Resumo de Geologia de Subsuperfície Apli Petróleo e Gás Natural - Vitória Azevedo

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~ Resumo de Geologia de Subsuperfície Aplicada ao Estudo de Campos de Petróleo e Gás Natural – Vitória Azevedo ~
· A água retirada do reservatório não pode ser devolvida ao mar, devido ter uma salinidade muito alta. Deve injetar em outro local ou arrumar um melhor destino. 
· Fluido sempre migra para o local de menor pressão.
· Concreção é formada pela água saturada em algum elemento/material dissolvido e forma a concreção, sendo colocada em algum local. O óleo expulsa a água. Logo, a concreção veio 1º que o óleo. 
– Quando tem concreção a porosidade é baixa/nula. 
· Avaliação de Perfis de Poços: Caliper, Raios Gama, Sônico, Densidade, Neutrão, Resistividade e Ressonância Nuclear Magnética. 
· Se o reservatório não tem água, assume que os primeiros metros teriam água.
· Sais dissolvidos no fluido facilitam a corrente elétrica.
· Tipos de petróleo
1. Petróleo Pesado/Heavy oil 
– Cor preto e viscoso. 
– Densidade alta (baixo API, abaixo de 22,3°).
– É pesado devido ter compostos mais complexos como asfaltenos e resinas.
– Exemplo: Petróleo no Canadá (Oil Sands) e Orinoco (Venezuela).
2. Petróleo Médio/Medium oil 
– Cor marrom escuro. 
– Densidade intermediária (API de 22,3° a 31,1°).
– Exemplo: Boa parte do petróleo do pré sal do Brasil se encaixa nessa categoria.
3. Petróleo Leve/Light oil 
– Cor dourado claro, âmbar ou até transparente. 
– Densidade baixa (alto API, acima de 31,1°).
– Tem maior proporção de hidrocarbonetos leves, como metano, etano e gasolina natural.
– Exemplo: Bacia de Kuwait. 
4. Betume/Extra heavy oil e alcatrão
– Cor negro e sólido/semissólido.
– Densidade muito alta (APIde rotação 
– Sistema de geração e transmissão de energia
– Sistema de circulação de fluidos
– Sistema de segurança de poço
– Sistema de monitoramento 
– Paleontologia
– Geoquímica (estudo de fluídos, isótopos)
· Perfurando em overbalanced
– Invasão do filtrado
– Afeta medições da resistividade
– Impacta a saturação
– Correções 
· Cunha segura a coluna de perfuração.
· Plataformas fixas, móveis (águas rasas) e de pernas atirantadas.
· Estabilizadores mantém a estabilidade da coluna (aguentam ondas de até 30 m).
· Heavy wall tubo pesado que vem depois do DP e esse tubo é liso, se comparar com outros tubos.
· Drill pipe transmite a rotação e conduz o fluido de perfuração (passa o fluido).
· Amostra de calha
– Amostra de calha representa um intervalo. 
– O material é todo fragmentado. Fura até 26 metros.
– Interior do laboratório de um geólogo: Determina o tipo de rocha com a amostra de calha.
– Fluoroscópio olha para ver se tem óleo ou não, hidrocarboneto flouresce na luz UV. Cata os grãos com manchas pretas e coloca numa lousa com solvente orgânico (fluido de isqueiro), que gera uma auréola esbranquiçada, confirmando a presença de hidrocarbonetos.
– Na amostra de calha fica retido na peneira entre 2-3 mm, o material é todo fragmentado.
– Coluna de perfuração mal montada terá problemas na perfuração. Se for boa terá boa perfuração.
– Afina o diâmetro do poço.
· Testemunhagem
– Obtenção de amostra de rocha de subsuperfície.
1. Testemunhagem Convencional: com broca diamantada (diamante sintético ou em pó) ou tungstênio com pó de diamante.
– Broca vazada e barrilete (9,18 - 27m)
– Barrilete é puxado por dentro da coluna por um cabo.
2. Testemunhagem lateral: amostra/material retirado da parede do poço.
– Percussiva (WL) cilindros ocos, cabo de aço, canhão. Mais barata. Plug disparado na parede do poço.
– Rotativa (WL e LWD) mais cara.
– Em WL mede espectro da radioatividade com isso pode-se inferir proximidade de área fonte.
Finalidade
– Sedimentologia
– Avaliação petrofísica (permoporosidade)
– Mineralogia
– Paleontologia
– Geoquímica (estudo de fluídos, isótopos)
· Sabe qual a profundidade do material que foi retirado: Leva 1 hora para perfurar um metro. Não pode puxar o testemunho rapidamente, pois pode se fraturar ou inchar o tamanho dos poros.
· Porosidade 
– Não existe poro vazio.
– Porosidade é sempre 0, se é 30% será 0,30%.
– Para reduzir a quantidade de fluido dos poros deve diminuir a quantidade de poros. Para diminuir o volume dos poros é pela compactação e cimentação.
– Usa poro: Densidade, Neutrão e Ferramenta acústica. 
Reservatório Características importantes
1. Porosidade: ø percentual de espaços vazios em relação ao volume tiro de rocha.
– Volume de poro dividido pelo volume total da rocha, o resultado é dado em percentual.
– Pode ser primária ou secundária.
– Porosidade do arenito é bom entre 20-25%. Porém começa entre 0-30%.
– Porosidade primária vai até 48%.
2. Permeabilidade
3. Saturação de H2O
Quanto a Origem da Porosidade
– Primária originada no tempo deposicional. Exemplo Espaço entre grãos. Vai até 48%.
– Secundária pós-deposicional, devido a mudanças químicas ou físicas. Exemplo Dolomitização de carbonatos, fraturas.
Quanto a Mobilidade do Fluido da Porosidade
1. Porosidade efetiva: somente os poros conectados. É menor ou igual que a PT. Nunca será maior. É mais importante para ter informação do poço.
2. Porosidade total/PT: são todos os poros (conectados ou não conectados da rocha). 
– Mobilidade: é a facilidade de uma formação em permitir que um fluido passe pelos poros.
Mo = Permeabilidade / Viscosidade
Porosidade Quanto aos Tipos
1. Porosidade granular: Apenas na microscopia ou raio X.
– Intergranular: entre o grão.
– Intragranular: dentro do grão.
2. Porosidade cristalina
– Intercristalina: na estrutura cristalina do grão entre cristais.
– Intracristalina: argilomineral, quartzo, folhelho, dentro da estrutura cristalina do grão.
Porosidade (escala) da rocha reservatório 
– 0 - 5% Insignificante
– 6 - 10% Pobre
– 11 - 15% Regular
– 16 - 20% Boa
– 21 - 25% Muito Boa
Porosidade depende
– Forma do grão (> arredondamento > Porosidade)
– Arranjo
– Variação do tamanho de grão (> seleção > Porosidade)
– Cimentação
· Porosidade boa no arenito é 30%. Porém pode variar de 0-30%.
· Dissolução de partículas sólidas a porosidade aumenta.
· Cimentação porosidade diminui. 
· Permeabilidade 
– Facilidade de um fluido percolar por uma rocha. Só percola se tiver uma diferença de pressão* (pode subir, descer ou ir para as laterais). Para diminuir a pressão deve diminuir o peso da lama.
*Quanto maior é o diferencial de pressão, então a permeabilidade é menor.
– Permeabilidade é o fluxo da rocha.
– Permeabilidade (K) é a medida em Darcys, é a facilidade com qual um fluido (ou gás) flui através dos poros interconectados de uma rocha.
– Permeabilidade é afetada pela compactação, cimentação, argilominerais, morfologia dos grãos (influenciado pelo tamanho do grão) e estrutura interna da camada.
– Associada a pressão. 
– Permeabilidade vertical x permeabilidade horizontal são diferentes entre si, o fluido corre conforme o plano.
– Tamanho do grão é importante, pois interfere e influencia no tamanho do poro e diminui a permeabilidade. Pois, se diminuir a garganta (contato entre um e outro) entre os poros, dificulta a passagem do fluido e precisa de uma pressão maior.
– Saturação: Se tiver água irá gastar dinheiro para remover a água. 
– Apenas grãos interconectados podem ser contabilizados.
– MD = mili Darcys, para o arenito é bom de 10-100 md.
– Se reduzir o tamanho do grão pioria o arredondamento e esfericidade, a permeabilidade diminui. Se a permeabilidade diminui é devido ao fechamento da garganta do poro.
– Se a permeabilidade aumenta com o aumento da porosidade, irá aumentar o tamanho da garganta do poro e a mobilidade do fluido. Para carbonato não é assim que funciona, pois não é linear. 
· Permeabilidade da rocha reservatório
	– William Thompsor
– Lorde Kelvin
– 1848 Conclui que a 273°C todos os gases teriam volume igual a Zero.
– 1859 a 1907 Estimou a idade da Terra entre 20 a 400 Ma.
– 1926 Conrad (físico) e Marcel (engenheiro) fundaram a Schlumberger.
– 1883 Fred Brawn utilizando um eletrodo na mineração.
– 1919 Irmãos Schlumberger apresentam ao mercado ferramenta com 4 eletrodos, para mineração, água e óleo.
– 1927 Utilizado em poços verticais.
· Avaliação de número da rocha
– Perfil: quantificação do parâmetro físico em profundidade. São medições feitas em relação ao tempo ou profundidade ou ambos, de uma ou mais propriedades físicas ao redor do poço.
– Analista de perfil: pessoa que interpreta o que estas medidas do perfil representam e como elas podem ser usadas para definir ou refinar os modelos geológicos, petrofísicos e de engenharia. 
· O primeiro perfil elétrico de poço da história na Alsácia, França.
– Foi uma Perfilagem de resistividade do tipo lateral perfil, do topo para a base, num poço de 500 m, com medição não contínua no intervalo de 130 a 270 m, tomando-se medidas de metro em metro.
· 1931, Henri Doll e colegas, trabalhando para a Schlumberger, perceberam que o galvanômetro mexia mesmo quando nenhuma corrente estava passando pelos cabos de perfilagem no poço, levando-os a descobrir o uso do potencial espontâneo.
· Desenvolvimento de outras ferramentas
– 1940 1949 1950
– GR Indução Neutrão
– Caliper Sônico Densidade
– 1948 perfurado primeiro poço com fluido de perfuração base óleo.
	Década 60 e 70
– Evolução da interpretação quantitativa
– Programas de computador
– Modelagem
	Década 80
– Tecnologia de baixo custo
– Camadas delgadas
– Poços horizontais
	Década 90
– Perfis Radioativo
– Ressonância Magnética
– Perfil de Produção
	Década 00
– Perfis de LWD
– Resistividades Azimutais
– Densidades Azimutais
– Nitidez das Imagens
– Qualidade na Geo navegação
· Petrofísica
– Cunhado pela primeira vez por Archie em um bistrô em Haia nos anos 50
– Termo utilizado para caracterizar propriedades físicas e químicas da ROCHA e seus fluidos.
– Forte cunho quantitativo
– ROCHA = é o reservatório
– Reservatório está seco ou com HC; que volume tenho de HC; quais são os detalhes internos da formação, exemplo porosidade, permeabilidade, saturação etc. A Petrofísica é: tudo isso junto, montando modelo detalhado compreendendo melhor o reservatório.
– Para o petrofísico interessa se tem poro/porosidade e permeabilidade. Não interessa o tipo de rocha. Juntamente a saturação e o tipo de estrutura conseguem dizer o volume.
– Envolve a observação de todos os dados, não somente perfis a fim de determinar as propriedades da rocha. Como o tipo de rocha, permeabilidade, porosidade, tipo e saturação do fluido, volume do fluido e estrutura de reservatório. 
– O termo Petrofísica sugere como pertencente as partículas das rochas. Nada mais é do que o estudo das propriedades físicas da rocha na qual está associada a distribuição da porosidade e fluidos nela distribuídos (G.E. Archie 1950).
– Origem dos dados da petrofísica? Amostra de calha, testemunhagem, amostra de fluidos, perfis e imagens sísmica e experiência. 
· Avaliação de poço
– Devem ser utilizadas todas as informações
A. Avaliação Exploratória ou Geológica Etapas
Durante a Perfuração
Final de Fase Poço Aberto
B. Avaliação Exploratória ou Produção
· Rate of Penetration (ROP)
– A maneira mais antiga e comum de avaliar características de formação e eficiência de perfuração.
– Impactado pelos parâmetros e vazão.
– Exemplo de 450 BBL por min (volume/tempo) se injetar volume maior que o permitido, aumenta a pressão do fluido de perfuração. 
– Zonas mais pressurizadas se perfura mais rápido, quando se tem uma soma mais porosa, também aumenta ao sair de um sal. Em carbonato é mais rápido. No folhelho, é mais devagar pois é uma rocha mais plástica e fratura menos pois é muito argilosa.
Características da formação que afetam a perfuração
– Litologia
– Porosidade
– Pressão
Parâmetros de perfuração que afetam o ROP
– Peso sobre a Broca Weight on the bit (WOB).
– Velocidade da Broca (RPM), tipo de broca (Tricônica, PDC) e as condições da broca (nova, usada, quantas horas e revoluções).
– Configuração da coluna (BHA).
· Resposta no ROP para as rochas mais comuns
· Caliper
– Mede e identifica o diâmetro do poço. É utilizado como controle de qualidade para observar arrombamentos ou invasões do poço.
– O que representa os valores do Caliper? Representa o diâmetro do poço no momento em que a ferramenta passa por uma dada profundidade.
– Se arrombar precisa colocar mais cimento. No arrombamento o diâmetro do poço ficou muito maior que o buraco da broca. É quando as paredes do poço desabam.
– As variações de diâmetro são usadas para avaliar fraturas, alterações de litologia, resistência da rocha para erosão ou deformação em termos de força mecânica e cálculos de volume.
– Usa Caliper para fazer controle de qualidade dos perfis, é o primeiro perfil para fazer isso. Tendo um poço arrombado, os parâmetros medidos com o Caliper, não são confiáveis no intervalo arrombado.
– Caliper diz que os perfis estão engate/acurado (ok/bom) olha ele 1°, depois o Raio Gama e por fim o de Resistividade.
1. Arrombamentos
2. Estrangulamentos
– Reboco
– Inchamento de AM
– Reequilíbrio de Tensões
3. Volume do poço
Utilização do Caliper 
– Identificação Litológica
– Identificação de Contatos Litológicos
– Identificação de Marcos Estratigráficos
– Identificação do Volume de Argilas (Vflh)
– Identificação da Sapata*
– Identificação "Rat Hole" (antigo arrombamento do poço)
– Identificação Qualitativa de Permeabilidade e Porosidade
– Folhelhos Geradores (radioatividade anormal, >400api)
– Sais de K (Silvita >500api, Carnalita ~220api)
– Utilização na Geo Navegação
· Perfil Caliper
Unidade: polegada
	Escala vertical
	1: 2000 
	Cada linha 1 m
	
	1: 1000 
	Cada linha 5 m
	Escala horizontal 
	12 ¼"
	8" a 18"
	
	8 ½"
	6" a 16"
· Perfis litológicos após serem analisados Raio Gama/Gamma Ray e Resistividade.
1. Perfil composto representa + 2 litologias (exemplo folhelho, vulcânica e arenito) na mesma coluna para uma mesma profundidade.
– Não se pode ter num mesmo intervalo rochas vulcânicas, folhelho e arenito. Se existir a vulcânica será escura e no Raio Gama ela fica igual ao arenito. Consegue separar vulcânica de folhelho ao olhar as amostras de calha (as duas rochas podem ser confundidas). Caso seja uma vulcânica, não terá potencial gerador. Forma perfil composto.
* Todo Perfil Composto tem junto com a Sapata com um número (exemplo 9 5/8). Quando olhar o arrombamento, observar a sapata, pois pode indicar o antigo diâmetro do revestimento que desceu. Rat Holl é o antigo fundo do poço.
– Se na camada de resistividade sem sapata, falta o revestimento. Esses dados não são usáveis.
– Se na sapata de 9 5/8, abaixo ainda tem resquício do antigo poço. Buraco da antiga broca. Quando tem essa sapata é porque houve uma troca do diâmetro da broca. Se os valores forem muito alterados, precisa ter sapata.
2. Perfil interpretado é uma litologia para cada coluna.
· Gamma Ray/Raio Gama
– Mede a radiação natural da rocha através de um cintilômetro.
– Elementos: Urânio/U, Tório/Th e Potássio/K.
– Raio gama diminui (se tem potencial para alvos, os valores são baixos) em arenitos, calcário, carbonato/coquinas e dolomito; aumenta em folhelhos.
– Rochas reservatórios são rochas porosas e permeáveis como arenito e carbonato.
– O aumento do Raio Gama é devido ao k-feldspato/potássio ou argila.
– Às ferramentas de Raios Gama (GR) medem a radioatividade natural da formação através de um cintilômetro e é a principal ferramenta para avaliação litológica. Areias livres de argila e carbonatos comumente apresentam baixos valores de Raios Gama, enquanto os aumentos do teor de argilas tendem a causar um aumento dos valores de Raios Gama. Minerais ricos em potássio, como feldspatos potássicos e micas também causam aumento significativo nos valores de GR e devem ser considerados na interpretação sempre queobservados na área de estudo. 
– Detectados em poço aberto ou revestido.
– A resolução vertical está controlada pela velocidade de perfilagem e pôr a longitude do detector.
– A velocidade de perfilagem normalmente não é problema em LWD, mas é importante em perfilagem a cabo (velocidades maiores).
– Efeito do espalhamento inelástico.
– GR identifica sapata.
– Folhelho formado por argilominerais. Tem radiação por causa dos argilominerais.
– Matéria orgânica tem capacidade de reter urânio, que está presente na água do mar.
– Faz correlação entre poços. Observa marcos estratigráficos. Contato entre litologias.
– GR até 30% é potencial alvo de exploração. 
– Qualidade do reservatório? GR, dá valores de mineralogia e argilosidade. Informa sobre a rocha/litologia.
– Pouca porosidade ou associada a fraturas para rochas ígneas. 
– GR alto = arcóseo ou agua rica em urânio.
* Arcóseo = arenito até 35% de K/feldspato.
Relação Raios Gama com a rocha
Efeitos
– Produção de Par
– Espalhamento Inelástico (Compton)
– Fotoelétrico
· Detectores de Raios Gama
1. Contadores Geiger Mueller
– Gás de baixa pressão, alta voltagem
– Dispositivo muito estável
– Sem capacidade espectral
– Baixa eficiência
2. Contadores Centilômetro
– O mais comum em uso hoje
– Utiliza um cristal de fluorescência, um tubo fotomultiplicador e um foto acoplador.
– 50-60% eficiência de contagem
· Valores afetados por
– Revestimento
– Peso do fluído de perfuração
– Diâmetro do poço
· Perfil Raio Gama
– Unidade: API
	Escala vertical
	1: 2000 
	Cada linha 1 m
	
	1: 1000 
	Cada linha 5 m
	Escala horizontal 
	 0 
	a 150 API
0 (esquerda) a 150 (direita). Quando olhar o perfil de Gama.
· Princípio de Medição
– Elementos (K, U, Th) que ocorrem naturalmente não estão presentes na matriz pura de rochas sedimentares reservatório.
– Arenito: SiO2
– Calcário: CaCO3
O nível de radiação gama natural é uma medida de conteúdo de minerais de argila (argilosidade), micas e K-Feldspato
Elementos aparecem na química complexa de minerais de argila (clay)
– Illita
– Esmectita
– Clorita
– Montmorillonita*, Caolinita, Glauconita, etc.
* Inchamento de argila (montmorilonita).
· Respostas do raio gama a granulometria
– Da direita para esquerda 
1. Caixote/caixa GR 
Agradacional
– Eólico 
– Preenchimento de canais
– Cânions
– Evaporitos 
– Plataforma carbonática 
2. Árvore de natal invertida GR = funil
Progradante
– Barra desembocadura
– Fre delta
– Shoreface
– Lobo submarino
– Clástico para marinho 
– Folhelho/argila na base e areia no topo.
– Pacotes rasos sobre pacotes profundos. Muita areia.
– Crevasse depósito de dique marginal.
3. Árvore de natal GR = sino 
Retrogradante 
– Barras de pontal
– Marés 
– Canal/Planícies de maré 
– Material grosso e no topo folhelho. Marinho raso para o marinho profundo. Retrogradação.
4. Simétrico GR 
Retrogradante
– Barras offshore retrabalhadas 
– Delta regressivo/transgressivo
5. Serrilhado
Agradacional
– Planície de inundação fluvial
– Plataforma dominada por tempestades 
– Profundo distal 
– Muita argila1 rocha
1 rocha
1 rocha
– Intercalação entre camadas de rocha, fica serrilhado
· Folhelho é planície de inundação.
· Conglomerado é do fundo do canal.
· Canal de talude com depósitos de areia amalgamados.
· Sal não tem poro ou fluido. Sal dá valores de 2-3 API no GR. Sais dissolvidos no fluido facilitam a corrente elétrica.
· Ambientes do Raio Gama/Gamma Ray
1. Deltaico e fluvial 
2. Ambiente marinho profundo
3. Ambiente marinho siliciclástico
· Diferença entre Raio Gama (linear, espaçamento entre as linhas é o mesmo) e Resistividade (é logarítmica).
· Resistividade
– 1927, França, Irmãos Schlumberger
– Resistividade é a resposta direta do fluido que está no poro da rocha ou a falta do fluido. Se não tiver fluido, a resistividade será alta e indica poucos poros. Informa a salinidade. Mede a resistividade do meio.
– Os perfis de Resistividade medem a resistência da formação à percolação de uma corrente elétrica. Esses perfis são largamente utilizados para a identificação de zonas portando hidrocarbonetos e zonas portando água, devido à diferença de resistividade entre esses dois fluidos.
– Calcula a saturação de água, que é sempre medida na zona do óleo. Com isso sabe quanto tem de óleo. Determina reservatórios com intercalações de finas camadas. 
– É a resistência de um meio a passagem de uma corrente elétrica ou onda eletromagnética por unidade de volume (ohms/m2/m).
– Como a matriz da rocha não é condutiva, a condutividade é inerente ao fluído dos poros e sua quantidade.
– Hidrocarboneto é resistivo resistividade alta. Água do mar não é. 
– Resistividade alta pode ser hidrocarboneto (óleo/gas) ou uma resposta a falta de fluido/poro, tendo porosidade baixa. Óleo e gás sem cátions e aníons livre a resistividade é alta.
– Resistividade baixa os íons livres (cátions e aníons) para transportar corrente elétrica, sendo salino. 
– Zona pressurizada onde a pressão é anômala.
– RNS (STK, APR) navegação de alto ângulo
– Anisotrópica impacta a medição.
– Sem fluido não tem movimentação, sem resistividade.
– Escala logarítmica. 
– Picos no perfil de Resistividade são intercalações.
– Resistividade da água na rocha reservatório, na amostra de rocha. Calcula indiretamente = RWA (resistividade aparente). Usa a resistividade profunda/R0.
Resistividade rasa tem influência do fluido de perfuração.
Reservatório de óleo + água pega apenas a agua.
R+ = intervalo na zona do óleo. Curva profunda.
F = 0m = m = fator de cimentação. 
· Perfil Resistividade
– Unidade: Ohm.m
	Escala vertical
	1: 2000 
	Cada linha 1 m
	
	1: 1000 
	Cada linha 5 m
	Escala horizontal 
	0,2 a 
	2000 ohm.m (logarítmica)
· Polarização Horns, dá um pico muito grande, não deve considerá-lo. Geralmente é a base óleo. Quando há reservatório entre duas rochas. 
Fatores que Afetam a Curva de Resistividade
– Efeito da Anisotropia
– Diâmetro do Poço
– Efeito Dielétrico
– Excentricidade
– Tipo da Formação
– Perfuração em Poço com Inclinação (> 60°)
– Invasão
– Limitação de Sensores
– Camadas Finas
– Erro de Calibração/Falha da Ferramenta
Utilização de Resistividade
– Medir resistividade da formação, RT, utilizado no cálculo da SW.
– Indicar presença de HC
– Estudo de invasão
– Identificação da sapata (camada de resistividade sem sapata, falta o revestimento. Esses dados não são usáveis)
– Indicação de finos acamamentos
– Predição sobre pressão de poros
– RNS (STK, APR)
Ferramentas Resistividade – Princípio de Funcionamento
1. Indução
Ferramenta a cabo
1.1. Indução (WL)
– Ferramenta arrastando na parede do poço.
– Apenas fluidos resistivos na perfuração a base óleo / água doce.
– Não pode usar essa ferramenta se a água for salgada. 
– A intensidade da corrente induzida na Fm é proporcional a condutividade do meio.
1. Bobina gera campo magnético
2. Induz corrente circular na camada
3. Geram campos magnéticos
Condutividade = 1 / Resistividade
1.2. LateroLog (WL)
– Ferramenta arrastando na parede do poço.
– Fluido de perfuração base água saturada em sal.
– Perfilagem a cabo (quanto menor o número mais próximo da parede do poço, até 90). De 10, 20, 35, 60 e 90 polegadas.
1. Ao eletrodo central
2. Três pares de eletrodos simetricamente opostos
3. Corrente forçada pelo Ao
4. A2A2' eletrodos bloqueadores mantem os pares medidores sob um mesmo potencial focando a corrente para a Fm.
2. Propagação Eletromagnética
2.1. LS medição rasa, próxima a parede do poço.
2.2 LWD/WLD não tem preferência de fluido, usa tudo. A ferramenta gera campo eletromagnético.
– WLD dá a profundidade rasa, média e profunda. No perfil tem AT = fase atenuada 2MHz/profunda e PD = fase 400Hz/rasa.
1. Profundidade Rasa lê a zona invadida pelo fluido de perfuração, é sempre próximo a parede do poço. A rasa é sempre impactada 1º pela invasão do fluido de perfuração. Se continuar pode chegar na profunda (difícil, mas não impossível de acontecer). 
2. Profundidadeprofunda é devido a maior profundidade lateral do poço. Lê o fluido de perfuração original (água geralmente). 
* Se a linha do raso e linha do profundo, estão separadas/afastadas/medirem coisas diferentes significa que teve invasão do fluido de perfuração. 
* Resistividade rasa e profunda se lerem a mesma coisa, não teve invasão.
– Camadas finas interferem a influência de outras camadas é maior, onde a heterogeneidade é melhor.
* Se não tiver permeabilidade não tem invasão. Se a permeabilidade for alta. Teve invasão. Linhas rasas e profundas juntas teve pouca permeabilidade.
* Separação de linhas de resistividade é porque tem folhelho.
*Se um reservatório for pouco heterogêneo (não fala homogêneo) o valor é baixo com poucas OSCILAÇÕES de valores.
· Ambiente de perfilagem da Resistividade/Invasão
– Invasão quando o fluido de perfuração entra na rocha.
– Se invade é porque tem espaço (só vê a invasão do fluido, se o material do fluido de perfuração for um diferente e o óleo que está lá para ser perfurado. Nunca pode ser óleo com óleo). A invasão pode reduzir a porosidade. 
– Para saber se houve invasão olha a Resistividade rasa + profunda. O fluido de perfuração entra na rocha. Não é eterno mas entope os poros com o fluido de perfuração (bentonita ou particulados sólidos). Remove/empurra/comprime o fluxo original da rocha e com isso aumenta a pressão interna, tendo uma zona invadida.
– Quanto maior a permeabilidade = maior a invasão. 
– Efeito da invasão na Resistividade: substitui o fluido da zona virgem por filtrado da lama, remove o HC ou fica resíduos de HC e necessita de 3 curvas (rasa, média e profunda) para obter a correta.
Zona invadida
– É invadida pelo particulado solido que forma um reboco.
– Zona invadida pelo filtrado e a zona lavada e a zona de transição.
– Eficiência da invasão: permeabilidade, porosidade e reboco.
– Invasão profunda em baixas porosidades. 
· Invasão do filtrado do fluido de perfuração 
Mud cake
– RXO: zona invadida e RMF: resistividade da lama infiltrada/mudfield trade. 
RW = RMF.(RT/RXO)
· A ferramenta de Resistividade trabalha com duas frequências de 2 MHz (define camadas finas, contato óleo/água) e 400 KHz (profundidade de investigação, RNS).
· Contato óleo/água 
– Densidade maior é de água. Óleo não se mistura com água. Se tiver óleo + água = corpos não estão hidraulicamente compactados. Deve haver uma capa impermeável que acumula o óleo. Não existe intercalação de fluido de óleo e água. Se tiver é porque tem falha no reservatório.
1º reservatório 
Água
2º reservatório (sem contato hidráulico com o 1º reservatório)
Fase e atenuada gera 4 medições finais.
· Loggins tools
· Vista em perspectiva de um testemunho 
· Ressonância Nuclear Magnética (NMR) é obtido a partir da geração de um campo magnético estável que orienta e alinha os prótons de hidrogênio da formação. Em seguida, é desenvolvido um segundo campo magnético, desta vez oscilatório, que desalinha o spin dos prótons. Removido este segundo campo, os prótons iniciam a relaxação seguindo a direção do campo magnético estático. Sequências de pulsos oscilatórios são medidos e registrados como dados brutos de NMR (ASQUITH e KRYGOWSKI, 2004).
· Densidade
– Utiliza fonte radioativa Cs137 (74 GBq)
– Dois sensores de radiação (perto e afastado)
– Determina/mede a densidade eletrônica da rocha.
– Índice fotoelétrico
– Delta-Rho: diferença de medidas entre os sensores Afastado – Próximo. É o controle de qualidade, não oscila = quase a mesma coisa sempre. 
– Afeta: diâmetro do poço / reboco / peso de lama (>10ppg).
– Escala linear.
– O perfil de Densidade (RHOB) consiste em uma medida de densidade de toda a formação. A ferramenta é composta por uma fonte de raios gama (normalmente cobalto-60 ou césio-137) e detectores. Após emitidos, os raios gama colidem com elétrons da formação e seu retorno é detectado e medido. O número de raios gama que retornam é proporcional à densidade eletrônica da formação que, por sua vez, é proporcional à densidade da própria formação (ASQUITH e KRYGOWSKI, 2004). 
– Detecta gama de muita energia. Sensor muito próximo da parede do poço.
– Muitos elétrons = matéria muito densa.
– Poucos elétrons = matéria pouco densa. 
– O gás diminui
* Cruzamento das curvas de Densidade e Neutrão marca o início do reservatório.
· Perfil Densidade
Unidade: g.cc/grama por centímetro cúbico 
	Escala vertical
	1: 2000 
	Cada linha 1 m
	
	1: 1000 
	Cada linha 5 m
	
Escala horizontal 
	60 – 0 PHI/porosidade
	0,45 – -0,15 PHI/porosidade
	
	1,71 – 2,71 DEN CBN
	1,95 – 2,95 DEN CBN
	
	1,65 – 2,65 DEN ARN
	1,90 – 2,90 DEN ARN
	
	1,87 – 2,87 DEN DOL
	1,87 – 2,87 DEN DOL
DEN CBN = carbonato – calcita. Densidade calcita = 2,71.
DEN ARN = arenito – zero/sem porosidade, quando chega no 2,65 (densidade quartzo)
DEN DOL = dolomita. Densidade dolomita = 2,87.
· Divisão da Densidade
– 20 divisões no perfil de Densidade = 3%. Se for 10 divisões = 6%.
– Cada intervalo = 3%
– Pela densidade: 10x3=30% intervalo. 10 riscos/intervalo na folha de 2,65 até a ferramenta de Densidade.
– 11 = conta dos valores de 2,65 até chegar na Densidade.
– Pela Densidade 11x3=33%.
– 7 = conta da Densidade até chegar ao valor de Neutrão (2,65).
– 7x3=21
– 21+4=25
– Curvas afastadas são indicativos de gás. Para descobrir se é óleo ou gas, calcula a porosidade por densidade.
– Se diminui os poros, deve aumentar a densidade.
· Divisão do Neutrão 
– 8x3=24 
– 24+4=28%
– Soma 4, pois a ferramenta é calibrada para carbonato, se tiver carbonato não precisa somar +4.
* Valores próximos de óleo é entre 28-30%.
· Efeitos do poço
– Stand off: "aplicação de algoritmo as medidas de densidade a fim de ter uma melhor qualidade de dados.
– Peso de lama: se aumentar terá mistura de partícula solidas no fluido de perfuração.
– Diâmetro de poço/arrombamento: faz o sensor ficar mais longe da rocha. Impacta negativamente, assim como a invasão. 
– Invasão*
· Neutrão e Densidade as curvas precisam se cruzar para ter hidrocarbonetos (óleo/gás). Porém o fato das curvas se cruzarem nem sempre significa que será hidrocarboneto, pois apenas pode ser um fluido muito salino ou falta de porosidade.
– Aspecto de funil se as curvas são muito afastadas/separado é indicativo de gás. Observar como se comporta o gás na vertical, deve fazer tomada de pressão.
– Quase junto/aproximando é indicativo de óleo. 
– Se for muito junto é água. 
– Não pode ter intercalação de óleo e gás, pois tem densidades diferentes. O gás sempre virá em cima do óleo. 
Gás 
Óleo 
Água 
· Fatores que afetam a medição
	Efeitos de poço
– Diâmetro
– Stand off
– Fluido de perfuração
– Peso de lama
– Salinidade
– Fluido base óleo
	Efeitos da formação 
– Litologia (Cal. Para carbonatos)
– Salinidade da formação
– Temperatura
– Pressão 
· Perfis de Densidade e Porosidade identificam
– Porosidade
– Tipo de fluído (gás e/ou óleo)
– Netgross 
– Atitude das camadas (Direção e Azimute)
– *Densidade aumenta/> e a porosidade diminui/no Neutrão atrapalha/afeta.
– Na natureza água e hidrocarbonetos tem H.
– Se tiver hidrogênio nos fluidos, estão nos poros.
– O perfil de Neutrão (NPHI) mede a concentração de hidrogênio na formação. É baseado na premissa que todos os átomos de hidrogênio estão contidos na fase fluida que preenche os poros. A ferramenta emite nêutrons a partir de uma fonte química, geralmente composta de uma mistura de amerício e berílio, que são lançados contra a formação. Quando esses nêutrons colidem com os núcleos na formação, o nêutron perde parte de sua energia. Devido a equivalência de massas, a máxima perda de energia ocorre quando o nêutron colide com um átomo de hidrogênio. Portanto, a perda de energia é dominada pela concentração de hidrogênio na formação (ASQUITH e KRYGOWSKI, 2004). 
– Não é bom para porosidade.
· Fatores que afetam a medição
– É afetado pelo arrombamento/diâmetro
– Fluido com muita salinidade (água salgada com coloro e sódio)
– Fluido base óleo (tem H)
– Presença de reboco na parede do poço (agregado sólido)
– Gás afeta muito o Neutrão, se tiver gás ou a falta de poros = Neutrão a zero/0 porosidade = densidade aumenta (+ material sólido). Irá ler a porosidade menor.
· Deve informar a salinidade do fluido de perfuração. A ferramenta também converte pressão e temperatura. 
· No Neutrão aumenta a densidade, rocha com pouca porosidade/poro, tem pouco H e a Resistividade é alta.
– Pouco H = pouco poro = Resistividade alta = Densidade alta.
– Muito H = muito poro = Resistividade baixa = Densidade baixa. 
· Densidade e Neutrão definem o tipo de hidrocarbonato (se é óleo ou gás). Nunca se cruzam no perfil, mas sempre andam juntos, devido a escala horizontal.
· Maior e menor valor no Neutrão e Densidade
	Neutrão
	Densidade
	Maior valor = a esquerda
+
	Menor valor = a direita
–
	Menor valor = a esquerda
–
	Maior valor = a direita
+
· Comportamento geral das curvas
· Fratura/falha
– Com pouca espessura. 
– Fratura ou falha cimentada (sílica/carbonato) com o mesmo material da rocha não aparece nada no perfil = Fratura fechada. Porosidade zero e densidade aumenta. 
– Densidade e Neutrão = fratura afeta os dois.
· O perfil de sônico (DT) apresenta uma medida de tempo de trânsito de uma onda acústica compressional e/ou cisalhante na formação. A medição é feita através da emissão de um sinal ultrassônico por um transmissor a partir de um ponto da coluna de perfuração e a detecção desse sinal por um ou mais detectores em outro do ponto da coluna (ASQUITH e KRYGOWSKI, 2004). 
· Evolução dos sistemas acústicos
– Onda compressional/P é a 1ª onda que chega, mais rápida.
– Onda cisalhante/S é a 2ª onda, em sólidos e é mais destrutiva.
– Onda Stoneley é a 3ª onda.
· Transmissor
1. Monopolo emite sons em todas as direções.
2. Dipolo em 1 direção abre e a outra recua.
3. Quadrupolo com 4 transmissões, a 90° um do outro, com 4 linhas. Identifica camadas finas, muito usada no sal. As 4 funcionam ao mesmo tempo.
· Tempo de trânsito
– Tempo de trânsito grande a onda é lenta, como no folhelho.
– Tempo de trânsito pequeno a onda é mais rápida, como no arenito (+ contato entre os grãos).
· Ferramenta acústica/sônica (a partir de 1 som) são caras.
– Zona de anomalia de pressão define o tipo de cimento. 
· Aplicação em tempo real
– Velocidade e tempo de trânsito de onda: auxilia na detecção litológica (argilosidade > Dt) e de fraturas (> Dt)
– Previsão de pressão de poros
– ECD – estabilidade do poço
– Porosidade
– Identificação de minerais evaporíticos 
· Características 
	LWD
	WL
	Monopolo 4-12 kHz
	Monopolo 8 kHz
	Dipolo 4 kHz
	Dipolo 0,5 kHz
	Quadrupolo 3, 4 e 8 kHz
	Dipolo cruzado: poços direcionais
· Tempo de trânsito compressional 
	Base água 189 Us/ft
	Base óleo 200-220 Us/ft
	Revestimento 57 Us/ft
	189 água salgada Us/ft
	200 água doce Us/ft
	200-220 óleo Us/ft
· Porosidade sônica 
– Us/ft tempo de trânsito
	Arenito
	55,5-51,2 Us/ft
	Carbonato
	46,6-43,3 Us/ft
	Dolomito
	43,5-38,5 Us/ft
	Anidrita
	50 Us/ft
	Halita 
	67 Us/ft
	Silvita 
	74 Us/ft (> 500 API)
	Carnalita
	78 Us/ft (> 220 API)
	Taquidrita 
	92 Us/ft
* Carnalita = pouco potássio. 
· Para o engenheiro é mais importante saber o tamanho do poro.
· Óleo tem mais ganho financeiro que o gás.
~ Curso informativo de imagem em poço aberto ~
· Aplicação da imagem
– Estrutural, sedimentologia, estratigrafia e avaliação de formações. 
· Ferramentas 
– Elétrica
– Acústica (WL)
– While Drilling: Densidade (LWD), Gama Ray (LWD) e Resistividade (WLD e WL)
– No conducitive muds
· Imagem de Densidade (LWD)
– Circunferência dividida em 16 setores azimutais (tem 16 linhas de medida de densidade)
– Usado para geonavegação. 
· HS e LS 
– Poços com mais de 13° de mergulho, corta na parte alta (abre o HS). Se abre o poço é sempre no High Side/HS.
– Low Side (LS) é no meio da imagem. No meio do perfil o LS que toca a base da camada. Deve ter inclinação/grau para ter HS e LS.
– HS e LS são para quando o poço tem ângulo. 
· Ferramenta de Resistividade
– Divide em 120 setores 
– 2 Imagens: estática (valores são os mesmos) e dinâmica (menor valor, escuro e maior valor claro. Salienta o contraste).
– Constrate: escuro (baixo) e claro (alto)
– Transmite em 64 setores em RT
– O que representa a variação de 16 setores para 32 e 64 para 120 apresentado em dado de memória? Redução do arco que a informação representa.
· Imagem Acústica 
– Amplitude: estática (contato de camada) e dinâmica (textura da camada).
– Tempo de transito define perda de sinal (vug e fraturas abertas), deve ficar no centro
– 250 Setores (qualidade boa)
– Boa para estrutural
– WL e LWD
· As imagens do poço
– Poço vertical é orientado pelo Norte magnético
– Inclina 5° passa para outra orientação.
– MD = distância medida (não é a profundidade vertical. Pois o poço tem um ângulo).
– Mergulho e curvatura de senoide. A senoide para cima entra no topo da camada.
– Ângulo entre poço e camada com a profundidade aumenta.
· Imageamento feito apenas na area alvo. Não faz no poço inteiro. 
– O Imageamento da parede do poço, consegue ver os locais onde retirou a amostragem lateral.
· Tipos de poço
1. Poço espiral 
2. Poço direcional/horizontal
3. Poço vertical
· Imageamento feito apenas na area alvo. Não faz no poço inteiro. 
· Monel usa para um poço direcional se tornar um vertical. Sai curvado o poço. É caro, mais comum no mar, em terra nunca é usado.
· As rochas fraturadas se distinguem das rochas fechadas por
· Falha/fratura aberta, também é condutiva pois permite passagem de fluidos. Escura.
· Fratura fechada, é resistiva não permite a passagem de fluido, pois funciona como barreira na migração vertical. Claro.
· Drag é o bloco que se movimenta e se junta ao plano. Falha de arraste.
· Interpretação sedimentológicas e estratigráfica
Metodologia para interpretação sedimentológica
– Qualidade da imagem; calibração de testemunho; medição e interpretação de mergulhos; e análise de facies.
· Imagem boa é para saber se o poço pode perfurado. Ferramentas não fazem milagre. Melhor que uma imagem é ter um testemunho (porém são caros). A profundidade da imagem é mais segura. 
· Interpretação é reconhecer padrões. 
· Todo fluido migra para o local de menor pressão.
· Há dois tipos de barreiras: estática e dinâmica.
· Mudstone é um carbonato muito fino.
· Todo reservatório já teve água. Se tem óleo, ele irá expulsar a água e migra de algum lugar até chegar no reservatório. 
· Toda perda coloca na base da testemunhagem.
· Root traces/raízes, é orgânico. Com o tempo se desfaz e fica apenas as marcas das razies que podem ser preenchidas por algum fluido. Indica ambiente continental.
· 30 metros de espessura de arenito no mar, não é viável. É de 100 metros para cima. Na terra de 25-30 metros é algo bom.
· Furar com fluido de perfuração mais areia em local com fratura ou que precise fazer uma é caro.
· Ácido clorídrico controlado (acidificação) para carbonatos é caro. GeraCO2.
· Fácies
1. Eólica
– Estratificação cruzada dunas eólicas
– Clastos de lamas. Interdunas
– Interdunas é quando tem chuva, acumula água, plano paralelo. Material fino. Pode ter marca de raiz.
2. Ambiente fluvial
– Anastomosado: material grosseiro + vegetação
– Meandro abandonado
– Cruzada acanalada
– Rompimento do dique marginal (material arenoso)
– Seixo no fundo do canal
– Estratificação plano paralela na base da barra em pontal gera cruzada acanalada e planície de inundação com plano paralela de baixa energia
3. Fácies carbonáticas 
– Estromatólitos (água rasa). Se ficar exposto os bichos/organismos morrem.
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