Geofísica aplicada à prospecção petrolífera

Por: Alexa Moreira e Gabriela Velloso

O que é, qual é sua importância, como é realizado e quais são aplicações dentro do contexto geocientífico?

A geofísica é uma das muitas das áreas das geociências que podem ser aplicadas na compreensão do arcabouço geológico local de uma área, quanto a estruturação estratigráfica, tectônica estrutural, hidrogeológica, entre outras.

Alguns dos aparatos visuais mais aplicados corriqueiramente, são os perfis geofísicos, ensaios técnicos que consistem em medições elétricas, acústicas e radioativas e que fornecem resultados implícitos sobre propriedades muito relevantes de uma camada sedimentar (tais como: porosidade, permeabilidade, salinidade das águas intersticiais, teor de argila, saturação, etc).

A partir desses resultados das propriedades, em casos de sinais de áreas fontes que possam ser lucrativas, é que se começa o levantamento de criação de um empreendimento de prospecção mineral, petrolífera e hidrogeológico. (COURA, 2018).

Nos perfis geofísicos de caráter elétrico, os sinais elétricos medidos são categorizados de acordo com a sua radioatividade elétrica ou potencial elétrico natural. Já as acústicas são segmentadas através da velocidade de propagação ou tempo de trânsito das ondas sonoras, e as radioativas, por fim, classificam-se de acordo com a radioatividade natural ou induzida. (COURA, 2018).

Em termos diretos, a porosidade será inferida conforme o tempo gasto na qual a onda teve que percorrer, se tratando de um ensaio acústico, ou pela contagem de hidrogênio proveniente, no caso de um bombardeamento artificial de raio gama ou nêutrons.

A salinidade é lida indiretamente através da resistividade elétrica ou pelo potencial eletroquímico desenvolvido nas rochas pelas concentrações iônicas espontaneamente. (NERY, 2013).

O conteúdo de argila de uma rocha sedimentar pode ser inferido a partir da quantidade maior ou menor do isótopo 40K, elemento radioativo natural e componente essencial dos argilominerais, e a resistência mecânica de uma camada pode ser inferida a partir do maior ou menor desmoronamento da parede do poço em relação ao diâmetro da broca que o perfurou.

Como se interpretam perfis geofísicos?

Como é calculado? E quais são os aspectos naturais situacionais que devem ser considerados?

A Lei de Archie (1942) é a maneira mais simples de se entender os procedimentos de uma avaliação de poço quando realizada através de perfis geofísicos:

Os parâmetros a, m, n e Rw são específicos para cada tipo de formação e cada tipo de ambiente deposicional. As demais variáveis Rt e phi, resistividade da zona virgem e porosidade, respectivamente, são registradas a cada profundidade e obtidas exclusivamente através dos perfis de poço.

Para interpretar perfis geofísicos, algumas variações ambientais in situ devem ser consideradas, em prol de uma análise bem realizada. São elas:

● Diâmetro do poço;

● Tipo de poço (base-água ou óleo);

● Peso (densidade);

● Temperatura e pressão dentro do poço e dos fluidos (água, óleo, gás) contidos no espaço poroso entre as camadas das formações geológicas;

● Particularidades dos sensores presentes em cada companhia de perfilagem, tipo e modelo de geração das ferramentas aplicadas.

Como no poço a pressão hidrostática é geralmente superior à pressão de fluidos das formações, ocorre invasão de parte do fluido de perfuração (mud/lama), enquanto partículas vão se acumulando sobre a superfície da parede do poço e formando o reboco (mudcake), pouco permeável, que acaba por inibir o prosseguimento da infiltração. (SILVA, 2014).

O fenômeno é influenciado pela porosidade e pela permeabilidade da formação, dando origem a três zonas em torno da parede do poço: uma zona lavada bem próxima à parede, onde o filtrado desloca os fluidos originais da formação, seguida de uma zona de transição (invadida), na qual há uma diminuição progressiva de filtrado até uma zona virgem (não-invadida) e não contaminada pelo filtrado. (SILVA, 2014).

Tipos de perfis geofísicos - Detalhamento técnico

“Como cada tipo é feito? Quais são os elementos requeridos para serem realizados?”

Assim como mencionado anteriormente, existem alguns tipos de perfis geofísicos de caráter radioativos, acústicos e elétricos. São eles:

● Perfil Raios Gama;

● Perfis de Resistividade;

● Perfil de Densidade;

● Perfil Sônico;

● Perfil Neutrônico.

Cada um possui procedimentos distintos e únicos que os profissionais precisam saber realizar detalhadamente. A seguir, virá uma síntese técnica desses procedimentos.

Perfil de Raios Gama

São dois os tipos de ferramentas de Raios Gama. A convencional, com somente um canal analisador que discrimina somente a soma U+Th+K, e a de Espectrometria, com multicanais analisadores que identificam o espectro energético discriminando cada um de seus componentes U+Th+K. (NERY, 2013).

A unidade adotada é o Grau API (GAPI) ou Unidade API (UAPI). O perfil de raios gama pode ser utilizado como um indicador linear do teor de folhelho ou da argilosidade da rocha (Vsh), através do Índice de Radioatividade (IGR). (RODRIGUES, 2015).

Por convenção, em um perfil composto (Figura 1), a curva GR é sempre apresentada na primeira faixa, à esquerda da estreita coluna das profundidades, sempre com a radioatividade crescendo da esquerda para a direita.

Figura 1 - Exemplo de perfil composto. (Nery, 2013).

O formato da curva, enquanto corresponde realmente ao conteúdo de argilominerais presentes em uma camada, pode dar uma ideia do ambiente onde ela foi depositada. Desta forma, é possível deduzir o comportamento geométrico/espacial dos diversos corpos potencialmente reservatórios (Figura 2).

Figura 2 - Definição de ambientes sedimentares com o uso do perfil de Raios Gama. (Nery, 2013).

Interpretação Quantitativa

Depois de ser realizado o procedimento operacional, é realizado o estágio da interpretação das linhas das curvas em formatos e quantidade. Desde que entendida a qualidade da curva, inicia-se a interpretação quantitativa propriamente dita, com o traçado de uma linha de base defronte aos folhelhos (LBF). (NERY, 2013).

A linha LFB deve ser traçada representando a média dos valores máximos dos folhelhos, utilizando-se, então, este valor como representativo dos folhelhos puros do intervalo analisado (GRmax). Por outro lado, o arenito mais limpo do intervalo terá o valor mínimo visual igual ao (GRmin). Estes valores são utilizados para cálculo do Índice de Radioatividade (IGR) a determinada profundidade (X) e, então, o cálculo da argilosidade (Vsh).

Na bibliografia, são várias as equações não lineares para o cálculo da argilosidade, sendo uma das mais utilizadas a de Steiber que leva em consideração a idade da rocha:

Em que AGR representa um fator correspondente à idade da rocha: 2 para Terciárias e 3 para Cretáceas (RODRIGUES, 2015).

Perfis de Resistividade

Os perfis de resistividade são obtidos através de um par emissor-receptor de corrente elétrica, em contato com a parede do poço ou por indução. A unidade utilizada em perfilagem é o ohm.m²/m, a qual é usualmente expressa como ohm.m. A profundidade de investigação é variável e o sensor de microrresistividade investiga as vizinhanças da parede do poço, dentro da zona lavada. (SILVA, 2014).

As curvas de resistividade média e profunda são bastante afetadas pela salinidade do fluido no interior da rocha, mas também refletem parâmetros litológicos como porosidade, cimentação e composição mineralógica, enquanto a curva de microrresistividade registra a resistividade próxima à parede do poço, na zona invadida pelo filtrado do fluido de perfuração.

Quando ocorre contraste entre a salinidade do filtrado e a da água da formação, a diferença entre o valor da microrresistividade, em relação ao da resistividade média e da profundidade, é função do diâmetro da zona invadida, que por sua vez é controlado pelas características permo-porosas do reservatório, tempo de invasão e diferença entre o peso do fluido de perfuração e a pressão estática da formação.

Frente aos intervalos pelíticos, há superposição das curvas de resistividade e de microrresistividade, indicando a ausência de invasão de filtrado e de reboco, devido à baixíssima permeabilidade destas rochas. (SILVA, 2014).

Perfil de Densidade

O perfil de densidade registra continuamente as variações das densidades das camadas (g/cm³) com a profundidade. A medida da densidade é realizada pelo bombardeio das camadas por um feixe monoenergético de raios gama.

À proporção que os raios gama vão se dispersando, ou sendo absorvidos, a intensidade do feixe inicial diminui. Essa diminuição é função da mudança na densidade eletrônica do meio e é medida pelo detector. Assim, quanto mais densa for a rocha, menor a intensidade da radiação no detector e vice-versa. (NERY, 2013)

Interpretação

A equação do perfil de densidade pode ser expressa como:

e/ou

A densidade da matriz da rocha (pm) é da ordem de 2,65 (arenito); 2,71 (calcário); e 2,87 g/cm³ (se dolomito). Por sua vez, pf corresponde à densidade do fluido da zona investigada.

A apresentação do perfil de Densidade deve vir sempre acompanhada de um perfil de Caliper, que expressa o diâmetro do poço e é obtido por meio de uma ferramenta com braços articulados. É utilizado para identificar intervalos alargados ou estreitados, em relação ao diâmetro nominal do poço, o que permite avaliar a confiabilidade e corrigir as medidas dos outros perfis, entre outras aplicações (Figura 3).

Figura 3 - Exemplo de perfil de Densidade. (Nery, 2013)

A densidade (B) das camadas é mostrada nas segunda e terceira faixas, com valores crescentes da esquerda para a direita, de 2,00 até 3,00 g/cm³. Na terceira faixa, e no mesmo sentido, variando de -0,25 a +0,25 g/cm³, imprime-se ∆B. Esta curva mostra o valor que foi adicionado, pelo sistema, a B, de modo a eliminar os efeitos do poço (reboco e lama) (NERY, 2013).

Perfil Sônico

A perfilagem sônica ou de tempo de trânsito determina o tempo gasto pelo som para percorrer um determinado espaço de formação. A velocidade do som varia segundo o meio em que suas ondas se propagam, sendo maior nos sólidos do que nos líquidos e gases. Deste modo, afirma-se que o tempo de trânsito é menor na matriz rochosa (valores da ordem de 40 a 55 μs/ft) que nos fluidos (200 μs/ft para água) (SILVA, 2013).

Na prática, ao se considerar duas rochas semelhantes, a que tiver mais fluidos (maior porosidade) mostrará um tempo de trânsito maior do que com menos fluido (menor porosidade). Intuitivamente o perfil sônico nos mostra uma relação direta entre o tempo de propagação do som e a porosidade das rochas. (NERY, 2013).

A porosidade pode ser determinada pela Equação de Wyllie et al. (1956):

Quanto maior a densidade da rocha, menor o tempo de trânsito, cuja escala, usualmente, cresce da direita para a esquerda, com apresentação de 40 a 140 (μs/pé ou 40 a 240 μs/pé). A medida é afetada principalmente pela presença de poros e pela densidade da matriz mineral.

Perfis Neutrônicos

São quatro os tipos de perfis neutrônicos. Eles distinguem-se entre si pelo método utilizado na detecção dos nêutrons. Enquanto o perfil de Raios Gama consiste no registro da radioatividade espontânea das rochas, os neutrônicos medem uma radioatividade induzida artificialmente através de bombardeio das rochas com nêutrons de alta energia ou velocidade. (NERY, 2013).

Quando a formação é bombardeada por nêutrons altamente energizados, muitos tipos de interação podem ocorrer entre os nêutrons e os núcleos atômicos. Esses nêutrons com alto poder de penetração são emitidos continuamente de uma fonte química interagindo com os núcleos dos elementos componentes da matéria de três modos: absorção, espalhamento elástico e espalhamento inelástico.

A probabilidade de ocorrência de cada uma destas interações depende do nível de energia do nêutron incidente e da natureza no núcleo envolvido no choque (RODRIGUES, 2015). A perda de energia do nêutron está associada com o tamanho do núcleo com o qual ele se choca, sendo máxima, quando o núcleo em questão é o de hidrogênio.

Para uma perfeita interpretação destes perfis, precisamos lembrar (NERY, 2013):

a)Lama – quanto maior o diâmetro do poço (desmoronamento ou desabamento), maior a possibilidade de se ter lama/reboco entre a sapata e a parede do mesmo, maior a quantidade de hidrogênio (concentração/volume) em torno do detector e menor a resposta proveniente das camadas. O reboco é uma lama com mais sólidos (ou mais compactada), portanto deve ser lembrado como tal.

b)Presença de gás ou hidrocarboneto leve – significa uma menor densidade de hidrogênio por unidade de volume de rocha. Consequentemente, o perfil Neutrônico lerá baixa porosidade nestas zonas, enquanto o perfil de Densidade lerá alta porosidade.

c) Argilosidade – argila dentro das camadas significa um alto teor de água adsorvida, dando origem a uma maior porosidade nas rochas argilosas do que nas limpas.

Os perfis neutrônicos são calibrados de acordo com uma litologia padrão para registrar diretamente os valores de porosidade por meio do teor de hidrogênio das camadas. (RODRIGUES, 2015).

Quando as camadas são portadoras de gás ou hidrocarbonetos leves, ocorre uma diminuição nas porosidades neutrônicos, em relação às porosidades dos perfis sônico e/ou densidade.

A explicação é simples: sob as mesmas condições, e para um mesmo volume investigado de rocha, a presença do gás, ou hidrocarboneto leve, por ser expansivo, reduz a densidade de hidrogênio (concentração/volume), quando comparada ao óleo ou à água. Quanto mais leve o fluido, menor a quantidade de hidrogênio na rocha (NERY, 2013).

Assim, em uma zona com gás, os perfis de densidade ou sônico tem suas leituras de pB e dT aumentadas, enquanto o neutrônicos tem seu índice ou densidade de hidrogênio diminuído.

Figura 4 - Perfis de Densidade, Neutrônico e Sônico. (da Silva, 2014).

O contraste entre as três porosidades obtidas por princípios físicos diferentes é o diagnóstico da presença de hidrocarbonetos leves e/ou gás. Em zonas de água e em leituras em rochas limpas, as três porosidades têm aproximadamente valores iguais.

Referências Bibliográficas

NERY, Geraldo Girão. Perfilagem Geofísica em Poço Aberto - fundamentos básicos com ênfase em petróleo. Rio de Janeiro: SBGf, 2013.

DA SILVA, José Gedson Fernandes. Análise estratigráfica de subsuperfície do Devoniano da Bacia do Rio do Peixe, Nordeste do Brasil. Orientador: Prof. Dra. Valéria Centurion Córdoba. 194p. Dissertação de Mestrado - Programa de Pós-Graduação em Geodinâmica e

Geofísica, UFRN, Natal, 2014.

COURA, Rayssa Lima Costa. Investigação integrada da dispersão das velocidades elásticas de rochas carbonáticas por microtomografia de raios X. Orientador: Prof.° Dr. José Agnelo Soares. 107p. Dissertação de Mestrado - Programa de Pós-Graduação em Exploração Petrolífera Mineral, UFCG, Campina Grande, 2018.

DA SILVA, Carlos André Maximiano. DORNELAS, Vitória Felício. OLIVEIRA, Natália Valadares. Estimativa de reserva através de perfis geofísicos de poços do Campo de Namorado - Bacia de Campos. Brazilian Applied Science Review, Curitiba, v. 4, n. 4, p. 2.248-2.257, jul./ago., 2020.

DA SILVA, Carolina Barros. Solução da Equação de Archie com Algoritmos Inteligentes. Orientador: André José Neves Andrade - 2011. 83 fl. Tese (Doutorado em geofísica) – Universidade Federal do Pará, Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Geofísica, Belém, 2011.

RODRIGUES, Betina Sodré de Oliveira. Interpretação básica de perfis geofísicos de poços utilizando linguagem Fortran 95 e softwares livres. Orientador: Me. Geraldo Girão Nery - 2015. 63 fl. Trabalho de Graduação - Geofísica, UFBA, Salvador, 2015.

THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Segunda edição. PETROBRAS. Rio de Janeiro: Editora Interciência Ltda, 2001.