber
qual o teor de argila (ou argilosidade), no
arenito localizado aos 120 m, cuja leitura
visual é de 40 GAPI, aproximadamente.
Dois passos serão necessários: o primeiro é
o estabelecimento de uma relação linear, ou
Índice de Radioatividade (IGR), para então se
calcular a argilosidade propriamente dita (Vsh).
Como se discute uma argilosidade calculada
com base nos raios gama, usa-se a terminologia
VshGR.
Resolvendo-se primeiramente a relação li-
near (IGR):
IGR =
GR−GRmin
GRmax −GRmin
(3.2)
=
40− 27
98− 27
= 0,183 (3.3)
Portanto, o índice linear de radioatividade aos
120 m é igual a 18,3%.
A bibliografia mostra várias equações, em-
píricas ou experimentais, não lineares, para o
cálculo da argilosidade, as quais levam em con-
sideração alguns fatores, dentre eles a idade da
rocha. Algumas delas estão compiladas na Fi-
gura 3.4.
O autor usa bastante em seus trabalhos prá-
ticos as equações de Larionov (Asquith & Kry-
gowski, 2004), por considerá-las as mais rea-
listas, porquanto trazem embutidas um fator
correspondente à idade da rocha.
Sendo a camada sob análise de idade terciá-
ria (ou mais nova), a respectiva Equação é da
forma:
VshGR = 0,083(2(3,7×IGR) − 1) (3.4)
Sendo a camada sob análise de idade pré-
terciária (ou antiga, portanto consolidada), a
respectiva equação é da forma:
VshGR = 0,33(2(2×IGR) − 1) (3.5)
Resolvendo-se a argilosidade (VshGR) com base
nas equações de Larionov:
• Caso a rocha seja de idade cretácica, tem-
se:
VshGR = 0,33(2(2×0,183) − 1) = 0,095
(3.6)
• Caso a rocha seja de idade terciária, tem-
se:
VshGR = 0,083(2(3,7×0,183) − 1) = 0,049
(3.7)
Quanto mais novas as rochas, menor a atuação
da diagênese e maior a presença de elementos
radioativos portadores de potássio, tais como
os feldspatos e micas, o que proporcionará altas
radioatividade não ligadas, propriamente, aos
argilominerais.
Uma outra Equação bastante usada é a de
Steiber (Asquith & Krygowski, 2004):
VshGR =
IGR
3− 2× IGR
(3.8)
que calcularia um VshGR = 0,069.
3.8 Resumo do Perfil de Raios
Gama Convencional (GR ou
RG)
1. Medição
Soma da radioatividade natural emitida
pelos três principais elementos naturais
(U, Th e K40).
2. Unidade
Unidades ou Graus API.
3. Usos
• Definição da litologia com base no
que seja folhelho e não folhelho.
• Definição eventual de ambientes de
deposição.
• Correlação entre poços vizinhos.
3.8. Resumo do Perfil de Raios Gama Convencional (GR ou RG) 73
Figura 3.5: Curvas Raios Gama em área alta-
mente radioativa.
• Identificação de minerais radioativos
e evaporitos (Figura 3.5, intervalo
675-710 m).
• Cálculo da argilosidade ou volume de
folhelho (VshGR).
• Usos Especiais:
- Identificação de intervalos canhone-
ados.
- Determinação exata das profundi-
dades.
- Detecção de fluxo fluido atrás dos
revestimentos de poços antigos.
• Pode ser corrido em poços revestidos
com aço (Figura 3.6).
4. Problemas
• Relacionados às litologias:
- Mineralizações eventuais.
- Rochas arcoseanas.
- Conglomerados policompostos.
- Rochas densas.
Figura 3.6: Curvas de Raios Gama em poço
aberto (OH) e após revestido em aço (CH).
• Relacionados à operação:
- Camadas finas.
- Tipo do detector.
- Excentralização da ferramenta.
- Presença de revestimentos de aço.
• Relacionados à conceituação (admi-
tidas as seguintes hipóteses):
- A radioatividade medida é pro-
porcional ao volume de argila na
camada.
- Apenas dois componentes volumé-
tricos (folhelho e não folhelho).
No caso de areias argilosas considera-se:
GAPI = GRSS(1−Vsh) +GRSHVsh (3.9)
quando deveria ser considerada também a
água:
GAPI = GRSS(1− φ− Vsh)
+ GRSHVsh + GRwφ (3.10)
74 Capítulo 3. Perfil de Raios Gama
Sendo a água isenta de radioatividade, en-
tão a Equação 3.9 = 3.10.
Na realidade, os GAPIs são proporcionais
à radioatividade por unidade de massa.
Sendo assim, tanto 3.9 como 3.10 repre-
sentam a radioatividade volumétrica e não
a radioatividade relativa à massa da ca-
mada. Portanto, é preferível a alternativa:
GAPI ρB = GRSS(1− φ− Vsh)ρSS
+ GRSHVshρSH + GRwφρw
(3.11)
onde ρi é a massa específica (g/cm3), res-
pectivamente, da rocha, areia, folhelho e
água.
A Equação 3.11 implica que rochas de
diferentes porosidades podem ter leituras
GAPI também diferentes.
Para finalizar, algumas observações impor-
tantes:
• Atenção para a possibilidade de arenitos
radioativos ou mineralizações eventuais.
• Atenção para picos de folhelhos anormais,
fora do padrão geral, que possam resul-
tar de uma maior quantidade de radioati-
vidade localizada, fora da representativi-
dade da LBF.
• Lembrar que o parâmetro GRmax deve re-
presentar a média dos valores máximos ob-
servados na curva e não o GRmaximorun.
Ver observação acima.
3.9 Raios Gama de Espectrometria
1. Medição
Radioatividade individualizada (U, Th e
K40) e somatório (U + Th + K40.)
2. Unidade
Graus ou Unidades API.
3. Usos
• Definições mais precisa das litologias
(folhelhos e não folhelhos).
• Identificação mais precisa dos argilo-
minerais.
• Correlação entre poços.
• Cálculo da argilosidade.
• Identificação de ambientes marinhos
e continentais.
• Identificação de rochas geradoras de
hidrocarbonetos.
4. Problemas
• Praticamente os mesmos do RG Con-
vencional.
3.10 Questionário
1. O que é elétron-volt?
2. Quais as séries radioativas naturais e em
que elas se assemelham ou diferem?
3. Por que é aproximadamente correto dizer
que a Contagem de Pulsos (cps) emiti-
dos pelos RG Naturais é basicamente uma
função do teor de K40?
4. Quais os três processos pelos quais os raios
gama interagem com a matéria?
5. Qual(is) a(s) razão(ões) pela(s) qual(is) se
diz que os raios gama interagem basica-
mente por Compton com os principais ele-
mentos componentes das rochas?6. Como se detecta a presença de raios gama
em uma rocha?
7. Quais as diferenças operacionais entre o
Geiger-Müeller, o Cintilômetro e o Conta-
dor Proporcional?
Referências 75
8. Qual a razão de ser o cintilômetro o mais
usado na perfilagem?
9. Como funciona um cintilômetro?
10. Dentre os fatores que alteram a resposta
da Curva dos Raios Gama? Qual(is) o(s)
que você considera mais importante(s)?
Justificar.
11. Qual o princípio ferramental e quais os
usos do perfil Gama de Espectrometria?
12. Como a argilosidade altera o comporta-
mento dos reservatórios com porosidade
intergranular?
13. Justificar a razão pela qual um calcário
com 10% de porosidade tem radioativi-
dade menor do que um arenito de mesma
porosidade.
14. Qual a relação entre as energias e o ângulo
de espalhamento relativas para o efeito
Compton, quando a energia inicial do fó-
ton é igual a do K40? (Ilustrar com grá-
fico).
15. Um arenito terciário é, naturalmente,
mais ou menos radioativo que um do cre-
táceo? Explicar.
16. Citar três rochas de alta radioatividade
natural, três de média e três de baixa.
17. Por que as micas Muscovita e Biotita têm
alto teor de potássio?
18. O que é o Grau API (GAPI) ou Unidade
API (UAPI)?
19. Como se converte a medida de um detec-
tor em GAPI ou UAPI? Como é feita esta
calibração?
20. Citar dois fatores ferramentais e três fa-
tores ambientais que possam alterar o for-
mato da curva a ser registrada por um per-
fil de Raios Gama Natural.
21. Qual(is) o(s) critério(s) que se deve usar
para se fazer uma boa escolha dos valores
de GR máximo e GR mínimo a usar nas
equações de VshGR?
22. Quais os passos a serem dados para se de-
terminar o VshGR de uma camada?
23. Quais os principais usos da curva dos
Raios Gama Natural?
24. O que é um RG de Espectrometria? No
que ele difere do RG Natural e onde ele é
aplicado?
25. Determinar os valores de GR máximo e
GR mínimo nas Figuras 3.7, 3.8 e 3.9. Ob-
serve que o nível mínimo de radioatividade
é bem maior no poço 2 do que no 1, em
virtude da radioatividade proveniente da
presença de feldspatos potássicos na área.
Figura 3.7: Gráfico para escolha do GRmax e
GRmin do poço 1.
Referências
Asquith, G. & Krygowski, D.; 2004, Basic
76 Referências
Well Log Analysis: AAPG Methods In
Exploration, 16:31-35
Glover, P. W. J., 2007 - Pétrophysique course
Figura 3.8: Gráfico para escolha do GRmax e
GRmin do poço 2.
Figura 3.9: Gráfico para escolha do GRmax e
GRmin do poço 3.
notes, http://www.ggl.ulaval.ca.
Sombra, C. L., 1987, Sedimentação, diagênese
e alguns aspectos relacionados com poten-
ciais danos dos reservatórios Carmópolis
do campo de Siririzinho, Bacia de Sergipe-
Alagoas. Dissertação de Mestrado, Univ.
Federal de Ouro Preto.
Capítulo 4
Perfil do Potencial Espontâneo
4.1 Potenciais Naturais em um
Poço
Existem diversas fontes de potenciais de ocor-
rência natural sem a necessidade de uso instru-
mental: eletroquímica, eletrocinética, eletro-
magnética, bimetalismo, piroeletricidade, pie-
zoeletricidade, etc.
A necessidade de um fluido capaz de pro-
porcionar facilidade na perfuração das rochas
(lama) é uma exigência operacional para fins de
preservação das seções não consolidadas, para
evitar desmoronamentos das paredes dos po-
ços, para lubrificar a broca e demais elemen-
tos da coluna de perfuração e, principalmente,
para proporcionar um suficiente suprimento de
amostras de calha na superfície, capaz de per-
mitir uma primeira avaliação litológica e/ou
observar eventuais indícios econômicos.
A coluna de lama exerce uma pressão hi-
drostática (PH) sobre as camadas permoporo-
sas e provoca, através do processo de filtração,
uma dissociação entre os seus elementos líqui-
dos e sólidos, desde que PH seja maior do que
a pressão dos líquidos porosos ou estática da
formação (PE). A parte líquida (filtrado) pe-
netra radialmente nas camadas permoporosas
ao mesmo tempo em que as partículas sólidas
(argilas e/ou aditivos) depositam-se nas pare-
des externas das camadas (reboco).
4.1.1 Potencial Eletrocinético - Ek
Quando um sólido entra em contato com uma
solução eletrolítica, um potencial se estabelece
devido à adsorção de íons do meio ou pela ioni-
zação do próprio sólido. Uma primeira camada
de cátions fica imobilizada, adsorvida, próxima
à superfície negativa do sólido. A camada de
cátions mais afastada (ou difusa) tem mobili-
dade similar à do fluido livre, com a predomi-
nância de cargas positivas.
Para simplificar a análise desse potencial,
consideram-se essas duas camadas de cátions
como um condensador com placas separadas
por centímetros e carga de algumas unidades
eletrostáticas/cm2.
O diferencial de potencial que se forma entre
a zona de cisalhamento, que separa a camada
fixa da difusa, é denominado Potencial de Ele-
trofiltração ou Streaming Potencial (Ek).
Nos microporos pode não ocorrer fluxo e,
portanto, pouca ou nenhuma separação de car-
gas ocorrerá. Por outro lado, nas fraturas aber-
tas (ou grandes poros), a movimentação será
bem maior.
Existem várias equações traduzindo o fenô-
meno Ek. A Equação 4.1, de Davies & Rideal
(1963), é uma das mais divulgadas:
Ek =
ζDw∆P
4πµw[σw + 2(S/r)]
(4.1)
77
78 Capítulo 4. Perfil do Potencial Espontâneo
onde ζ é o potencial que existe entre as zonas
fixas e difusas, Dw, a permissividade da água,
∆P , o diferencial de pressão, µw, a viscosidade
da água, σw, a condutividade da água, S, a
condutância superficial do meio, e r, o raio do
poro.
Porém, como essa equação envolve variáveis
não facilmente definidas por meio das curvas
dos perfis - tais como a diferença de poten-
cial entre as duas camadas, permissividade e
viscosidade da água, condutância superficial
do meio e raio do poro -, optou-se por traba-
lhar, na perfilagem, com equações mais simpli-
ficadas, empíricas e de conotação prática, tais
como uma adotada pela Schlumberger (1989):
Ek = 0,0391×∆P
√
Rmctmcfl (4.2)
onde ∆P é a diferença entre PH e PE em psi;
tmc é a espessura do reboco, lida no perfil cá-
liper em polegadas; fl (fluid loss) é a perda de
água da lama, em cm3 obtidos com uma amos-
tra submetida à 100 psi durante 30 minutos,
em uma prensa específica; e Rmc é a resisti-
vidade do reboco em Ω.m, obtido na mesma
prensa. Esses valores são medidos e anotados,
obrigatoriamente, no cabeçalho de cada poço
perfilado.
Os valores usuais de peso das lamas nas
indústrias da água e do petróleo, respectiva-
mente 9 e 12 libras por galão (1,08 e 1,48
psi/m), dão origem a gradientes normais de
pressão de poros da ordem de 1,42 psi/m. Um
poço para água e outro para petróleo, cada um
com 500 m de profundidade e mesmas carac-
terística de reboco e perda d’água, apresenta-
rão, de acordo com a Equação 4.2, os potenci-
ais eletrocinéticos respectivos da ordem de 57 e
3,2 mV. Isto significa dizer, teoricamente, que
é mais fácil a ocorrência de Ek em poços para
água do que para petróleo.
Entretanto, na indústria do petróleo, ou
mesmo naqueles poços bastante profundos pa-
ra água, onde as pressões hidrostáticas atingem
altos valores, na impossibilidade de um bom
controle do ∆P e demais variáveis, o potencial
eletrocinético torna-se relevante.
4.1.2 Potencial de Junção de Líquidos
- Ej
Sendo a lama confeccionada a partir de uma
solução aquosa (água coletada em rios, em po-
ços vizinhos, no mar, etc.), e aditivada com
produtos condutores da corrente elétrica, o seu
filtrado também será condutor.
O contato físico entre o filtrado e a água po-
rosa das camadas, na interface entre a zona in-
vadida e a zona virgem, origina correntes elé-
tricas naturais devido à difusão entre os íons
dessas duas soluções.
Esta difusão, ou movimentação iônica, ocor-
re devido à diferença de concentração iônica,
na zona de contato entre soluções distintas de
um mesmo sal, desde que ocorram diferenças
entre as mobilidades das cargas negativas e po-
sitivas. O potencial assim criado é denominado
de potencial eletroquímico de junção líquida
(Ej).
A velocidade de difusão de um íon (v) resulta
do produto do campo elétrico (ε), expresso em
volt/m,e sua mobilidade (µ) em m/s:
v = εµ. (4.3)
A velocidade de difusão (mobilidade, ou ainda,
atividade) depende da relação entre soluto e
solvente (concentração). Uma solução concen-
trada é mais ativa do que uma diluída, uma
vez que os íons difundem-se do meio de maior
para o de menor concentração ou, em outras
palavras, do maior potencial de carga para o
menor.
A corrente de difusão (Jdif) é proporcional à
mobilidade (µ) de cada íon:
Jdif = −(µCl − µNa)KT
dn
dx
, (4.4)
4.1. Potenciais Naturais em um Poço 79
onde dn/dx é o gradiente do eletrólito de con-
centração n na direção x, K é a constante de
Boltzman, e T é a temperatura absoluta.
Por outro lado, a densidade da corrente cau-
sada pela separação de cargas positivas e nega-
tivas (Jsep) é dada pela Lei de Ohm referente
a cada íon:
Jsep = σCl−ε + σNa+ε (4.5)
Ainda pode-se expressar a Jsep como:
Jsep = βn(µCl− − µNa+)ε (4.6)
onde β é uma constante de proporcionalidade
e n é o número de cargas positivas e negativas
envolvidas.
Fazendo-se Jsep = Jdif e realizando-se a
integração compatível com as concentrações,
obtém-se uma diferença de potencial denomi-
nada Potencial de Junção Líquida (Ej), ex-
pressa em milivolts:
Ej = (t+ − t−)
RT
F
ln
(
a1
a2
)
(4.7)
onde R = 8,314 Joule (constante dos gases);
T = temperatura absoluta; F = Faraday (nú-
mero de Avogadro × carga do elétron ou 96.540
Coulomb); t+ = fração de corrente transpor-
tada pelas cargas positivas; t− = fração de cor-
rente transportada pelas cargas negativas; ln =
base dos logaritmos naturais, e a1 e a2 = co-
eficientes das atividades das soluções antes e
após a diluição, respectivamente.
Em uma solução de NaCl pura, o Cl− tem
uma mobilidade µCl = 7,91×10−8 m2 s−1 V−1
e transporta cerca de 60% das cargas da solu-
ção. Já o Na+, por sua vez, tem sua mobilidade
µNa = 5,19 × 10−8 m2 s−1 V−1 e transporta
os 40% das cargas restantes disponíveis. Em
outras palavras, o Cl− é mais veloz, ou mais
ativo, do que o Na+.
A difusão estabiliza-se quando as concentra-
ções se igualam, i.e., quando t+ = t−. Ela con-
tinuará presente enquanto se adicionar mais so-
luto ou uma outra fonte qualquer de potencial
ao circuito.
4.1.3 Potencial de Membrana - Em
O SP não desaparece com o tempo (Figura 4.1)
devido a ocorrência de fenômenos elétricos adi-
cionais, nas situações em que se coloca uma lâ-
mina de folhelho entre duas soluções distintas
de um mesmo sal. Tal lâmina passa a funcio-
nar como se fosse uma nova fonte de potencial
adicionada ao circuito.
Figura 4.1: Curvas do SP obtidas em um
mesmo poço e em datas distintas.
Para se compreender tais fenômenos adicio-
nais, devemos, em primeiro lugar, entender que
o folhelho é uma rocha composta estatistica-
mente por cerca de 60% de argilominerais (es-
mectita, ilita, caulinita, clorita, camadas mis-
tas e afins) e os outros 40% são formados por
quartzo, carbonatos, matéria orgânica e outros
minerais, desde que tenham tamanho da ordem
de 4 µm (Yaalon, 1962; Shaw & Weaver, 1965;
e Pettijohn, 1975).
80 Capítulo 4. Perfil do Potencial Espontâneo
Em segundo lugar, temos que entender a ra-
zão pela qual os argilominerais se comportam
como uma membrana seletiva para as cargas
elétricas.
As células cristalinas unitárias dos argilomi-
nerais apresentam, estruturalmente, uma carga
periférica negativa devido à quebra mecânica,
ou à substituição isomórfica, que ocorre du-
rante a sua cristalização. A mobilidade dos
íons através dos folhelhos difere bastante da-
quela mobilidade observada entre soluções de
diferentes concentrações.
Quando os folhelhos estão imersos em água,
os argilominerais não se dissolvem, ficando em
suspensão coloidal. Parte dos cátions estrutu-
rais permanece ionizada e solubilizada, passe-
ando livremente na água interporosa, enquanto
que a outra parte fica presa eletrostaticamente
às superfícies dos argilominerais, capeando-as
adsortivamente.
Deste modo, os argilominerais são corpos
carregados positivamente em sua face mais ex-
terna, ou de contato, com o meio aquoso.
Ao separarmos as duas soluções por uma ca-
mada de folhelho, verifica-se que a livre movi-
mentação dos cátions de uma solução para a
outra ficaria comprometida, devido à repulsão
proporcionada pelas cargas positivas adsorvi-
das, enquanto que os ânions poderiam atraves-
sar o folhelho do lado mais concentrado para
o menos concentrado. Todavia, um preenchi-
mento das cargas negativas pelos primeiros cá-
tions migrantes favorece uma livre movimenta-
ção, dos mesmos, pela estabilização das cargas
superficiais. Esse fenômeno dá origem a um
novo tipo de potencial eletroquímico, denomi-
nado potencial de membrana (Em).
Cada folhelho tem um potencial de mem-
brana diferente, a depender da sua composi-
ção mineralógica específica, do tipo e porcen-
tual dos seus argilominerais componentes e de
suas respectivas capacidades de troca catiô-
nica (CEC - Cation Exchange Capacity) com o
meio. Folhelhos constituídos de ilita e esmec-
tita têm um potencial de membrana superior
aos folhelhos cauliníticos ou cloríticos.
Na Equação (4.7), o folhelho ao inibir a li-
vre movimentação dos cátions, faz t+ tender
a zero, enquanto que t− permanece com um
valor finito. Como consequência:
Em =
RT
F
ln
(
a1
a2
)
(4.8)
Esse potencial extra Em, provocado pela passa-
gem dos ânions através dos folhelhos, aumenta
a capacidade de transferência de cargas dos
mesmos em cerca de cinco vezes àquela que
seria observada caso se tivesse somente o po-
tencial de junção de líquidos (Ej).
Sendo o folhelho uma membrana seletiva
perfeita, nenhuma carga positiva o atravessará.
Figura 4.2: Atividade do Na+ versus resisti-
vidade das soluções de NaCl (Schlumberger,
1989).
Conforme a Figura 4.2, soluções puras de
NaCl com resistividades Rw ≥ 0, 1 Ω mostram
4.2. Potencial Espontâneo Estático - SSP 81
um comportamento linear decrescente (inver-
samente proporcional), em relação as ativida-
des do cátion Na, o que não ocorre nas solu-
ções mais concentradas (Rw ≤ 0,1 Ω.m). A
curvatura observada na figura deu origem ao
conceito do termo Resistividade Equivalente da
Água - Rwe, razão pela qual as equações do SP
usam resistividades em vez de atividades. As
atividades de soluções são informações resul-
tante de estudos laboratoriais, enquanto que
resistividades resultam dos perfis.
Deste modo, substituindo-se a razão entre
as atividades pela razão inversa das resistivi-
dades, obtém-se a equação mais difundida do
SP:
SP = −K log
(
Rmf
Rw
)
(4.9)
sendo K uma constante que engloba as demais
presentes na Equação 4.8, e log é o logarítimo
decimal.
K = 61 + 0,133× FT (4.10)
usado nos casos de temperaturas em graus Fa-
renheit, e
K = 65 + 0,24× FT (4.11)
usado nos casos de temperaturas em graus
Centígrados.
Não se deve usar a Equação simplificada
4.9 acima para quantificações em soluções con-
tendo cátions divalentes (Ca+2 e/ou Mg+2, fre-
quentes nas águas superficiais).
Nestas situações, de acordo com estudos teó-
ricos e experimentais de Gondouin, Tixier &
Simard (1957), ela deve ser modificada para:
SP = −K log
(aNa +
√
aCa + aMg)mf
(aNa +
√
aCa + aMg)w
(4.12)
onde aCa, aMg e aNa representam suas ativi-
dades nas soluções água de formação (w) e fil-
trado (mf).
A presença dos divalentes cálcio e magnésio,
mesmo em pequena concentração, faz o termo
sob a raiz quadrada apresentar um grande
efeito sobre o SP.
O problema nesta equação reside no fato de
que inexiste, até o momento, bibliografia que
relacione as atividades de todos os cátions bi-
valentes com as suas respectivas resistividades,
como existe para o NaCl. Encontram-se, toda-
via, figuras que estabelecem fatores multipli-
cadores (denominados fatores de Dunlap) para
alguns íons principais, cujas concentrações me-
didas podem ser transformadas em concentra-
ções equivalentes a soluções de NaCl.
Recomenda-se o desenvolvimento de equa-
ções empíricas para cada situação hidroquí-
mica em particular, quando da ocorrência de
cátions bivalentes.
4.2 Potencial Espontâneo Estático -
SSP
Omáximo potencial que se desenvolvenum cir-
cuito lama/rocha/folhelho/lama é denominado
Potencial Espontâneo Estático (ou SSP). Ele
corresponde à soma dos potenciais Ek, Ej e
Em. Isto é:
SSP = Em + Ej + Ek. (4.13)
Entretanto, como ocorre um fluxo iônico pro-
veniente da lama em direção ao folhelho (pro-
vocado pela invasão e capilaridade), do folhe-
lho para a camada permoporosa e desta para a
lama novamente, ocorrerá uma queda ôhmica
(produto da corrente pela resistência do meio)
em cada um dos elementos do circuito.
O registro do total dessa queda ôhmica
(SSP) é impossível de ser obtido em um poço,
devido à natureza da pesquisa, já que os ele-
trodos de medição estão localizados um deles
dentro do poço, deslocando-se a uma veloci-
dade constante, e o outro, de referência na su-
perfície, mantido sob um potencial constante
82 Capítulo 4. Perfil do Potencial Espontâneo
Figura 4.3: O SP é a medida entre o ele-
trodo móvel e um fixo na superfície (SP = irm)
(Adaptada de Hallenburg, 1983).
(geralmente, dentro da própria lama, fora do
tanque e afastado de metais).
Todavia, a depender das características da
lama (peso, salinidade, etc.), o Ek pode ser
desprezado. Assim, seguindo-se o circuito elé-
trico da Figura 4.3, tem-se:
SSP = Em + Ej =
= i(rm + rxo + rt + rsh) (4.14)
onde rm, rxo, rt e rsh correspondem, respecti-
vamente, às resistências elétricas da lama, das
zonas lavada/invadida e virgem, e da camada
do folhelho adjacente, sendo i a corrente que
se desenvolve devido à queda ôhmica motivada
pelas diferenças de concentração entre as duas
soluções.
Conclusão: a curva do SP, tal como é regis-
trada nos perfis, nada mais é do que apenas
uma parte do SSP, porquanto seus eletrodos
medem apenas o potencial que se desenvolve
dentro do poço (em referência ao eletrodo de
superfície de potencial fixo) e não dentro das
camadas. Isto é:
SP = irm (4.15)
Para que haja condução da corrente iôni-
ca em uma solução, todos os sais dissolvi-
dos/ionizados, sem exceção, participam da
condução. Daí, dizer-se que a medição la-
boratorial da resistividade (ou da condutivi-
dade) é um dado mais realista, completo e
significativo do que uma análise hidroquímica
(considerando-se que elas jamais analisam to-
dos os tipos de íons presentes, mas somente os
essenciais e alguns oligoelementos).
Por outro lado, o resistivímetro (ou o cir-
cuito do SP) contabiliza a condução efetuada
por todo e qualquer íon, por menor que seja a
sua concentração na solução.
É bastante difícil medir-se eletricamente o
SSP (corrente total no poço - Equação 4.14),
porém, é relativamente fácil medir-se o SP (fra-
ção do SSP que se desenvolve entre a lama e o
eletrodo na superfície, de potencial fixo).
Dada essa dificuldade operacional para a me-
dida do SSP, optou-se pela Equação 4.9 da ter-
modinâmica, para a quantificação de Rw a par-
tir da curva do potencial espontâneo, como ve-
remos adiante.
4.3 Efeitos Ambientais sobre a
Curva do SP
De acordo com Doll (1949), a relação entre
SSP, SP e as resistividades ambientais (i.e.,
aquelas que se situam ao longo do percurso re-
alizado pelas correntes do SSP - Figura 4.3),
pode ser obtida relacionando-se as Equações
4.14 e 4.15:
SP =
SSP
1 +
(
rxo + rt + rsh
rm
) (4.16)
4.3. Efeitos Ambientais sobre a Curva do SP 83
sendo que
ri = Ri
Li
Ai
(4.17)
Pelo que se observa na Equação 4.16, o SP
somente será igual ao SSP quando o termo do
denominador, entre parênteses, for igual à uni-
dade. Isto será possível somente nos casos de
elevados valores das áreas transversais à tra-
jetória das correntes do SP, isto é, quando as
camadas permeáveis forem bastante espessas.
Qual seria então a praticidade das equações
desenvolvidas a partir da teoria elétrica do SP?
Poderíamos responder que nenhuma, já que
ela envolve trajetórias e áreas transversais, ele-
mentos difíceis de se estabelecer através dos
perfis. Entretanto, elas nos fazem entender
como o fenômeno ocorre eletricamente.
Por este motivo, a curva do SP é muito mais
analisada, compreendida e quantificada, sob o
ponto de vista de suas equações termodinâmi-
cas citadas.
Assim, a Equação 4.9 cumpre o objetivo fi-
nal do SP, que é o cálculo de uma das mais im-
portantes constantes da Lei de Archie (1942) -
Rw. O interessante é que sem as característi-
cas da água interporosa não se pode calcular a
sua saturação (Sw).
Rw =
Rmf@FT
10−SSP/K
(4.18)
onde o Rmf é lido no cabeçalho, geralmente ex-
presso à temperatura da superfície e calculado
para a temperatura da profundidade da forma-
ção (FT) que se deseja determinar Rw.
É sob este ponto de vista que se deve anali-
sar os fatores que afetam a curva do SP e que
podem trazer erros à Equação 4.18.
4.3.1 Fatores que Afetam o Formato
da Curva do SP
De acordo com as Equações 4.16 e 4.17, pode-
se estabelecer três tipos de fatores capazes de
diminuir a amplitude da curva do SP, vindo a
prejudicar a boa determinação quantitativa de
Rw. São eles:
1. Fatores relacionados ao termo ri: Cama-
das permoporosas com iguais diâmetros de
poço e mesma resistividade porém com es-
pessuras diferentes; aquela com maior es-
pessura tem uma área de contato com a
lama também maior. Assim, a razão ri/rm
do denominador da Equação 4.16 tende a
zero e faz o SP se aproximar do SSP.
2. Fatores relacionados ao termo rm: Cama-
das permoporosas com diferentes diâme-
tros de poço e mesma resistividade, porém
com espessuras iguais, aquela com menor
área tem um maior valor de rm, portanto
a razão ri/rm do denominador da Equação
4.16 tende a zero e faz o SP se aproximar
do SSP.
3. Fatores relacionados à litologia, lama e
fluido intersticial (Rw):
• Quanto maior a argilosidade, me-
nor a permeabilidade, menor o fluxo
fluido, menor o SP em relação a
uma rocha com idênticas proprieda-
des, porém, sem argila.
• Quanto mais salgada a lama (>
30000 ppm), é impossível se reali-
zar qualquer medida devido ao curto-
circuito estabelecido dentro do poço
(irm = 0).
• A presença de hidrocarbonetos (Sw
< 1) eleva bastante o termo rt do de-
nominador da Equação 4.16;
• Quanto maior o diâmetro de invasão,
mais longe do eletrodo ficarão as li-
nhas de corrente (maiores Li e ri),
fazendo com que (SP < SSP).
Diminuições na amplitude da curva do SP
significam menores valores de leitura, já que o
84 Capítulo 4. Perfil do Potencial Espontâneo
SP é medido pela separação entre a LBF e o
ponto a se analisar. Assim, as Equações 4.9
ou 4.18 calcularão valores mais altos para Rw.
Quanto maior o Rw mais doces serão as águas,
não condizentes com a realidade.
4.4 Qualidade da Curva do SP
O controle da qualidade dos perfis é manda-
tório e deve fazer parte da primeira análise a
se realizar, a exemplo de qualquer experimento
de natureza científica.
Defronte aos folhelhos ou rochas impermeá-
veis (onde não ocorre invasão do filtrado nem
difusão de sais), a curva do SP mostrará uma
tendência retilínea, sendo, por isso mesmo, de-
nominada linha base dos folhelhos (LBF).
Defronte às camadas permeáveis (onde ocor-
re invasão do filtrado), a curva do SP apresen-
tará deflexões para a direita (positiva) quando
o filtrado for mais salgado do que a água inters-
ticial (Rmf < Rw), e para a esquerda (negativa)
quando a água intersticial for mais salgada do
que o filtrado (Rw < Rmf) - ver Equação 4.9.
O sinal do SP é, portanto, função do con-
traste das atividades, ou resistividades, entre
a água da formação e o filtrado da lama.
Havendo, portanto, igualdade de salinidade
entre o filtrado e a água da formação, não ha-
verá qualquer deflexão. Quer dizer, tanto uma
rocha impermeável como uma rocha permeável
podem mostrar uma mesma linha base, desde
que a permeável tenha uma água de salinidade
igual à do filtrado da lama. Este fato, onde
há permeabilidade, porém Rmf = Rw, pode
pregar uma peça nos intérpretes mais afoitos,
porquanto poderão computar uma maior es-
pessura para o folhelho e descartar um possível
reservatório interlaminado.
Dúvidas de interpretação devem ser esclare-
cidas com um maior número de perfis possíveis.
Jamais usar um só perfil para tirar conclusõesintempestivas.
Sendo o SP o resultado da circulação de uma
corrente contínua e bastante fraca (da ordem
de milivolts), ele poderá ser perturbado ou in-
fluenciado por correntes espúrias (ruídos) que
ocorram na vizinhança do poço, induzidas por
fontes naturais e/ou artificiais. Um desses ruí-
dos pode ser devido ao atrito da armadura de
aço que reveste o próprio cabo de perfilagem
com as partes metálicas da torre de perfura-
ção.
O aço é eletroquimicamente ativo. Ao ser
imerso num eletrólito (lama), desenvolve um
efeito de bateria ao longo de toda a sua super-
fície molhada.
Caso o cabo esteja estacionário, a bate-
ria polariza-se e o seu potencial constante
sobrepõe-se, para a direita ou para a esquerda
da curva, deslocando-a em um mesmo sentido.
Caso o cabo se movimente, o filme de po-
larização é rompido, intermitentemente, pelo
atrito contra as paredes do poço. Nesse caso,
o potencial torna-se bastante variável, sobre-
pondo-se, aleatoriamente, à curva do SP, o que
torna praticamente inviável qualquer identifi-
cação e, portanto, quantificação.
Demais fontes de ruídos podem ser provo-
cadas pela possibilidade de magnetização do
cabo de perfilagem pelos revestimentos ou pe-
ças metálicas (próximos ou dentro do próprio
poço), redes de alta tensão, transmissões de
rádio, tempestades magnéticas, movimentação
de fluidos dentro do poço (poço em produção),
etc.
Os equipamentos para a perfilagem em poços
de petróleo usados atualmente na pesquisa de
água subterrânea estão munidos de filtros que
minimizam ou eliminam os citados ruídos.
4.5 Interpretação da Curva do SP
No perfil da Figura 4.4 (poço perfurado para
água) estão registradas, na primeira faixa, as
curvas do RG (cheia) e do SP (pontilhada),
4.5. Interpretação da Curva do SP 85
Figura 4.4: Perfil SP exemplo para cálculo do
Rw.
mostrando uma sucessão de arenitos e folhe-
lhos. As demais curvas nas faixas 2 e 3 serão
discutidas mais adiante.
Reparar, inicialmente, a excelente correlação
entre as duas. As areias defletem, tanto no SP
como no RG, para a esquerda e os folhelhos,
para a direita. O SP, por não ter caracterís-
ticas estatísticas como o RG, tem contornos
mais suaves que aquela. Nas segundas e ter-
ceira faixas, em escala log, estão duas curvas
de resistividade.
A exemplo do RG, o folhelho é a base da
interpretação, desde que dentro de uma mesma
formação, ambiente deposicional, etc.
O primeiro passo é a definição da linha de
base dos folhelhos (LBF). Lembrar de sepa-
rar individualmente os intervalos de formações
distintas, porque os folhelhos não têm poten-
cial de membrana (Em) fixo, mas variável, de
acordo com sua composição química, minera-
lógica e/ou faciológica.
A LBF deve representar, para cada intervalo
a analisar, uma tangente média dos valores má-
ximos dos folhelhos de um mesmo pacote. Ja-
mais usar a LBF de uma formação em outra
diferente.
A interpretação quantitativa do SP pode ser
realizada de duas maneiras: a primeira com as
leituras obtidas no perfil impresso (como se es-
tivéssemos na boca do poço) e, posteriormente,
com os dados digitalizados *.las (como se esti-
véssemos no escritório em um computador). É
claro que esta última situação é a mais precisa.
4.5.1 Leituras no Perfil Exemplo
A LBF é da ordem de +34 mV, estabelecida
como sendo o zero do potencial de membrana
do folhelho. Os arenitos do intervalo estão
lendo à esquerda da LBF, o que significa dizer
que um maior potencial de cargas negativas es-
taria na água da formação (Rw), mais salgada,
e não no filtrado da lama (Rmf), mais doce.
Assim, a Equação 4.9 mostra que a obtenção
de um SP negativo se dá pelo fato de o Rmf ser
mais resistivo que Rw, ou, em outras palavra
o filtrado da lama tem que ser mais doce ou
diluído do que a água da formação.
A partir destas constatações e dos dados do
cabeçalho (ver Tabela 4.1), os seguintes passos
devem ser adotados e resolvidos:
1. Leitura da LBF no perfil = +34 mV;
2. Leitura da deflexão da curva na profundi-
dade mais afastada da LBF = +3 mV.
Este procedimento tem por base o fato de
o SP apresentar um gradiente nas suas de-
flexões do topo para a base, mostrando a
possibilidade da ocorrência de uma vari-
ação granulométrica, ou argilosidade, na-
quela direção. Observa-se, também, que
a maior deflexão encontra-se aos 902,5 m
de profundidade, que deve ser a areia mais
limpa (Vsh tendendo a zero) de todo o in-
tervalo. Este foi, e deve mesmo ser, o
86 Capítulo 4. Perfil do Potencial Espontâneo
ponto a ser escolhido para se fazer a lei-
tura mais representativa de todo o inter-
valo 861-913 m;
3. Cálculo do Gradiente Geotérmico do poço:
GG = 0,046 ◦F/m;
4. Cálculo da temperatura da profundidade
escolhida para a leitura: FT = 116,9 ◦F;
5. Cálculo do Rmf à temperatura da forma-
ção (Equação 2.5): Rmf@FT = 8,263 Ω.m
@ 116,9 ◦F;
6. Cálculo da constante da Equação 4.9: K
= 76,55;
7. Cálculo do SSP: SSP = (+34) - (+3) =
-29 mV (considerar a leitura como sendo
negativa devido ao fato de a curva estar à
esquerda da LBF);
8. Cálculo do Rw à temperatura da forma-
ção: Rw@FT = 3,454 Ω.m @ 116,9 ◦F;
9. Cálculo do Rw à temperatura da super-
fície (75 ◦F) para poder usar os gráfi-
cos convencionais ou equações específicas:
Rw@75◦F = 5,2249 Ω.m @75◦F.
10. Cálculo da Salinidade correspondente à
uma solução de NaCl: somente o valor de
Rw não ilustra a salinidade de uma solu-
ção, por isso, usa-se a equação de Bateman
& Konen (1977), para transformar Rw em
ppm equivalentes à uma solução de NaCl
(ver Equação 4.19):
SALw = 10(3,562−log(Rw@75−0,0123))/0,955
(4.19)
Resultado:
uma solução de Rw = 5,2249 Ω.m @75◦ F cor-
responde à uma solução com 953 ppm de NaCl.
4.5.2 Arquivos Digitalizados
Usam-se planilhas de cálculos como a mostrada
na Tabela 4.1, devidamente preenchidas com os
dados dos arquivos *.las, *.lis, etc.
As primeiras duas linhas da Tabela 4.1 cor-
respondem, respectivamente, ao intervalo a
analisar; PF é profundidade final do poço (me-
tros); Rmf é a resistividade do filtrado medida
à temperatura Tmf (graus Farenheit); SALmf é
a salinidade convertida do filtrado a partir da
Rmf; TSup é a temperatura da superfície (graus
Farenheit); GG é o gradiente geotérmico do
poço (◦F/m); e LBF é a leitura obtida com o
traçado da linha base dos folhelhos, desde que
ela seja representativa de uma formação, de um
ambiente deposicional, etc.
Para efeito demonstrativo, calculou-se na
Tabela apenas uma profundidade, exatamen-
te aquela escolhida visualmente no perfil
(902,5 m).
Observe-se que a leitura visual do SP foi de
+3 mV, enquanto que o dado digitalizado, mais
confiável, foi de +4,3406 mV (item 4.5.1).
Comparando-se os resultados entre os cálcu-
los com as leituras da cópia impressa e as digi-
tais, observa-se que as diferenças são mínimas.
Elas residem no que se tem na ocasião do tra-
balho: o perfil impresso ou dados digitalizados.
4.6 Interpretação da Curva do SP
na Presença de Sais Bivalentes
O que foi dito acima aplica-se somente no caso
de soluções ricas em NaCl, uma vez que toda a
teoria do SP foi desenvolvida para estes casos,
devido ao fato de ser este o sal predominante
nas águas encontradas na maioria dos campos
de petróleo, cuja indústria é a fomentadora e a
mantenedora da técnica da perfilagem.
Para soluções eletrolíticas - que são mistu-
ras de diferentes sais de cálcio, magnésio, além
do sódio -, Gondouin, Tixier & Simard (1957)
mostraram que o potencial eletroquímico (SP)
4.7. Resumo da Curva do SP 87
Intervalo PF Rmf Tmf SALmf TSup BHT GG LBF
830-930 1227 12,5 75 382 75 132 0,046 +34,1645
Prof. SP FT Rmf@FT K SSP Rw@FT Rw@75 SALw
902,5 4,3406 116,95 8,263 76,55 -29,82 3,3694 5,0970 978
Tabela 4.1: Planilha para cálculo do RwSP, preenchida com o dado digitalizado do SP. Acima
os parâmetros (constantes) e abaixo, os dados (leituras e resultados).
é expresso pela Equação 4.12. As atividades
envolvidas estão relacionadas às concentrações
iônicas das soluções.
Com base nas análises químicas de amostras
de dez poços para água subterrânea, perfura-
dos na formação São Sebastião,Bahia, con-
tendo, além do sódio e potássio, quantida-
des expressivas de cálcio e magnésio, Lima &
Nery (1999) definiram uma relação entre ativi-
dade total e resistividade elétrica válida para
as águas dessa formação.
Estatisticamente, os valores de atividade e
resistividade dessas águas se ajustam a uma
expressão da forma:
aw =
α
Rβw
. (4.20)
Usando-se o conceito de resistividade equiva-
lente de uma solução eletrolítica como um pa-
râmetro inversamente proporcional a sua ati-
vidade, pode-se escrever que as resistividades
das águas da formação São Sebastião (RwSS)
obedecem a seguinte relação:
RwSS =
κ
aw
=
κ
α
Rβw (4.21)
Na área estudada, supõe-se que as águas usa-
das no preparo de lamas possuem característi-
cas químicas comparáveis às das águas subter-
râneas. Todavia, essas lamas são normalmente
compostas por argilas bentonitas ricas em só-
dio.
Dada a elevada capacidade de troca catiô-
nica das bentonitas, o filtrado da lama tende
a comportar-se como uma solução de cloreto
de sódio. Com isso, a relação atividade ver-
sus resistividade para filtrados tem a forma da
Equação 4.21, com κ = 0,075 e β = 1.
Com isso, a Equação 4.9, adaptada para as
condições experimentais na região e para as
águas do aquífero São Sebastião, tem a forma:
SP = −K log
Rmf
RwSS
(4.22)
e
RwSS = 1,465R0,346
w (4.23)
Tais resultados mostram que, se não for feita
uma distinção clara entre RwSS e Rw, as esti-
mativas baseadas em perfis do SP podem levar
a resistividades fictícias bem menores do que
as resistividades verdadeiras das águas das for-
mações, que se expressam eletricamente como
mais salinas do que realmente são.
É bastante válido acrescentar-se que, para se
ter cálculos realísticos, tem-se que partir das
análises da água usada para a confecção da
lama, bem como de seus filtrados, de modo a
se poder estabelecer equações compatíveis para
cada área, região, formação ou ambiente depo-
sicional.
4.7 Resumo da Curva do SP
1. Medição
Diferença de Potencial entre dois eletro-
dos; um dentro do poço e outro na super-
fície.
88 Capítulo 4. Perfil do Potencial Espontâneo
2. Unidade
Milivolts (mV).
3. Usos
• Detecção de camadas permoporosas;
• Correlação entre poços vizinhos:
• Argilosidade: VshSP = 1− (SP/SSP);
• Resistividade das águas das forma-
ções (RwSP).
4. Apresentação
Primeira faixa com valores aumentando
da esquerda para a direita.
5. Problemas
• Camadas argilosas;
• Poços com lama a base de óleo;
• Poços desmoronados;
• Camadas com óleo (Sw < 1);
• Lamas com alta salinidade (> 30000
ppm de NaCl);
• Camadas com espessuras menores do
que 5 metros.
4.8 Questionário
1. Quais fatores originam a velocidade de di-
fusão dos íons?
2. Qual o íon mais rápido em difusão: Cl−,
Na+, Ca++ ou K+? Por quê?
3. Quais os fatores que controlam o Potencial
de Junção de Líquidos (Ej)?
4. Por que Ej é menor do que o Em?
5. Por que o SP é menor do que SSP?
6. Por que o SP não desaparece com o tem-
po? Explicar.
7. O que é a Dupla Camada e quais as causas
de sua origem nos folhelhos?
8. Pesquisar a composição mineralógica de
um folhelho qualquer para demonstrar que
60% dela corresponde a um certo grupo
de minerais, enquanto que os 40% restan-
tes são determinantes de suas proprieda-
des petrofísicas.
9. Como funciona a Célula de Mounce &
Rust?
10. Quais os fatores que controlam o Potencial
de Membrana (Em)?
11. Quais os fatores que controlam o Potencial
Eletrocinético (Ek)?
12. Citar três eventuais potenciais naturais
que podem ocorrer em um poço perfurado
com lama a base de água?
13. Um poço perfurado com um fluido à base
de ar terá SP mapeável? Explicar.
14. Citar, e explicar, três fatores que alteram
o formato da curva do SP.
15. O que significa o conceito de Resistividade
Equivalente da água (Rwe)?
16. Quais os principais usos da Curva do SP?
17. Considerando-se uma equação prática do
potencial eletrocinético (Ek) como sendo
igual a:
Ek = 0,0391∆P
√
Rmctmcfl (4.24)
qual será a tendência numérica deste tipo
de potencial, respectivamente, nas indús-
trias petrolífera e da água?
Referências 89
Referências
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log as an aid in determining some reservoir
characteristics. Am. Inst. Min. Metallur-
gical Engineers, 146:54-62.
Bateman, R. M., & Konen, D. K., 1977 - The
log analyst and the programmable pocket
calculator. Determination of Rw from the
SP. The Log Analust, 18(5):3-11.
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cial Phenomena, University of Cambridge,
England, 2nd ed., 480 pp.
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analysis and principles of interpretation.
Am. Inst. Min. Metallurgical Engineers,
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Gondouin, M., Tixier, M.& Simard, G. L.,
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influence of the chemical composition of
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leum Technology, 210:58-72.
Hallenburg, J. K., 1983 - Geophysical well log-
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ternacional da SBGf, RJ.
Pettijohn, 1975 - Sedimentary Rocks, 3rd.
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Log Interpretation Principles, N.Y., Sch-
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Shaw, D. B.; Weaver, C. C., 1965 - The mine-
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Sedimentary Petrology, 35:213-222.
Yaalon, D. H., 1962 - Mineral composition of
the avarage shales. Clay Mineralogy Bul-
letin, 5:31-36.
90 Referências
Capítulo 5
Perfis com Eletrodos Galvânicos
5.1 Introdução
Este capítulo abrange algumas ferramentas já
obsoletas e outras ainda em uso. Elas são aqui
discutidas com a finalidade de explicar como
funcionam as medidas de resistividade nos po-
ços. Entendidas suas metodologias, fica fácil
entender a física envolvida. A condutividade
elétrica de uma substância qualquer é a medida
da habilidade no transporte de cargas elétricas
livres, sob a ação de um campo externo.
Ela é definida pela Lei experimental de Ohm,
que estabelece o relacionamento linear entre
os vetores colineares da densidade da corrente
(J), em um ponto qualquer do condutor, e o
campo elétrico (ε), naquele mesmo ponto. A
constante de proporcionalidade (σ) é denomi-
nada condutividade dessa substância. Isto é :
J = σε (5.1)
Em meios anisotrópicos, a condutividade varia
conforme a direção da medição:
J = σijε (5.2)
A referida lei expressa, também, a relação di-
reta entre o fluxo da corrente elétrica (i) e a
diferença de potencial (∆E) que ocasiona tal
fluxo. A constante de proporcionalidade intro-
duzida é a resistência elétrica (r) do material
considerado. Isto é:
r =
∆E
i
(5.3)
onde
r = R
L
S
(5.4)
e, finalmente:
R =
∆E
i
S
L
(5.5)
sendo L o comprimento, S a área transversal
e a letra R adotada pela técnica de perfilagem
(diferentemente da letra ρ acadêmica) é a in-
versa da condutividade (σ). Na técnica de per-
filagem usa-se, preferentemente, resistividade
no lugar de condutividade.
O potencial ∆E é expresso em Volts, a cor-
rente i em Amperes, a resistência r em Ω e a
resistividade em Ω.m.
A medida da corrente i que atravessa as duas
faces de um testemunho de poço, submetidas
a um ∆E conhecido, fornece a resistência da
amostra. A resistência, assim determinada, é
uma propriedade do material dependente das
dimensões da amostra. Duplicando-se o com-
primento da amostra, duplica-se também a re-
sistência. Duplicando-se a área perpendicular
à passagem da corrente, a resistência cai pela
metade.
91
92 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
Todavia, se a medida de resistência é reali-
zada levando-se em consideração as unidades
de área e comprimento, eliminam-se os efeitos
dimensionais e obtém-se a resistividade (Equa-
ção 5.5), propriedade esta dependente do ma-
terial e não de suas dimensões.
Como as rochas sedimentares são constituí-
das de grãos - geralmente isolantes - e fluidos
condutores, a correnteelétrica propaga-se nor-
malmente através dos fluidos, exceto nos casos
de grãos condutores e fluidos isolantes, fatores
estes complicadores da avaliação.
As resistividades das rochas variam normal-
mente entre 0,2 a 2000 Ω.m ou 5000 a 0,5
mS/m.
Os perfis com eletrodos galvânicos medem
a resistência à passagem da corrente elétrica
através das camadas localizadas entre um ele-
trodo que se desloca no poço e outro estacio-
nário na superfície, ou mesmo dentro do poço,
a uma distância considerada infinita.
Como a corrente enviada ao eletrodo emis-
sor é mantida constante, a curva registra um
potencial (estando o eletrodo de retorno no in-
finito), ou a diferença de potencial (estando o
eletrodo de retorno dentro do poço ou próximo
ao emissor). Posteriormente, esse potencial (ou
DDP) é convertido em valores de resistividade
elétrica usando-se a Equação (5.5).
5.2 Eletrodo em um Meio
Homogêneo
Uma carga qo localizada a uma distância L de
um eletrodo qualquer de carga qa recebe uma
força atuante de acordo com a Lei de Coulomb
igual a:
|F | = 1
4πεo
qaqo
L2
(5.6)
enquanto que a intensidade do campo elétrico
sobre qo será:
|ε| = |F |
qo
=
1
4πεo
qa
L2
(5.7)
donde se conclui que:
1. O campo elétrico diminui exponencial-
mente com a distância;
2. As linhas (imaginárias) de força, por sime-
tria, têm o mesmo campo elétrico (ε) em
todos os pontos equidistantes da fonte, cri-
ando esferas equipotenciais nas proximi-
dades dos eletrodos de corrente (Figuras
5.1 e 5.2).
Figura 5.1: Princípio da medição do perfil elé-
trico. A é o eletrodo de corrente e B, o de
retorno (Guyod, 1944).
Tomemos, por exemplo, a situação das li-
nhas e esferas de correntes, conforme mostra a
Figura 5.2, e chamemos de a o raio do eletrodo;
de L o diâmetro total em relação a uma esfera
afastada de a; de x o raio da esfera equipoten-
cial mais interna; de x + dx o raio da esfera
equipotencial mais externa; de V a DDP entre
5.3. Tipos de Perfis com Eletrodos Galvânicos 93
Figura 5.2: Esferas equipotenciais vizinhas a
um eletrodo em meio homogêneo e isotrópico.
o eletrodo e a primeira esfera interna; de V +dv
a DDP entre o eletrodo e a esfera externa; de
r a resistência do meio homogêneo (Ω); e de R
a resistividade do terreno (Ω.m).
O potencial fixo é dado por: V = ir, ou seja,
dV = idr. Daí,
dV = R
dr
dS
(5.8)
dr = R
dx
4πx2
(5.9)
dV =
iR
4π
dx
x2
(5.10)
Finalmente, a equação que calcula a DDP
entre um eletrodo cilíndrico de raio a, dentro
de um poço, e uma esfera equipotencial concên-
trica qualquer, posicionada a uma distância L
do eletrodo, será:
V =
iR
4π
(
1
a
− 1
L
)
= KR (5.11)
O termo dentro do segundo parêntese da
Equação (5.11), multiplicado por 4π é deno-
minado constante ferramental ou geométrica
(K), definida de acordo com a configuração,
montagem ou separação entre os eletrodos e a
corrente usada.
O segredo das ferramentas elétricas está em
se estabelecer em qual esfera equipotencial dis-
tante de A deve-se posicionar o eletrodo B. A
medida do DDP entre A e B define a resisti-
vidade do volume de material localizado entre
ambos.
Atribuindo-se, na Equação (5.11), os valores
i = 10 Ω, R = 10 Ω.m, o raio de A = 0,1 m,
e variando-se o raio L, sucessivamente, de 1,
2, 10 metros até o infinito, verifica-se que toda
esfera equipotencial de raio superior a 10 vezes
o raio do eletrodo A, promove apenas um pe-
queno acréscimo (cerca de 10%) na diferença de
potencial entre A e a esfera considerada (onde
deverá estar o eletrodo B).
Em outras palavras, 90% do DDP entre um
eletrodo emissor de corrente e uma esfera situ-
ada em L ocorre, no máximo, até 10 vezes o
raio do eletrodo A (Tabela 5.1).
5.3 Tipos de Perfis com Eletrodos
Galvânicos
Os perfis galvânicos são classificados em ma-
cro e microvolumétricos, os quais, por sua vez,
podem ter seus eletrodos configurados nos sis-
temas mono ou multieletrodos.
A diferença entre as configurações operacio-
nais dos macro e microperfis reside tão somente
na distância que separa os eletrodos, de modo
que os princípios e as equações ferramentais de
aquisição continuam as mesmas.
5.3.1 Sistemas Monoeletrodos
Monoeletrodo é aquele sistema elétrico de per-
filagem que tem apenas um eletrodo de cor-
rente (A) dentro do poço, a exemplo do ilus-
trado na Figura 5.1.
Um gerador na superfície emite uma corrente
constante, alternada e de baixa frequência, que
desce pelo cabo até A e se espalha em todas
as direções, para retornar à superfície através
94 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
Corrente Resistividade Raio Eletrodo Raio Externo Medição % em relação
(Ampère) (Ω.m) (m) (m) (Volt) (ao infinito)
10 10 0,1 1 75,0 90
10 10 0,1 2 79,2 95
10 10 0,1 3 80,6 97
10 10 0,1 ∞ 83,3 100
Tabela 5.1: Cálculos efetuados com a Equação 5.11 mostram que existe uma diferença de apenas
8,3V (90%) entre o eletrodo e uma esfera equipotencial localizada no infinito elétrico.
das camadas e fechar o circuito no eletrodo de
retorno (B), dentro de um buraco com lama.
A resistência oferecida à passagem da cor-
rente elétrica, entre A e B, está em série com
uma bateria e um voltímetro.
Quando a resistência do pacote intermediá-
rio de rocha é baixa (por exemplo, rocha por-
tadora de água salgada), a corrente em B tem
alto valor e o perfil registra uma curva bastante
sensível.
Quando a resistência das rochas é alta (por-
tadora de água doce ou hidrocarboneto), a cor-
rente é pequena.
Estes fatos diminuem a sensibilidade da
curva. Isto é, uma deflexão de 5 Ω.m regis-
trada entre 10 e 20 Ω é muito maior do que
uma deflexão, de igual valor, entre 100 e 120
Ω.m. A falta de linearidade na reposta dá aos
monoeletrodos um caráter meramente qualita-
tivo.
Devido à utilização de corrente constante, o
potencial é inversamente proporcional à resis-
tência ente os eletrodos A e B. Conforme a
Equação (5.11), 90% da resposta (raio de in-
vestigação) deste sistema, em um meio homo-
gêneo e isotrópico, corresponde a uma esfera de
raio igual a 10 vezes o raio do eletrodo emissor.
Guyod (1944) demonstrou que a resistência
medida pelos monoeletrodos consiste em várias
resistências em série: a do semi-hemisfério do
eletrodo de corrente A; a da lama, a das rochas
que circundam o eletrodo A (até uma distância
10 vezes o seu raio); a resistência das rochas
localizadas entre 10×A; e, finalmente, do semi-
hemisfério do eletrodo B, na superfície.
Limitações dos Monoeletrodos - Devido ao pe-
queno diâmetro dos eletrodos e, por con-
sequência, do raio de investigação, eles
são fortemente influenciados pelo volume
e pela condutividade da lama.
Em desmoronamentos, cavernas ou fratu-
ras, os monoeletrodos registram apenas a
resistividade da lama e não das camadas
entre eletrodos.
Caso o intervalo perfilado tenha uma re-
sistência maior do que a da lama, apenas
uma pequena parte da corrente fluirá pe-
las rochas. O restante permanecerá circu-
lando dentro do poço, o meio mais condu-
tivo.
Camadas finas e/ou interlaminações resis-
tivas afetarão, também, o fluxo da cor-
rente, dificultando seus reconhecimentos e
quantificações.
Principais Usos dos Monoeletrodos - Os mo-
noeletrodos devem ser utilizados para cor-
relação entre poços, definição de variações
litológicas, determinação da espessura das
camadas e, eventualmente, identificação
de intervalos fraturados em rochas crista-
linas ou de porosidade matricial nula.
5.3. Tipos de Perfis com Eletrodos Galvânicos 95
Conclusão - São perfis de natureza qualita-
tiva, ensejando quantificações puramente
especulativas.
5.3.2 Sistemas Multieletrodos
Normalmente equipados com quatro eletrodos.
Um emissor (A), um receptor de corrente (B) e
dois eletrodos (M e N) que medem o potencial
ou a diferença de potencial entre eles. Quando
a separação entre os eletrodos A e M é da or-
dem de 16 ou mais polegadas, é denominado
sistema ou Perfil Elétrico Convencional (ES ou
EL). Quando a separação é da ordem de uma
polegada, é denominado sistema ou Micro Per-
fil Elétrico (ML).
Os arranjos de eletrodos mostrados nas Fi-
guras 5.3 e 5.4 são similaresao arranjo Sch-
lumberger de superfície. A cor amarela em
ambas as figuras mostra onde praticamente se
concentra toda a investigação do sistema e si-
naliza suas resoluções horizontais e radiais em
MHII. Em laboratórios, a amostra encontra-
se envolta por ar ou outro material isolante,
fato este que obriga as linhas de corrente a cir-
cularem, somente, entre os eletrodos A e B,
portanto, sem fuga. A relação R = K/V ,
da Equação 5.11, define a resistividade real da
amostra, enquanto S/L define a geometria do
corpo analisado.
Em um poço, muito embora o arranjo dos
eletrodos seja idêntico ao do laboratório, não
há confinamento das linhas de corrente à ge-
ometria cilíndrica da amostra, mas sim um
espalhamento pelo conjunto condutor infinito
lama/rocha. Desta forma, a constante geomé-
trica K não mais será obtida pela razão S/L, a
não ser em raros casos de isotropia e homoge-
neidade de todo o meio envolvido no sistema.
O efeito combinado das propriedades elétri-
cas da coluna de lama e do poço inserem na me-
dição uma constante geométrica G (diferente
de K), fazendo com que a resistividade a me-
Figura 5.3: Arranjo dos eletrodos dos Sistemas
Normais.
Figura 5.4: Arranjo dos eletrodos do Sistema
Lateral.
dir seja aparente (R 6= Ra):
V =
iR
4π
(
1
a
− 1
L
)
= GR (5.12)
96 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
Para cada arranjo entre os eletrodos de me-
dição e de corrente estabelecido por qual-
quer que seja a companhia de perfilagem, bem
como para qualquer espaçamento entre eles,
haverá sempre um valor numérico diferente
para G. Todavia, não importa qual seja o ar-
ranjo usado, todas elas deverão registrar, em
um mesmo poço, idênticos valores de resistivi-
dades aparentes, segundo as normas do Insti-
tuto Americano do Petróleo (API).
5.4 Principais Sistemas
Multieletrodos
Dois são os arranjos dos multieletrodos: o Nor-
mal e o Lateral. O Macro Sistema Normal tem
o eletrodo de retorno (B) e o de medição (N)
posicionados a uma grande distância de A e
M . Na realidade, N e B ficam próximos à (ou
na) superfície, portanto, no infinito elétrico.
Este sistema mede o potencial entre M e N ,
do qual 90% estão situados na distância AM.
O Macro Sistema Normal está subdividido
em Normal Curto (AM igual a 16 polegadas)
e Normal Longo (AM igual a 64 polegadas).
Em ambos os casos, as resistividades aparen-
tes, tanto a normal curta (RSN ou R16) como
a normal longa (RLN ou R64) serão dadas por:
R16 ou 64 = 4πAM
V
i
(5.13)
No Macro Sistema Lateral, os eletrodos A,
M e N estão posicionados na própria sonda que
desce ao poço, enquanto que B permanece na
superfície. A distância entre o eletrodo A e o
ponto médio entre M e N é de 18 pés e 8 pole-
gadas. Daí sua denominação RLAT ou R18.8.
Este sistema mede o diferencial de potencial
entre as esferas que passam em M e N . Nesse
caso, a resistividade aparente lateral RLAT ou
R18.8 será:
RLAT ou 18.8 =
4πV
i
(
1
AM
− 1
AN
) (5.14)
Como, de um modo geral, o meio em que os
eletrodos estão localizados não é eletricamente
homogêneo, nem uniforme (lama + rocha), as
leituras, em qualquer um dos sistemas elétricos
discutidos acima, dependerá das resistividades
radialmente dispostas (ou em série) entre os
eletrodos A e B. Isto é: lama (Rm) + reboco
(Rmc) + zona invadida pelo filtrado da lama
(Rxo) + zona virgem (Ro ou Rt) + demais ca-
madas sobre ou sotopostas aos eletrodos (Rs).
5.4.1 Limitações dos Multieletrodos
O principal problema destes perfis é a distorção
do campo elétrico, devido às diferenças entre
as resistividades da lama (Rm) e da rocha (Rt
ou Ro), as quais influenciam a leitura final da
resistividade (Ra), afastando-a cada vez mais
dos valores reais desejados (Rt ou Ro).
Caso uma camada defronte aos eletrodos
tenha pequena espessura, haverá uma forte
influência daquelas soto e sobrepostas (Rs).
Além do mais, devido ao processo de inva-
são do filtrado da lama, quando permoporo-
sas, suas resistividades variam radialmente. A
resistividade verdadeira somente será estabele-
cida quando forem usados sistema de grandes
profundidades de investigação radial, tais como
os de princípio eletromagnético (indutivos).
Por sua vez, quanto maior for o afastamento
entre os eletrodos de medição, maior deverá ser
a espessura da camada para que se possa obter
Rt. Esta foi a razão principal pela qual os per-
fis elétricos convencionais foram desenhados.
Distintos espaçamentos entre eletrodos var-
rem lateralmente as camadas, negligenciando,
todavia, a resolução vertical (ou espessura) das
mesmas.
Teoricamente, em meio homogêneo (i.e.,
quando Rm = Rxo = Rt = Rs), a Normal Cur-
ta teria uma resolução radial da ordem de 16
pol.(0,4064 m) a partir do eixo da ferramenta.
Já a Longa de 64 pol.(1,6256 m), e a Lateral,
5.4. Principais Sistemas Multieletrodos 97
de 18 pés e 8 pol. (5,6896 m). Por outro lado,
as camadas pesquisadas deveriam ter espessu-
ras condizentes com o dobro do espaçamento -
respectivamente 80 cm, 3,25 m e 11,5 m.
Figura 5.5: Exemplo de Perfil Elétrico Multie-
letrodo Convencional.
Compreende-se que, para que os três cita-
dos arranjos leiam dentro de uma mesma ca-
mada, ela deverá ter, no mínimo, a espessura
do dobro da maior investigação vertical (11,5
metros). Caso contrário, cada curva realizará
leituras verticais e radiais diferentes e influen-
ciadas pelas camadas sobre e sotopostas, pre-
judicando os cálculos quantitativos e as esti-
mativas qualitativas.
Durante duas décadas, após 1927, as macro
curvas normais e a lateral foram as únicas dis-
poníveis para a indústria na determinação da
resistividade das camadas. Apesar de suas inú-
meras limitações acima discutidas, e de suas
dificuldades interpretativas, muito petróleo foi
descoberto em todo o mundo.
O perfil mostrado na Figura 5.5 ilustra um
pacote de areia com espessura suficiente e su-
perior à máxima exigida pelos três sistemas. A
areia contém água salgada, conforme o SP ne-
gativo e as baixas resistividades RLN e RLAT.
O fato da RSN ser um pouco mais resistiva que
a RLN corrabora a situação em que o filtrado
invasor (dentro de Rxo) é mais doce do que a
água dentro da zona virgem (Ro), razão do SP
negativo.
Esta análise torna-se factível ao reconhecer-
mos que as três resistividades resultam de um
princípio de medição semelhante, variando so-
mente suas investigações radiais e verticais.
Conclusão: Uma ferramenta ideal de resisti-
vidade deve ser aquela que tenha um mesmo
princípio de medição vertical (resolução verti-
cal ou de espessura) e diferentes profundidades
de investigação radial (resolução lateral).
5.4.2 Principais Usos dos
Multieletrodos
Os macroperfis multieletrodos devem ser usa-
dos para correlações geológicas (pelas mesmas
razões dos monoeletrodos) e quando as cama-
das forem bastante espessas, para uma aproxi-
mação da resistividade verdadeira das rochas
(Ro ou Rt) a partir da RLAT.
Havendo a necessidade de se tentar aproxi-
mar quantitativamente da resistividade verda-
deira (Rt) de uma camada, com as ferramentas
elétricas convencionais, deve-se dar preferência
aos multieletrodos, porquanto eles realizam lei-
turas que envolvem áreas e comprimentos rela-
tivamente estimados, o que não é possível nos
monoeletrodos.
Resguarde-se, entretanto, a falta de homo-
geneidade do meio em que eles estão situados,
que provoca distorções nas linhas de corrente
(ou campo elétrico), fazendo com que as equa-
ções, pré-estabelecidas para volumes esféricos
compostos de materiais homogêneos e isotrópi-
cos, calculem valores irreais ou aparentes.
5.4.3 Resumo do Macro Perfil Elétrico
Convencional
• Apresentação
98 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
SP na primeira faixa. Na segunda, as cur-
vas RSN e RLN, e na terceira, a curva
RLAT. Havendo necessidade aparecerão as
curvas de back up, com valores de leitura
multiplicados por 10.
• Medição
RLAT mede a DDP das camadas localiza-
das entre duas esferas equipotenciais vizi-
nhas.
RSN e RLN medem 90% do potencial en-
tre o emissor e uma esfera equipotencial
próxima ao emissor (16 ou 64 polegadas).• Unidade
Ω.m
• Usos
- Correlação entre poços;
- Leituras aproximadas de Rxo (RSN) e Ri
(RLN);
- Leitura aproximada de Rt (RLAT);
- Análise qualitativa de zonas com água
e/ou hidrocarbonetos (espessuras > 11,5
m).
• Problemas
- Poços com lama salgada (> 30000 ppm);
- Camadas finas (< 12 metros);
- Distorções das linhas de fluxo de corrente
pela falta de homogeneidade do meio am-
biente;
- Correções exageradas para a obtenção de
Rt e/ou Rxo. Perfil de natureza mais qua-
litativa do que quantitativa.
5.5 Sistemas Elétricos Focalizados
As correntes emitidas pelos sistemas elétricos
convencionais (RSN, RLN e RLAT) tendem a
se espalhar perpendicular e radialmente (em
meio homogêneo) ou a permanecer na lama
enquanto esta for mais condutiva do que as
rochas. Em outras palavras, tais perfis, por
não serem focalizados ou direcionados, são in-
fluenciados pelos efeitos ambientais: diâmetro
do poço, sal ou óleo na lama, relação espessura
da camada/separação entre eletrodos, camadas
sobre e sotopostas, etc.
Em vista disso, as companhias de perfilagem
desenvolveram ferramentas onde as correntes
elétricas teriam que ser, de algum modo, força-
das (ou focalizadas) para dentro das camadas,
mesmo em situações adversas, como em lamas
condutivas à base de sal.
5.5.1 Focalização da Corrente
O primeiro perfil de resistividade com um sis-
tema focalizado desenvolvido foi o Lateroperfil-
3 (LL-3). Este macrosistema consistia em um
eletrodo cilíndrico central de corrente (Ao),
com potencial fixo, posicionado entre dois ou-
tros (A1 e A′1), monitorados e mantidos com
o mesmo potencial de Ao. Tal configuração
promove um bloqueio elétrico, onde as linhas
de correntes saídas de Ao não transpõem, para
cima ou para baixo as posições de A1 e A′1
sendo, portanto, forçadas para dentro das ca-
madas, até uma certa distância poço, quando
iniciam seu retorno à superfície para fechar o
circuito. Isto proporciona uma maior profun-
didade de investigação radial do que aquela ob-
servada nos macroperfis elétricos convencionais
distorcíveis.
Na Figura 5.6, eletrodos cilíndricos separa-
dos dão origem a linhas de corrente normais
à superfície. Devido à aproximação física das
cargas de mesma polaridade (eletrodos de blo-
queio), as linhas de corrente entre elas sofrem
repulsão. Esta repulsão natural dá origem a
um disco radial de corrente (focalização), de
modo uniforme e omnidirecional, cuja espes-
sura será igual à distância entre os eletrodos.
A resistividade medida pela ferramenta LL-3
será o resultado do produto da constante fer-
ramental KLL vezes a razão voltagem pela cor-
rente, onde V é o potencial usado para ativar
5.5. Sistemas Elétricos Focalizados 99
Figura 5.6: Arranjo de eletrodos cilíndricos
LL-3 (Schlumberger, 1989).
a ferramenta e i é a corrente saída do eletrodo
central.
O LL-3 é uma ferramenta com característi-
cas de condutividade, porquanto i é linear e
inversamente proporcional à resistividade me-
dida ou diretamente proporcional à condutivi-
dade do meio.
Embora as medidas das resistividades te-
nham sido melhoradas com esta configuração
(em relação aos perfis elétricos convencionais),
havia um problema denominado SBR (shoul-
der bed resistivity) ou influência das resistivi-
dades das camadas sobre e sotopostas àquelas
defronte aos eletrodos, principalmente se resis-
tivas, quando as linhas de corrente ascendiam
em busca do eletrodo de retorno na superfície.
Nestas ocasiões, a corrente injetada perdia a
focalização (∆V 6= 0) e migrava em busca das
camadas mais condutivas, ainda que o sistema
de monitoramento fosse acionado para retorno
à situação anterior (∆V = 0).
Além do mais, o comprimento dos eletro-
dos cilíndricos interferiria com as curvas do SP,
caso ele estivesse acoplado.
Figura 5.7: Arranjo de eletrodos do Duplo La-
teroperfil (Schlumberger, 1989).
Devido a tais dificuldades, foram desenvol-
vidos o LL-7 e, algum tempo depois, o Duplo
Lateroperfil (DLL), esquematizado na Figura
5.7, ambos sistemas com sete eletrodos cilín-
dricos curtos. Dois eletrodos monitoram a cor-
rente acima e abaixo do emissor, e dois outros
realizam o bloqueio das correntes, porque são
ajustados de tal modo que o potencial entre
os monitores de cada par seja zerado, criando
uma superfície equipotencial bastante próxima
daquela do eletrodo central.
A diferença entre o LL-7 e o DLL reside na
frequência da corrente usada. Um dos sistemas
do DLL tem maior penetração (LLD, de deep )
e o outro, menor penetração (LLS, de shallow ),
o que proporciona valores mais realistas de Rt,
passíveis de melhores correções pelos efeitos do
poço e da invasão.
Em ambos os sistemas Lateroperfis, o poten-
cial é medido entre um dos eletrodos monitores
e o eletrodo central, mantendo uma faixa cen-
tral de focalização (ou espessura) da ordem de
32 polegadas (81,28 cm).
100 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
Vale lembrar que a ideia do perfil elétrico
convencional era a de investigar as zonas ra-
diais do poço por meio de três profundidades
diferentes. Pecava, todavia, pelo fato de que,
para tanto eram necessárias diferentes separa-
ções entre os eletrodos, exigindo espessuras di-
ferenciadas das camadas.
A ideia da focalização veio para solucionar
este problema. A ferramente ideal tem que
ser aquela que obtenha resistividades em pro-
fundidades radiais diferentes, porém com uma
mesma resolução vertical (espessura). Isto fi-
cou esclarecido com o aparecimento das ferra-
mentas do tipo Lateroperfis (LL) e Duplo La-
teroperfis (DLL).
Uma vez que eventuais problemas operacio-
nais ou ambientais surgem a cada dia, as em-
presas desenvolvem sempre novas ferramentas
para minimizá-los ou eliminá-los. No caso, a
família lateroperfil passou por diferentes evolu-
ções desde o surgimento do LL-3. Apareceram
o LL-7, o DLL e, por último, as ferramentas
azimutais atuais, as quais realizam diferentes
leituras de resistividade em diferentes profun-
didades radiais, ensejando uma maior realidade
nas leituras de Rt.
5.5.2 Princípio da Medição dos
Macros Lateroperfis
A equação base da investigação dos lateroperfis
é dada por:
R =
KLLV
i
(5.15)
correspondentes às seguintes situações opera-
cionais:
1. Caso i seja constante (LL-3 e LL-7), então
V será diretamente proporcional à resisti-
vidade medida. Para tanto, basta a leitura
de V para a sua resolução;
2. Caso V seja constante (LL-3 e as ferra-
mentas de focalização esférica, a discutir
mais adiante), então i será diretamente
proporcional à condutividade e inversa-
mente proporcional à resistividade; e
3. Caso V e i sejam variáveis (LLD e LLS),
então deve-se medir tanto V como i, que
devem resultar em um valor constante
(constant power).
A última geração desse tipo de ferramenta,
o Lateroperfil Azimutal de Alta Resolução,
detecta uma componente azimutal adicional,
onde cada eletrodo está subdividido em oito ou
mais, separados e arranjados de modo a pro-
porcionarem leituras direcionais das resistivi-
dades mais profundas das camadas. Também
podem fornecer as resistividades em forma de
imagens.
Os azimutais, além de realizarem medições
de resistividades bastante rasas (Rm, para cor-
reção das leituras pelo efeito do poço), têm re-
solução vertical da ordem de 1 pé (0,3048 m)
e um inclinômetro para a orientação geográfica
dos eletrodos, recurso bastante útil para o caso
de poços direcionais e imageamento.
5.5.3 Usos dos Lateroperfis
Obtenção de Rt - É uma ferramenta que lê re-
sistividades em série. Sendo ferramentas elétri-
cas, seus componentes não portam elementos
sensíveis a falhas (tais como diodos, bobinas,
etc.). O erro de leitura é muito baixo. Daí eles
serem recomendados para altas resistividades.
Pelo fato de lerem resistividades em série
quanto mais salgada a lama, menor a influência
do poço (Rm). Mesmo assim, é recomendável
o uso de uma curva de Rxo para que se possa
efetuar correções ambientais nas leituras rasa
(LLS) e profunda (LLD), por meio dos gráficos
conhecidos como tornados.
5.6. Perfis de Micro Resistividades 101
5.6 Perfis de Micro ResistividadesExiste uma total analogia entre os princípios
físicos, as configurações e as medições das ma-
cro e microferramentas.
Os macroperfis de resistividades visam inves-
tigar grandes volumes de rocha para a obten-
ção da resistividade das zonas virgens (Rt). Os
microrresistividades são miniaturas das macro-
ferramentas. Tal artifício, por consequência,
diminui sensivelmente seus raios de investiga-
ção às zonas próximas às paredes do poço (Rmc
e Rxo).
Os principais microperfis de resistividade
são, por ordem de entrada na indústria: Mi-
cro Perfil Elétrico (ML), Micro Lateroperfil
(MLL), Proximidade (PL) e Micro Perfil Es-
férico Focalizado (MSFL). Esses perfis são de-
nominados perfis de Rxo, a discutir.
Na indústria do petróleo, usa-se atualmente
apenas o Micro Esférico (MSFL) para a obten-
ção de Rxo. Os demais estão obsoletos. Ape-
sar de não serem mais corridos, ainda existem
registros deles nos arquivos das empresas de
petróleo, e com bastante uso nas reinterpreta-
ções.
5.6.1 Micro Perfil Elétrico
A necessidade de medidas de resistividade nas
proximidades das paredes dos poços, ou me-
lhor, deRxo, levou à miniaturização das macro-
ferramentas elétricas, de modo a realizar me-
didas centimétricas.
Para entender o funcionamento de tais fer-
ramentas, basta raciocinarmos com base nas
Figuras 5.3 e 5.4, onde os eletrodos discoides
estão separados, entre si, por uma polegada
apenas.
Uma almofada de borracha preenchida com
óleo é pressionada contra a parede do poço,
por meio de braços articulados que permitem
também registrar seu diâmetro (cáliper). Na
face externa da almofada estão três minúsculos
botões eletrodos separados, entre si, por uma
polegada, sendo denominados A, M1 e M2. O
eletrodo A envia uma corrente constante em
direção às paredes do poço, enquanto que M1
e M2 realizam as micromedidas. As duas cur-
vas registradas pelos Micro Perfis correspon-
dem, respectivamente, a um sistema Lateral
(MicroInversa - MI ouM1×1) e ao sistema Nor-
mal (MicroNormal -MN ouM2) (Figura 5.8).
Figura 5.8: Esquema do Micro Perfil Elétrico.
A MicroInversa é, na realidade, uma ma-
crolateral de dimensões reduzidas, onde a cor-
rente, após atravessar o reboco de resistividade
Rmc, retorna na parte posterior metálica da al-
mofada, que é o eletrodo de retorno (B). A
medida do DDP é obtida entre os microeletro-
dos M1 e M2. A MI é bastante influenciada
pela resistividade do reboco.
A MicroNormal é uma macronormal de di-
mensões reduzidas, na qual a corrente, após
atravessar o reboco e parte da zona lavada
(Rxo), retorna ao eletrodo N2 no infinito elé-
trico (muito embora N2 seja a parte metálica
posterior da sapata onde estão os 3 eletrodos).
A medida do potencial é feita entre os microe-
letrodos M2 e N2. A MN é influenciada tanto
por Rmc como por Rxo.
Devido ao maior espaçamento entre os ele-
trodos, a MN tem maior penetração do que a
MI. Como resultado, admite-se que a profun-
didade de investigação seja da ordem de 1,5
102 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
polegadas para a MicroInversa e de 2 polega-
das para a MicroNormal.
Visto que, tanto MI como MN são medições
realizadas em série, e como Rmc < Rxo, diz-se
que MN tende a Rxo, enquanto MI a Rmc.
O sistema de emissão de corrente do Mi-
cro Perfil difere operacionalmente um pouco do
macroperfil elétrico convencional, no que diz
respeito ao fato de os eletrodos não serem ci-
líndricos e por estarem pressionados contra as
paredes do poço. Deste modo, a constante fer-
ramental de cada sistema não pode ser calcu-
lada, mas sim medida empiricamente.
A compressão das molas contra a parede
do poço elimina, parcialmente, o efeito curto-
circuitante da lama (Rm). Ainda assim, per-
manece a influência da espessura do reboco
(tmc ou hmc).
O afastamento entre os dois braços articu-
lados do ML fornece o cáliper. Pelo fato de
ter dois braços, o cáliper do ML permite medir
sempre o maior diâmetro e, portanto, calcular
o maior volume do poço.
Sendo a maioria dos poços ovalizada, nas si-
tuações em que se deseja determinar um vo-
lume de cimento, pré-filtro, entre outros, é
mais vantajoso o uso de cálipers que tenham
quatro ou mais braços, articulados e indepen-
dentes.
5.6.2 Limitações do Microperfil
Elétrico
Como o maior raio de investigação deste perfil
é da ordem de 2 polegadas, caso o tmc > 1 po-
legada (isto é, 1/2 para cada lado do poço), as
duas curvas tenderão a ler o Rmc mais condu-
tivo do que Rxo.
Por outro lado, quando Rxo � Rmc, a ferra-
menta perde a sensibilidade pela distorção das
linhas de corrente que permanecem no meio
mais condutivo, no caso o reboco.
As várias limitações deste perfil o levaram ao
obsoletismo no petróleo, porém, ele ainda está
em uso na indústria da água subterrânea, para
definição das espessuras permoporosas (devido
a sua precisão da ordem de fração de polegada)
e pela visualização da separação entre as curvas
MI e MN, indicativa da permeabilidade quali-
tativa das camadas.
A ideia da permeabilidade qualitativa tem
por base o fato de que a resistividade da zona
lavada (Rxo) de uma camada saturada com fil-
trado (Sxo = 1) é sempre maior do que a resis-
tividade do reboco (Rmc) agregado à parede do
poço, também saturado com o mesmo filtrado.
Assim, considera-se que uma camada tem per-
meabilidade qualitativa quando Rxo > Rmc,
ou seja, MN > MI.
Este tipo de separação (MN > MI) é deno-
minada de positiva e fornece uma visão rápida
da invasão, portanto, da permeabilidade qua-
litativa.
Para que seja eliminada a possibilidade de
falsas separações positivas, devido à interposi-
ção de um filme de lama entre a almofada e
a parede do poço (quando não houver reboco
presente), a MicroNormal é eletricamente ajus-
tada para realizar leituras menos sensíveis (da
ordem de 10%) do que a MicroInversa. Uma
consequência disto é que em um meio homo-
gêneo, como em alguns folhelhos ou quando a
almofada estiver totalmente fechada dentro de
um poço direcional, por exemplo, a MN poderá
ler um valor absoluto um pouco menor do que
a MI, dando origem a uma separação negativa.
Convém lembrar porém, que separações po-
sitivas poderão acontecer em camadas imper-
meáveis, caso a almofada não esteja bem com-
primida contra a parede do poço.
Portanto, muita atenção nas zonas desmo-
ronadas, as quais serão facilmente identificadas
pelo cáliper, que deve sempre acompanhar este
perfil. Como este é um cáliper de apenas dois
braços, ele registra sempre o maior diâmetro,
principalmente nos poços ovalizados.
O Micro Perfil foi inicialmente desenvolvido
para a obtenção da Rxo (desde que Sxo = 1)
5.6. Perfis de Micro Resistividades 103
e, indiretamente, da porosidade, com base na
equação do fator de formação de Archie. En-
tretanto, devido a dificuldades inerentes a lei-
turas confiáveis de Rxo, aos poucos, este perfil
passou para um segundo plano, à proporção
que foram sendo desenvolvidos perfis direta-
mente relacionados à porosidade, tais como o
Sônico, o Densidade e os Neutrônicos.
O Micro Perfil não foi desenvolvido para uso
em altas resistividades. Pelo fato de não ser
uma ferramenta focalizada, a corrente de me-
dição entrará em curto-circuito, através do re-
boco, quando a relação Rxo/Rmc for muito
alta.
Em função destes problemas, o Micro Per-
fil não deve ser usado para identificar quali-
tativamente camadas permeáveis quando ine-
xiste reboco, invasão nula ou, ainda, quando
Rt � Rmc.
5.6.3 Interpretação Qualitativa do
Micro Perfil
Uma zona impermeável (folhelho, anidrita,
etc.) não sofre invasão nem apresenta zonas de
separação fluida. As curvas MN e MI deverão
ler, aproximadamente, o mesmo valor da resis-
tividade (Rt) da camada. Se for um folhelho
não consolidado e com bastante água, ambas
as resistividades serão baixas. Caso seja uma
anidrita, uma dolomita ou um calcário, imper-
meáveis, ou rocha de baixa porosidade, as lei-
turas de ambas as curvas deverão ser altas.
Uma zona permeável, por outro lado, faci-
lita naturalmente o processo da invasão. A in-
vestigação mais rasa (MI), mais influenciada
pelo reboco,apresentará um valor mais baixo
do que a curva de investigação mais profunda
(MN). Assim, as curvas mostrarão uma sepa-
ração visual entre si, que foi convencionada de
positiva.
Existem outros perfis de microrresistividade,
a apresentar que, por possuírem uma única
curva, não indicam a permeabilidade qualita-
tiva como o Micro Perfil, mas somente Rxo.
5.6.4 Apresentação do Micro Perfil
Na Figura 5.9 observa-se na primeira faixa os
Raios Gama e o SP para uma visualização da
litologia. Na segunda, conforme a codificação
superior da faixa, estão as curvas MicroInversa
(MI - linha cheia) e MicroNormal (MN - linha
pontilhada). Separações positivas, aquelas em
que MN > MI (zonas hachuradas), são indica-
tivas da presença de reboco (menos resistivo)
defronte às respectivas camadas.
O Cáliper (MCAL) presente na terceira fai-
xa mostra desmoronamentos defronte aos fo-
lhelhos e o mesmo diâmetro que a broca
(BOREID). Quaisquer que sejam as larguras
das separações positivas, jamais deverão ser
traduzidas em milidarcy ou unidades equiva-
lentes.
Figura 5.9: Exemplo de Micro Perfil elétrico
com Cáliper de dois braços.
A maneira de se usar este perfil é observar
situações como a localizada entre as profundi-
dades de 340-380 m. Um potencial aquífero
104 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
ocorre entre 351-373 metros, cuja permeabili-
dade qualitativa é mostrada pelas hachuras.
5.6.5 Micro Lateroperfil
O próprio nome já revela seu princípio e fi-
nalidades. Adaptou-se, em uma almofada, a
mesma configuração, porém reduzida, dos sete
eletrodos do LL-7, dispostos concentricamente
(Figura 5.10 - à esquerda). Por serem focali-
zadas, as linhas de correntes penetram profun-
damente na zona lavada (liberadas da perma-
nência obrigatória dentro dos rebocos ou lamas
condutivas, como no caso do ML).
Por registrar uma só curva, o MLL não dá ao
intérprete a opção de estimar qualitativamente
a permeabilidade das camadas, a exemplo do
ML, mas somente a resistividade da zona la-
vada (Rxo).
O sistema de focalização dessa ferramenta
é similar ao Lateroperfil-7. Um eletrodo cen-
tral emite uma corrente constante. Outra cor-
rente ajustada automaticamente, é enviada pe-
los dois eletrodos mais externos, de tal forma
que a diferença de potencial entre os eletro-
dos de controle M1 e M2 seja mantida igual
a zero. O fluxo da corrente, ao ultrapassar
um dos eletrodos monitores, não pode atingir
o outro, sendo forçada a penetrar mais profun-
damente na camada. A medição do potencial
é, então, realizada entre o eletrodo central de
corrente e um dos monitores.
5.6.6 Proximidade
Tendo em vista o MLL não ser recomendado
para espessuras de reboco maiores do que 3/8
de polegada, foi desenvolvido o perfil de Proxi-
midade (PL), capaz de sobrepor tal problema,
admitindo-se que poderia fornecer valores mais
exatos de Rxo (Figura 10.1 - à direita).
Subtende-se que, em casos de pequena in-
vasão, o Proximidade não seria a ferramenta
ideal, porque tenderia a ler Rt, dada a sua
maior capacidade de penetração radial em re-
lação ao MLL.
A focalização das correntes do PL, para pro-
porcionar maior penetração radial, utiliza um
sistema de corrente bem mais potente que os
anteriores.
Dada a possibilidade de a grande penetração
radial poder ler Rt, pensando-se ser Rxo, este
perfil teve uma vida útil relativamente curta.
Figura 5.10: Patins das ferramentas do Micro
Lateroperfil e Proximidade. Adaptada de Glo-
ver (2007).
5.6.7 Apresentação do Proximidade e
Micro Lateroperfil
Ambos perfis são apresentados nas faixas 2
e 3 em escala logarítmica. Simultaneamente,
pode-se registrar as três curvas do ML, MI e
MN na faixa 1. Em termos de apresentação,
visualmente, ambos perfis se assemelham bas-
tante. A diferença está no cabeçalho e na iden-
tificação de cada uma das curvas.
Na realidade, o PL e o MLL eram patins
intercambiáveis. Isto é, corria-se um ou outro
perfil com a mesma ferramenta, bastando para
5.6. Perfis de Micro Resistividades 105
tanto uma troca de patim com seus respectivos
eletrodos.
Convém chamar atenção para o fato de que,
neste tipo de apresentação, a escala de resisti-
vidade do Micro Perfil, na faixa 1, estará inver-
tida, ou seja, aumenta para a esquerda, donde
se conclui que separações positivas estarão ao
contrário do seu padrão normal discutido an-
teriormente.
As ferramentas de Rxo, a exemplo do MLL
e PL, têm limitações, principalmente sob as
condições adversas de espessura de reboco (tmc
ou hmc), diâmetro de invasão (Di) e contraste
de resistividades (Rxo/Rmc).
5.6.8 Micro Esférica Focalizada
A ferramenta do perfil Micro Esférica Focali-
zada (MSFL) foi idealizada no sentido de pro-
mover uma configuração esférica na distribui-
ção da corrente enviada ao poço (Figura 5.11).
A corrente de focalização ou de bloqueio (ib)
passa de Ao para A1, preferentemente por den-
tro do reboco, tomando uma forma aproxi-
mada de uma esfera. A corrente de medição
(io) fica então confinada diretamente para den-
tro da formação, onde se espalha e retorna a
um eletrodo (B), localizado no próprio corpo
da sonda.
Para que isto seja possível, a corrente de blo-
queio (ib) é ajustada de modo que a voltagem
nos monitores permaneça sempre igual a zero.
Com esse sistema, o efeito do reboco é minimi-
zado ao máximo e a ferramenta ainda perma-
nece com uma investigação bastante rasa.
A MSFL é, dentre as ferramentas de micror-
resistividades, a que mais se aproxima de Rxo,
exceto em situações nas quais o diâmetro de in-
vasão seja muito pequeno (camada impermeá-
vel ou muito dura).
Os gráficos das companhias de perfilagem
mostram os efeitos da razão Rxo/Rm e da es-
pessura do reboco (tmc ou hmc) sobre as leitu-
Figura 5.11: Patim da ferramenta Micro Esfé-
rica Focalizada (Schlumberger, 1989).
ras das três ferramentas de Rxo (MLL, PL e
MSFL).
Sempre foi costume dos setores de pesquisas
das grandes empresas multinacionais de per-
filagem promover o desenvolvimento de uma
nova ferramenta com o objetivo de eliminar
os obstáculos apresentados pelas antecessoras.
O que é vantajoso para uma ferramenta pode
ser desvantajoso para outra.
Este raciocínio tecnológico persiste até os
tempos atuais, fazendo com que as companhias
de serviço sejam dinâmicas na busca de proces-
sos e equipamentos de ponta, lançando com ra-
pidez no obsoletismo sistemas ainda hoje atu-
antes e aceitos pela comunidade científica.
5.6.9 Resumo das Condições Ideais
dos Perfis de Rxo (MLL, PL,
MSFL)
Para obtenção de Rxo com as microferramen-
tas, deve-se observar os valores mostrados na
Tabela 5.2, os quais resumem as condições ide-
ais de cada perfil.
Convém lembrar que o Micro Perfil Elétrico
não é um perfil de Rxo.
106 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
Perfil Razão tmc ou hmc Di em relação a um
Leitura do Perfil/Rmc (polegadas) poço de 8 pol.
MLL 8 ≤ MLL/Rmc ≤ 15 ≤ 3/8 ≥ 23
PL 2 ≤ PL/Rmc ≤ 30 ≤ 3/4 ≥ 40
MSFL 5 ≤ MSFL/Rmc ≤ 100 ≤ 3/8 ≥ 40
Tabela 5.2: Condições ideais para a obtenção de Rxo, com as ferramentas MLL, PL e MSFL
(dados extraídos de Schlumberger (1984).
Figura 5.12: Modelo do MOP mostrando uma camada permoporosa antes e após a invasão.
5.6.10 Utilização Prática da Rxo
I - Método do Óleo Móvel (Movable Oil
Plot - MOP)
Observar, na Figura 5.12, o comportamento de
uma rocha permoporosa com óleo e água, antes
e após a invasão do filtrado da lama e suas
respectivas relações volumétricas.
As saturações Swi e SOR representam, res-
pectivamente, a água irredutível e o óleo resi-
dual, incapazes de se deslocarem sob a influên-
cia invasiva do filtrado. A Swf e o SOM, res-
pectivamente, a água livre interporosa e o óleo
móvel, são, pelo contrário, facilmente deslocá-
veis, dentro do diferencial de pressão existente
nos poços preenchidos por lama.
Fazendo-se o balanço dos materiais, con-
forme ilustra a Figura 5.12, obtém-se:
• Antes da invasão:
Swf + Swi + SOR + SOM = 1 (5.16)
• Após a invasão:
SOR + Swi + Sxo = 1 (5.17)
Isto é, após a invasão, a distribuição fluida
passa a ser:
Sxo = 1− SOR− Swi (5.18)
De modo que,tanto antes como após a inva-
são, Swi é um valor constante, não participa-
tivo da movimentação fluida podemos, simpli-
ficadamente, dizer que:
Sxo = 1− SOR (5.19)
principalmente, nos casos de camadas com gra-
nulometria média a grosseira, onde Swi tende
a ter baixo valor.
Caso a camada tenha granulometria vari-
ando de fina a síltica, ou ainda muito argilosa,
sua área específica (volume da superfície ex-
terna porosa/volume de rocha) será bastante
5.6. Perfis de Micro Resistividades 107
elevada e Swi terá um valor numérico não des-
prezível, o que deve ser levado em consideração
nas Equações acima.
Sabe-se, também, que nas formações limpas:
Snw =
aRw
φmRt
(5.20)
analogamente, nas zonas lavadas:
Snxo =
aRmf
φmRxo
(5.21)
Dividindo-se uma pela outra, obtém-se a Equa-
ção da Mobilidade, que correlaciona as satura-
ções nas zonas virgem e lavada, sem que haja
a necessidade de um perfil de porosidade:(
Sw
Sxo
)n
=
Rxo
Rt
Rw
Rmf
(5.22)
A razão entre as saturações pode ser também
apresentada como a Equação 5.23, a ser estu-
dada sob três aspectos distintos:
1o Caso: Sw = Sxo
Sw
Sxo
=
Sw
(1− SOR)
= 1 (5.23)
ou ainda,
Sw + SOR = 1 (5.24)
Entretanto, para um mesmo resultado de
Sw/Sxo = 1, pode-se ter duas situações
distintas de reservatórios:
• ambas as saturações calculadas têm
altos valores, digamos 90%.
Sw
Sxo
=
0, 9
0, 9
= 1 (5.25)
situação esta que retrataria uma ca-
mada predominantemente saturada
com água, mas que teria ainda algum
hidrocarboneto (residual).
• ambas as saturações calculadas têm
baixos valores, digamos 30%.
Sw
Sxo
=
0, 3
0, 3
= 1 (5.26)
situação esta que retrataria uma ca-
mada portadora de hidrocarboneto,
muito provavelmente residual.
De qualquer modo, não haverá real inte-
resse para hidrocarboneto em ambas as
situações. A ocorrência de 90% de água
na camada recomendaria o seu abandono
imediato. A ocorrência de 70% de óleo,
na segunda situação, recomendaria análi-
ses de risco/retorno mais apuradas, pelo
fato de este tipo de hidrocarboneto (resi-
dual) exigir elevados investimentos adici-
onais para a sua recuperação.
2o Caso: Sw > Sxo
Sw
Sxo
> 1 (5.27)
Neste caso, o valor calculado de Sw é
maior do que o de Sxo. Isto é:
Sw
(1− SOR)
> 1
Sw + SOR > 1 (5.28)
Observando-se a Figura 5.12, esta situação
foge completamente ao modelo analisado.
Sxo é sempre maior do que Sw.
Normalmente, quando Sw + SOR > 1,
admite-se ter ocorrido algum erro na es-
colha dos parâmetros (Rmf, Rw, a, m e
n), ou então, nos cálculos propriamente
dito. Na maioria das vezes, trata-se de
uma zona sem interesse comercial, porta-
dora de água.
3o Caso: Sw < Sxo
Sw
Sxo
< 1 (5.29)
108 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
Neste caso, o valor calculado de Sw é me-
nor do que o de Sxo. Verifica-se, na Figura
5.12, que esta situação mostra que ainda
falta um certo volume de fluido para com-
pletar os 100% do balanço das saturações.
Obviamente, espera-se óleo móvel (SOM):
Sw
(1− SOR)
< 1
Sw + SOR < 1 (5.30)
Este último caso é o mais importante e
economicamente significante de todos os
três analisados.
Assim, quando se tem Sw/Sxo < 1, é por-
que a camada certamente tem óleo móvel
dentro de seus poros e poderá produzi-lo
por empuxo de água (water drive), teoria
pela qual se baseia o MOP (Método do
Óleo Móvel).
Se o filtrado invade uma camada deslo-
cando seu óleo móvel, este poderá deslo-
car aquele quando o poço for colocado em
produção.
Na prática, a experiência aliada a estudos
estatísticos adota as seguintes relações:
• Camada não produtora de hidrocar-
bonetos.
Sw
Sxo
> 1 (5.31)
• Camada a ser testada para confirma-
ção da capacidade produtiva.
0, 8 <
Sw
Sxo
< 0, 9 (5.32)
• Camada produtora por excelência,
sem muita necessidade de confirma-
ção por testes de formação.
Sw
Sxo
< 0, 7 (5.33)
II - Perfil do Óleo Móvel - Movable Oil
Plot
Nos itens anteriores, estudou-se a possibili-
dade de se ter uma ideia qualitativa da mobi-
lidade dos hidrocarbonetos, baseados na razão
Sw/Sxo. Existem, todavia, meios pelos quais se
pode quantificar os hidrocarbonetos deslocados
da zona lavada pelo filtrado da lama, durante
a perfuração do poço. Esta quantificação é re-
alizada em relação ao volume total da rocha.
Os conceitos de porosidade e saturação flui-
da são respectivamente: Porosidade - relação
entre o volume de vazios (Vv) de uma rocha
e seu volume total (Vt); Saturação fluida - re-
lação entre o volume de fluido água (Vw) ou
filtrado (Vfm) e o volume de vazios (Vv) da ro-
cha. Em outras palavras:
φ =
Vv
Vt
Sw =
Vw
Vv
Sxo =
Vxo
Vv
SOM = Sxo − Sw (5.34)
Os volumes totais fluidos envolvidos, de acordo
com a Figura 5.12 e Equações acima são:
φSw =
Vw
Vt
φSxo =
Vxo
Vt
φ SOM = φ(Sxo − Sw) (5.35)
O perfil do óleo móvel (Movable Oil Plot -
MOP) é um perfil gerado pela resolução grá-
fica das Equações acima. Ele está composto
por três curvas em uma mesma faixa, escala e
sentido, representando: (1) a porosidade total
(φt); (2) o volume total de filtrado (φSxo); e
(3) o volume total de água (φSw).
A separação entre as curvas (1) e (2) indica
a fração do volume total da zona lavada preen-
5.6. Perfis de Micro Resistividades 109
chida por hidrocarboneto residual:
φ− (φSxo) = φ(1− Sxo)
= φ SOR (5.36)
A separação entre as curvas (2) e (3) indica
a fração do volume total da zona virgem pre-
enchida por hidrocarboneto móvel:
φSxo − φSw = φ(Sxo − Sw)
= φ SOM (5.37)
A separação entre as curvas (1) e (3) indica
a fração do volume total de hidrocarboneto (So
= móvel e residual) da formação:
φ− (φSw) = φ(1− Sw)
= φSo (5.38)
Este perfil pode ser realizado ainda na pró-
pria locação, para fins de uma fácil e rápida
visualização e identificação dos intervalos esté-
reis dos portadores de hidrocarbonetos.
Vale a pena lembrar que esta análise só é
válida para os casos em que Swi pode ser con-
siderada desprezível, i.e., naquelas rochas de
granulometria grosseira. Sua validade se torna
comprometida nos casos de granulometria fina,
síltica ou argilosa, quando Swi pode atingir va-
lores consideráveis de saturação.
III - Correção de Rt pelo Efeito da Inva-
são
Melhores resultados de Rt são obtidos quando
se tem valores precisos de Rxo para auxiliar na
correção (ou recuperação) do valor real de Rt.
Dentro das suas condições ideais, os latero-
perfis têm como resposta:
RLLD = JRxo + (1− J)Rt (5.39)
e o indução:
1
RILD
=
G
Rxo
+
(1−G)
Rt
(5.40)
onde J e G são seus respectivos fatores geomé-
tricos.
Pode-se, então, com o uso de gráficos conhe-
cidos como tornados, reconstruir os valores de
Rt e Rxo, a partir das relações RILM/RILD (ou
RLLS/RLLD) e Rxo/RILD (ou Rxo/RLLD). Tais
gráficos ainda permitem determinar o diâmetro
de invasão (Di) das camadas.
Ver exemplos de gráficos tornados na pági-
nas das companhias ou nos chartbooks distri-
buídos aos clientes. Onde se lê Rxo, entenda-
se como sendo a resistividade lida por uma das
ferramentas de Rxo, dentro de suas especifica-
ções e condições ótimas de poço.
5.6.11 Resumo das Ferramentas de
Microrresistividade ou de Rxo
1. Medição
Microvolumes de rochas, por meio de sis-
temas elétricos focalizados, acondiciona-
dos em patins, almofadas ou sapatas, pres-
sionados contra as paredes dos poços. São,
por tal razão, denominados os perfis de
Rxo, exceto o Micro Perfil (ML) por não
ser focalizado.
2. Utilização
• Corrigir Rt e Rxo pelo efeito da inva-
são;
• Perfis essenciais nos casos de óleo
misturado com água doce;
• Perfis essenciais na confecção do
MOP e interpretações avançadas dos
perfis que exijam Rt e Rxo;
• Corrigir as porosidades lidas pelos
perfis pelo efeito dos hidrocarbone-
tos;
• Determinação do diâmetro de inva-
são;
• Eventualmente, e em condições espe-
ciais, podem ser usados na quantifi-
cação da porosidade;
110 Capítulo 5. Perfis com Eletrodos Galvânicos
• Eventuais na identificação de fratu-
ras.
3. Apresentação
Isolados ou acoplados aos perfis de ma-
crorresistividade. Nestes casos, por não
possuírem a mesma resolução vertical,
suas leituras são submetidas a programasde coerência/ponderação.
4. Problemas
Desmoronamentos/rugosidades; rebocos
espessos; e invasão rasa.
Altos contrastes Rxo/Rmc favorecem a
desfocalização da ferramenta, perdendo
sua razão de ser.
5.7 Questionário
1. Demonstrar que qualquer esfera equipo-
tencial posicionada além de dez vezes o
raio do eletrodo perde apenas 10% do po-
tencial esperado.
2. Qual(is) a(s) diferença(s) operacional(is)
entre as medições de resistividade de uma
rocha, comparativamente entre o labora-
tório e dentro de um poço?
3. Qual(is) a(s) diferença(s) entre as medi-
ções de resistividade de um sistema Late-
ral e um Normal? Explicar.
4. Uma camada com espessura de 2 m tem
condições de ser vista por qual(is) curva(s)
elétrica(s)?
5. Esquematizar um gráfico de invasão para
mostrar qual(is) curva(s) têm a possibi-
lidade de ler, respectivamente, Rxo e Rt,
quando o Di = 5 m.
6. O que é um Fator Pseudo Geométrico
de uma ferramenta elétrica? Como eles
são utilizados pelas companhias de perfi-
lagem?
7. Em um poço de 16 polegadas de diâmetro,
com lama Rm = 2,5 Ωm, leu-se uma RSN
ou Ra = 38 Ωm. Qual seria o valor dessa
mesma RSN caso o poço tivesse sido per-
furado com 8 polegadas? (Usar os gráficos
das multinacionais de perfilagem).
8. Citar as vantagens e as desvantagens dos
sistemas elétricos Normal e Lateral.
9. Qual(is) a(s) diferença(s) entre o Macro
Perfil Elétrico (ES) e o Micro Perfil Elé-
trico (ML)? Para que serve este último?
10. Sabendo-se que 90% da resposta da RSN e
RLN é proveniente de uma distância apro-
ximada de 10 vezes o diâmetro do ele-
trodo, por que não multiplicar o valor lido
por 1,1 e obter a resistividade verdadeira
de cada zona ou camada (Rxo, Rt ou Ro)?
Justificar.
11. Qual a espessura mínima de uma camada,
para ter as leituras da RSN, RLN e RLAT
totalmente desenvolvidas?
12. Qual a razão de a indústria de perfilagem
ter desenvolvido sistemas elétricos focali-
zados (Lateroperfis)?
13. Quais as diferenças entre uma curva do sis-
tema elétrico Lateral e uma de um sistema
Lateroperfil (LL-7)?
14. Como é feita a Focalização de um Latero-
perfil (LL-7 ou DLL)? É melhor ou pior
que o ES? As modificações no ferramental
Lateroperfil foram feitas visando o quê?
15. Quais as razões de se ter duas curvas no
Duplo Laterolog (DLL)? O que se espera
que cada uma leia?
16. Por que nas rochas de granulometria fina
se diz que a Swi é alta ou não desprezível,
quando se estuda o processo da invasão?
Referências 111
17. Por que se diz que nas situações em que
Sw = Sxo a camada não apresenta, neces-
sariamente, interesse na produção de hi-
drocarbonetos?
Referências
Glover, P.W.J., 2007, Pétrophysique course
notes, http://www.ggl.ulaval.ca.
Guyod, H.G., 1944 - Electric log interpreta-
tion. The Oil Weekly Magazine, Dec. 3,
10, 17, 24.
Schlumberger, 1984 - Resistivity Measure-
ment Tools, M-089020, SMP-9020.
Schlumberger, 1989 - Log Interpretation Prin-
ciples/Applications, Schlumberger Educa-
tional Services, Houston.
112 Referências
Capítulo 6
Perfis de Indução
6.1 Introdução
As ferramentas com eletrodos galvânicos ne-
cessitam de um meio razoavelmente condutivo
(lama à base de água doce) para facilitar o aco-
plamento elétrico entre os eletrodos e as rochas.
Entretanto, não podem ser usadas em poços
perfurados com lama condutiva (salgada, si-
tuação em que os eletrodos entram em curto
circuito) ou isolante (base de óleo, gás, ar ou
água muito doce, situação na qual as correntes
não penetram totalmente nas rochas). Além
do mais, o campo elétrico sofre distorções, na
dependência do contraste de resistividade entre
a lama e as rochas.
Para solucionar este problema, foi introdu-
zido o Perfil de Indução, cujo princípio fí-
sico tem por base o acoplamento eletromag-
nético (indutivo) entre os sensores (bobinas)
e as rochas, capaz de minimizar o efeito da
lama/poço. Por outro lado, o campo eletro-
magnético penetra, indistintamente, no meio
lama e rocha, para qualquer que seja o con-
traste resistivo.
6.2 Base Teórica do Perfil de
Indução
O princípio físico teórico do perfil de Indução
exige o conhecimento de algumas leis funda-
mentais do eletromagnetismo.
• Lei de Ampère - Definida para condutores
lineares, estabelece a associação entre um
campo magnético B gerado por um fluxo
de corrente perpendicular ao mesmo. Um
elemento dx de um fio retilíneo, localizado
a uma distância r e percorrido por uma
corrente i, fornece uma contribuição dB
em um ponto P no espaço de:
B ∝ i
R
⇔ B =
µ0
2π
i
R
(6.1)
sendo µ0 = 4π × 10−7 H/m.
• Lei de Biot-Savart - Lei equivalente à de
Ampère, porém definida para condutores
circulares ou bobinas, estabelece que um
elemento dx de uma espira circular, loca-
lizado a uma distância r e percorrido por
uma corrente i, fornece uma contribuição
dB no ponto P igual a:
B =
µ0iR
2
2π(R2 +X2)
2
3
(6.2)
Somente o elemento dB em paralelo con-
tribui escalarmente para o campo total
em P, uma vez que os elementos perpen-
diculares apontam em todas as direções,
anulando-se por simetria.
113
114 Capítulo 6. Perfis de Indução
• Lei de Faraday - Todo campo magnético
que corta um condutor induz no mesmo
uma corrente diretamente proporcional à
razão da mudança do fluxo.
• Lei de Lenz - A FEM induzida devido à
essa mudança de fluxo estará defasada de
90◦ da geradora e de sentido contrário.
Com base nessas leis e na existência de co-
nexões físicas entre poros interconectados, nas
rochas permoporosas, preenchidos por eletró-
litos, observa-se, coaxialmente aos poços, um
fluxo circular de corrente de Foucault. Estas
correntes estão defasadas de 90◦ em relação à
corrente que circula em uma bobina transmis-
sora e sua magnitude depende das caracterís-
ticas de condutividade das rochas circunvizi-
nhas.
As correntes de Foucault, por sua vez, criam
um campo magnético secundário que irá origi-
nar, em uma bobina receptora uma voltagem
alternada, mensurável.
Entretanto, além do campo gerado pelas cor-
rentes de Foucault, chegam também na bo-
bina receptora campos oriundos da própria bo-
bina transmissora (por acoplamento direto), e
campos provenientes de todo o meio que a en-
volve, tais como: da lama, da zona lavada, da
zona virgem e das camadas adjacentes, além
de eventuais campos espúrios.
Quanto mais condutiva for uma camada,
maior a interferência entre os campos criados
por seus anéis individuais e autoindução. Tais
interferências diminuem a resposta desejável
do equipamento.
6.2.1 Princípio de Funcionamento da
Ferramenta de Indução
Para facilitar o entendimento do princípio ope-
racional desta ferramenta, costuma-se estudá-
la com base em um único par de bobinas, am-
bas coaxiais ao eixo do poço - uma transmis-
sora e uma receptora.
Uma corrente alternada, ao circular em uma
bobina qualquer, produz em sua volta, um
campo eletromagnético variável e de mesma
frequência, capaz de induzir, em outra bobina
dentro de sua zona de influência, uma volta-
gem também alternada, de iguais caracterís-
ticas, porém em sentido oposto (defasada de
90◦). Esta CA propaga-se eletromagnetica-
mente dentro do meio com a velocidade das
ondas de rádio.
A magnitude do sinal na segunda bobina (re-
ceptora) está diretamente relacionada aos se-
guintes aspectos:
• A permeabilidade magnética do meio, a-
través do qual se realiza a indução;
• A potência da energia aplicada;
• A quantidade de voltas e a distância entre
suas espiras;
• A distância e a posição entre as bobinas;
e
• A direção ou o sentido relativo entre am-
bas as bobinas.
Assim, caso a bobina energizada (transmis-
sora) esteja dentro de um poço, a CA gera um
campo eletromagnético que, por sua vez, varre
radialmente tanto a lama como as camadas si-
tuadas ao nível da bobina transmissora.
Como as rochas sedimentares têm permopo-
rosidades e, portanto, condições de reter solu-
ções eletrolíticas, elas constituem-se em bons
condutores da corrente elétrica. Com efeito, as
camadas condutivas circundantes comportam-
se como um circuito secundário formado pelo
somatório de várias espiras acopladas induti-
vamenteà transmissora.
Para análise matemática e conveniência ilus-
trativa, a corrente induzida nas camadas cir-
cunvizinhas pode ser subdividida em anéis uni-
tários, fechados, circundantes à bobina trans-
missora.
6.2. Base Teórica do Perfil de Indução 115
Figura 6.1: Diferenças de fases observadas em
um sistema de bobinas do perfil de Indução.
Adaptada de Serra (1984).
Em uma camada homogênea, tais anéis ele-
mentares têm a forma toroidal com simetria
axial ao eixo do poço. A densidade da corrente
induzida em cada um deles depende de sua po-
sição espacial com respeito às bobinas trans-
missoras e receptoras e a condutividade do
meio. O campo secundário gerado nos anéis vi-
aja através das camadas, assim como o campo
primário, induzindo uma tensão na bobina re-
ceptora.
A Figura 6.1 ilustra as amplitudes e as fases
envolvidas no perfil de Indução.
6.2.2 A Ferramenta de Indução
Convencional
Simplificadamente, uma ferramenta de indu-
ção consta de duas bobinas (Figura 6.2): u-
ma transmissora usada para energizar as ro-
chas circunvizinhas ao poço e uma receptora
usada para detectar os sinais provenientes do
poço/camadas. A bobina transmissora é ali-
mentada por uma corrente alternada de inten-
sidade e frequência (20 kHz) constantes. O
campo magnético primário, emitido pela bo-
bina transmissora, tem formato toroidal e flui
coaxialmente ao poço (perpendicularmente ao
eixo da bobina), varrendo as rochas defronte a
ela.
T bobina transmissora principal
R bobina receptora principal
t1r1 par transmissor-receptor para minimização
do acoplamento direto
tr par de bobinas acima e abaixo das duas
principais para melhorar a focalização ver-
tical
Observar os diferentes números de voltas e
sentido de cada par de bobina
Figura 6.2: Arranjo de bobinas 6FF40 coaxiais
ao poço (Dresser-Atlas, 1973).
Ao penetrar nas rochas, este campo primá-
rio induz, nos fluidos condutores interporosos,
uma corrente elétrica que, por sua vez, desen-
volve seu próprio campo magnético secundário.
A intensidade deste campo secundário é dire-
tamente proporcional à condutividade elétrica
das rochas.
Quanto menor a condutividade da rocha (no
caso de ser portadora de água doce, hidrocar-
bonetos ou, ainda, ter baixa porosidade), me-
nor o campo secundário criado, e vice-versa.
Este campo secundário é o que nos interessa
medir por meio da força eletromotriz (fem) in-
116 Capítulo 6. Perfis de Indução
duzida por ele ao cortar a bobina receptora.
A bobina receptora, posicionada a uma dis-
tância fixa e pré-determinada da transmissora,
detecta tanto o campo primário (ou os sinais
de acoplamento direto, também denominados
em quadratura, defasados de 90◦, saídos dire-
tamente da transmissora para a receptora, sem
a contribuição da rocha/poço), bem como o
campo secundário (ou sinais gerados efetiva-
mente pela rocha/poço defasados de 180◦).
A amplitude do sinal de acoplamento direto
é maior do que a amplitude dos sinais proveni-
entes das camadas, devido à pouca atenuação
ocasionada pela menor trajetória percorrida.
Portanto, amplitude e ângulo de defasagem in-
dividualizam os sinais de origem primária e se-
cundária (Figura 6.1).
Intuitivamente, pode-se deduzir que este
tipo de ferramenta não deve ser usado em po-
ços com lama muito salgada (≥ 30000 ppm
de sólidos totais), porquanto o sinal gerado
pelo próprio poço (lama) poderá ser exagera-
damente alto, capaz de bloquear parcialmente
os sinais emitidos pelas zonas mais afastadas
da parede do poço, ou seja, da zona virgem.
Uma vantagem adicional do princípio eletro-
magnético usado é que, pelo fato de não neces-
sitar de acoplamento galvânico com a lama, o
perfil de Indução pode ser operado em poços
perfurados a ar, gás, óleo ou lamas muito do-
ces, isto é, fluidos não condutivos ou revestidos
com plástico (PVC), como na maioria dos po-
ços da indústria da água.
6.2.3 Calibração da Ferramenta
O primeiro passo de uma calibração de sucesso
está no fato de se posicionar a sonda suspensa
no ar, longe de qualquer objeto metálico, com
a ferramenta funcionando como se em um poço
estivesse. Realiza-se uma primeira leitura, que
deverá corresponder a zero mV.
O segundo passo é o de se colocar entre as
duas bobinas principais um anel calibrador for-
necido pelo fabricante (meio condutor de valor
conhecido). Realiza-se uma segunda leitura,
que terá um sinal na receptora diretamente
proporcional à condutividade (σ) do mesmo.
Tanto o valor zero de leitura como o do
anel na posição central das bobinas T e R são
lançados em um gráfico onde a abcissa repre-
senta a voltagem lida na receptora, correspon-
dente a cada valor de calibração (ar e anel).
Estabelece-se, então, uma relação entre volts e
mS/m para a realização das perfilagens. Essa
calibração deve ser realizada trimestralmente
na base de operações da companhia de perfila-
gem.
Vale a pena lembrar que a voltagem lida com
a ferramenta no ar, por questões construtivas,
não é exatamente zero, mas sim um valor resi-
dual, o qual se constitui no erro do diodo ou da
ferramenta. Esse erro varia de ferramenta para
ferramenta, uma vez que elas podem ter confi-
gurações diferenciadas, a depender do número
de bobinas, da distância entre elas, etc.
Nas ferramentas de primeira geração, esse
erro é da ordem de 2 mS/m. Nas de últimas
geração, é da ordem de ≤ 0,75 mS/m.
6.3 Teoria do Fator Geométrico de
Doll
Pelo exposto acima, o sinal que chega à re-
ceptora tem dois componentes: um deles, o de
acoplamento direto, com alta amplitude e de-
fasado de 90◦ do sinal da transmissora, e outro
com 180◦ e de baixa amplitude, que é o gerado
pelas rochas (Figura 6.1). Visualmente, pode-
mos separá-los com o uso de um osciloscópio,
e por consequência, eletricamente também.
Doll (1949), baseado na Lei de Biot-Savart,
desenvolveu a Teoria do Fator Geométrico,
para calcular o sinal ∆VR proveniente de um
único anel unitário, de coordenadas L e Z em
relação ao ponto média das duas bobinas, e
afastado de uma distância r de seu eixo, imerso
6.3. Teoria do Fator Geométrico de Doll 117
em meio homogêneo de condutividade zero (Fi-
gura 6.2).
Ele considerou o campo estacionário e origi-
nado por uma única bobina transmissora com
frequência angular igual a zero, e obteve como
resultado:
∆VR =
(
µ2ω2ATARiT
4πL
)
[
r3L2
(r2 + (L2 − z)2)3/2(r2 + (L2 + z)2)3/2
]
σ(r, z)
(6.3)
O primeiro termo da Equação 6.3 define a cons-
tante ferramental K, em função das caracterís-
ticas elétricas das bobinas transmissora e re-
ceptora (permeabilidade magnética do meio,
frequência angular, corrente da transmissora,
áreas das bobinas e distância entre bobinas).
O segundo colchete representa o posiciona-
mento espacial do anel unitário, g(r, z).
O terceiro termo da equação, σ(r, z), é a in-
fluência da condutividade do meio onde o anel
unitário está inserido.
Considerando-se que cada anel esteja con-
tribuindo de modo independente para o sinal
total recebido na receptora VR, um número in-
finito deles contribuirá com:
VR = K
∫ z=+∞
z=−∞
∫ r=+∞
r=0
g(r, z)σ(r, z)drdz
(6.4)
Devido à a ocorrência de zonas radiais dife-
renciadas em torno das bobinas - tais como a
lama, a zona lavada, a zona invadida, a zona
virgem, a zona adjacente, a Equação 6.4, pode
ser assim expressa:
VR = K
[
σ
∫∫
m
g(r, z)drdz+
+
∫∫
xo
g(r, z)drdz + · · ·
] (6.5)
onde m e xo correspondem, respectivamente,
aos anéis de lama, da zona lavada, etc.
A maneira usual de se expressar a equação
de Doll é substituindo cada integral dupla pela
letra g, correspondente ao posicionamento es-
pacial de cada anel de rocha:
VR = Kgσ (6.6)
Usando-se a razão VR/K como sendo a medida
da ferramenta (σIL), a Equação 6.6 pode ser
desdobrada em:
VR
K
= σIL = σmgm+σxogxo+σtgt+σsgs (6.7)
ou em termos de resistividade:
VR
K
=
1
RIL
=
gm
Rm
+
gxo
Rxo
+
gt
Rt
+
gs
Rs
(6.8)
onde as letras m,xo, t e s representam respec-
tivamente a lama, a zona lavada/invadida, a
zona virgem e a camada sobre e/ou sotoposta,
e g representa a fração contribuída por cada
uma das zonas respectivas, de sorte que asoma
de todos os g seja igual à unidade ou a 100%
do sinal detectado pela bobina receptora.
A letra g, ou fator geométrico, pode ainda
ser desdobrada em dois fatores: um radial e
outro vertical.
As Equações 6.7 e 6.8 mostram, respectiva-
mente, que as condutividades têm um compor-
tamento de circuito elétrico em série, ao passo
que as resistividades, em paralelo.
6.3.1 Fator Geométrico Radial
De acordo com a Figura 6.3, este fator resulta
da integração da função g(r, z), considerando
que z está entre os limites mais e menos infi-
nito, enquanto que o raio do anel permanece
invariável:
g(r) =
∫ z=+∞
z=−∞
g(r, z)dz (6.9)
Nesta situação, os anéis estariam posicionados
a uma distância r, fixa em relação ao eixo da
118 Capítulo 6. Perfis de Indução
Figura 6.3: Posicionamento espacial de anéis
condutores em relação a duas bobinas.
bobina, variando de altura (z) para cima ou
para baixo das mesmas, até mais infinito e me-
nos infinito.
O sinal de maior peso, no total, estaria na
distância média entre a transmissora e a re-
ceptora, i.e., no centro da bobina (z = L/2),
tornando-se desprezível a partir de r > 3L.
6.3.2 Fator Geométrico Vertical
Resulta da integração da função g(r, z), onde
r está entre os limites de zero a mais infinito:
g(z) =
∫ r=+∞
r=0
g(r, z)dr (6.10)
Nesta situação, os anéis se posicionariam a
uma mesma distância entre as bobinas, como
se fossem discos variando seu raio de zero até
mais infinito. O sinal de maior peso, no total,
provém dos anéis localizados entre as bobinas
transmissora e receptora, diminuindo a partir
da distância correspondente a 2L.
6.4 Teoria de Moran & Kunz
A teoria do Fator Geométrico de Doll foi,
durante muitos anos amplamente difundida e
aceita para cálculos e análises do comporta-
mento do perfil de Indução, por seu conceito
fácil com base no somatório de todos os anéis
elementares do meio.
Lamentavelmente, a teoria de Doll não con-
templou o efeito de propagação ou a absorção
da energia eletromagnética.
A propagação eletromagnética, em um meio
condutor, sofre uma diminuição progressiva em
sua amplitude e fase, à proporção em que se
afasta da fonte geradora. Esta mudança de
fase pode acarretar erros de leitura na bobina
receptora, uma vez que o sistema foi concebido
para a captação de sinais defasados de 180◦
daquele emitido pela bobina transmissora.
Em outras palavras, ocorre sempre uma
perda do sinal devido a três fatores:
• Atenuação da amplitude da onda;
• Defasagem do campo secundário, na or-
dem de 5◦/pé ou 15◦/metro e,
• Autoindução entre os anéis vizinhos.
Moran & Kunz (1962) verificaram que seus
cálculos de VR eram 37% menores do que os
previstos por Doll. Definiram tal perda como
devida ao Efeito de Propagação da onda ou
Skin Effect (SE ou δ), dado por:
SE = δ =
1
(πfµ0σ)1/2
. (6.11)
Estes mesmos autores, com base nas equações
de Maxwell, definiram expressões analíticas li-
neares exatas para as ferramentas com duas
bobinas, nas situações de meio homogêneo, ca-
mada de espessura infinita e invadida, cama-
das soto e sobrepostas não invadidas e camada
6.4. Teoria de Moran & Kunz 119
fina entre duas homogêneas. Em todos os qua-
tro modelamentos, a voltagem medida na re-
ceptora (VR) era menor do que a prevista pela
teoria de Doll.
Segundo eles, para um meio homogêneo, iso-
trópico e linear, em que as duas bobinas se
comportam como pequenos dipolos, a volta-
gem desenvolvida na receptora (VR), com NR
espiras e raio r, localizada a uma distância L
da transmissora de NT espiras e corrente iT , é
dada por:
VR =
2NTNR
(
πr2
)2
4π
iT jωµ(1− jαL)
ejαL
L3
(6.12)
onde j =
√
−1 é o operador complexo; α =
(jωµσ)1/2 é a constante de propagação; e ω =
2πf é a frequência angular da corrente.
6.4.1 Doll vs Moran & Kunz
Para que se possa comparar as duas teorias,
deve-se separar o sinal VR em suas duas com-
ponentes: a real (em fase - VRr) e a imaginária
(em quadratura ou fora de fase a 90◦ - VRx),
ambas em relação à corrente da bobina trans-
missora (iT ).
A expansão e o truncamento da exponencial
quando σ tender a zero fornece:
−VRr = Kσ
[
1− 2L
3δ
+
2
15
(
L
δ
)
− · · ·
]
(6.13)
Isto é,
−VRr
K
= σ
[
1− 2L
3δ
+
2
15
(
L
δ
)
− · · ·
]
(6.14)
onde se pode observar que a razão −VRr/K é
a voltagem medida na receptora em meio ho-
mogêneo e isotrópico, em relação à geometria
ferramental, segundo Doll (1949).
Os demais elementos da série representam
as correções que devem ser realizadas devido
ao efeito de propagação (mudança de fase e
atenuação) da onda ao penetrar no meio.
Nas ferramentas de indução, a separação
entre bobinas de 40 polegadas faz o termo
L/δ < 1, ou σIL < σ real do meio, de modo
a se definir o sinal devido ao efeito de propa-
gação (σs) como sendo:
σs = σ − σIL ∼=
2L
L
δσ (6.15)
Por sua vez, a componente em quadratura ou
fora de fase a 90◦ (VRx) é dada por:
VRx =
2K
ωµL2
[
1− 2
3
(
L
δ
)3
+
1
2
(
L
δ
)4
− · · ·
]
(6.16)
Isto é,
VRx
K
=
2
ωµL2
[
1− 2
3
(
L
δ
)3
+
1
2
(
L
δ
)4
− · · ·
]
(6.17)
O primeiro termo dentro do colchete, nas
Equações 6.14 e 6.17, tem magnitude seme-
lhante. Por outro lado, o termo fora do pa-
rêntese (Equação 6.17) independe da conduti-
vidade do meio e corresponde à indutância mú-
tua entre as bobinas transmissora e receptora
(acoplamento direto).
Caso se possa eliminar a indutância mútua,
por calibração e/ou instrumentação, então a
medida de ambas as condutividades (fase e
quadratura) restaura tanto o SE (δ) bem como
a condutividade do meio (σ).
Da equação (6.13), verifica-se que quanto
mais δ aproxima-se do espaçamento entre as
bobinas (L), maior o efeito sobre as leituras de
VRr.
Na prática, o SE (δ) é negligível nas condu-
tividades menores do que 1000 mS/m. Acima
deste valor, há a necessidade de se fazer corre-
ções, geralmente usando sistemas internos das
ferramentas, chamados de boosting panels, ou
equações apropriadas.
120 Capítulo 6. Perfis de Indução
Nos casos em que L/δ � 1, verifica-se que
VRr/VRx � 1, o que demonstra a dificuldade
operacional que as ferramentas de última ge-
ração enfrentam para mapearem os sinais em
fase e em quadratura.
6.5 Interpretação do Perfil de
Indução
Simplificadamente, pode-se usar a teoria do
Fator Geométrico de Doll (Equações 6.7 e 6.8),
com base no zoneamento fluido radial das ca-
madas permoporosas, para se estabelecer uma
primeira aproximação da Rt, considerando-se
que
∑
gi = 1.
• Ao se usar uma lama não condutiva (à
base de água doce, petróleo, gás ou ar),
cuja condutividade tenda a zero, os dois
primeiros termos da equação (gmσm +
gxoσxo) também tenderão a zero, desde
que o filtrado não condutivo esteja pre-
sente em ambos.
• Sendo a espessura da camada maior do
que a distância que separa as duas bobi-
nas principais (40 polegadas ou 1,016 m),
o termo (gsσs) também se anula.
• Sobrará, então, o que nos interessa, isto é,
a condutividade registrada no perfil será
igual à condutividade verdadeira da zona
virgem (σIL = gtσt).
Sendo a condutividade expressa em mS/m,
basta dividir 1000 pelo valor registrado e
se tem a resistividade em Ω.m, i.e., RIL =
1000/σIL.
Facilmente observa-se que sobre a resposta
final do perfil RIL ou σIL incidem diferentes
percentuais de Rm, Rxo, Rs e Rt, além do erro
ferramental inerente à própria instrumentação.
Em outras palavras, influem sobre a leitura
σIL os seguintes efeitos ambientais:
• Poço (tipo e volume da lama);
• Invasão (diâmetro e Rxo); e
• Espessura da camada (h).
É importante que o intérprete esteja apto a
reconhecer o grau de complexidade criado por
cada um dos efeitos acima. Muito embora as
ferramentas tenham algumas correções auto-
máticas, estas admitem meios homogêneos e
espessuras infinitas, o que não é realidade para
a maioria das camadas atravessadas por um
poço.
Assim, estes equipamentos não são tão pre-
cisos quanto se imagina. Há a necessidade im-
periosa de o intérprete saber escolher a ferra-
menta apropriada para a definição de Rt, em
função do meio ambiente em que ela irá tra-
balhar (os três primeirositens acima) e de seu
erro ferramental, para que a resposta da leitura
bruta - σIL possa ser a mais realista possível de
σt.
Em assim procedendo, a Equação (6.7) ficará
reduzida a σIL = gxoσxo + gtσt, e a interpreta-
ção se completará no momento em que se tiver
um perfil de σxo, ou seja, de alcance limitado à
zona lavada/invadida e aos gráficos de fatores
geométricos que estabelecerão os valores para
gxo e gt, respectivamente.
A resolução das Equações 6.7 e 6.8, de modo
a se eliminar os efeitos ambientais citados, é
feita pela subtração individual de cada um de-
les, por meio de cartas de correção ou equações
disponibilizadas pela empresas de perfilagem
para os usuários em suas páginas ou publica-
ções específicas.
6.5.1 Erro Ferramental
Além dos três efeitos ambientais citados na se-
ção anterior, deve-se considerar também o erro
ferramental das ferramentas indutivas.
As Tabelas 6.1 e 6.2 ilustram dois casos de
erros ferramentais, calculados considerando-se
6.6. Limitações do Perfil de Indução 121
Rt σt Erro da ferramenta σIL Erro
(Ω.m) (mS/m) (mS/m) (mS/m) %
1 1000 2 1.002 0,2
10 100 2 102 2
100 10 2 12 20
1000 1 2 3 200
Tabela 6.1: Cálculo do erro de uma ferramenta indutiva, de primeira geração.
Rt σt Erro da ferramenta σIL Erro
(Ω.m) (mS/m) (mS/m) (mS/m) %
1 1000 0,75 1000,75 0,075
10 100 0,75 100,75 0,75
100 10 0,75 10,75 7,5
1000 1 075 1,75 75
Tabela 6.2: Cálculo do erro de uma ferramenta indutiva, de última geração.
erros positivos (eles também podem ser nega-
tivos). Estes erros dependem, principalmente,
dos elementos constituintes do sistema de bo-
binas e da eletrônica envolvida, o quais, devido
ao continuado avanço tecnológico diminuem a
cada geração de ferramenta nova lançada no
mercado.
A Tabela 6.1 mostra uma ferramenta de pri-
meira geração, cujo erro, declarado em publi-
cações proprietárias, é da ordem de ± 2 mS/m.
A Tabela 6.2 mostra uma ferramenta de última
geração, de erro declarado bem menor.
Observa-se que tais ferramentas foram cons-
truídas para ambientes de baixa a razoável re-
sistividade, onde se costuma dizer que o perfil
de Indução não serve para camadas com re-
sistividades acima de 50 Ω.m, razão do forte
empenho em melhorias construtivas das ferra-
mentas atuais.
6.6 Limitações do Perfil de Indução
Uma de suas principais limitações pode ser
observada nos poços perfurados com lamas
muito salgadas, ou que apresentem uma inva-
são muito profunda, quando (a exemplo dos
perfis elétricos) não será possível se obter a re-
sistividade verdadeira (Rt) da camada e sim da
zona invadida pelo filtrado (Rxo).
O raio de investigação vertical do perfil de
Indução depende do espaçamento entre as bo-
binas transmissora e receptora principais (40
polegadas ou, aproximadamente, 1 metro).
Como consequência, o seu volume teórico de
investigação é um toroide de 40 polegadas de
altura e de igual diâmetro, em torno do eixo
do poço.
Experimentos laboratoriais, entretanto, in-
dicam que o volume real a ser considerado é
da ordem de 1,5 vezes o espaçamento, i.e., 60
polegadas (1,5 metros). Por essa razão e de-
vido ao caráter focalizado, em camadas de es-
pessura maiores do que 1,5 m e invasão radial
(Di) menor do que 60 polegadas, o perfil de
Indução fornece resistividades das zonas verda-
deiras das camadas (Ro ou Rt) com bastante
precisão.
O perfil de Indução torna-se um tanto quan-
122 Capítulo 6. Perfis de Indução
to impreciso nas rochas de baixíssimas condu-
tividades (ou altíssimas resistividades), por se-
rem elas eletricamente ineficientes (tão isolan-
tes quanto o ar), de sorte que não são satisfa-
toriamente quantificadas, sendo, portanto, re-
comendável o uso do perfil de Indução em ca-
madas menos resistivas.
Para valores de resistividades além do limite
estabelecido pelo erro ferramental, devem-se
usar as ferramentas da família dos Lateroper-
fis.
6.6.1 Principais Usos do Perfil de
Indução
Devido ao grande volume investigado, em rela-
ção aos perfis elétricos convencionais, o perfil
de Indução sofre razoável influência do diâme-
tro do poço e tem condições de fornecer a re-
sistividade verdadeira das rochas (Ro ou Rt).
A obtenção de Rt via perfil de Indução pro-
porciona condições mais realistas para a deter-
minação do fator de formação (F = Ro/Rw =
1/φm) e, inclusive, uma primeira aproxima-
ção da saturação em água (Sw =
√
Ro/Rt),
quando comparadas àquelas obtidas a partir
dos elétricos, mono e multieletrodos.
6.7 Ferramentas Indutivas Atuais
Neste livro, a maioria da terminologia usada
é a da Schlumberger, pelo simples fato de ter
ela o maior acervo de publicações a disposição
dos usuários. Não há nisto nenhuma conotação
comercial do autor, muito embora seja sócio-
diretor de empresa prestadora de serviços de
perfilagem para a indústria da água (Hydro-
log), que tem sua terminologia um pouco dife-
renciada da de petróleo.
Tradicionalmente, acoplava-se ao perfil de
Indução convencional (IL) duas outras curvas:
a normal curta e o SP. Esta foi a solução ope-
racional para que a indústria de petróleo desse
continuidade a seus trabalhos de correlação en-
tre o emergente perfil de Indução e aqueles po-
ços perfilados, antes da década de 1940, com
os antigos mono ou multieletrodos.
Esta composição de curvas RIL, CIL, RSN e
SP recebeu o nome de perfil Elétrico-Indução
(IEL - Figura 6.4), a primeira geração de tais
tipos ferramentais.
A CIL (σIL) é a leitura bruta da ferramenta, que
é convertida internamente na RILD.
Figura 6.4: Exemplo de Perfil de Indução.
A parte indutiva do perfil Elétrico-Indução
(IEL) consta de três pares distintos de bobinas
coaxiais: duas maiores, chamadas de transmis-
sora e receptora principais (separadas entre si
por 40 polegadas ou 101,6 cm), duas menores
entre as duas principais T e R, enroladas em
sentido inverso das principais para minimizar
o sinal de acoplamento direto, e duas outras,
também menores, posicionadas acima e abaixo
de T e R, para manter a corrente primária
como que comprimida entre as duas bobinas
principais (Figura 6.2).
Esta configuração obriga a corrente primá-
ria a penetrar mais profundamente nas rochas
(focalização). Por possuir seis bobinas e pro-
porcionar uma focalização tanto vertical como
6.7. Ferramentas Indutivas Atuais 123
radial, a ferramenta foi denominada de 6FF40,
e sua leitura é referenciada como RIL.
A segunda geração indutiva veio com o
Duplo-Indução (DIL), constituído por um sis-
tema 6FF40 acoplado a outro de igual reso-
lução vertical, porém com menor espaçamento
entre as bobinas. A aproximação entre bobi-
nas diminui a investigação radial em relação à
6FF40, por isto, a curva foi chamada de in-
dução média (RILM), em contraposição a an-
terior que passou a ser denominada de RILD
(D de deep). Ambos os jogos de bobinas (a
profunda e a média) são totalmente indepen-
dentes e individualizados por frequências dis-
tintas. Acopla-se, ainda, uma terceira ferra-
menta de investigação ainda mais rasa do que
a RILM, geralmente uma Micro Esférico Foca-
lizada (RMSFL).
O uso de frequências distintas e da MSFL
proporciona profundidades (e volumes) de in-
vestigação também distintos, de modo a se me-
dir, com quase precisão, a resistividade das zo-
nas invadida (Rxo) e verdadeira (Ro ou Rt),
além de se obter o diâmetro de invasão (Di)
com o uso dos gráficos denominados tornados.
As ferramentas indutivas da terceira geração
(Indução de Alta Resolução) foram desenvolvi-
das no final da década de 1980, porque as fer-
ramentas anteriores necessitavam de correções
para minimizar os efeitos ambientais e camadas
adjacentes (SBR - Shoulder Bed Resistivity).
Embora tais correções sejam possíveis de
ser realizadas manual ou computacionalmente,
elas se baseiam na não linearidade do sinal
recebido pelas bobinas, devido ao efeito de
propagação. Tais ferramentas nada mais são
do que versões melhoradas do Duplo-Indução,
operando com frequências de 10, 20, 40 ou mais
kHz e medindo as componentes em fase e em
quadratura do sinal, o que permite melhoria na
correção do efeito de propagação.
As ferramentasIL e DIL registram somente
o sinal real, ou resistivo, que chega à bobina re-
ceptora, descartando eletronicamente (por in-
versão de fase e amplitude) a componente re-
ativa ou em quadratura. Conforme as Equa-
ções (6.14 e 6.17), o sinal resistivo é devido
à própria formação, ao passo que o reativo re-
sulta do acoplamento entre as bobinas, ou seja,
da impedância reativa causada pelos induto-
res (bobinas) e capacitores do sistema ferra-
menta/formação.
Além do mais, elas passam por um proces-
samento de deconvolução não linear do sinal,
corrigindo as leituras em tempo real pelo efeito
do SBR e camadas finas (resolução em espes-
sura de até 2 pés). O referido processamento,
bem como a melhoria eletrônica atual, reduz
bastante o erro das leituras, proporcionando
valores bem mais confiáveis.
A quarta geração veio com a ferramenta de
imagens resistivas, na qual um transmissor de
três frequências e oito receptores mutuamente
balanceados realizam 28 leituras diferentes em
intervalos de três polegadas, as quais são cor-
rigidas em tempo real pelo efeito do poço. Um
processamento combina as 28 leituras para a
produção de cinco curvas com profundidades
de investigação radial variando entre 10, 20,
30, 60 e 90 polegadas, a partir do centro do
poço.
Pelo fato de lerem radialmente distâncias va-
riáveis, é possível se observar as heterogenei-
dades laterais das camadas. Como tais curvas
têm uma mesma resolução vertical, elas podem
ser apresentadas como tendo sido realizadas
com 1, 2 ou 4 pés, para melhor definição de
camadas finas.
Processamento mais avançado permite visu-
alizar o comportamento da invasão em dimen-
sões de resistividade de forma radial e volumé-
trica.
No último semestre do ano 2000, foi intro-
duzido comercialmente o 3DEX (3D Explorer
Induction Logging Service), pela Baker Atlas,
como sendo a primeira ferramenta capaz de
124 Capítulo 6. Perfis de Indução
proporcionar medidas das resistividades hori-
zontais e verticais, independentemente do des-
vio do poço e mergulho da formação (Mollison
et al, 2001).
Ela consta de três transmissores e três re-
ceptores mutualmente ortogonais, que medem
a componente axial do campo magnético pa-
ralelo ao eixo do poço (Hzz) e as transversais
perpendiculares ao poço (Hxx e Hzz). Adici-
onalmente, dois outros componentes cruzados
(Hxy e Hxz) são usados para mapeamento de
anisotropias condutivas: o primeiro índice re-
presenta a direção do dipolo transmissor e o
segundo, a direção do dipolo receptor.
Em poço vertical, a Hzz é sensível às resisti-
vidades horizontais das camadas, enquanto que
Hxx e Hyy são sensíveis tanto às horizontais
quanto às verticais.
Devido à tradição do uso da resistividade
nas interpretações dos perfis elétricos, os equi-
pamentos indutivos realizam a conversão das
condutividades em resistividades, compatibili-
zando as unidades em, respectivamente, Ω.m e
mS/m.
6.8 Resumo dos Perfis de Indução
1. Medições
• Elétrico-Indução: SP, RSN,
RSNampliada, CIL e RIL.
• Duplo-Indução: RILD, RILM e uma
curva de Rxo (geralmente, RMSFL).
• High Resolution Induction: RIL10,
RIL20 e RIL40, respectivamente com
10, 20 e 40 kHz.
• Array Induction Imager: cinco cur-
vas com profundidades de investiga-
ção variando entre 10, 20, 30, 60 e
90 polegadas, a partir do centro do
poço.
• Indução Multicomponente: três
transmissores e três receptores
mutuamente ortogonais, medindo o
componente axial do campo magné-
tico paralelo ao eixo do poço (Hzz)
e as transversais perpendiculares ao
poço (Hxx e Hzz).
2. Usos
• Correlação poço a poço.
• Identificação qualitativa da litologia
e do fluido das rochas.
• Ideia qualitativa da permeabilidade
em função da separação entre as cur-
vas.
• Valor Quantitativo de
Sw =
√
(Ro/Rt).
• Poços com lama não condutiva (base
de óleo, gás, ar, espuma, água doce,
etc).
3. Problemas
• Poços com lamas condutivas (base de
Sal ≥ 30000 ppm de NaCl).
• Camadas finas (espessura ≤ 1 me-
tro).
• Zonas com altas resistividades (≥ 50
Ω.m).
• Atenção para os erros ferramen-
tais específicos declarados em mS/m,
para cada tipo de ferramenta.
6.9 Questionário
1. Defina e explique o que significa cada um
dos termos da equação de Doll (1949).
2. Quais as semelhanças entre as equações de
Doll e Moran & Kunz, no que diz respeito
à operacionalização do perfil de Indução?
3. O que você entende por Fatores Geomé-
tricos Diferencial Radial, Vertical e Fator
Geométrico Integrado?
Referências 125
4. Definir o que é skin effect no perfil de In-
dução e quais são suas variáveis.
5. Será possível eliminar o skin effect das fer-
ramentas indutivas? Explicar.
6. Usando a curva ou a equação do boos-
ting panel (das publicações das multinaci-
onais), calcular o erro devido somente ao
skin effect, que possa ocorrer em duas ca-
madas de iguais litologias - uma com re-
sistividade (Rt1) igual a 0,5 Ω.m e uma
outra (Rt2) igual a 0,2 Ω.m.
7. Usando os gráficos (das publicações das
multinacionais), calcular o erro oriundo
somente do poço (gmσm), em relação à re-
sistividade da rocha (Ro) nas seguintes si-
tuações (ferramenta 6FF40 e Stand Off de
1,5 polegadas):
• Diâmetro do Poço = 12,25 polega-
das; Rm = 10 Ω.m e Ro = 100 Ω.m.
• Diâmetro do Poço = 12,25 polega-
das; Rm = 1 Ω.m e Ro = 100 Ω.m;
8. Usar o gráfico do Fator Geométrico Ra-
dial Integrado (das publicações das multi-
nacionais) e calcular somente o efeito da
invasão, nos seguintes casos:
• Diâmetro de Invasão = 60 polegadas;
Rxo = 10 Ω.m e Ro = 1 Ω.m;
• Diâmetro de Invasão = 60 polegadas;
Rxo = 1 Ω.m e Ro = 10 Ω.m.
9. Qual o porcentual de erro encontrado
nos dois casos acima sobre as leituras da
6FF40?
10. Quais seriam os limites operacionais desta
ferramenta, levando-se em conta apenas os
itens analisados?
11. Calcule o erro ferramental da 6FF40 que
possa ocorrer em duas camadas de iguais
litologias, uma com resistividade (Rt1)
igual a 0,5 Ω.m e outra (Rt2) igual a
150 Ω.m.
12. Calcule o erro ferramental do Laterolog
7, que pode ocorrer em duas camadas de
iguais litologias, uma com resistividade
(Rt1) igual a 0,5 Ω.m e outra (Rt2) igual
a 150 Ω.m.
13. Analisar os erros do perfil de Indução
6FF40 em relação às ferramenta mais mo-
dernas (Phasor, HRI e AIT).
14. Qual o princípio teórico de uma ferra-
menta de Indução com três pares de bobi-
nas ortogonais e quais os seus efeitos sobre
a anisotropia das camadas ?
Referências
Doll, H. G., 1949, Introduction to Induction
Logging and Application to Well Drilled
with Oil Mud: Journal of Petroleum Te-
chnology, 1(6):148-162.
Dresser-Atlas, 1973 - Log Interpretation Re-
view, Dresser-Atlas Industries, Houston,
Texas.
Mollison, R.A., Fanini, O.N., Kriegshouser,
B.F., Yu, L., Ugeto, G., van Popta, J.,
2001 - Impact of Multicomponent Induc-
tion Technology on a Deepwater Turbidite
Sand Hydrocarbon Saturation Evaluation.
SPWLA 42nd Annual Logging Sympo-
sium. Transactions: Society of Professi-
onal Well Log Analysts.
Moran, J. H., & Kunz, K. S., 1962 - Basic
Theory of Induction Logging and Appli-
cation to Study of Two Coil Sonds. Ge-
ophysics, 27(6):829-858.
Serra, O., 1984 - Fundamentals of Well-
Log Interpretation. Amsterdam, Elsevier.
126 Referências
432p. (Developments in Petroleum Sci-
ence, 15 A).
Capítulo 7
Perfil Sônico
7.1 Generalidades
Os parâmetros previamente considerados (re-
sistividade e potencial espontâneo), originam-
se nas características elétricas das rochas.
Existem, todavia, outras características físicas,
tais como magnetismo, condutividade térmica,
radioatividade, etc., que podem ser igualmente
úteis na quantificação do conteúdo fluido das
rochas.
A determinação do tempo gasto pelo som
para percorrer um determinado espaço de for-
mação é uma delas.
A velocidade do som varia segundo o meio
em que suas ondas se propagam. Ela é mais
rápida nos sólidos do que nos líquidos e ga-
ses. Velocidade de propagação maior significa
tempo menor. Assim, o tempo gasto pelo som
para percorrer uma mesma distância fixa nos
sólidos é bem menor do que nos líquidos e nos
gases.
Ao se considerarduas rochas semelhantes, a
que contiver mais fluidos dentro de seus po-
ros (maior porosidade) mostrará um tempo de
trânsito maior do que uma com menos fluidos
(menor porosidade).
Intuitivamente, o perfil Sônico nos mostra a
existência de uma relação direta entre o tempo
de propagação do som e a porosidade das ro-
chas.
7.2 Princípio da Medição do Tempo
de Trânsito
A ferramenta mais simples do perfil Sônico usa
um transmissor de frequência constante, ul-
trassônica baixa e dois receptores.
Um impulso sonoro (i.e., uma onda elás-
tica), muito curto e de alta amplitude, é emi-
tido radial e simetricamente pelo transmissor e
propaga-se nas camadas até ativar dois recep-
tores posicionados a distâncias fixas e prede-
terminadas.
Para chegar aos receptores, este impulso vi-
aja pelas rochas com diferentes tipos de ondas
e velocidades, enquanto sofre dispersões (espa-
lhamento) e atenuações (perda de energia ab-
sorvida pelas rochas).
Após certo tempo da emissão do pulso (mi-
crossegundos), começam a chegar nos recep-
tores as primeiras ondas compressionais (ou
longitudinais, ou, ainda, ondas de pressão -
P-waves), as mais rápidas delas. A seguir,
chegam as ondas cisalhantes (ou transversais
- S-waves), mais lentas, porém com maiores
amplitudes, não propagáveis nos meios fluidos.
Em seguida, chegam as ondas Rayleigh e Sto-
neley, diretamente associadas à energia que se
propaga ao longo das paredes do poço. Por úl-
timo, uma onda de pressão chega através da
coluna de lama do poço (Figura 7.1).
127
128 Capítulo 7. Perfil Sônico
Figura 7.1: Trem de ondas no osciloscópio do
Sônico e suas aplicações petrofísicas.
Ondas que viajam ao longo do metal da fer-
ramenta são retardadas por construção, por
meio de ranhuras que fazem com que as mes-
mas cheguem muito após as P e S.
Cada receptor mede a primeira chegada
compressional e calcula a diferença de tempo
entre elas para registro (tempo de trânsito),
i.e., o inverso da velocidade de propagação en-
tre os receptores.
O princípio de medição em si é simples. A
Figura 7.2, ilustra a trajetória de um impulso
sonoro que sai do transmissor, percorre a traje-
tória a, b, c até atingir o receptor R1, e a, b, d, e
até atingir o receptor R2. Os tempos calcu-
lados representam a diferença de tempo final
(∆t) percorrido na distância R1-R2 ou no tre-
cho d, de 2 pés (0,3048m).
Esta ferramenta, desde que centralizada (a
= c = e) dentro de um poço preenchido por
uma lama de velocidade Vm, circundado por
uma formação de velocidade Vfm, registrará,
de acordo com o princípio de Fermat, o me-
nor tempo gasto pela onda compressional para
percorrer a distância entre os dois receptores.
Por convenção do API, a unidade usada para
o tempo de trânsito é o µs/pé (ou µs/m) e a
velocidade é expressa em pés/s (ou m/s).
A Figura 7.2 ilustra ainda a metodologia de
cálculo do tempo gasto por um impulso sonoro
que sai do transmissor e atinge dois recepto-
res vizinhos, em sequência. Admite-se que a
Figura 7.2: Esquema de uma ferramenta sônica
com um Transmissor e dois Receptores.
ferramenta esteja dentro da situação ideal de
centralização, em um poço vertical e bem cali-
brado (paredes uniformes).
Os dados para o cálculo das velocidades e do
poço envolvidos na Figura 7.2, são:
• Vm = velocidade da lama = 5000 pés/s
• Vfm = velocidade da camada = 15255,5
pés/s;
• Tempo de propagação da onda P em 1 pé
de rocha = 106/15255,5 = 65,55 µs/pé.
• ic = arcsen(Vm/Vfm) = 19◦13′
• tan(19◦13′) = 0,347
• sen(19◦13′) = 0,328
• s = 3,8 pol = 0,317 pés
• x = s tan ic = 0,317 × 0,347 = 0,10996
pés
• a = x/sen ic = 0,10996/0,328 = 0,335 pés
7.3. O Sônico como Determinante da Porosidade 129
• b = 3− (2× 0,10996) = 2,78 pés
• a = c = e
• d = 1 pé
Resolução:
1. Tempo gasto pelo som, entre o transmissor
até o primeiro receptor:
t(T−R1) =
a
Vm
+
b
Vfm
+
c
Vm
= 316,23 µs/pé.
2. Tempo gasto pelo som, entre o transmissor
até o segundo receptor:
t(T−R2) =
a
Vm
+
b
Vfm
+
d
Vfm
+
e
Vm
= 381,78 µs/pé.
3. Diferença de tempo entre R1 e R2 a ser
registrada no perfil, por uma ferramenta
com um transmissor e dois receptores:
∆t = 381,78 − 316,23 = 65,55 µs/pé
(tempo da onda acústica para percorrer
1 pé da camada).
Para minimizar os efeitos de desmoronamen-
tos e/ou rugosidades que possam afetar a cen-
tralização (a = c = e), as ferramentas são cons-
truídas com dois transmissores, um superior e
outro inferior, e quatro (ou dois) receptores,
que operam alternadamente na obtenção de
quatro tempos e, por conseguinte, 2∆ts, cuja
média aritmética será o valor registrado.
Nesta situação, o espaçamento entre dois re-
ceptores de um mesmo transmissor é de 2 pés,
para que a unidade convencionada seja respei-
tada.
Esta configuração (2T e 4R ou 2T e 2R)
é denominada Perfil Sônico Compensado pelo
Efeito do Poço (Bore Hole Compensated Sonic
Log).
Os transmissores e os receptores consistem
de transdutores feitos de cristais, cerâmica ou
bobinas magnéticas. Eles têm a função de pro-
duzir uma deformação mecânica em resposta
a um sinal elétrico (caso seja um transmissor),
ou produzir um sinal elétrico quando ele se de-
forma (caso seja um receptor).
7.2.1 Parâmetros Acústicos
Mensuráveis
Um sinal acústico pode ser caracterizado por
quatro parâmetros principais:
1. Tempo de chegada, pelo qual se pode de-
terminar a velocidade de sua propagação
no meio;
2. Amplitude, que representa o decréscimo
exponencial da energia à medida que a
onda se afasta do transmissor;
3. Atenuação, que é a medida do decréscimo
da amplitude com a distância do transmis-
sor; e,
4. Frequência (ou sua recíproca, o período),
que fornece o número de oscilações por
unidade de tempo.
Existem ferramentas sônicas que registram
apenas o primeiro parâmetro. Outras, mais
complexas, medem tanto as ondas P como as
S; e outras, todo o trem de onda.
O perfil Sônico Convencional (BHC), a ser
estudado registra o ∆t, enquanto que os perfis
usados pela Engenharia de Reservatórios, para
a determinação da pega do cimento ao reves-
timento e rocha, CBL e VDL, registram, res-
pectivamente, a amplitude do sinal e o trem de
onda.
7.3 O Sônico como Determinante
da Porosidade
Antigamente o perfil Sônico era utilizado como
uma ferramenta auxiliar da sísmica.
130 Capítulo 7. Perfil Sônico
Wyllie, Gregory & Gardner (1956), estu-
dando a correlação que existe entre o tempo
de trânsito e a porosidade, demonstrou que o
tempo poderia ser usado, também, para a de-
terminação da porosidade intergranular das ro-
chas sedimentares.
Atualmente, em função dos cálculos mais re-
alistas das porosidades fornecidas pelos perfis
radioativos (densidade e neutrônicos), o perfil
Sônico está retornando as suas origens sísmicas
na indústria do petróleo.
Na indústria da água subterrânea, o perfil
Sônico mantém sua utilidade nos cálculos da
porosidade, em virtude de sua ferramenta não
portar fonte radioativa como os dois outros já
citados. A perda de uma ferramenta sônica em
um poço de água não trará o mesmo problema
ambiental que a de uma radioativa.
Ainda segundo Wyllie, Gregory & Gardner
(op. cit.) o tempo de trânsito nada mais é do
que um valor médio, ponderado volumetrica-
mente, entre os tempos dos elementos envolvi-
dos na trajetória do impulso sonoro. Em ou-
tras palavras, é a própria definição da Lei das
Misturas.
Admitindo-se que uma rocha seja composta
de uma matriz sólida de tempo ∆tm (grãos, ci-
mento e matriz geológica) ou velocidade Vm, de
um fluido de tempo ∆tf ou velocidade Vf, e de
uma porosidade φ, a diferença de tempo (∆t)
ou a velocidade (V ) a ser registrada no perfil
Sônico Compensado (BHC) será dada por:
∆t = φ∆tf + (1− φ)∆tm (7.1)
Em termos de velocidades, a Equação de Wyl-
lie será:
1
V
=
φ
Vf
+
(1− φ)
Vm
(7.2)
e a porosidade sônica será o resultado de:
φs =
∆t−∆tm
∆tf −∆tm
(7.3)
O índice s acrescentado à letra grega φ indica
que a porosidade da rocha foi calculada usando
os dados do perfil Sônico (Equação 7.3). Esta
terminologia é adotada para as demais ferra-
mentas e equações de porosidade a seguir, nocurso.
A Equação 7.1, conhecida como equação do
tempo médio de Wyllie, somente calcula po-
rosidades realistas das rochas quando satura-
das com água (Sw = 1), com porosidade in-
tergranular, compactadas e isentas de argila
(Vsh = 0). Estas condições são estabelecidas
experimentalmente pelo seu autor.
Na prática, como ignoramos, inicialmente, a
quantidade de óleo/gás/água contida nas ro-
chas, calcula-se sempre φs com o ∆tf igual ao
da água. No entanto, é necessário que se esteja
consciente de que tal procedimento é errado,
ainda que seja facilmente corrigível posterior-
mente.
7.3.1 Efeito da Ausência de
Compactação sobre φs
Wyllie, Gregory & Gardner (op. cit.) confirma-
ram o trabalho de Wyllie, adiantando porém
que as velocidades calculadas pela Equação 7.2
somente se igualam às equações da física clás-
sica quando as camadas se apresentam com-
pactadas, saturadas com água (Sw = 100%),
com matriz conhecida, argilosidade nula, poro-
sidade primária ou intergranular e espessuras
iguais a duas vezes ou mais o comprimento da
onda utilizada.
Nas rochas não compactadas, a água su-
porta a pressão das camadas sobrepostas. Uma
maior quantidade de água, em relação à ma-
triz, promove uma atenuação nas ondas em
forma de leve estiramento (stretch) das am-
plitudes e, por consequência, um aumento do
tempo medido. Em vista disso, as porosida-
des calculadas pelo perfil Sônico necessitam de
algum tipo de correção para compatibilizá-las
com igual comportamento das rochas compac-
tadas.
7.3. O Sônico como Determinante da Porosidade 131
Wyllie, Gregory & Gardner (op. cit.) mos-
traram que se deve considerar uma camada
permoporosa como sendo compactada quando
o tempo médio dos folhelhos (∆tsh), sobre
e sotopostos à mesma, forem menores do
que 100 µs/pé. Para folhelhos com ∆tsh >
100 µs/pé, deve-se aplicar a correção abaixo:
φ s cor = φs ×
100
c∆tsh
(7.4)
O fator c varia de acordo com a área, o am-
biente, a formação, etc., entre 0,8 e 1,2. Tais
valores resultam de observações práticas e ex-
perimentais. Ocorrendo folhelhos com valores
inferiores àquele limite estabelecido não se deve
efetuar a correção, por se considerar que a ca-
mada já esteja devidamente compactada.
Dois arenitos de iguais porosidades não têm
que ter, necessariamente, o mesmo tempo de
trânsito, pois o ∆t depende da compactação
da rocha. Exemplificando:
• Arenito 1: (∆tm = 55,5 µs/pé), compac-
tado (∆tsh = 100 µs/pé), saturado com
água salgada (∆tf = 189 µs/pé) e φ =
25,84 %, apresentará um ∆t igual a:
∆t = 0, 2584(189)+(1−0, 2584)55, 5 = 90
(7.5)
ou seja, ∆t = 90 µs/pé.
• Arenito 2: (∆tm = 55,5 µs/pé), não com-
pactado (∆tsh = 120 µs/pé), saturado
com água salgada (∆tf = 189 µs/pé) e
φ = 25,84% (admitindo-se um coeficiente
de compactação (c = 1, 0), apresentará
um ∆t igual a:
0,2584 =
∆t− 55,5
189− 55,5
× 100
120
= 97 (7.6)
portanto, ∆t = 97 µs/pé.
Significa dizer que um aumento de 20µs/pé,
provocado por uma menor compactação dos
folhelhos adjacentes, faz com que o efeito do
stretch da onda provoque um ∆t de 7 µs/pé a
mais no tempo.
Um intérprete desavisado, usando a equa-
ção de Wyllie e não considerando a falta de
compactação, poderá calcular uma porosidade
maior do que a real. Senão vejamos:
φs =
97− 55,5
189− 55,5
= 31,09% (7.7)
Caso a correção não seja realizada, ocorrerá
em erro para mais (otimista) no valor da po-
rosidade, na ordem de 20% (31,09/25,84 =
1,2032).
Figura 7.3: Exemplo de corpos de folhelhos não
compactados com ∆tsh > 100 µs/pé.
A Figura 7.3 mostra dois corpos de areia in-
tercalados entre folhelhos, cujo ∆tsh está entre
120-140 µs/pé. A não realização da correção
pela ausência de compactação acarretará erro
na porosidade sônica.
Convém lembrar que as rochas endógenas
(calcários e dolomitos) não apresentam este
tipo de problema (ausência de compactação),
as quais, por serem produtos de precipitações
químicas e/ou crescimento orgânico, são natu-
ralmente compactadas.
132 Capítulo 7. Perfil Sônico
7.3.2 Efeito da Porosidade Secundária
O perfil Sônico registra sempre o menor tempo
de trânsito, ou o primeiro evento chegado ao
receptor, independentemente da trajetória per-
corrida pela onda entre o transmissor e o recep-
tor.
O som na matriz das rochas tem maior ve-
locidade que nos fluidos, de modo que o per-
fil Sônico tende a registrar somente a porosi-
dade interligada ou intergranular, contornando
os espaços vazios isolados, tipo cavidades ou
vesículas.
Assim, não é aconselhável usar a equação de
Wyllie para litologias que apresentem tais tipos
de porosidade, porquanto as φs assim calcula-
das serão por demais pessimistas.
Todavia, nas fraturas horizontais a sub-
horizontais a onda compressional é forçada a
atravessá-las, aumentando consideravelmente
o tempo a registrar, dando origem a stretches
ou saltos de ciclos.
7.3.3 Efeito da Matriz
O modelo mostrado na Figura 7.4 representa
uma rocha compactada com φ = 10% e 50%
de cada litologia mostrada (amarelo arenito =
55,5 µs/pé e vermelho calcário = 47,6 µs/pé).
A Lei das Misturas nos fornecerá o tempo da
matriz como sendo:
∆tm = 0,5× 55,5 + 0,5× 47,6 = 51,55 µs/pé
(7.8)
A equação de Wyllie nos indicará o valor a ser
registrado no perfil:
∆t = 0,9× 51,55 + 0,1× 189 = 65,295 µs/pé
(7.9)
Ao se usar os 65,295 µs/pé para determinar φs,
três situações poderão ocorrer:
• Caso se considere a camada como arenito
Figura 7.4: Modelo teórico de uma mistura de
duas matrizes e água.
puro:
φs =
65,295− 55,5
189− 55,5
= 0,0733 = 7,33%
(7.10)
• Caso se considere a camada como calcário
puro:
φs =
65,295− 47,6
189− 47,6
= 0,125 = 12,5%
(7.11)
• Caso se tenha conhecimentos precisos a-
cerca da litologia da camada (testemu-
nhos, formação, ambiente, etc.), os er-
ros acima serão evitados, uma vez que se
usará o ∆tm real da rocha calculado na
Equação 7.8, i.e., 51,55 µs/pé:
φs =
65,295− 51,55
189− 51,55
= 0,1 = 10%
(7.12)
A primeira situação resultou em uma inter-
pretação pessimista; a segunda, otimista e a
terceira, a realista.
Ao analisarmos as três situações acima con-
cluiremos acerca da necessidade de sermos
sempre otimistas ao procurar o petróleo.
7.3. O Sônico como Determinante da Porosidade 133
7.3.4 Efeito da Argilosidade (Vsh)
A presença de argila nas camadas permopo-
rosas aumenta a quantidade de água inters-
ticial (comparadas àquelas limpas ou sem ar-
gila), atenua a velocidade do som e aumenta o
∆t registrado. Aumentos do tempo sempre são
visualizados como aumentos na porosidade, o
que não é realidade.
Para se estudar este tipo de efeito, adota-se
o modelo clássico mostrado na Figura 7.5.
Fazendo-se um balanço dos tempos e mate-
riais, temos:
∆t = ∆tm(1− φe − Vsh) + Vsh∆tsh + φe∆tf
(7.13)
isolando-se a porosidade e chamando-a de
porosidade sônica corrigida pela argilosidade
(φesc), tem-se:
φesc =
∆t−∆tm
∆tf −∆tm
− Vsh
(
∆tsh −∆tm
∆tf −∆tm
)
(7.14)
Denominando-se os termos (∆t−∆tm)/(∆tf−
∆tm) de porosidade sônica, (φes) e (∆tsh −
∆tm)/(∆tf−∆tm) de porosidade aparente dos
folhelhos adjacentes (φssh), a Equação resume-
se em:
φesc = φes − Vshφssh (7.15)
onde φes é a porosidade sônica calculada de
acordo com a equação de Wyllie, como se a
rocha fosse limpa (sem argilosidade), e Vsh é
a argilosidade calculada pelo perfil de Raios
Gama, etc.
Observar que, na dedução da Equação 7.14,
o ∆tm usado é exatamente o mesmo tanto para
a areia como para o folhelho, considerando-se
que ambos (arenitos e folhelhos) tenham um
mesmo tipo de matriz.
Introduz-se, assim, o conceito de uma poro-
sidade aparente do folhelho (φssh), calculada
(ainda segundo Wyllie) a partir da média dos
tempos dos folhelhos adjacentes (sobre e soto-
postos) à camada de interesse.
Figura 7.5: Modelo clássico das porosidades
total e efetiva.
7.3.5 Efeito do Hidrocarboneto (∆thc)
O tempo de trânsito na água é da ordem
de 189 ou 200 µs/pé (salgada ou doce, res-
pectivamente); o do óleo (menos denso) é de
236 µs/pé; e do gás (menos denso ainda) é da
ordem de 600 µs/pé.
Pelo visto, camadas portadoras de hidrocar-
bonetos têm um ligeiro (óleo) ouexagerado
(gás) aumento no ∆t, em função da diferença
de tempos de trânsito entre seus diversos flui-
dos. Em outras palavras, observa-se um re-
tardamento no tempo total de propagação de
uma onda sonora em camadas contendo uma
mistura de óleo e água, quando comparadas
àquelas contendo apenas água.
Aumentos do ∆t (a curva se desloca para a
esquerda da faixa), intuitivamente, nos levam
a pensar em aumentos da porosidade, o que
não é verdade. Uma rocha com 10% de porosi-
dade continuará tendo 10% mesmo que tenha
em seus poros água, óleo ou gás, isoladamente
ou misturados em quaisquer proporções. O que
muda é o tempo registrado pelo perfil Sônico
(∆t), uma função do tempo de trânsito dos
fluidos ou mistura fluida (∆tf).
Analisemos tal fato na Figura 7.6, usando a
equação deWyllie e admitindo-se três situações
onde o tempo do fluido será dado pelo balanço
134 Capítulo 7. Perfil Sônico
entre as duas saturações presentes na zona de
investigação da ferramenta, i.e., a lavada.
Figura 7.6: Modelo de uma camada limpa por-
tadora de óleo.
No modelo estabelecido, o tempo da mistura
fluida será dado por:
∆tf = (1− Sxo)∆thc + Sxo∆tmf (7.16)
e o tempo a registrar no perfil será igual a:
∆t = (1− φe)∆tm + φe∆tf (7.17)
Assim sendo, serão três as situações possíveis:
1. Arenito com água salgada (Sxo = 100%) e
φe = 10%
Nesta situação, considera-se que os po-
ros da camada têm somente filtrado, i.e.,
∆tf = ∆tmf.
Sendo a matriz arenosa (∆tm =
55,5 µs/pé) e o fluido interporoso
(∆tf = 189 µs/pé), o perfil Sônico re-
gistrará: ∆t = 0,9 × 55,5 + 0,1 × 189 =
68,85 µs/pé Este valor de 68,85 µs/pé,
quando aplicado na equação de Wyllie
corresponderá a:
φes =
68,85− 55,5
189− 55,55
= 0,1 = 10%
Vale a pena lembrar que o exemplo acima
foi realizado em rocha limpa, monomine-
ral, contendo somente água salgada, por-
tanto, não há erro de cálculo, vez que se
atende a teoria. A porosidade assim cal-
culada é a realista.
2. Arenito portador de óleo (Sxo = 50%) e
φe = 10%.
Demais características para o exemplo:
∆thc = 236 µs/pé, ∆tm = 55,5 µs/pé e
∆tmf = 189 µs/pé.
O tempo do fluido será:
∆tf = 0,5× 236 + 0,5× 189 = 212,5 µs/pé
Com tal matriz e fluido interporoso, o per-
fil Sônico registrará:
∆t = 0,9×55,5+0,1×212,5 = 71,2 µs/pé
Este valor de 71,2 quando aplicado na
equação de Wyllie, corresponderá a:
φes =
71,2− 55,5
189− 55,55
= 0,1176 = 11,76%
Ao se admitir a rocha somente com água
(189 µs/pé) e não com a mistura água e
óleo (212,5 µs/pé), a porosidade calculada
é otimizada em cerca de 20% a mais do que
a real.
3. Arenito portador de gás com Sxo = 50% e
φe = 10%.
Demais características para o exemplo:
∆thc = 666 µs/pé, ∆tm = 55,5 µs/pé, e
∆tmf = 189 µs/pé.
∆tf = 0,5× 666+ 0,5× 189 = 427,5 µs/pé
Com tal matriz e fluido interporoso, o per-
fil Sônico registrará:
∆t = 0,9×55,5+0,1×427,5 = 92,7 µs/pé
Este valor de 92,7 µs/pé, quando aplicado
na equação de Wyllie corresponderá a:
φes =
92,7− 55,5
189− 55,55
= 0,2786 = 27,86%
7.3. O Sônico como Determinante da Porosidade 135
Ao se admitir a rocha somente com água
(189 µs/pé) e não com uma mistura de gás e
água (427,5 µs/pé), a porosidade calculada é
quase três vezes maior do que a real.
Pelo demonstrado, um mesmo tipo de rocha
com φe = 10% pode apresentar tempos dife-
renciados sem que isto tenha sido ocasionado
por aumentos da porosidade em si, mas sim
pela influência do tipo do fluido interporoso.
Na realidade, o intérprete se encontra em
uma situação delicada. Para calcular a φes, ele
precisa saber quanto há de óleo e água (doce
ou salgada) na camada, portanto de Sw. Para
calcular Sw, ele precisa da φes. É uma sinuca
de bico que ele tem que resolver da maneira
mais lógica possível.
Na prática, caso se deseje calcular a φes
de uma camada qualquer, desconhecendo-se,
ainda no estágio exploratório de uma área, qual
é o porcentual de hidrocarboneto e água den-
tro de seus poros, deve-se calcular φes sem-
pre usando o fluido água e, partir para outros
procedimentos mais realistas, conforme se verá
mais adiante.
Caso se use o tempo de trânsito da água,
o intérprete deve estar consciente de que co-
mete um erro. Todavia, este é um procedi-
mento operacional usual, para a obtenção de
uma primeira aproximação da porosidade.
Tal erro leva os menos avisados afirmarem
que, em zonas com hidrocarbonetos a porosi-
dade sônica aumenta. Isto não é verdade: o
que aumenta é o tempo dispendido pelo som
para atingir o detector. Uma mistura fluida
de óleo (ou gás) e água é mais lenta do que a
água pura. A porosidade in situ de uma rocha
é imutável, para qualquer tipo, ou mistura, de
fluido em seus poros.
O intérprete conscientemente erra em seus
cálculos, admitindo em uma primeira etapa,
que o fluido seja água, para, mais adiante com
dados e perfis mais realistas, corrigir este erro.
Eventualmente, o erro pode decorrer por to-
tal desconhecimento ou falta de dados litogeo-
lógicos da área.
7.3.6 Problemas Operacionais e
Imprecisões das Leituras de φs
Apesar do cuidado que se possa ter em rela-
ção aos itens anteriormente discutidos, ainda
assim, os ∆t’s apresentam outros problemas,
principalmente, em poços bastante desmoro-
nados ou rugosos, ou quando a ferramenta
encontra-se em situações tais que suas inclina-
ções provocam uma assimetria admitida para
o trajeto da onda sonora (Figura 7.2).
Para minimizar tais possibilidades, a se-
gunda geração de ferramentas sônicas foi deno-
minada BHC (Bore Hole Compensated) e dis-
põe de um sistema simétrico de dois transmis-
sores (um superior e outro inferior) e dois ou
quatro receptores, em posições fixas e interme-
diárias. Obtém-se, com elas, quatro medidas
de ∆t e registra-se a média.
Entretanto, apesar de se utilizar sistemas si-
métricos, esta ferramenta ainda tende a apre-
sentar algum problema nos casos de grandes
desmoronamentos ou rugosidades da parede do
poço. A curva do Cáliper (calibre do poço)
é peça fundamental na interpretação do perfil
Sônico e demais perfis de porosidade.
Outro problema que prejudica bastante a
qualidade das leituras deste perfil é o apareci-
mento de saltos de ciclo (cycle skipping). Um
salto de ciclo se caracteriza pelo não aciona-
mento de um dos detectores devido à ocor-
rência de zonas de gás, altíssimas porosidades
e fraturas horizontais preenchidas por fluidos,
etc., onde as ondas percorrem um meio mais
atenuante, diminuindo amplitudes, tornando-
as incapazes de impressionar os detectores.
136 Capítulo 7. Perfil Sônico
7.3.7 Integração do Tempo de Trânsito
(Travel Time Integrator)
O perfil Sônico pode realizar a integração dos
tempos de trânsito (∆t) com a profundidade
e representar tal integração em forma de picos
ou sinal equivalente.
Por exemplo, a cada soma de 1000 µs (i.e., 1
ms) o equipamento registra um pequeno traço
à margem de uma das faixas da malha API.
A cada 10000 µs (ou 10 ms) é registrado um
traço de maior tamanho, para uma rápida vi-
sualização na contagem dos tempos totais (Fi-
gura 7.7).
Figura 7.7: Perfil Sônico BHC mostrando o re-
sultado da integração do tempo (ITT), à es-
querda da segunda faixa.
Deve ser observado que, em uma seção de
litologia uniforme, quanto maior for o valor do
∆t, menor será o espaçamento entre picos con-
secutivos. A recíproca é verdadeira, ou seja,
quanto menor o ∆t, maior será o espaçamento
entre traços.
Desta maneira, em se tendo a distância en-
tre traços (espaço = e) e o tempo gasto pela
onda acústica para percorrer um determinado
trecho de formação (∆t), torna-se fácil calcular
a Velocidade lntervalar (VI) do intervalo con-
siderado, utilizando-se a relação clássica: VI =
e/∆t.
O resultado deste cálculo será diretamente
proporcional à qualidade das curvas registra-
das e, por consequência, da integração reali-
zada.
Para isto, torna-se necessário um controle
mais apurado da qualidade da integração (ou
calibração da integração), que é feito da se-
guinte maneira: escolhe-se, na seção perfilada,
um intervalo (ou uma camada) com ∆t relati-
vamente constante e contam-se, defronte a ele,
o traços de milissegundos.Ao mesmo tempo,
lê-se o ∆t no intervalo correspondente ao inter-
valo escolhido para calibração da integração,
vez que ela é de importância para uso na Sís-
mica.
Em seguida, calculam-se duas velocidades
intervalares, compatibilizando-se as unidades:
VI1 =
e
ITT
(7.18)
onde e é a espessura da camada a calcular a
velocidade intervalar, em metros, e ITT é o
valor lido, em milisegundos, entre o topo e a
base da camada.
VI2 =
R1R2
∆t
(7.19)
onde R1R2 é a distância padrão da unidade
de tempo (1 pé) e ∆t é o valor lido no total
da espessura da camada escolhida, em micro-
segundos/pé.
Após a compatibilização das unidades, VI1
deve ser aproximadamente igual a VI2, dentro
de um erro máximo admitido de ± 10%.
No perfil exemplo da Figura 7.7, a camada
central tem cerca de 45 m, muito embora com
uma pequena intercalação de folhelho. Ao
longo de toda a sua espessura, podem-se contar
cerca de 13 picos de 1 ms e ler um ∆t médio
da ordem de 90 µs/pé. Qual é a velocidade
intervalar dessa camada?
Resolução:
VI1 =
45
13× 10−3
= 3641,5 m/s
7.3. O Sônico como Determinante da Porosidade 137
Velocidade λ BHC λ sísmica
(m/s) (m) (m)
7.620 0,38 152,4
1.905 0,10 38,1
1.524 0,08 30,5
608 0,03 12,2
Tabela 7.1: Diferenças entre as resoluções do
Sônico e a Sísmica.
VI2 =
0,3048
90× 10−6
= 3886,6 m/s
A diferença entre as duas velocidades calcu-
ladas é da ordem de 6,7%.
Ambos valores (ITT e VI) são utilizados na
sísmica de superfície para as calibrações de
suas seções e mapas, na verificação dos topos
das formações e pelos exploracionistas em ge-
ral, para a interrupção ou continuação da per-
furação de um poço exploratório.
É conveniente lembrar que o uso de frequên-
cias diferentes entre os métodos sísmicos de
poço e de superfície resulta em algumas dife-
renças quantitativas entre ambas as metodolo-
gias.
No perfil Sônico a frequência usada é de
20 kHz e na Sísmica, 50 Hz. Deste modo, a
resolução vertical do Sônico é muito maior (me-
lhor definição de camadas finas) do que a Sís-
mica, que identifica pacotes bem mais espessos
de rocha.
Por outro lado, a profundidade de investiga-
ção do Sônico é bastante superficial, da ordem
de três vezes o comprimento de onda (λ). Ver
Tabela 7.1.
7.3.8 Equação de Raymer, Hunt &
Gardner (1980)
Estes autores, baseados na correlação entre
tempos de trânsitos e porosidades medidas,
em um sem número de testemunhos, definiram
uma equação diferente da de Wyllie, para cal-
cular a φs em arenitos consolidados e não con-
solidados. Tem como vantagem não ser neces-
sária a correção pela falta de compactação e do
tempo do fluido (∆tf).
Abaixo, as equações definidas em ambas as
metodologias, para as situações em que as ro-
chas tenham valores entre zero e 37% de po-
rosidade. Na realidade, esta é a abrangência
maior das porosidades da maioria das rochas
reservatórios.
Wyllie, Gregory & Gardner (op. cit.):
∆t = (1− φ)∆tm + φ∆tf
Raymer, Hunt & Gardner (op. cit.):
1
∆t
=
(1− φ)2
∆tm
+
φ
∆tf
(7.20)
Observar que, para ambos os autores, quando
a porosidade for igual a zero, ∆t = ∆tm.
Quando a porosidade, teoricamente, for igual
a 100%, ∆t = ∆tf.
Raymer, Hunt & Gardner (op. cit.) estabe-
leceram, também, a seguinte Equação prática e
determinaram os valores para ∆tm = 58 (are-
nitos), 49 (calcários) e 44 µs/pé (dolomitos):
φSR = k
(∆t−∆tm)
∆t
(7.21)
onde φSR é a porosidade calculada pela Equa-
ção de Raymer, Hunt & Gardner (op. cit.),
onde k é uma constante empírica que varia de
acordo com a área, etc. Eles recomendam um
valor da ordem de 0,625.
De acordo com as Equações em discussão,
conclui-se que Wyllie considera a porosidade
como sendo um sistema rocha/fluido em série,
resolvido pela média ponderada volumetrica-
mente entre os tempos dos seus diversos mate-
riais componentes.
Por sua vez, Raymer, Hunt & Gardner (op.
cit.) admitem um sistema em paralelo, re-
solvido pela média harmônica do sistema ro-
cha/fluido.
138 Capítulo 7. Perfil Sônico
7.4 Ondas Cisalhantes
Conforme foi visto na Figura 7.1, o conheci-
mento dos tempos (ou velocidades) cisalhantes,
bem como os compressionais, são necessários e
importantes nos estudos da perfilagem geofí-
sica e da física pura.
O perfil Sônico, conforme discutido, é uma
das ferramentas mais antiga para determina-
ção da porosidade, com base na medida da pri-
meira chegada compressional nos detectores,
após ondas elásticas serem geradas por trans-
missores monopolos radiais simétricos.
As chegadas cisalhantes, oriundas da conver-
são das compressionais nas interfaces dos po-
ços/formações, somente são detectadas quando
Vs > Vf. Diz-se, portanto, que o perfil Sônico
somente detecta as ondas cisalhantes nas for-
mações rápidas (fast formations).
Zemanek et al (1984), usando transmissores
do tipo dipolos, mostraram que as ondas cisa-
lhantes poderiam ser geradas e detectadas sem
que houvesse qualquer tipo de conversão. Os
dipolos (transmissores não simétricos) geram
ondas cisalhantes em qualquer tipo de forma-
ção, independentemente de suas características
de velocidade.
Os dipolos são construídos de modo a com-
primir diretamente um lado do poço, enquanto
o outro sofre descompressão, causando forças
cisalhantes perpendiculares ao eixo do poço. A
propagação desta onda é similar às ondas Sto-
neley, que, sendo dispersiva como tal, tem velo-
cidade de propagação dependente da frequên-
cia usada (a onda se propaga com maior veloci-
dade nas baixas frequências do que nas altas).
As ferramentas atuais têm condições de com-
binar monopolos e dipolos capazes de mapear
as ondas compressionais e cisalhantes em qual-
quer tipo de formação, inclusive, em poços
abertos ou revestidos. Suas medidas tornam
viáveis estudos variados de mecânica das ro-
chas, fraturas, permeabilidades, etc.
7.5 Resumo do Perfil Sônico
1. Medição
A menor diferença do tempo compressi-
onal (compressional slowness) decorrido
para uma onda compressional percorrer o
espaço entre dois detectores localizados a
distâncias fixas entre si.
2. Unidade
µs/pé ou µs/m.
3. Usos
• Cálculo da porosidade intergranular;
• Detecção ocasional de zonas fratura-
das ou com perda de circulação;
• Auxílio à engenharia de produção de
petróleo (CBL e VDL);
• Auxílio à sísmica de superfície;
• Auxílio à engenharia de perfuração;
e
• Auxílio à geotecnia com as constan-
tes elásticas.
4. Problemas
• Litologia ou matriz desconhecida;
• Hidrocarbonetos;
• Argilosidade;
• Porosidade Secundária;
• Grandes desmoronamentos e/ou ru-
gosidades; e
• Saltos de Ciclos.
7.6 Questionário
1. Quais as propriedades das rochas possíveis
de serem medidas pelos perfis acústicos ou
Sônicos?
7.6. Questionário 139
2. Qual a distância entre o Transmissor - Re-
ceptor Perto (T-R1) da ferramenta do Sô-
nico Compensado? E a distância entre o
Transmissor - Receptor Longe (T-R2)?
3. Desenhar um osciloscópio, com seus qua-
tro respectivos trens de onda, onde seja
possível se determinar a diferença de tem-
po de trânsito (∆t) a ser registrada em um
perfil Sônico Compensado.
4. O tempo é medido em horas, minutos, se-
gundos, etc. Por que, então, o perfil Sô-
nico registra seus tempos em µs/pé (mi-
crosegundos/pé) e não em segundos so-
mente?
5. Quais os respectivos valores de velocidade
compressional, em pés/s e m/s, para um
∆t registrado de 85 µs/pé?
6. Quais os tempos (∆t) registrados em um
perfil Sônico em duas camadas aquífe-
ras, ambas mineralogicamente constituí-
das de 33,33% de sílica, 33,33% de calcita
e 33,33% de dolomita, sendo que uma está
aos 100 m de profundidade e a outra aos
1000 m? Explicar.
7. Como funciona e para que serve o delay
circuit da ferramenta do perfil Sônico?
8. O que é o fator de correção pela ausên-
cia de compactação da equação de Wyllie?
Por que esse fator teve que ser acrescen-
tado à referida equação?
9. Qual(is) a(s) diferença(s) entre as equa-
ções de Wyllie e Raymer, Hunt & Gard-
ner?
10. Quais são as principais limitações do perfil
Sônico no que se refere às propriedades do
reservatório e do meio ambiente (poço)?
11. O que é salto de cicloe quais as condições
possíveis de sua ocorrência em um perfil
Sônico?
12. Deduzir uma equação única (com base na
equação de Wyllie) em que a camada te-
nha três minerais distintos compondo sua
matriz, argilosidade e dois tipos de fluidos
distintos em seus poros.
13. Quais os principais usos do perfil Sônico
nas indústrias da água e do petróleo?
14. Citar outros tipos de perfis que usam o
princípio de propagação de ondas acústi-
cas e quais são seus usos na indústria do
petróleo.
15. Quais são as diferenças operacionais entre
um perfil Sônico de uma operação sísmica
de superfície?
16. O perfil Sônico é também usado para cali-
brar a sísmica de superfície. Quais são,
portanto, os objetivos dessa calibração?
Calibra-se por quê ou para quê?
17. Quais os principais problemas operacio-
nais do perfil Sônico capazes de prejudicar
um perfeito uso na sísmica de superfície?
18. Em que diferem os perfis Sônico Compen-
sado e de Longo Espaçamento?
19. Exemplificar quais são os tipos de calibra-
ções ou verificações que se pode realizar
em perfis do tipo Sônico, para que se te-
nha certeza de seu bom funcionamento?
20. Qual é o objetivo de se realizar a integra-
ção do tempo de trânsito de um perfil Sô-
nico?
21. Como funciona o Travel Time Integrator e
para que serve?
22. Qual o ∆t que deve ser registrado no Sô-
nico Compensado, se uma camada de 100
m de espessura apresenta uma contagem
de 18,5 ms?
140 Referências
23. Quais as principais técnicas de sísmica de
poço e qual o objetivo de cada uma delas?
24. Qual a distância mínima desejada entre o
transmissor e um receptor de uma ferra-
menta do perfil Sônico de quatro polega-
das de diâmetro externo, em um poço de
oito polegadas, para que o tempo de che-
gada da lama (∆tf = 189 µs/pé) seja pos-
terior às situações das camadas abaixo:
• ∆t da Camada (1) = 240 µs/pé
• ∆t da Camada (2) = 100 µs/pé
• ∆t da Camada (3) = 75 µs/pé
• ∆t da Camada (4) = 40 µs/pé
25. Discutir o fato de as amplitudes cisalhan-
tes serem mais altas do que as compressi-
onais.
Referências
Raymer, L. L., Hunt, E. R. & Gardner, J. S.,
1980 - An Improved Sonic Transit Time-
to-Porosity Transform. Trans. SPWLA
21th Annual Logging Symposium, paper
P.
Wyllie, M. R. J., Gregory, A. R. & Gardner,
L. W., 1956 - Elastic wave velocities in he-
terogeneous and porous media: Geophy-
sics, 21(1):41-70.
Zemanek, J., Angona, F. A., Williams, D. M.,
Caldwell, R. L., 1984 - Continous Acous-
tic Shear Wave Logging. 25th Annual SP-
WLA Logging Symposium, Trans. vol 1,
paper T.
Capítulo 8
Perfil de Densidade
8.1 Introdução
O termo Density Log foi traduzido inicialmente
como Perfil de Densidade. Em inglês, density
(g/cm3 ou kg/m3) equivale ao português massa
específica, enquanto que specific gravity equi-
vale a densidade. Pela tradição na técnica da
perfilagem, o termo densidade será usado ao
longo deste livro.
O perfil de Densidade registra continua-
mente as variações das densidades das camadas
(g/cm3 ou kg/m3) com a profundidade.
A exemplo do que foi discutido no perfil Sô-
nico, existe uma relação entre a participação
volumétrica de cada elemento constituinte e a
densidade total da rocha (bulk density = ρB).
A medida da densidade é realizada pelo
bombardeio das camadas por um feixe monoe-
nergético de raios gama.
Para que isso seja possível, a ferramenta dis-
põe de um patim metálico com uma fonte radi-
oativa (Cs137), direcionada, com nível energé-
tico da ordem de 0,662 MeV, pressionada con-
tra a parede do poço.
A probabilidade de ocorrência de um choque
entre os raios gama e a matéria depende das
propriedades nucleares do material envolvido
e da energia do fóton. Esta probabilidade é
denominada seção eficaz (cross section) e tem
por unidade o Barn = 10−24cm.
Quanto maior a seção eficaz, maior a proba-
bilidade de uma interação se realizar. Assim, a
seção eficaz pode ser considerada como sendo
um diâmetro aparente de um núcleo a ser atin-
gido.
Quando os raios gama atravessam um meio
qualquer, eles interagem com os átomos e elé-
trons orbitais de seus constituintes de três mo-
dos distintos:
1. Efeito Fotoelétrico - Colisão entre um fó-
ton de baixa energia (< 75 keV) e um
átomo. Caso a energia do fóton seja maior
do que a energia de ligação de um elétron
orbital:
• O fóton transfere toda sua energia
para o elétron ejetado e desaparece
do meio. Diz-se que o fóton foi ab-
sorvido ou aniquilado.
• O elétron deixa a sua órbita com uma
energia cinética igual à diferença en-
tre a do fóton e sua energia de liga-
ção.
2. Efeito de Produção de Par - Colisão entre
um fóton de alta energia nas proximidades
de um núcleo (energia > 1,02 MeV = 2
vezes a massa de repouso de um elétron).
O fóton se converte em um par elétron-
pósitron, de tal sorte que:
141
142 Capítulo 8. Perfil de Densidade
• O fóton é absorvido;
• O elétron desacelera; e
• O pósitron interage com um elétron
qualquer do meio, aniquilando ambos
com a produção de dois raios gama.
3. Efeiton Compton - Colisão entre um fóton
de média energia (75 keV< E< 1,02 MeV)
e um átomo qualquer, ocorrendo:
• Ejeção de um elétron da órbita ex-
terna enquanto o fóton permanece no
meio, porém sua energia diminui a
cada choque. Diz-se que o fóton so-
freu espalhamento.
• A energia do elétron assim espalhado
é função do ângulo da colisão elás-
tica.
O Efeito Compton é a interação preferencial
entre os raios gama e as rochas, pelo fato de
se usar uma fonte de Cs137, dentro de um nível
energético compatível.
Tais interações são expressas por:
If = Iie
−µxρe (8.1)
onde If = fluxo final dos fótons; Ii = fluxo
inicial; µ = coeficiente de absorção de massa
do material alvo; x = espessura; e ρe =
densidade eletrônica do material (número de
elétrons/cm3).
Por sua vez, a energia defletida nas intera-
ções dos raios gama com a matéria é dada pela
equação:
Eγ =
Eγo
1 +
Eγo
moc2
(1− cos θ)
(8.2)
sendo mo massa de repouso do elétron =
9,112×10−28 g; c = velocidade da luz = 3 ×
1010 cm/s; moc
2 = 0,511 MeV; Eγo a energia
inicial; Eγ a energia final do fóton; e θ o ângulo
da colisão.
A Figura 8.1 mostra o decaimento da ener-
gia de uma fonte de 0,662 MeV em função do
ângulo de colisão entre o fóton e os átomos do
meio. Aos 180◦, a energia é da ordem de 0,288
MeV.
Figura 8.1: Uma fonte de 0,662 MeV tem como
limite mínimo de energia defletida 0,288 MeV.
8.2 Princípio do Perfil de
Densidade
Um feixe monoenergético de raios gama, de in-
tensidade fixa, ao sair da fonte, choca-se su-
cessivamente com os elétrons da formação, por
meio do Efeito Compton. À proporção que os
raios gama vão se dispersando, ou sendo ab-
sorvidos, a intensidade do feixe inicial dimi-
nui. Essa diminuição de intensidade, que é uma
função da mudança na densidade eletrônica do
meio, é então medida pelo detector. Assim,
quanto mais densa for a rocha, menor a inten-
sidade da radiação no detector, e vice-versa.
Como o Efeito Compton é diretamente pro-
porcional ao número de elétrons por unidade
de volume de material (portanto, densidade
eletrônica) e, como o número de elétrons por
unidade de volume é proporcional à densidade
(massa/volume) das formações, deduz-se que
este perfil responde diretamente à densidade
da formação e inversamente à porosidade.
Para que a relação densidade eletrônica ver-
sus porosidade se torne realidade, algumas pro-
vidências operacionais devem ser tomadas:
8.3. Definição de Densidade Eletrônica 143
• A fonte radioativa deve ter energia sufici-
entemente alta (≥ 75 keV) para favorecer
o Efeito Compton.
• A fonte radioativa deve ter energia sufici-
entemente baixa (≤ 1,02 MeV) para não
favorecer a ocorrência do Efeito de Pro-
dução de Par.
• O detector deve ser blindado para evitar
o Efeito Fotoelétrico.
O resultado final é uma função inversa da
densidade eletrônica média do material exis-
tente dentro do volume investigado (i.e., espaço
fonte-detector).
8.3 Definição de Densidade
Eletrônica
Por definição, a densidade eletrônica de uma
formação (ρe) é a quantidade de elétrons por
volume amostrado.
Partindo-se denoções da química, nas quais
entram a constante de Avogadro (6,02×1023
átomos/átomo-grama), o número atômico Z
(número de prótons ou de elétrons/átomo-
grama), a massa atômica A (número de
gramas/átomo-grama) e a densidade ρLAB
(g/cm3), chega-se à seguinte relação:
ρe =
2Z
A
ρLAB = CρLAB (8.3)
A Tabela 8.1 mostra que C é próximo da
unidade para os componentes litológicos mais
comuns das rochas.
A Tabela 8.2 mostra uma comparação entre
os valores das densidades total (ou obtida em
laboratório), da eletrônica e daquela registrada
pela ferramenta do perfil de Densidade.
Nas litologias homogêneas com água (areni-
tos, calcários e dolomitos), o fato de C ≈ 1 faz
com que a densidade registrada pelo perfil, se-
gundo o seu algorítmo, seja igual à medida do
Elemento A Z C = 2Z/A
H 1,008 1 1,9841
C 12,001 6 0,9991
O 16,000 8 1,0000
Na 22,990 11 0,9569
Mg 24,320 12 0,9868
Al 26,980 13 0,9637
Si 28,090 14 0,9968
S 32,070 16 0,9978
Cl 35,460 17 0,9585
K 39,100 19 0,9719
Ca 40,080 20 0,9980
Tabela 8.1: Valores da constante C para os ele-
mentos mais comuns das rochas sedimentares
(Schlumberger, 1985).
laboratório. Ocorrendo outros materiais nos
poros (a exemplo de hidrocarbonetos), há di-
ferenças entre ambos os valores, fato este que
exigirá correções das leituras.
Para eliminar tais diferenças (denominadas
efeito Z/A) e se imprimir a densidade do per-
fil igual à densidade de laboratório, usa-se ca-
librar a ferramenta em uma rocha de matriz
conhecida para a obtenção de uma equação de
calibração (Figura 8.2).
A Lei das Misturas nos fornece, para um cal-
cário (CaCO3) cuja densidade da matriz seja
ρmLS e saturado com água doce de densidade
ρw, a seguinte relação:
ρB = ρmLS(1− φ) + φρw (8.4)
Fazendo-se as devidas substituições na Equa-
ção 8.4, tem-se:
ρeLS = ρmLSCLS(1− φ) + φρwCw (8.5)
Eliminando-se φ em ambas as Equações e
resolvendo-se para ρB, tem-se:
ρB = ρeLS
ρmLS − ρw
ρmLS − ρwCw
−
− ρmLS(CLS − Cw)
ρmLSCLS − ρwCw
(8.6)
144 Capítulo 8. Perfil de Densidade
Componente Fórmula ρLAB
(g/cm3)
2
∑
Z′s
P.M. ρe = 2Z
A ρLAB
ρperfil
(g/cm3)
Quartzo SiO2 2,654 0,9985 2,650 2,648
Calcita CaCO3 2,710 0,9991 2,708 2,710
Dolomita CaCO3MgCO3 2,870 0,9977 2,863 2,876
Anidrita CaSO4 2,960 0,9990 2,957 2,977
Silvita KCl 1,984 0,9160 1,916 1,863
Halita NaC 2,165 2,0740 2,074 2,032
Gipsita CaSO4.2H2O 2,320 1,0222 2,372 2,351
Água Doce H2O 1,000 1,1101 1,110 1,000
Água Salgada 200000 ppm 1,146 1,0797 1,237 1,135
Óleo n(CH2) 0,850 1,1407 0,970 0,850
Gás C1,1H4,2 ρgás 1,2380 1,238(ρgás) 1,325(ρmetano)− 0,188
Tabela 8.2: Comparação entre as densidades de laboratório (ρLAB), eletrônica (ρe) e a registrada
no perfil de Densidade (ρperfil) (Schlumberger, 1985).
Figura 8.2: Transformada do perfil de densi-
dade ρe = 1,0704ρeLS − 0,1883 (Schlumberger,
1985).
Substituindo-se ρmLS, ρw, CLS e Cw pelos seus
valores respectivos (Tabelas 8.1 e 8.2), tem-se
finalmente:
ρB = 1,0704ρeLS − 0,1883 (8.7)
onde ρeLS é densidade eletrônica do calcário
usado na calibração.
Os valores da última coluna da Tabela 8.2
mostrados como ρperfil resultam da aplicação
do algorítmo (Equação 8.7). São eles os valo-
res mapeados pela ferramenta de densidade e
registrados como ρB, para as condições esta-
belecidas (calcário com água doce). Correções
compatíveis devem ser realizadas para usos em
outras litologias usadas na calibração.
Considerando-se que uma ferramenta esteja
calibrada para calcário, qual será o erro, caso
ela seja usada para perfilar em arenito com po-
rosidade nula (φ = 0%)?
Resolvendo-se o problema:
ρB = 1,0704× 2,650− 0,1883 = 2,64826 g/cm3
O registro de um ρB = 2,64826 g/cm3, de-
fronte ao arenito em questão, quando deve-
ria ter sido 2,654 g/cm3 (valor de ρB para
um arenito puro), origina um erro de apenas
0,0057 g/cm3 ou 0,2148%. Em outras pala-
vras, ρLAB ≈ ρB. Daí dizer-se que o perfil de
Densidade fornece aproximadamente ρB.
Para eliminar essas pequenas diferenças exis-
tentes entre ρLAB e ρB, as companhias de per-
filagem confeccionam cartas de correção deno-
minadas Efeito Z/A. Entretanto, como a or-
dem de grandeza das correções é geralmente
de pequeno valor, costuma-se desprezá-las nos
cálculos.
8.4. A Ferramenta Densidade Compensada 145
Figura 8.3: Carta para correção do Efeito Z/A
(Schlumberger, 1985).
Olhando-se a Figura 8.3, verifica-se que,
para as três litologias mais importantes (are-
nito, calcário e dolomito), mesmo que tenham
porosidades variando entre 0 e 40%, a correção
se torna desprezível, a não ser na presença de
gás nos poros.
Pergunta-se: Qual será o algoritmo de cali-
bração de uma ferramenta em um arenito com
água doce?
8.4 A Ferramenta Densidade
Compensada
A Figura 8.4 mostra uma ferramenta do perfil
de Densidade compensada pelo efeito do poço.
t A fonte é colimada (focalizada) e seu feixe
de gama encontra-se apontado na direção do
reboco e formação. Para minimizar o efeito
do poço (lama e reboco, respectivamente, de
densidades ρm e ρmc), tanto a fonte como os
detectores perto (SS - Short Spacing) e longe
(LS - Long Spacing) estão localizados em um
patim metálico, pressionado contra a parede do
poço, cuja parte superior está adaptada uma
lâmina para remover parte dele. Há também
uma blindagem entre a fonte e os detectores
para evitar acoplamento direto entre eles.
A abertura do braço registra um perfil Cá-
liper, dado essencial para o controle da quali-
dade da curva, garantindo uma interpretação
mais realista.
O reboco entre a fonte e os detectores influ-
encia a leitura final, daí a necessidade dos dois
detectores, um perto (SS) e outro longe (LS).
Figura 8.4: Ferramenta do Densidade Com-
pensada pelo efeito do poço. Adaptada de Sch-
lumberger, 1985.
Os fótons atingem os elétrons do meio, defle-
tem gradualmente e perdem energia, retroespa-
lhando-se até serem detectados. O fluxo final a
ser detectado no SS é maior do que no LS, de-
vido à menor distância envolvida. Assim, o SS
sofre um maior efeito do poço, enquanto que o
LS é mais afetado pela camada em si.
A contagem dos pulsos (cps) nas rochas den-
sas é menor do que nas rochas porosas, mais
leves, guardando uma relação inversa com ρB
e direta com a porosidade φ.
A Figura 8.5 mostra que 100% da informa-
ção chegada ao detector perto (SS) é proveni-
ente dos dez primeiros centímetros da parede
do poço, enquanto que igual porcentual do de-
tector longe vem dos 25 cm. Tal fato confere
146 Capítulo 8. Perfil de Densidade
Figura 8.5: Porcentual da informação da den-
sidade compensada com a distância da parede
do poço. Adaptada de Glover, 2007.
uma investigação radial pouco profunda para
este perfil.
A retirada do efeito do reboco está ilustrada
como uma curva de compensação denominada
DRHO na metade da terceira faixa (Figura
8.6).
Para eliminar eventual contaminação com
os raios gama naturais, muito embora tenham
energias superiores ao Efeito Compton, é rea-
lizada uma contagem em background para ser
subtraída da resposta final.
8.5 Interpretação do Perfil de
Densidade
De modo análogo ao perfil Sônico, a Equação
do perfil de Densidade pode ser expressa como:
ρB = (1− φe)ρm + φeρf (8.8)
ou
φeD =
ρm − ρB
ρm − ρf
(8.9)
A densidade da matriz da rocha (ρm) é da or-
dem de 2,65 (se arenito); 2,71 (se calcário);
e 2,87 g/cm3 (se dolomito). Por sua vez, ρf
Figura 8.6: Exemplo de perfil de Densidade
Compensada.
corresponde à densidade do fluido da zona in-
vestigada. Usa-se, geralmente, para o filtrado
doce, ρmf = 1,00 g/cm3, ou salgado, ρmf = 1,10
g/cm3.
No perfil exemplo (Figura 8.6), a camada en-
tre 1.661-1.673 m tem uma leitura de ρB da
ordem de 2,4 g/cm3, o que calcula uma φD
≈ 15%.
Qual será a φD na camada 1.775-1.780 m?
O motivo, em princípio, de se usar o fluido
da zona lavada reside na pequena investigação
da ferramenta, conforme mostra a Figura 8.5.
Assim, é bom saber, de antemão, que tanto ρf
como ∆tf dependem de Sxo e não de Sw. A
saturação de hidrocarboneto que influencia as
leituras de ρB é, por consequência, SOR (=
1− Sxo).
As leituras deste perfil, ao contrário do que
ocorre noperfil Sônico, não precisam de corre-
ção pela falta de compactação das rochas. Você
saberia explicar por quê?
Também, a exemplo do perfil Sônico deve-se
manter bastante atenção ao analisar um densi-
8.5. Interpretação do Perfil de Densidade 147
dade, no que se refere às influências ambientais.
8.5.1 Efeito da Lama/Reboco
O problema mais significativo a ser conside-
rado nas leituras deste perfil é o provocado pela
presença da lama e/ou reboco, defronte às ca-
madas permeáveis.
Os fótons, na saída da fonte, interagem com
os elétrons da lama (e/ou reboco). Alguns dis-
persam e não retornam ao poço onde estão os
detectores, diminuindo a intensidade do feixe
inicial, mesmo antes de penetrar nas camadas.
A ideia de se eliminar este problema está
fundamentada nos mesmos princípios dos per-
fis elétricos: uso de diferentes espaçamentos
entre sensores para a obtenção de diferentes
profundidades de investigação.
O perfil de Densidade Compensada tem dois
detectores localizados a distâncias fixas da
fonte (Figura 8.4). O SS é o mais influen-
ciado pela densidade do reboco (ρmc) do que
o LS, que é mais influenciado pelas rochas.
Com duas leituras em diferentes profundidades
e acrescida da medida da espessura do reboco
com a curva do Cáliper, a ferramenta pode,
internamente, realizar correções de ρB.
As rochas estão caracterizadas por sua ρB e
ZB (média do número atômico de seus consti-
tuintes). O reboco interposto entre a fonte-
rocha-detector introduz os parâmetros ρmc,
Zmc e tmc (espessura do reboco).
O problema maior reside no Zmc, uma vez
que alguns fluidos de perfuração - principal-
mente nos poços muito profundos - usam bá-
rio (Z = 56), de alto coeficiente de absorção
de massa. Nesses casos, o reboco se comporta
como um absorvedor para os fluxos iniciais e
finais do sistema (ver Equação 8.1).
A solução para a minimização do efeito Zmc
e tmc é a confecção de um algorítmo chamado
Spine & Ribs (Figura 8.7).
A ferramenta é inicialmente inserida em dois
blocos metálicos (Al e Mg), padronizados, e
posta a funcionar para registro das contagens
nos detectores SS e LS.
Como a fonte e os detectores estão direta-
mente em contacto com os blocos, inexiste re-
boco (tmc = 0). Traça-se, então, uma reta, in-
terligando os dois pontos extremos (ρAl = 2,59
g/cm3 e ρMg = 1,71 g/cm3), em um gráfico
linear em cujo eixo estão os valores das respec-
tivas contagens (cps).
Figura 8.7: O gráfico Spine & Ribs mostra o
efeito dos rebocos leves ou pesados (Schlum-
berger, 1985).
Coloca-se, em seguida, entre o sistema fonte-
detectores e os blocos, uma placa de borracha
de densidade = 1,5g/cm3, simbolizando um re-
boco. À proporção que se aumenta a espes-
sura da borracha (tmc), ambas as contagens
(SS e LS) também aumentam uma vez que a
borracha é mais leve, ou menos densa, que o
alumínio. Neste momento, cada detector mos-
trará diferentes razões de crescimento no re-
gistro (cps). Esta diferença (∆ρB) é a base do
algorítmo de correção da leitura de ρB.
É obrigatório o registro de ∆ρB para que
se tenha mais um controle da qualidade de
148 Capítulo 8. Perfil de Densidade
ρB (DRHO e RHOB, respectivamente, na Fi-
gura 8.6).
Resumindo:
• Quando o reboco for mais leve do que a
formação (lamas normais), a curva ∆ρB
deverá mostrar valores positivos de lei-
tura.
• Quando o reboco for mais pesado do que
a formação, ∆ρB será negativa (lamas à
base de baritina são um problema à parte
por causa da grande capacidade de absor-
ção pelo bário).
Anomalias de tais comportamentos devem ser
analisadas, inclusive, como falha ferramental
ou intensos desmoronamentos.
8.5.2 Efeito dos Hidrocarbonetos
Na Equação 8.8, o correto seria se usar o valor
real da densidade do fluido, i.e.:
ρf = ρmfSxo + ρhc(1− Sxo) (8.10)
o que faria com que a Equação da porosidade
passasse a ser vista como:
φeD =
ρm − ρB
ρm − (ρmfSxo + ρhc(1− Sxo))
(8.11)
Adota-se, todavia, conforme discutido durante
o estudo do perfil sônico, ρf sempre igual a
1,0 g/cm3 (poço perfurado com lama doce) ou
1,1 g/cm3 (poço com lama salgada).
Este erro proposital decorre por não se sa-
ber, antecipadamente, conforme explicado an-
teriormente, qual a proporção real dos fluidos
(água e/ou hidrocarbonetos) nas camadas.
Vale a pena lembrar que, para se calcular
Sw ou Sxo, precisa-se conhecer φ. E para se
calcular φ, precisa-se saber qual a proporção
dos fluidos presentes na camada.
A interpretação final de φ e Sxo (ou Sw) é,
portanto, um processo interativo que deve ser
iniciado com este erro.
Para se ter uma ideia da magnitude do efeito
dos hidrocarbonetos sobre a ρB, basta atentar
para os seguintes exemplos hipotéticos, realiza-
dos igualmente durante o estudo do perfil Sô-
nico:
1. Arenito portador de óleo com as seguin-
tes características: ρhc = 0,8 g/cm3, ρm =
2,65 g/cm3, ρmf = 1,0 g/cm3, Sxo = 50%
e φ = 10%.
• Primeiro passo - calcular a densidade
do fluido:
ρf = 0,5×0,8+0,5×1,0 = 0,9 g/cm3
• Segundo passo - calcular ρB com o ρf
= 0,9 g/cm3, pois este é o valor que
será registrado no perfil:
ρB = 0,9× 2,65 + 0,1× 0,9
= 2,475 g/cm3
Caso o intérprete use ρf = 1,0 g/cm3, ele
obterá o seguinte resultado:
φD =
2,65− 2,475
2,65− 1,0
= 0,106 ou 10,6%
i.e., ele cometerá um erro de +6%
Usando ρf = 0,9 g/cm3, conforme defi-
nido acima, ele calculará o valor correto
de φD = 10%, conforme a hipótese levan-
tada.
2. Arenito portador de gás com as seguin-
tes características: ρhc = 0,3 g/cm3, ρm =
2,65 g/cm3, ρf = 1,0 g/cm3, Sxo = 50% e
φ = 10%.
• Primeiro passo - calcular a densidade
do fluido:
ρf = 0,5×0,3+0,5×1,0 = 0,65 g/cm3
8.6. Apresentação do Perfil de Densidade 149
• Segundo passo - calcular ρB com o ρf
= 0,65 g/cm3, pois este é o valor que
será registrado no perfil:
ρB = 0,65× 0,1 + 2,65× 0,9
= 2,45 g/cm3
Caso o intérprete use ρf = 1,0 g/cm3, ele obterá
o seguinte resultado:
φD =
2,65− 2,45
2,65− 1,0
= 0,1212 ou 12,12%
i.e., ele comete um erro de +21,2%.
Usando ρf = 0,65 g/cm3, definido acima, ele
calculará o valor correto de φD = 10%, con-
forme a hipótese levantada.
Pelos cálculos acima, muito embora a atua-
ção do perfil seja nas proximidades da parede
do poço, onde predomina ρmf, caso a camada
seja portadora de gás - cuja densidade é da
ordem de 0,1 g/cm3 - um volume significativo
dele ainda permanece na zona invadida, mesmo
após a penetração do filtrado. Esta é a razão
pela qual cálculos com o fluido água otimizam
as porosidades do densidade.
Você saberia dizer qual dos dois perfis (Sô-
nico e Densidade) é o mais influenciado pela
presença de gás?
Já a presença de óleo (densidade da or-
dem de 0,7 g/cm3) não causa tanto otimismo
quanto o gás, dada a aproximação entre os va-
lores das densidades do óleo e da água.
De acordo com o que já foi discutido por
ocasião do estudo dos efeitos dos fluidos sobre
o ∆t, jamais haverá aumentos ou diminuições
nas porosidades das rochas detectadas pelos
perfis, mas sim, efeitos causados pela presença
de gás, da argila da lama e do reboco, sobre
as suas leituras, para as quais devemos estar
sempre atentos.
Perfis de boa qualidade, controlados por pes-
quisas ou correlações com as rochas, não erram.
O intérprete é que erra com a escolha de parâ-
metros não realistas para usar em seus cálculos.
8.5.3 Efeito da Argilosidade
Os folhelhos têm densidades altamente variá-
veis em virtude de suas composições minera-
lógicas - aproximadamente 60% de argilomine-
rais e 40% de outros minerais.
A exemplo do perfil Sônico a argila também
afeta as leituras do perfil de Densidade por-
quanto mais leve ou menos densa, por unidade
de volume (dado o excesso de água), tenderá
também a diminuir o valor de ρB.
Para se corrigir tal efeito, usa-se o mesmo
modelo de rocha e raciocínio lógico usado para
o perfil Sônico:
φeDC = φeD − VshφDsh (8.12)
sendo φDsh a porosidade aparente dos folhelhos
adjacentes, calculada nos mesmos moldes da
φSsh.
Não nos preocupemos, por enquanto, com
os efeitos da presença de argila e de hidrocar-
bonetos sobre as leituras dos perfis. Isso será
motivo de estudo posterior. Taisefeitos serão
corrigidos na interpretação quantitativa final,
com o uso de dois ou três perfis de porosidade.
Um fato importante acerca dos folhelhos é
a compactação que ele sofre com o aumento
da profundidade e da idade, tendo como con-
sequência uma mudança nas suas proprieda-
des. Variações bruscas na densidade e tempos
de intervalos de folhelho podem indicar a pos-
sibilidade de ambientes diferentes entre as for-
mações acima e abaixo deles.
8.6 Apresentação do Perfil de
Densidade
A apresentação do perfil de Densidade Com-
pensada deve vir sempre acompanhada de um
Cáliper (Figura 8.6). A densidade (ρB) das ca-
madas é mostrada nas segunda e terceira fai-
xas, com valores crescentes da esquerda para
a direita, de 2,00 até 3,00 g/cm3. Na terceira
150 Capítulo 8. Perfil de Densidade
faixa, e no mesmo sentido, variando de -0,25 a
+0,25 g/cm3, imprime-se ∆ρB.
A curva de ∆ρB mostra o valor que foi adici-
onado, pelo sistema, a ρB, de modo a eliminar
os efeitos do poço (reboco e lama), conforme
o item 8.5.1. Convencionou-se dizer que cor-
reções menores do que 0,15 g/cm3 ou maiores
do que 0,15 g/cm3, indicam leituras falhas (o
equipamento realizou uma compensação exa-
gerada).
É necessário atentar para todos os casos
desta natureza, porque eles ocorrem, princi-
palmente, defronte a zonas desmoronadas ou
rugosas.
8.7 Perfil Litodensidade
Resulta de um sistema ampliado e aperfeiçoado
das ferramentas do Densidade.
O espectro radioativo registrado é dividido
em duas janelas distintas: uma chamada H, de
alta energia (entre 180 a 540 keV), que é usada
para a detecção do efeito Compton. O número
de fótons nela, como já discutido, está inversa-
mente relacionado com a densidade eletrônica
do meio (ρe). A segunda janela, S, de baixa
energia (entre 40 a 80 keV), está inversamente
relacionada com ρe e com o índice de absorção
fotoelétrica, Pe. A medida desses dois efeitos
é realizada nas ferramentas de Litodensidade,
simultaneamente.
Pela comparação das cps (razão S/H), elimi-
na-se a influência de ρe no registro e pode-se
determinar o índice de absorção fotoelétrica,
Pe, cuja unidade é o Barn/elétron.
Observa-se que ρB relaciona-se em primeiro
lugar com a porosidade (φ) e secundariamente
com a matriz (litologia) e os fluidos porosos.
Por outro lado, Pe relaciona-se em primeiro lu-
gar com a matriz (litologia) e secundariamente
com a porosidade (φ) e os fluidos porosos.
Foi observado, também, que Pe varia muito
pouco para situações de porosidades entre 0
e 35% nos três principais tipos conhecidos de
rochas.
Os valores de Pe para as rochas e fluidos mais
comuns são: calcita 5,084, dolomita 3,142, sí-
lica 1,806, água doce 0,358, água salgada 0,807,
óleo 0,119 a 0,125 e folhelhos normais 3,420.
O índice fotoelétrico Pe é dado pela seguinte
expressão:
Pe =
Z3,6
10
(8.13)
Para as moléculas formadas por vários átomos,
Pe é determinada pela fração atômica:
Pe =
∑ AiZiPei
AtZt
(8.14)
onde Zi é o número atômico, Ai é o massa
atômica e Pei é o índice fotoelétrico de cada
átomo. Zt e At representam, respectivamente,
o número atômico e o peso atômico total da
molécula.
Foi estabelecido um parâmetro U , denomi-
nado seção fotoelétrica transversal de um ma-
terial qualquer, por definição:
U = Peρe (8.15)
A unidade de Pe é em Barn/elétron e ρe, em
elétron/cm3. Assim, a unidade de U é dada
em Barn/cm3. Tal fato permite expressar a
seção fotoelétrica de uma rocha de um modo
volumétrico, i.e.:
U = (1− φ)Um + φUf (8.16)
Os valores mais comuns de U (seção foto-
elétrica transversal) para os diversos tipos de
rochas e fluidos são: calcita 13,77, dolomita
9,00, sílica 4,79, água doce 0,40, água salgada
0,96 e óleo 0,11 a 0,12 Barn/cm3.
A exemplo de ρb, Pe também sofre influên-
cia do reboco. Quando o Z do reboco é menor
do que o Z da formação (Zmc < ZB), a in-
fluência do reboco é desprezível, porém quando
Zmc > ZB, o efeito deve ser corrigido por ser
8.9. Questionário 151
expressivo. O procedimento usado para corri-
gir tais efeitos é, a exemplo do perfil de den-
sidade, por meio dos gráficos Spine & Ribs,
específicos para o perfil Litodensidade.
Os usos mais comuns deste tipo de informa-
ção (Pe e/ou U) são:
• Identificação de minerais, principalmente
do tipo pesado e argilominerais;
• Identificação de zonas de fraturas; e,
• Identificação de camadas finas, uma vez
que o espaçamento entre a fonte e o de-
tector é menor do que na ferramenta do
Densidade.
Além destes usos gerais, este perfil é também
útil nas interpretações avançadas, quando se
usam cross plots.
8.8 Resumo do Densidade
1. Medição
Densidade
Detecção dos raios gama defletidos (ou re-
troespalhados) pelos elétrons orbitais dos
elementos componentes das rochas, após
terem sido emitidos por uma fonte coli-
mada, localizada em uma sapata, pressio-
nada contra a parede do poço.
Esta atenuação é função da densidade de
elétrons (ρe) por volume do material exis-
tente dentro da profundidade de investi-
gação radial da ferramenta.
2. Unidade g/cm3.
3. Usos
• Cálculo da Porosidade Total das ca-
madas;
• Determinação da litologia, quando
usado em conjunto com o Sônico
e/ou o Neutrônico;
• Identificação de zonas de hidrocarbo-
netos leves (gás e/ou condensado),
quando usado em conjunto com o
Neutrônico;
• Cálculo das Constantes Elásticas,
quando usado em conjunto com o Sô-
nico; e
• Cálculo do Coeficiente de Reflexão e
impedância, quando usado em con-
junto com o Sônico, para a confecção
de sismogramas sintéticos para a sís-
mica.
4. Problemas
• Lama com baritina;
• Argilosidade;
• Matriz desconhecida;
• Poços rugosos ou desmoronados além
da abertura máxima dos patins.
8.9 Questionário
1. A probabilidade de ocorrência de uma in-
teração radioativa (fóton - matéria) de-
pende de quais fatores?
2. Dos três efeitos interativos do fóton com a
matéria, qual deles é essencial ao princípio
da ferramenta de Densidade? Por quê?
3. Por que os Raios Gama Naturais (U, Th
e K) não são passíveis de detecção pela
ferramenta do Densidade?
4. Qual a diferença entre os termos Densi-
dade Eletrônica (ρe) e Densidade propria-
mente dita (ρB)?
5. Quais as diferenças entre ρe, ρB e o regis-
tro indicado no perfil de Densidade, para
os seguintes materiais puros: quartzo, cal-
cário, dolomito, halita e anidrita?
152 Referências
6. A que se deve tais diferenças observadas
no item acima ?
7. Determinar a equação de calibração de
uma ferramenta de Densidade dentro de
um arenito silicoso saturado de água doce.
8. Qual a vantagem de se ter dois detecto-
res na ferramenta do perfil de Densidade
Compensada?
9. Por que se blindam os detectores do Den-
sidade para valores para energia menores
do que 0,488 MeV?
10. Quando uma porosidade calculada pelo
Densidade (φD) deve ser aproximadamen-
te igual a porosidade calculada pelo Sô-
nico (φS)?
11. Para que serve o gráfico denominado Spine
& Ribs? Como ele é construído?
12. Para que serve a curva de ∆ρB, acrescen-
tada no perfil de Densidade Compensada?
13. Quais as densidades (ρB) registradas em
um perfil de Densidade em duas camadas
aquíferas, ambas mineralogicamente cons-
tituídas de 33,33% de sílica, 33,33% de cal-
cita e 33,33% de dolomita, sendo que uma
está aos 100 m de profundidade e a outra
aos 1000 m?
14. Como um arenito compacto com 20% de
porosidade efetiva, portador de 50% de
gás e invadido por filtrado de água doce,
será mostrado em um perfil de Densidade?
E no perfil Sônico?
15. Como um arenito compacto com 20% de
porosidade efetiva, portador filtrado de
água salgada, será mostrado em um perfil
de Densidade? E no Sônico?
16. Que conclusões você tira da análise teórica
realizada nos dois itens acima ?
17. Definir a equação completa para uma ca-
mada com três minerais distintos, argilo-
sidade e dois tipos de fluidos, também dis-
tintos.
18. Quais os principais problemas operacio-
nais e petrofísicos encontrados na inter-
pretação do Densidade?
19. Quais os principais usos do Densidade?
20. Um arenito tem 30% de cimento dolomí-
tico, 15% de porosidade e 40% de gás.
Qual seráa sua leitura no Densidade?
21. Por que não se corrige a porosidade do
densidade pela ausência de compactação?
22. Qual a diferença entre as curva de ρB e Pe
do Perfil Litodensidade?
23. Calcular a Densidade da Matriz de um Fo-
lhelho (ρmsh) que teoricamente apresenta
a seguinte composição mineralógica:
Composição
Mineral ρm( g/cm3) %
Minerais de Argila 2,65 59
Quartzo 2,65 20
Feldspatos 2,60 6
Dolomito 2,87 7
Pirita 4,99 3
Matéria Orgânica 0,85 2
Zircônio 4,51 1
Anidrita 2,98 1
Barita 4,08 1
Referências
Glover, P.W.J., 2007 - Pétrophysique course
notes, http://www.ggl.ulaval.ca
Schlumberger Well Services, 1985 - Log In-
terpretation Charts, N.Y., Schlumberger
Ltd.
Capítulo 9
Perfis Neutrônicos
9.1 Introdução
São quatro os tipos de perfis Neutrônicos. Eles
distinguem-se entre si pelo método utilizado na
detecção dos nêutrons. Embora alguns deles já
sejam obsoletos, o estudo de seus princípios fer-
ramentais auxilia no entendimento operacional
dos demais.
Os nêutrons são partículas enquanto os raios
gama são energia eletromagnética destituídas
de carga elétrica. Sendo neutras, elas podem
penetrar profundamente na matéria, intera-
gindo elástica ou inelasticamente com os nú-
cleos dos elementos que compõem as rochas.
O perfil de Raios Gama natural (GR) con-
siste no registro da radioatividade espontânea
das rochas. Por sua vez, os perfis Neutrônicos
medem uma radioatividade induzida artificial-
mente, por meio de bombardeio das rochas com
nêutrons de alta energia ou velocidade.
9.2 Propriedades dos Nêutrons
A teoria atômica foi proposta por Dalton como
resultado de estudos sobre as leis que gover-
nam as combinações químicas. Nesta teoria, o
átomo não é divisível pelos processos químicos
conhecidos, preservando sua individualidade.
Um átomo é eletricamente neutro, composto
de um núcleo carregado positivamente - onde
toda a sua massa (nêutrons e prótons) está con-
centrada, e de elétrons orbitais negativos.
O conceito do nêutron foi introduzido por
Heisenberg (1932). A Tabela 9.1 mostra as
características dos três principais componentes
do átomo.
O nêutron é uma partícula não ionizante, de
massa igual ao hidrogênio (1H1), não existente
livre na natureza, e tem meia-vida entre 10 e
30 minutos. Ele decai em:
0η
1 ⇒ 1p
1 + 1e
0 + 0η
0 + ∆E
sendo ∆E a energia de diferença de massa igual
a 0,75 MeV.
9.3 Fontes de Nêutrons
Dois são os tipos de fontes radioativas de nêu-
trons para uso nas ferramentas de perfilagem:
química e reatores.
1. Uma fonte química de nêutrons resulta da
junção de um material radioativo, geral-
mente 88Ra226, 94Pu239 ou 95Am245, com
o 4Be9. Este último elemento tem fraco
poder de retenção sobre o elétron de sua
camada mais externa.
As partículas alfa α (2He4), produzidas
pelo Ra, Pu ou Am, colidem com os nú-
cleos do Be, forçando-o a expulsar um
153
154 Capítulo 9. Perfis Neutrônicos
Elemento Massa (kg) Carga Elétrica (C)
Elétron 9,1085× 10−31 −1,6× 10−19
Próton 1,673× 10−27 +1,6× 10−19
Nêutron 1,675× 10−27 nula
Tabela 9.1: Características dos principais componentes do átomo.
fluxo de nêutrons de energia variável, pre-
dominantemente 4,5 MeV. Quanto maior
a energia das partículas alfa, maior a ener-
gia dos nêutrons expulsos. A reação é
dada por:
2He4 + 4Be9 ⇒ 6C12 + 0η
1
As principais fontes químicas usadas são:
• 88Ra226 ⇒ 4Be9 : Atividade = 0,3
Curies; Fluxo = 4, 5×106 nêutrons/s;
Energia = 1 a 13 (média 4,5) MeV e
meia-vida = 1620 anos.
• 94Pu239 ⇒ 4Be9 : Atividade = 5 Cu-
ries; Fluxo = 8,5 × 106 nêutrons/s;
Energia = 4,5 MeV e Meia-vida =
24320 anos.
• 95Am245 ⇒ 4Be9 : Atividade = 4 ou
16 Curies; Fluxo = 4 ou 10×106 nêu-
trons/s; Energia = 4,5 MeV e Meia-
vida = 458 anos.
Estas fontes foram projetadas para a emis-
são de nêutrons rápidos. Eventualmente,
elas também podem emitir uma pequena
sujeira de raios gama de baixa energia,
sem causar, todavia, danos significativos
na interpretação final do perfil.
2. Minirreatores ou miniaceleradores são ca-
pazes de emitirem fluxos da ordem de 108
nêutrons/s e energia aproximada de 14
MeV.
1H2 + 1H3 ⇒ 2He4 + 0η
1
Como os nêutrons não ionizam diretamente
a matéria, eles interagem com outros elementos
dentro dos detectores, geralmente 5B10, 3Li6 ou
2He3, com a finalidade de produzirem partícu-
las carregadas, passíveis de detecção.
A interação dos nêutrons com tais elementos,
ioniza internamente o detector na razão direta
da energia envolvida. As cintilações produzi-
das e a consequente liberação de elétrons são
amplificadas por um fotomultiplicador.
Os nêutrons se classificam, de acordo com
seu nível energético em:
• Rápido, com energia maior que 0,1 MeV;
• Epitermal, com energia entre 0,1 MeV e
0,025 eV; e
• Termal, quando se encontra em equilí-
brio térmico com o meio ambiente, i.e.,
com energia cinética média na ordem de
0,025 eV a 20◦C, em um meio não absor-
vedor.
Os detectores de 2He4 são usados para a de-
tecção de nêutrons epitermais e os de 3Li6, para
os termais.
Os detectores epitermais têm um revesti-
mento de Cádmio (X-section = 2500 Barn)
para eliminar a penetração de nêutrons ter-
mais.
9.4 Interação dos Nêutrons com a
Matéria
Os nêutrons interagem com os núcleos dos ele-
mentos componentes da matéria de três modos:
9.4. Interação dos Nêutrons com a Matéria 155
• Absorção, captura ou ainda reação - acom-
panhada de emissão imediata de prótons
ou partículas alfa;
• Espalhamento elástico - o nêutron muda
de direção e transfere parte de sua energia
cinética para o núcleo atingido; e
• Espalhamento inelástico - a energia ci-
nética não é conservada porque o núcleo
atingido é deixado em estado excitado.
Muito embora os nêutrons que sofreram es-
palhamento inelástico possam apresentar gran-
des perdas de energia, eles constituem uma po-
pulação relativamente pequena quando compa-
rada a dos nêutrons de baixa energia.
A probabilidade de ocorrência de cada uma
destas interações depende do nível de energia
do nêutron incidente e da natureza do núcleo
envolvido no choque.
Por outro lado, a velocidade com que uma
reação nuclear se desenvolve, em um determi-
nado material, depende do número e da ener-
gia do nêutron incidente e do número e tipo do
núcleo envolvido.
A variável que controla essa velocidade, em
função dos parâmetros acima, é conhecida
como seção eficaz (nuclear cross section). E-
xistem dois tipos de seções eficazes: de espa-
lhamento (ou amortecimento) e de captura.
A seção eficaz (µ) para uma dada reação é
regida pela expressão:
µ =
(
l
NI
)(
dl
dx
)
(9.1)
onde µ = Barn (= 10−24 cm2); dl/l = mudança
na intensidade do feixe de nêutrons; I = in-
tensidade do feixe de nêutrons (nêutrons/cm2);
N = número de núcleos/cm2 do alvo e dx =
espessura do alvo.
Um nêutron tem uma vida relativamente
curta. Considera-se como início de sua exis-
tência o instante em que ele sai da fonte como
um nêutron rápido. E sua morte, como sendo o
momento em que ele é absorvido ou capturado
por um núcleo do meio. Ao longo da trajetória
fonte - captura, um nêutron passa pelas seguin-
tes fases: colisão, amortecimento, termalização
e captura ou absorção.
9.4.1 Colisão
A mecânica clássica descreve os choques en-
tre os nêutrons e os núcleos em repouso como
semelhantes àqueles entre partículas dotadas
de energia. Após o choque, o nêutron adquire
uma nova trajetória diferente da original, se-
gundo um ângulo definido. O núcleo atingido,
por sua vez, recebe parte da energia cinética
do nêutron incidente e afasta-se de sua direção
original com um ângulo, também definido.
A relação entre ângulos e a velocidade de
ambas as partículas, após a colisão, é determi-
nada pela lei da conservação da energia e do
momento linear.
Uma vez que o núcleo se encontra em re-
pouso e adquire movimento como resultado do
choque, a lei da conservação da energia de-
monstra que a energia inicial do nêutron é re-
duzida de uma quantidade exatamente igual à
transferida para o núcleo. Em cada choque, o
nêutron perde parte de sua energia (ou veloci-
dade), anterior ao choque.
A perda relativa deenergia sofrida pelo nêu-
tron depende de sua energia inicial, do ângulo
de choque e da massa do núcleo atingido.
Na realidade, não se está interessado na dis-
tribuição angular dos nêutrons defletidos, mas
sim na probabilidade de que, após cada coli-
são, a energia do nêutron permaneça dentro de
um certo intervalo energético, abaixo daquele
inicial.
Demonstra-se que esta probabilidade é cons-
tante para qualquer nível de energia, dentro
de um limite inferior, que é determinado pela
massa do núcleo atingido.
156 Capítulo 9. Perfis Neutrônicos
Em um choque com o elemento cálcio, por
exemplo, um nêutron não pode perder mais do
que 9,5% de sua energia inicial. No caso do
hidrogênio, a perda de energia é da ordem de
100%. Isto se deve ao fato de o núcleo do hidro-
gênio (1 próton) ter massa igual à do nêutron.
A perda máxima de energia (PME), obser-
vada em cada choque, aumenta à proporção
que diminui a massa atômica (M) do elemento
envolvido no processo. Ela é dada pela relação:
PME =
4M
(1 +M)2
(9.2)
Alguns elementos conhecidos têm as seguintes
PME: H1 = 100%, C12 = 28%, O16 = 22%,
Si28 = 13% e Pb207 = 2%.
É importante acrescentar que, nos choques
entre nêutrons e núcleos, os nêutrons não são
influenciados pelas combinações químicas dos
elementos do meio.
Na realidade, os nêutrons comportam-se co-
mo se estivessem em um meio constituído de
bolas de vários tamanhos e massas, de tal
forma que as bolas de hidrogênio são as que
mais influenciam no espalhamento e na perda
de energia, independentemente do local onde
elas estejam alojadas: nas moléculas de óleo,
do gás, da água porosa, da água adsorvida aos
argilominerais, ou ainda, nas águas de cristali-
zação, como no caso da gipsita (CaSO4.2H2O),
etc.
Além das colisões tipicamente elásticas entre
os nêutrons e os átomos, ocorrem ainda colisões
do tipo inelásticas de importância secundária.
Para compreender esse tipo de colisão, deve-
se abandonar temporariamente o modelo do
núcleo-bola, mas sim levar em consideração um
conjunto de bolas (exceto o hidrogênio), inter-
ligadas por molas (forças eletrostáticas). Para
tais conjuntos, as colisões deslocam os núcleos
para um lado, porém vibrações adicionais são
induzidas no todo. Nestes casos, o nêutron,
além de perder uma parte de sua energia ini-
cial (que se converte em excitação interna do
núcleo em forma de calor), uma outra parte da
energia desloca o centro de massa do conjunto.
É demonstrado na física clássica que esse
tipo de colisão é como o entre bolas de plástico:
parte da energia cinética do elemento incidente
aquece o elemento atingido, enquanto parte o
desloca. A energia mecânica do sistema não é
totalmente conservada.
A probabilidade de choques entre um nêu-
tron e um núcleo do meio é diretamente pro-
porcional ao número de núcleos por unidade de
volume (densidade de núcleos).
Uma outra particularidade, envolvida nos
processos das colisões nucleares, é dada pela
maneira com que o nêutron, individualmente,
vê os núcleos durante a sua trajetória através
da matéria. Diferentes núcleos têm diferentes
aparências para os nêutrons.
Esta aparência, já referida como seção efi-
caz (nuclear cross section), pode ser de dois
tipos: de espalhamento ou de captura. Nú-
cleos de elevada seção eficaz têm mais chances
de interagir com os nêutrons do que aqueles de
pequena seção eficaz.
Estudos demonstram que as primeiras chan-
ces preferenciais de colisão ocorrerão com os
núcleos de oxigênio e hidrogênio, em propor-
ções aproximadamente iguais. À medida em
que a energia dos nêutrons vai diminuindo, de-
vido aos choques sucessivos, as chances relati-
vas ao hidrogênio ainda prevalecem. Caso ra-
ciocinemos em relação a porosidades cada vez
maiores, a densidade dos núcleos de hidrogênio
aumenta cada vez mais em relação ao oxigênio
e ao silício.
9.4.2 Amortecimento ou
Espalhamento
Dois são os fatores relevantes no amorteci-
mento energético dos nêutrons rápidos: um de-
les é a perda de energia sofrida pelo nêutron em
choques com os núcleos de uma dada espécie.
9.4. Interação dos Nêutrons com a Matéria 157
O outro, é a probabilidade do nêutron entrar
realmente em colisão com os mesmos.
A grandeza que nos interessa medir como
representativa deste processo é uma combina-
ção dos dois fatores, denominada slowing-down
power (S), expressa como:
S = nσx∆x (9.3)
onde nσx é o produto da densidade (quanti-
dade/volume) vezes a seção eficaz de um ele-
mento x e ∆x, e corresponde a perda média de
energia por centímetro de trajetória do nêu-
tron, provocada pelo elemento x, observada
durante a colisão.
Caso se tenha uma mistura de dois ou mais
elementos, um dos quais apresenta uma grande
PME por colisão, o efeito total deste elemento
poderá ser pequeno, desde que o produto de
suas concentrações vezes suas respectivas se-
ções eficazes também seja pequeno.
A Tabela 9.2 mostra seções de espalhamento
e captura de alguns elementos comuns das ro-
chas sedimentares, e valores calculados do nú-
mero de choques necessários para provocar a
termalização de um nêutron rápido.
Observa-se na Tabela 9.2 a influência mar-
cante do hidrogênio no espalhamento dos nêu-
trons, bem superior à do oxigênio e a do silício.
Torna-se óbvio que à proporção que a densi-
dade do hidrogênio (nσH) aumenta, com o au-
mento da porosidade da rocha (lembrar que os
poros estão cheios de hidrogênio), os outros ele-
mentos se tornam cada vez menos significantes,
não devendo, todavia, ser ignorados.
No que se refere aos choques e amortecimen-
tos dos nêutrons, configura-se que tal tarefa é
realizada preferencialmente pelos núcleos de hi-
drogênio. Esta é a razão principal pela qual se
fala (quando o assunto é perfil Neutrônico) do
índice de hidrogênio (HI) no lugar da porosi-
dade.
O índice de hidrogênio (HI) pode ser definido
como sendo a quantidade de hidrogênio (livre,
adsorvido, cristalizado, etc.) por unidade de
volume. Alternativamente, o HI pode ser ca-
librado em valores de porosidade, usando-se
uma rocha padrão de laboratório de porosidade
conhecida (com pouco ou nenhum hidrogênio)
e totalmente saturada com água.
Ao se bombardear uma rocha com um feixe
monoenergético de nêutrons, várias colisões
poderão ocorrer. A primeira trajetória livre
sempre é longa, porque em altos níveis de ener-
gia, a probabilidade de colisão, por unidade
de percurso, é bastante pequena. O efeito fi-
nal mostra que a distância média entre suces-
sivas colisões diminui proporcionalmente com
a energia cinética.
Após cada colisão, o nêutron se dispersa ale-
atoriamente, afastando-se da fonte. Em um
dado tempo, o nêutron que tiver participado
de vários choques sucessivos atingirá um afas-
tamento tal que será bem menor do que outro
nêutron que tenha tido um menor número de
choques, ou então, que não tenha sofrido cho-
que algum.
Desta forma, cada nêutron realiza diferentes
trajetórias em redor da fonte, não atingindo
as mesmas distâncias até a captura, quer em
tempo ou em números de colisões, muito em-
bora possam apresentar os mesmos níveis ener-
géticos.
Após suficientes choques de amortecimentos
(ver Tabela 9.2), os nêutrons estarão distribuí-
dos nas rochas em zonas concêntricas, a partir
da fonte e, provavelmente, todos com o mesmo
nível energético, conforme ilustra a Figura 9.1.
A zona mais afastada da fonte contém nêu-
trons denominados termais, cuja energia mé-
dia é da ordem de 0,025 eV, que é a energia
que teria um gás de nêutrons à temperatura
das rochas circunvizinhas, a partir da qual os
nêutrons serão, finalmente, capturados ou ab-
sorvidos.
A aplicação imediata do zoneamento energé-
tico dos nêutrons, no espaço ao redor de uma
158 Capítulo 9. Perfis Neutrônicos
Z Símbolo
Seção Eficaz
Espalhamento
(Barn)
Seção Eficaz
Captura
(Barn)
No de choques para reduzir
de 2 MeV para 0,025 eV
1 H 20,0 0,3 18
4 Be 6,1 0,009 87
5 B 3,0 700,0 105
6 C 4,8 0,0032 115
7 N 10,0 1,89 130
8 O 4,1 0,002 150
11 Na 3,5 0,505 215
12 Mg 3,6 0,4 227
13 Al 1,5 0,23 251
14 Si 1,7 0,13 261
16 S 1,5 0,53 297
17 Cl 10,0 31,6 329
19 K 1,5 2,2 362
20 Ca 9,50,43 371
26 Fe 11,0 2,5 514
48 Cd 5,3 2.500 1.028
56 Ba 8,0 1,25 1.252
Tabela 9.2: Interação dos nêutrons com alguns elementos das rochas, de acordo com a sua
secção eficaz de espalhamento e captura. Adaptada da Schlumberger, 1973.
Figura 9.1: Zoneamento energético dos nêu-
trons após a saída de uma fonte omnidirecio-
nal.
fonte, na confecção de ferramentas neutrônicas
conforme mostra a Figura 9.1, é relativamente
simples. A velocidade de um nêutron termal
de uma unidade de massa será de 0,22 cm/µs.
Se rápido, emitido por uma fonte de 2,5 MeV,
será de 2,236 cm/µs (v = (2E/m)1/2).
A distância Fonte-Detector é escolhida de
acordo com o nível energético que se deseja
registrar. Assim, para capturar nêutrons de
nível energético rápido, o detector deve estar
localizado próximo à fonte. Por outro lado,
desejando-se capturar nêutrons de baixa ener-
gia, deve-se posicionar o detector o mais longe
possível da fonte.
Um pequeno problema de interpretação de-
correrá com o aumento da distância, uma vez
que, quanto mais afastados da fonte mais os
nêutrons são amortecidos (ou absorvidos), por
outros elementos constituintes das rochas bom-
bardeadas (Ca, Mg, Si) e não o somente pelo
hidrogênio. É o denominado efeito matricial
sobre a resposta dos perfis neutrônicos.
9.4. Interação dos Nêutrons com a Matéria 159
9.4.3 Termalização
Tendo os nêutrons adquirido um nível ener-
gético igual ao do meio ambiente (0,025 eV),
ocasionados por choques sucessivos com os vá-
rios elementos do meio, eles ainda continuam
em processo de colisão, cada vez mais se afas-
tando da fonte, porém, sem maiores mudanças
energéticas.
A característica fundamental da fase de ter-
malização está na invariabilidade energética e
nas pequenas distâncias percorridas entre cho-
ques.
Uma vez que a fonte emite continuamente
nêutrons, a população dos nêutrons rápidos es-
tará sempre em crescimento, bem como a dos
termais (etapa final da vida dos nêutrons).
Na realidade, é estabelecido um equilíbrio
em virtude dos núcleos absorverem ou captu-
rarem os nêutrons termais, além de dispersá-
los naturalmente. Este equilíbrio é atingido
quando o número total de nêutrons, captura-
dos por segundo pelos elementos das rochas,
se torna igual ao número de nêutrons rápidos
emitidos pela fonte em igual tempo. Tal situ-
ação é atingida durante a perfilagem enquanto
a fonte se desloca no poço.
O não prosseguimento do bombardeio deixa
no local um número finito de nêutrons em con-
tínuo processo de interação, durante um certo
período de tempo.
Esta é a razão pela qual esta ferramenta
deve ser a última, de princípio radioativo, a
ser usada durante uma operação de perfilagem
de poço.
9.4.4 Captura (ou Absorção)
O processo de captura de nêutrons termaliza-
dos se dá pela incorporação do mesmo a um nú-
cleo, não necessariamente de hidrogênio, mas
de qualquer um outro do meio.
Pequena porção da massa do nêutron con-
verte-se em energia adicional para o núcleo,
de acordo com Einstein, a qual se manifesta
por uma excitação (ou vibração) de todo ele,
a exemplo de nosso conjunto bolas + molas.
Esta excitação dura um tempo relativamente
curto, podendo ser considerado nulo, quando
então ocorre a liberação de energia em forma
de um raio gama de captura.
A liberação dos raios gama de captura, em
termos de nível energético e quantidade, de-
pende de cada elemento envolvido na colisão,
porquanto cada um deles tem o seu próprio
espectro de emissão, distinto dos demais (Ta-
bela 9.3).
Os raios gama de captura deixam a fonte
e atravessam as rochas com a velocidade da
luz, até serem absorvidos por meio do efeito
fotoelétrico.
Caso se disponha de um detector localizado
dentro da zona de termalização, ele mostrará
uma contagem de raios gama proporcional ao
número de nêutrons termais espalhados na sua
vizinhança.
Raios gama de captura produzidos a uma
grande distância dos detectores, além da zona
termal, serão absorvidos fotoeletricamente pe-
las rochas e não participarão da contagem final
Z Símbolo Energia emitida pelo
gama de captura (MeV)
1 H 2,23
6 C 4,05 - 4,95
8 O 6,09
12 Mg 3,92 - 8,16
13 Al 3,02 - 7,72
14 Si 4,95 - 6,4
16 S 4,84 - 5,43
17 Cl 7,42 - 7,77
20 Ca 5,89 - 6,42
Tabela 9.3: Espectro de emissão dos raios
gama de captura para alguns elementos das ro-
chas (Schlumberger, 1973).
160 Capítulo 9. Perfis Neutrônicos
de um detector de nível termal.
Existem, todavia, diferenças de nível ener-
gético entre os raios gama naturais e os raios
gama induzidos pelo processo de bombardea-
mento de nêutrons (ou raios gama de captura).
Os raios gama naturais têm energia da or-
dem de 2,0 MeV (K40 = 1,46 MeV), enquanto
que os induzidos por esse processo variam entre
2 e 8 MeV (Tabela 9.3).
Esta variação energética apresentada pelos
diferentes componentes das rochas sedimenta-
res deu origem a um outro tipo de perfil de
poço denominado perfil de Raios Gama de Es-
pectrometria Induzida, cujo uso principal está
na possibilidade de uma determinação mais
precisa da litologia, em função da principal
composição química das mesmas.
Figura 9.2: A diminuição da concentração de
nêutrons termais independe da porosidade da
rocha. Adaptada de Ellis (1987).
Observando-se a Figura 9.2, um detector lo-
calizado próximo da fonte, dentro da zona S,
mostra que as rochas com altas porosidades
apresentam uma maior contagem. À propor-
ção em que o afastamos da fonte, ainda na zona
S, ocorre uma diminuição na contagem do de-
tector para todos os valores de porosidade.
Além da diminuição da contagem, a resolu-
ção em termos de porosidade também diminui.
Isto ocorre porque as curvas de porosidade con-
vergem para uma zona de indefinição (I), fa-
zendo com que o equipamento se torne cada
vez menos sensível às variações de porosidade.
Afastando-se mais ainda o detector, para
dentro da zona L, verifica-se que a população
de nêutrons termais diminui com o aumento
da porosidade. Como consequência, este pro-
cedimento melhora a resolução da ferramenta
nas baixas porosidades, onde as contagens são,
também, normalmente baixas.
O resultado prático destas noções é que a es-
colha da distância fonte-detector deve ser ade-
quada para a resolução da porosidade, em fun-
ção de uma melhor contagem.
9.4.5 Absorvedores de Nêutrons
Termais
Durante a existência de um nêutron dentro das
rochas, verifica-se que população termal é fun-
ção das fases de amortecimento e termaliza-
ção. Assim, qualquer elemento do meio que
afete uma destas duas fases, afeta, também, a
distribuição espacial final dos nêutrons e, con-
sequentemente, o índice de hidrogênio ou a po-
rosidade calculada pelo perfil.
É sabido que o poder de amortecimento de
uma rocha é exercido, preferencialmente, pelo
elemento hidrogênio. Por outro lado, a fase de
termalização pode ser afetada pela presença de
elementos absorvedores que compõem a matriz
da rocha e pela concentração de elementos com
maiores probabilidades de capturar nêutrons
termais (ver na Tabela 9.2, os elementos Cd,
B, Cl e Ba).
Na prática, a concentração destes elementos
de alto poder de captura é mínima, principal-
mente quando se trata de rochas com porosi-
dades maiores do que 10-15%. Em baixas po-
rosidades, quando a maioria dos absorvedores
é constituída pelos elementos matriciais (por
escassez do próprio hidrogênio), as diferenças
9.5. Princípio das Ferramentas Neutrônicas 161
entre arenitos (Si) e carbonatos (Ca, Mg) po-
dem ser significativas.
Um dos elementos absorvedores de grande
importância neste aspecto é o cloro. Átomo
por átomo, o cloro é cerca de 100 vezes mais
absorvedor do que o próprio hidrogênio, de
modo que sua presença nas águas porosas, ou
na lama, pode reduzir a população de nêutrons
termais.
Convém lembrar que a água usada na lama
dos poços de petróleo tem sempre uma razoável
concentração de NaCl. Além do mais as águas
das formações, em profundidade, são predomi-
nantemente constituídas por este mesmo tipo
de sal.
A presença de absorvedores menores (Ca,
Mg, etc.) nas rochas proporciona um efeito
de importância vital na interpretação