Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria do Petróleo

Universidade Federal da Bahia Instituto de Geociências Curso de Graduação em Geologia

Jaime Roedel Junior

Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria do Petróleo

Salvador, BA 2014

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Jaime Roedel Junior

Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria do Petróleo Trabalho final de graduação apresentado como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Geologia pela Universidade Federal da Bahia.

Orientador: Prof. Msc. Roberto Rosa

Salvador BA 2014

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TERMO DE APROVAÇÃO

Jaime Roedel Junior

Aplicação dos Perfis de Imagem na Indústria do Petróleo Monografia apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia na Universidade Federal da Bahia

__________________________________________________________________________ 1° Examinador: Prof. MSc. Roberto Rosa da Silva – Orientador Petrobras/Instituto de Geociências – UFBA __________________________________________________________________________ 2° Examinador: Prof. Dr. Geraldo Girão Nery IGEO-UFBA __________________________________________________________________________ 3° Examinador: MSc. Flávio Miranda de Oliveira Petrobras

Salvador BA 2014

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RESUMO A crescente demanda por hidrocarbonetos torna necessária a utilização de técnicas que ajudem na delineação de características estruturais, sedimentares e estratigráficas dos reservatórios. Os perfis de Imagens Resistivas e Acústicas proporcionam dados de alta resolução aumentando a capacidade de compreensão dessas características e atributos da rocha reservatório. Utilizando para isso propriedades físicas, como resistividade elétrica e impedância acústica, para gerar imagens da parede do poço. As aplicações dos perfis de imagem resistiva são principalmente a definição de acamamento, distinção dos tipos de fraturas, falhas, dobras e discordâncias angulares, geometria do poço, reconhecimento de

camadas finas e de

truncamentos erosivos, determinação de paleocorrentes através de estruturas de escorregamento

e

estratificações

cruzadas,

reconhecimento

de

feições

sedimentares diagenéticas e secundarias, ligadas principalmente a dissolução e cimentação, tais como vugs, estilolitos, moldes, concreções e superfícies de ‘hardground’. Outras feições ligadas à bioturbação e escape de fluidos também podem ser reconhecidas. Os perfis de imagens acústicas. Além de fornecer todas as informações dos perfis de imagem resistivas, são ainda bastante utilizados na determinação da geometria do poço, além de permitir a análise dos regimes de tensões (stress) atuantes na perfuração. Importante na previsão de estabilidade da perfuração em formações não consolidadas. A medição do tempo de trânsito e da amplitude de uma onda na formação fornecem precisas informações sobre o Caliper e formação de reboco.

Palavras-chave: Perfil de Imagem, rocha reservatório, dados de alta resolução, resistividade elétrica, impedância acústica.

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ABSTRACT With the increasing demand for hydrocarbons , the use of techniques that help in the delineation of structural, stratigraphic and sedimentary characteristics of the reservoirs becomes necessary. The profiles and images Acoustic Resistive provide high-resolution data increases the capacity for understanding of these characteristics and attributes of the reservoir rock. Using it for physical properties such as electrical resistivity and acoustic impedance to generate images of the well wall. The applications of resistive image profiles are mainly the definition of lodging, distinguishing the types of fractures, faults, folds and angular disagreements, pit geometry, recognition of thin layers and erosional truncation, determining paleocurrent slip through structures and stratifications cross- recognition of diagenetic and secondary , mainly related to dissolution and cementation, such as vugs, stylolites, molds, concretions and surfaces hard -ground sedimentary features . Other features and bioturbation connected escaping fluid can also be recognized. The profiles of acoustic images are used in the identification of types of fractures. Are still widely used in determining the geometry of the well, in addition to enable the analysis of stresses acting regimes (stress) in drilling. Important in predicting the stability of drilling in unconsolidated formations. The measurement of transit time and amplitude of a wave in training provide accurate information about Caliper and training plaster.

Key-words: Borehole image logs, reservoir rock, high-resolution data, electrical resistivity, acoustic impedance.

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LISTA DE FIGURAS Figura 1: (a): Ilustração de " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”. (b): Exemplo de novos dados dipmeter. Stick-plot mostra estilo de mergulhos aparentes em um corte geológico transversal. ............................................................................................................ 3 Figura 2: (Esquerda) Ilustração do dipmeter microlaterolog de 3-braços. (Direita) Um dos primeiros microlaterolog dipmeter com três-braços. ............................................................... 3 Figura 3: Imagem de poço (direita) e BHTV (esquerda) mostrando fratura vertical induzida, Zemanek et ai. de 1969 ......................................................................................................... 5 Figura 4: Exemplo de 2-patins FMS. Duas passagens separadas de dados são recobertos no perfil, e é evidente que a ferramenta foi rotacionada em 90 graus entre passes, aumentando ligeiramente a cobertura .................................................................................... 6 Figura 5: Exemplos de modernas ferramentas de alta resolução de imagem fixa. (a) Imagem Resistiva do FMI (Schlumberger). (b) Imagem Resistiva do STAR (Baker Atlas). (c). Imagem Acústica CBIL (Baker Atlas). ................................................................................................. 7 Figura 6: Linha do tempo esquemática para o desenvolvimento e interpretação de imagem de poço. ................................................................................................................................ 8 Figura 7: Esquema da ferramenta de perfis de imagem resistiva mostrando detalhe do patim com a distribuição dos eletrodos. ......................................................................................... 10 Figura 8: Articulador de seis braços. Ferramenta EARTH Imager. ...................................... 11 Figura 9: Elementos básicos de uma ferramenta de perfilagem de obtenção de perfis de Imagem Elétrica de Poço. .................................................................................................... 12 Figura 10: Perfil de imagem resistiva, da EARTH Imager. ................................................... 12 Figura 11: Comparação entre, da direita para esquerda: imagem adquirida, imagem estática e imagem dinâmica. ............................................................................................................. 13 Figura 12: Esquema mostrando o transdutor e o eixo de rotação na parede do poço, e o centralizador na ferramenta UBI. ......................................................................................... 14 Figura 13: Esquema mostrando o transdutor rotacionando 360° e emitindo pulsos na parede do poço. ............................................................................................................................... 15 Figura 14: Esquema comparando as formas que os métodos acústico e resistivo operam dentro do poço. .................................................................................................................... 15 Figura 15: Esquema da ferramenta OMI da Weatherford. .................................................... 18 Figura 16: Exemplo de determinação do azimute. ............................................................... 20 Figura 17: Feições planares elípticas dentro de um cilindro gerando num plano ondas senoidal, determinando assim direção e mergulho .............................................................. 21

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Figura 18: Exemplo de determinação do azimute . .............................................................. 18 Figura 19: Legenda dos ted poles. ....................................................................................... 18 Figura 20: Esquema mostrando a as condições como se formam e se

apresentam as

fraturas naturais e as induzidas na parede do poço. .......................................................... 23 Figura 21: Representação de como as fraturas naturais se comportam na parede do poço. 23 Figura 22: fraturas vistas nos perfis de imagens acústica e no perfil de imagem resistiva. . 24 Figura 23: A: padrão de fratura natural (imagem resistiva). B: padrão de fratura natural (imagem acústica). C: padrão de fratura induzida durante a perfuração (imagem resistiva) 25 Figura 24: Fratura induzida na vertical. ................................................................................ 26 Figura 25: Perfil de imagem resistiva mostrando conjunto de fraturas induzidas em echelon. ............................................................................................................................................ 26 Figura 26: Perfil acústico mostrando breakouts na parede de um poço. .............................. 27 Figura 27: Em (a) e (b) Fratura induzida (DIF); em (c) fratura induzida e breakout. ............. 27 Figura 28: Perfil de imagem acústico mostrando em (a) fratura natural e breakout, e em (b) fraturas naturais. .................................................................................................................. 28 Figura 29: Breakouts em perfis de imagem resistivos. observar ampliação oval na representação da forma do poço. ........................................................................................ 28 Figura 30: O perfil UBI mostra uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um reservatório do Cretáceo no Oriente Médio. ........................................................................ 29 Figura 31: Comparação entre os perfis FMI, ARI e UBI. ..................................................... 30 Figura 32: Perfil de imagem resistiva estático (esquerda) e dinâmico (direita), mostrando uma fratura aberta ............................................................................................................... 31 Figura 33: Falha normal, direção NW mergulhando para W................................................. 32 Figura 34 (a): Exemplo de uma falha cimentada com calcita visto tanto no testemunho quanto em um perfil de imagem resistivo. Figura 34 (b): Plano de falha vista em perfil de imagem resistivo, observar mergulho elevado. ................................................................... 32 Figura 35: Bbloco diagrama mostrando como se forma uma falha normal (a esquerda), no meio falha normal em afloramento, e a direita falha normal vista em perfil de imagem resistiva. .............................................................................................................................. 33 Figura 36: Familias de falhas: Os quatro principais tipos de falhas (linha superior) podem ser diferenciados: Lístrica e rollower, normal, reversa e falhas de empurrão. Abaixo correspondentes em imagens de poço (linha inferior). ........................................................ 35 Figura 37: Perfil FMI normalizado, perfil dipmeter e perfil FMI mostrando variação de cores e sua relação condutividade resistividade ............................................................................... 35 Figura 38: Mapa mostrando a localização dos poços, as estruturas e falhas na campo West Mara, Venezuela. ................................................................................................................. 36 Figura 39: Morfologia dos planos de fraturas. ...................................................................... 37

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Figura 40 (a): Fraturas reforçada por efeito de dissolução (A). Figura 40 (b): Estilolitos e ‘tenshion gashes’ em A. ....................................................................................................... 38 Figura 41 (a): Sequência laminada mergulhando para SE. Figura 41 (b): Dolomitização. (c): Fratura Induzida em A e uma pequena falha em B. ............................................................ 39 Figura 42 (a): As fraturas abertas (A) e fraturas reforçada por dissolução (B). Figura 43 (b): Formação de estilolitos. ...................................................................................................... 39 Figura 43: Imagem dinâmica e estática mostrando efeitos de bioturbação. ......................... 40 Figura 44: Perfil de Imagem mostrando padrão difuso de cores no sedimento, com uma tendência verticalizada (Bioturbação). ................................................................................. 41 Figura 45: Afloramento mostrando como se formam marcas de raizes. ............................... 41 Figura 46: Estruturas causadas por raizes. .......................................................................... 42 Figura 47: Indicação de locais com brecha. ......................................................................... 42 Figura 48: Correlação de concreção calcária no arenito em afloramento e em perfil de imagem resistiva. ................................................................................................................. 43 Figura 49: Perfil de Imagem mostrando possível concreção. Observar forma concêntrica na imagem. ............................................................................................................................... 43 Figura 50: Perfil de imagem mostrando forma arredondada de fragmentos, em conglomerados. ................................................................................................................... 44 Figura 51: Ripples em arenito, visto em perfil de imagem resistiva.. .................................... 45 Figura 52: Estratificação cruzada tabular em grande escala, antigas dunas.. ..................... 45 Figura 53: Estratificação cruzada observada em perfil de imagem resistiva. ....................... 46 Figura 54: Estratificaçã o cruzada com a direção e mergulho. Imagem resistiva OBMI. ...... 46 Figura 55: Perfil de imagem resistiva de arenito fluvial, representação em 3D do poço. A direita diagrama de rosa mostrando o fluxo da paleocorrente para W. ................................ 40 Figura 56: Acamamento contorcido ( deformado) em afloramento. ...................................... 47 Figura 57: Acamamento deformado visto em perfil de imagem............................................ 40 Figura 58: Turbidito visto em perfil de imagem resistiva. ...................................................... 49 Figura 59: Texturas carbonáticas em perfis de imagem resistivo. ........................................ 50 Figura 60: Restos fósseis na proximidade de um recife. ...................................................... 51 Figura 61: Textura recifal em perfis de imagens. ................................................................. 51 Figura 62: Perfil de imagem mostrando feição de fluxo de detritos, em rocha carbonática. . 52 Figura 63: Perfil de imagem mostrando estruturas típicas de ambientes cársticos. ............. 53 Figura 64: Dissolução cárstica. ............................................................................................ 53 Figura 65: Estilolito em perfil de imagem resistiva. .............................................................. 54 Figura 66: Bloco diagrama mostrando a correlação estratigráfica a partir da integração de dados de afloramentos (Log 1 e Log 2), Gr e dos perfis de imagens FMS (Piracés-1) e FMI (Piracés-2). .......................................................................................................................... 56

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Figura 67: Painel de correlção de sub superfície. Observar o GR e os perfis de imagens FMS e FMI.. ......................................................................................................................... 57 Figura 68: Na sequência Gama Ray, perfil FMS normalizado, perfil dipmeter e perfil FMS mostrando a variação de cores do branco ao marrom escuro.............................................. 58 Figura 69: Intervalo B da figura 67, mostrado as variações dos mergulhos, interpretado como de estratificação cruzada. .................................................................................................... 59 Figura 70: Perfil GR, perfil FMI normalizado, profundidade (em metros), perfil com mergulhos e perfil FMI destacando os intervalos B e C. ....................................................................... 60 Figura 71: Intervalos B e C da figura 17. Em B, detalhe da parte superior: padrão de cor difusa indica bioturbação. (C) Detalhe com pequenos megaripples: 10-20 cm de arenito grosseiro (laranja mais claro) e finas camadas de siltito (mais escuro. ................................ 60 Figura 72: Imagem dinâmica e imagem estática FMI. .......................................................... 61 Figura 73: Afloramento de crevasse delta correlacionado com a parte de granulação fina no intervalo D, da figura 66 do poço Pirace’s1. ......................................................................... 62 Figura 74: Perfil de imagem FMS, mostrando crevase delta e laminação, em camadas finas de siltito alternadas com arenitos. ........................................................................................ 62 Figura 75: Afloramento de crevasse splay. .......................................................................... 63 Figura 76: Perfil de imagem resistiva FMS do poço Parecis -1 mostrando crevasse splay. . 63 Figura 77: Representação esquemática do modelo de deposição de águas profundas para um sistema submarino de lama rica (modificado após Reading & Richards, 1994). ............ 65 Figura 78: Perfil de imagem estática, indice de heterogeneidade e fácies texturais na última pista . ................................................................................................................................... 66 Figura 79: Caracterização litológica de camadas delgadas usando perfil de fácies iCore*. O perfil iCore* e testemunho são fortemente concordantes uns com os outros. ................... 66 Figura 80: Testemunho e imagens resistivas. ..................................................................... 67 Figura 81: Integração de testemunho com perfil de imagem estática, dinâmica, índice de heterogeneidade e integração de fácies. ............................................................................. 68 Figura 82: Esquema mostrando trajeto da corrente elétrica dentro da formação. ................ 69 Figura 83: Figura relacionando índice de cor nos perfis de imagens resistivos com o tamanho dos grãos na parede do poço. ............................................................................... 69 Figura 84: Variações de tamanho de grãos e índice classificação crescente da esquerda para a direita, que representam valores relativos, mas podem ser convertidos em escalas quantitativas quando correlacionados com outros dados básicos.. ...................................... 70 Figura 85: Gama gay, perfil de Imagem, Mapa Textural, A última faixa mostra registro convencional da permeabilidade do. Observar os triângulos laranja na ultima pista. ........... 70 Figura 86: GR, Perfil de imagem resistiva, mapa de heterogeneidade textural, mineralógico e na ultima faixa a permeabilidade obtida pelo perfil de imagem e testemunho. .................. 71

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Lista de Tabelas Tabela 1: Exemplo de tabulações com novos dados. Tabulação detalhada dos dados Dipmeter Microlaterolog Contínua reproduzida a partir de De Chambrier. ............................. 4 Tabela 2: Ferramentas de obtenção de imagens de poço, seus princípios e fabricantes. ...... 8 Tabela 3: comparação entre diferentes ferramentas de imagens elétricas e sua cobertura de poço..................................................................................................................................... 17 Tabela 4: Segmentos estruturais definidos para o poço 8H obtidos através de perfis de imagem (Fonte Antunes et al, 2oo3). ................................................................................... 35

Sumário 1.

INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 1 1.1 Apresentação ........................................................................................................................ 1 1.2 Objetivo .................................................................................................................................. 1 1.3 Metodologia ........................................................................................................................... 2

2. HISTÓRICO ................................................................................................................................. 2

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3. PERFIS DE IMAGEM ................................................................................................................ 8 3.1 Perfis de Imagens Resistivas ............................................................................................ 9 3.2 Perfis de Imagens Acústicas ............................................................................................. 13 3.3 Ferramentas ........................................................................................................................ 16 3.3.1 SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool) ................................... 16 3.3.2 FMS (Formation Micro Scanner) ....................................................................... 17 3.3.3 FMI (Formation Micro Imager) ........................................................................... 17 3.3.4 OMI (Oil Mud Imager) ......................................................................................... 17 3.3.5 UBI (Ultrasonic Borehole Imager) ..................................................................... 18 4. APLICAÇÕES DOS PERFIS IMAGEM ................................................................................. 19 4.1 Análises de estruturas ....................................................................................................... 20 4.1.1 Determinação do azimute .................................................................................. 20 4.1.2 Distinção entre fraturas naturais e fraturas induzidas ................................... 22 4.1.3 Breakouts e fraturas induzidas .......................................................................... 27 4.1.3 Fraturas abertas e fechadas .............................................................................. 29 4.1.4 Caracterização de trends de falhas e fraturas ................................................ 31 4.1.5 Carbonatos fraturados ........................................................................................ 35 4.2 Características Deposicionais .......................................................................................... 40 4.2.1 Feições Deposicionais Siliciclásticas ............................................................... 40 4.2.2 Feições Deposicionais Carbonáticas ............................................................... 49 4.3 Perfis de Imagem na interpretação de fácies de ambientes deposicionais .............. 54 4.3.1 Perfis de Imagens na interpretação de fácies na Bacia de Ebro, na Espanha ............................................................................................................................... 55 4.3.2 Perfis de Imagem na análise de sistemas de turbiditos de águas profundas, na bacia de Krishna-Godavari, costa leste da Índia ..................................................... 64 4.4 Estimativas de porosidade ................................................................................................ 68 5. CONCLUSÕES ......................................................................................................................... 72 6. REFERÊNCIAS ......................................................................................................................... 73

xi

1

1.

INTRODUÇÃO

1.1 Apresentação As Ferramentas de obtenção dos Perfis de Imagens Acústicas e Resistivas foram desenvolvidas inicialmente para proporcionar estimativas mais precisas do mergulho estrutural em poços. Elas são uma progressão natural das ferramentas conhecidas como “dipmeter” (perfis de mergulho). O seu desenvolvimento permitiu a interpretação

de

estruturas

sedimentares

e

posteriormente

características

estratigráficas e estruturais. Os perfis de imagem veem cada vez mais sendo utilizadas na delimitação de características de reservatórios, através da interpretação de heterogeneidades produzidas por processos sedimentares, estruturais e/ou diagenéticos, pois proporcionam dados de alta resolução que aumentam em muito a capacidade de compreensão das características e atributos das rochas reservatório. É uma alternativa muito mais barata do que por meio da amostragem de testemunhos, embora estes ainda sejam a melhor forma de caracterizar os reservatórios. Ainda assim, é possível extrapolar espacialmente para além da parede do poço informações obtidas pelos perfis de imagens, através da correlação de poços.

1.2 Objetivo

Apresentar inicialmente as ferramentas utilizadas na obtenção de imagens elétricas de poço, assim como sua evolução dentro da indústria do petróleo. Definindo seus princípios básicos, aplicações e limitações. Posteriormente, as principais aplicações práticas destes perfis, e dessa forma contribuir para uma melhor caracterização de reservatório. Na comunidade acadêmica, ampliar e difundir o conhecimento acerca dos perfis de imagens seja resistivo ou acústico. Pois no contexto atual, com a crescente demanda por hidrocarbonetos esses perfis representam cada vez mais, uma importante ferramenta na prospecção de petróleo.

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1.3 Metodologia A presente monografia foi elaborada através de levantamento bibliográfico, principalmente a artigos e a sites referentes ao tema proposto, de forma sistemática. Inicialmente, foi abordado todo o histórico do desenvolvimento dos perfis de imagens resistivas e acústicas. Posteriormente, as principais aplicações práticas voltadas para a indústria do petróleo, como descrição e interpretação de perfis de imagem acústica e resistiva voltados para rochas carbonáticas e siliciclásticas, que constituem os principais reservatórios de hidrocarbonetos.

2. HISTÓRICO As ferramentas dipmeter tradicionais podem ser consideradas como as percussoras das ferramentas de imagem elétrica de poço, que nasceram destas em meados da década de 80. Foi uma evolução lenta, que remonta a década de 30, quando os irmãos Schlumberger inventaram o termo ‘Electric Coring ' para descrever as medidas petrofísicas adquiridas por sondas elétricas em poços. A figura 1-a mostra " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”, a primeira descrição de uma ferramenta dipmeter, medindo a inclinação e o azimute de um poço (figura 1-b). O marco histórico seguinte no desenvolvimento de ferramentas dipmeter ocorre no início dos anos 1940, com o desenvolvimento de registos dipmeter compostos por três medições SP equi - espaçados em torno do poço (Doll 1943 apud Prosser e Bourke, 2014). O dipmeter é descrito por Schlumberger et al. (1933) como "um pólo para o envio de corrente para a terra, e eletrodos de medição . Estes últimos permitem a medição de superfícies equipotenciais, induzida pela passagem de corrente, a partir do qual pode-se deduzir a direção do mergulho das camadas" ... As interseções da direção e azimute das superfícies equipotenciais com o poço foram usados para determinar o azimute do mergulho das formações, mas os autores apontam que ... "Quanto ao valor absoluto do mergulho, é dado pelos testemunhos recuperados no poço". [...] ( Prosser e Bourke 2014).

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Figura 1 (a): Ilustração de " The electromagnetic teleclinometer and dipmeter”. Figura 1 (b): Exemplo de novos dados dipmeter. Stick-plot mostra estilo de mergulhos aparentes em um corte geológico transversal.

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

No inicio dos anos 1950, as ferramentas dipmeter estavam utilizando dados adquiridos com três curvas de resistividade de muito maior resolução: Dipimeter Microlog Contínuo, segundo De Chambrier (1953 apud Prosser e Bourke, 2014), e posteriormente patins Microlaterolog (Bricaud e Poupon, 1959, Figura 2).

Figura 2: (Esquerda) Ilustração do dipmeter microlaterolog de 3-braços. (Direita) Um dos primeiros microlaterolog dipmeter com três-braços.

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

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Grande parte dos dados deste período foram

ainda apresentados como

simples tabulações de profundidade, exemplos dos quais são mostrados na tabela 1.

Tabela 1: Exemplos de tabulações com novos dados. Tabulação detalhada dos dados Dipmeter Microlaterolog Contínua.

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

No inicio do anos 60, o desenvolvimento do dipmeter de alta resolução HDT, descrito por Allaud et al. (1960 apud Prosser e Bourke, 2014), através da fita magnética de armazenamento de mídia (Moran et al. 1962), mudou a aquisição e correlação de dados, baseado nas compensações das curvas de resistividade. Esta ferramenta foi de muitas maneiras a precursora da base de dispositivos de imagem de resistividade de poço, comuns hoje em dia, compreendendo quatro braços carregando eletrodos com uma resolução de pequena escala. Como apenas três pontos são necessários para calcular um mergulho em um poço, no braço extra um velocímetro foi adicionado para ajudar a corrigir as variações de velocidade da ferramenta. O final dos anos 60, também testemunhou a primeira incursão a aquisição de imagens do poço completa usando princípios de medição acústica, com um “televiewer” acústico desenvolvido pela Mobil (Zemanek et al. 1968 apud Prosser e Bourke, 2014). As unidades iniciais foram construídas e utilizadas pela Mobil (Fig. 3) com ‘displays’ sendo vistos em monitores de TV. Imagens baseadas em ' Câmeras

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de TV' foram utilizadas pela primeira vez durante o final dos anos 1950 pela Shell (Briggs 1964 apud Prosser, et al 2014), e estas ferramentas desenvolvidas para as câmeras down-hole de vídeo, comuns hoje em dia. Sistemas de câmera fotográfica para perfuração já estavam sendo implantados antes deste tempo, como parte das pesquisas photoclinometer. Dempsey e Hickey de Birdwell desenvolveram uma câmera de alta resolução, de 16 mm no fundo de um poço em 1958. Figura 3: Imagem de poço (direita) e BHTV (esquerda) mostrando fratura vertical induzida, Zemanek et al. de 1969.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Os idealizadores das ferramentas tinham dificuldades em processar grande volume de dados durante os anos de 60. Nos quarenta anos seguintes, o tratamento desses dados evoluiu a partir de minicomputadores, o DEC PDP 11s no final dos anos sessenta, e o Vax 11s no final dos anos setenta, eram comumente usados para processamento dos dados das ferramentas dipmeter e nas primeiras imagens de poço até meados de 1980, quando softwares de processamento e interpretação começaram a serem implementados nas estações de trabalho Sun and Silicon Graphics. Estes sistemas de estação de trabalho desenvolveram-se rapidamente através dos anos 90 para soluções baseadas em software interativo que são amplamente usados nos PCs de hoje.

6

Perfis de Imagem modernos podem adquirir centenas de dados de pontos por nível, em incrementos verticais amostrados de 3 mm a um decímetro dependendo do tipo de imagem e transporte. Não surpreendentemente, após o advento dos computadores na década de 1960, 1970 e 1980 viu-se o desenvolvimento de muitos dos algoritmos de cálculo automático de mergulho que ainda estão em uso hoje. O desenvolvimento do dipmeter após a duplicação da capacidade do eletrodo do dispositivo gerou o primeiro dipmeter de alta resolução (SHDT) em 1983. Acompanhando o desenvolvimento dipmeter de alta resolução, o desenvolvimento do acelerômetro triaxial de estado sólido e cartucho magnetômetro formaram o projeto para dispositivos de imagem moderna. Em 1986, a primeira ferramenta moderna de imagem resistiva, Formation Micro-Scanner (FMS), foi desenvolvida pela Schlumberger.

Figura 4: Exemplo de um perfil FMS de 2-patins. Duas passagens separadas de dados são recobertos no perfil, a ferramenta foi rotacionada em 90 graus, aumentando ligeiramente a cobertura.

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

Posteriormente, Schlumberger desenvolveu a ferramenta FMS com 16 eletrodos em todos os quatro patins, e depois acrescentou a capacidade do eletrodo para 24 botões por bloco. A adição de quatro flaps adicionais, que também carregavam eletrodos, resultou no desenvolvimento da ferramenta FMI.

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O desenvolvimento de imagens de alta resolução na década de 80 resultou no primeiro dispositivo de imagem acústica (CBIL), pela Western Atlas (Faraguna et al. 1989). Essas ferramentas utilizam um transdutor de rotação para acionar um pulso acústico na parede do poço, com o tempo de amplitude e de trânsito do sinal retornando, sendo utilizado para a construção de imagens de alta resolução circunferêncial. Exemplos de alta resolução de resistividade e imagens acústicas são ilustrados na Figura 5.

Figura 5: Exemplos de modernas ferramentas de alta resolução de imagem. (a) Imagem Resistiva do FMI (Schlumberger). (b) Imagem Resistiva STAR (Baker Atlas). (c). Imagem Acústica CBIL (Baker Atlas).

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

Inicialmente, os perfis dipmeter e posteriormente os perfis de imagem eram corridos somente com fluidos de perfuração a base de água. Na década de 1980 dipmeters passaram a ser corridos também em lama a base de óleo. No entanto, somente a partir da última década que as primeiras ferramentas de imagem para poços perfurados com fluido a base de óleo começaram a aparecer no mercado, com o desenvolvimento do dispositivo OBMI da Schlumbergers (Cheung et al. 2001). Desde então, rapidamente outros dispositivos de outras empresas foram sendo desenvolvidos.

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Figura 6: Linha do tempo esquemática para o desenvolvimento e interpretação de imagem de poço.

Fonte: Prosser e Bourke, 2014.

3. PERFIS DE IMAGEM A crescente demanda por hidrocarbonetos faz necessário o desenvolvimento e domínio de técnicas que ajudem na delineação de características de reservatórios (Taha, M., 2011) através de ferramentas cada vez mais refinadas. Os perfis de imagem, representam esses tipos de ferramentas, sendo possível obter dados estruturais, sedimentares e estratigráficos. As

análises

detalhadas

das

estruturas

existentes

nos

reservatórios

petrolíferos (falhas, fraturas, estratificações, etc.) visando aumentar a produção através de diferentes técnicas, entre elas a interpretação dos perfis de imagem, é de suma importância nesse contexto, uma vez que a porosidade e a permeabilidade são usualmente influenciadas por estruturas em diferentes escalas (Harvey, N., 2010), seja em rochas carbonáticas ou em rochas siliciclásticas. Sendo de vital interesse da indústria, uma vez que no Brasil, muitos campos petrolíferos já estão maduros, como é o caso da Bacia do Recôncavo, ou são bastante complexos e heterogêneos como os reservatórios do pré-sal. Os perfis de imagens são representações da imagem do poço obtidas por ferramentas de perfilagem que promovem uma varredura na sua parede. A resolução e a cobertura ira depender da ferramenta e do método utilizado, ja que existe uma variedade de ferramentas de distintas empresas de perfilagem. Imagens de alta resolução de poço podem ser usadas para identificar uma variedade de atributos geológicos, tais como mergulhos estruturais, falhas e fraturas.

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Estas imagens também podem fornecer informações sobre a condição do stress, e mecânica das rochas ao redor do poço e auxiliar na determinação da porosidade.

3.1 Perfis de Imagens Resistivas

As ferramentas de imagens resistivas resultaram da evolução das ferramentas de mergulho, por isso, fornece todas as informações do dipmeter. Realizando o mapeamento da resistividade da parede do poço através de um expressivo numero de eletrodos (podem chegar a 192), distribuídos em 4 ou 6 patins (Fig.7), com uma resolução de 0,2 polegadas. As medições de intensidade de corrente, que refletem as variações de microresistividade, são convertidas em imagens, com cores de intensidade variável. O preto indica a menor micro-resistividade e o branco indica a maior microresistividade. Outros valores de micro-resistividade são apresentados, usando várias codificações de cores, permitindo a visualização de feições geológicas na parede do poço. As

variações

de

microresistividade

podem

ser

causadas

por

heterogeneidades litológicas, composicionais, texturais e estruturais. A natureza do fluido na zona lavada e as condições mecânicas também influenciam na leitura. A aquisição é efetuada através de uma amostragem temporal fixa, na qual os sinais obtidos são então deslocados verticalmente para obter-se uma sincronização vertical das profundidades. A razão de amostragem é de 120 amostras por pé, no poço. Para garantir que o valor do deslocamento seja o correto (visto que a elasticidade do cabo e as forças de fricção atuando nos patins aliado ao peso da ferramenta tornam a velocidade de perfilagem inconstante e intermitente), é preciso calcular a velocidade instantânea da ferramenta utilizando-se um acelerômetro de 3 eixos incorporado à ferramenta. Um magnetômetro e um inclinômetro são também partes integrantes, sendo responsáveis pela correta medida das direções e das inclinações de camadas, fraturas, etc.

10

Figura 7: Esquema da ferramenta de perfis de imagem resistiva mostrando detalhe do patim com a distribuição dos eletrodos.

Fonte: Universidade Petrobras, 2013.

Inicialmente os perfis de imagem resistiva eram corridos apenas com fluidos de perfuração a base de água, porém esta limitação foi superada por uma nova geração de ferramentas (Fig. 8), que correm com fluidos a base de óleo. Graças as adaptações das ferramentas de segunda geração, substituindo botões que mediam a micro-resistividade por lâminas em miniatura “scratcher springloaded”, que fazem contato elétrico com a formação cortando as camadas não condutivas (reboco) na parede do poço. Essa tecnologia gera informações precisas e minimiza problemas comumente associados com irregularidades na geometria do poço como desmoronamentos e formação de reboco, por exemplo.

Figura 8: Articulador de seis braços. Ferramenta EARTH Imager.

Fonte: Pavlivic, M. et al, 2002.

11

Um conjunto de patins submetido a um potencial relativo constante (V) em relação a um eletrodo de retorno (eletrodo superior) colocado mais acima no poço, com número variável de botões que medem as variações locais de resistividade (R) em frente aos botões através da medição da distribuição da intensidade de corrente (I) medida nos botões (Fig.9). As Imagens são apresentadas em faixas paralelas cobrindo o perímetro do poço, representado em 2D na figura seguinte (Fig. 10), sendo que a cobertura lateral varia com o diâmetro do poço.

Figura 9: Elementos básicos de uma ferramenta de perfilagem de Imagem Elétrica de Poço.

Eletrodo superior

Isolador

Corrente

Eletrodos inferiores

Fonte: Doherty, L. 2008

.

12

Figura 10: Exemplo de perfil de imagem resistiva, da EARTH Imager.

Fonte: Pavlivic, M. et al, 2002.

O

processamento

das

imagens

é

feito

em

estações

de

trabalho

(Workstations). A sequência para gerar as imagens dos perfis de Imagem é: Data (dado bruto de campo), Load, Boreid (correção de profundidade entre os patins), Borscale (ajuste a uma curva de resistividade), Bornor (geração da imagem estática e dinâmica), Bordip (qualidade dos dados de mergulho), Borview (demais tratamentos) e Data Save. As Imagens Estáticas são utilizadas para observar toda a imagem do intervalo perfilado através de 128 cores que serão distribuídas em histogramas por valores de resistividade. Serve para verificar grandes contrastes, presença de fluidos e uma ideia da transmissibilidade da rocha. Já as Imagens Dinâmicas, que também utilizam as 128 cores em uma janela de tratamento de 20 cm do intervalo perfilado, ressaltando dessa forma a distribuição das cores (Fig. 11).

13

Figura 11: Da direita para esquerda: comparação entre imagem adquirida, imagem estática e imagem dinâmica.

Fonte: Universidade Petrobras, 2013.

3.2 Perfis de Imagens Acústicas Os perfis de Imagens Acústicas são uma alternativa aos perfis de imagens resistivas por independer do fluido de perfuração, sendo corrida em fluidos de perfuração a base de óleo. Fornece imagem de toda a circunferência do poço, com um espectro de cores padrão de 256 tonalidades. Estas ferramentas utilizam um pulso acústico para obter a imagem da forma da parede do poço. Na geração das imagens, as ferramentas operam com a rotação de transdutores ultra-sônico, para produzir o tempo de trânsito (TT) e a amplitude (AMP) do sinal. Esse transdutor giratório emite e recebe os pulsos ultra-sônicos refletidos na parede do poço, gerando dois distintos perfis de imagem. A sonda inclui um subconjunto transdutor de rotação, que está disponível em diferentes tamanhos para para atender a todos os diametros de pocos perfurados. O sentido de rotação do subconjunto controla a orientação do transdutor, para a esquerda para o modo de medição padrão (transdutor de frente para a parede da perfuração) e no sentido horário para ligar o transdutor 180 ° no seu subconjunto

14

(transdutor de frente uma placa de reflexão no interior da ferramenta) para medir propriedades do fluido (fig. 12).

Figura 12: Esquema mostrando o transdutor e o eixo de rotação em relação a parede do poço, e o centralizador na ferramenta UBI.

Fonte: Doherty, L., 2008.

O transdutor funciona no modo pulso-eco. Como transmissor ele emite o pulso ultrassônico que viaja pelo fluido de perfuração até atingir a parede do poço, onde parte da energia é refletida de volta, retorna pelo fluido e é registrada pelo transdutor. Pulsos múltiplos são disparados em posições azimutais igualmente espaçadas ao longo da parede do poço (Fig.13). A razão de amostragem é de 60 amostras por pé.

15

Figura 13: Esquema mostrando o transdutor rotacionando 360° e emitindo pulsos na parede do poço.

Impedância Impedância acústica do fluido de

perfuração

=ρ1.V1

acúsitca da formação= ρ2.V2

Fonte: Adaptado de Pavlovic & Castillo, 2004; Baker Hughes.

Figura 14: Esquema comparando as formas que os métodos acústico e resistivo operam dentro do poço.

Fonte: TETZLAFF, 2000.

Os dados da ferramenta UBI, por exemplo, são processados tanto nos softwares de unidades de superfície Maxis, como nos Data Services Centers, corrigindo as variações no registro do tempo de transito e amplitude, aplicando assim a filtragem dos ruídos. Os tempos de trânsito são convertidos em informação do raio do poço utilizando a velocidade do sinal ultrasonico no fluido, medido pelo instrumento.

16

As imagens são orientadas pela combinação da inclinometria com dados GPIT (“General Purpose Inclinometry Tool”), em seguida,

reforçada pela

normalização dinâmica e exibida como uma imagem para a interpretação visual. Dados de imagem de amplitude e raio podem ser carregados em uma estação de trabalho para análise e interpretação geológica (Doherty, 2008). Atualmente, imagens obtidas por princípios ópticos, elétricos, acústicos e nucleares podem ser fornecidas por praticamente todos os fabricantes. Apesar da longa historia dos registros dipmeter e das imagens de poço, os maiores avanços ocorreram nos ultimos vinte anos (fig. 6), porém, tendo acrescentado pouco nas técnicas de interpretação, que foram desenvolvidas antes da década de 90. Tabela 2: Ferramentas de obtenção de imagens de poço, seus princípios e fabricantes. AST CAST CBIL

Acoustic Acoustic Acoustic

Reeves Haliburton Baker Hughes

Earth Imager

Acoustic Scanning Tool Circumferential Acoustic Scanning Tool Ferramenta de imagem circunferencial de Poços terra Imager

Resistivity

Baker Hughes

EMI

Microimager elétrica

Resistivity

Haliburton

FMI

Microimager formação

Resistivity

Schlumberger

FMS

Formação MicroScanner

Resistivity

Schlumberger

HDT

Ferramenta Dipmeter Alta Resolução

Dipmeter

Schlumberger

HexDip

Dipmeter hexagonal

Dipmeter

Baker Hughes

MBD

Multi-Button Dipmeter

Dipmeter

Reeves

OBDT

Oil Based Mud Dimeter Tool

Dipmeter

Schlumberger

OBMI

Oil Based Mud Imager

Resistivity

Schlumberger

RAB

Resistivity At Bit Tool

Resistivity

Schlumberger

SED

Six-Arm Dipmeter

Dipmeter

Haliburton

SHDT

Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool

Dipmeter

Schlumberger

STAR

Simultaneous Acoustic and Resistivity

Combined

Baker Hughes

UBI

Ultrasonic Borehole Imager

Acoustic

Schlumberger

Fonte: http://www.taskgeoscience.co.uk/imageTools.asp

3.3 Ferramentas 3.3.1 SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool)

Primeiro dipmeter de alta resolução, de 1983 (Schlumberger), com 4 braços, dois

dos quais compostos por patins transportando 27 eletrodos cada, e dois

17

eletrodos dipmeter SHDT. A principal característica desta ferramenta é o desenho da pastilha, composto por dois botões adjacentes. Isso permite automaticamente os mais complexos cálculos de mergulho em algumas simples imagens.

3.3.2 FMS (Formation Micro Scanner) O FMS mede a resistividade dos minerais na parede do poço. Esses perfis podem ser usados para interpretar o estado de tensão em profundidade e investigar quais as fraturas estão transmitindo fluidos no reservatório. 3.3.3 FMI (Formation Micro Imager) Perfis de Imagens Elétricas de alta resolução como o FMI (5 mm de resolução vertical) podem identificar fraturas e outras características, dependendo do contraste de resistividade da rocha. Imagens elétricas de alta resolução são obtidas através da ferramenta FMI, pela varredura da parede do poço, através do arranjo de pequenos eletrodos (192) pressionados contra a superfície do poço. Estes botões examinam pequenos incrementos verticais sucessivos da formação (cada 0,1 pol). As imagens possuem uma cobertura de poço de 80% num diâmetro de 8,5 pol.

Tabela 3: Comparação entre diferentes ferramentas de imagens elétricas e sua cobertura da parte interna do poço. Ferramenta FMI (Formation MicroImager) FMS (Formation MicroScanner) SHDT (Stratigraphic High Resolution Dipmeter Tool)

Cobertura de poço

Diâmetro

80% 40% 3%

8,5 pol. 8,5 pol. 8,5 pol.

Fonte: dados de TAHA, M. 2011.

3.3.4 OMI (Oil Mud Imager)

A ferramenta OMI é um avanço nos perfis de imagens resistivos, pois com ele é possível obter perfis resistivos em poços perfurados com fluidos de perfuração a base de óleo. Essa ferramenta possui seis braços que articulam de forma independente o caliper em dois planos para manter os patins contra a parede do

18

poço. Cada um dos patins contém 10 faces de eletrodos em lâminas projetadas para cortar o reboco e manter contato com a formação (Fig. 15). As medições em alta velocidade permitem que cada patins obtenha medições precisas da resistividade da formação, oferecendo qualidade próxima na resolução dos Perfis de Imagem obtidos em lama à base de água. O pacote de navegação integrado, posicionado próximo aos “patins”, permite que precisas medidas sejam obtidas, através das imagens, para uma análise estrutural e sedimentar. Essa ferramenta permite a visualização de estruturas, identificando a orientação de falhas e fraturas, determinando mergulhos estruturais, estratificações cruzadas e relações de finas camadas de areia. Também permite análises precisas de fácies e inferir estimativas de porosidade e permeabilidade secundaria.

Figura 15: Esquema da ferramenta OMI da Weatherford.

Pacote eletrônico inferior

Pastilhas OMI

Braços do caliper

Pacote

Seção eletrônica

articulados

integrado de

superior

independente

navegação

Fonte: Weatherford, 2010.

3.3.5 UBI (Ultrasonic Borehole Imager)

A ferramenta UBI (Fig 16) foi desenvolvida a partir do gerador de imagens ultra sónico (USI). Sendo adequado para utilização em poço aberto. A ferramenta UBI tem um transdutor rotativo que emite pulsos ultra-sônicos e recebe retornando ecos da parede da perfuração. Tempo de trânsito nos dois sentidos e amplitude do eco pode ser obtido e, com uma alta taxa de amostragem, as imagens do poço podem ser processadas usando o tempo de transito ou amplitude.

19

4. APLICAÇÕES DOS PERFIS IMAGEM Os Perfis de Imagem têm desempenhado um papel fundamental na modelagem e desenvolvimento de reservatórios em vários lugares do mundo. A análise detalhada das estruturas tectônicas, estratigráficas e diagenéticas, visando aumentar a produção através de diferentes técnicas, possui uma grande importância econômica, uma vez que a porosidade e a permeabilidade dos reservatórios são usualmente influenciadas por estruturas em diferentes escalas. São utilizados para isso propriedades físicas como resistividade elétrica e impedância acústica para gerar imagens da parede do poço. Os perfis de imagem resistivas possuem maior resolução vertical do que os perfis de imagem acústicas, devido ao maior numero de amostragens por pé, o que facilita na identificação de finas camadas. Em compensação os perfis de imagem acústicos possuem um recobrimento total do poço, porem, são muito afetados pelas condições de poço, como o peso da lama (concentração de sólidos). As aplicações dos perfis de imagem resistivas são principalmente a definição de acamamento, distinção entre fraturas abertas e fechadas, naturais e induzidas, falhas, dobras e discordâncias angulares, geometria do poço, reconhecimento de camadas finas e de truncamentos erosivos, determinação de paleocorrentes através de estruturas de escorregamento e estratificações cruzadas, reconhecimento de feições sedimentares diagenéticas e secundárias, ligadas principalmente a dissolução e cimentação, tais como vugs, estilolitos, moldes, concreções e superfícies de hard-ground. Outras feições ligadas á bioturbação e escape de fluidos tambem podem ser reconhecidas. Os perfis de imagens acústicos são usados na identificão de fraturas abertas e distinção entre fraturas naturais e induzidas. São ainda bastante utilizados na determinação da geometria do poço, alem de permiti a análise dos regimes de tensões

(stress)

atuantes

na

perfuração.

Identifica

breakouts,

“chavetas”,

desmoronamentos (washouts) e deslizamentos (shear slides). Importante na previsão de estabilidade da perfuração em formações não consolidadas. A medição do tempo de trnsito e da amplitude de uma onda na formação fornecem precisas informações sobre o Caliper e de formação de reboco.

20

A principal área de sobreposição entre estas ferramentas ocorre em fraturas e análise de camadas finas. As técnicas para detectar fraturas ou limites de camadas são diferentes e as imagens produzidas por cada uma das ferramentas podem ou não serem similares. O intérprete deve saber quando e por que as imagens serão semelhantes e as razões para quaisquer discrepâncias quando eles ocorrerem (Akbar, M., et al, 1993).

4.1 Análises de estruturas

4.1.1 Determinação do azimute As características sedimentares e estruturais intersectadas pelo poço, que não sejam verticais ou horizontais, são expressas por uma elipse na parede desse poço. Cada uma destas elipses reflete a magnitude do mergulho e azimute de certa característica sedimentar ou evento estrutural (Figuras 16 e 17).

Figura 16: Exemplo de determinação do azimute.

Fonte: Schlumberger, 1999.

Ao apresentar as imagens do poço, na estação de trabalho, numa vista plana (duas dimensões), as elipses transformam-se em ondas senoidais (Fig.17). Os mergulhos interativos selecionados possuem a maior precisão possível, já que são manualmente selecionadas das imagens, e podem ser verificadas e categorizadas por tipo de acamamento e/ ou por feição com cores diferentes. A figura 18 mostra

21

como se apresentam as ondas senoidais em relação a magnitude do mergulho das estruturas. Figura 17: Feições planares elípticas dentro de um cilindro gerando num plano ondas senoidal, determinando assim direção e mergulho.

Fonte: Taha, M. 2011.

Figura 18: Exemplo de determinação do azimute.

Fonte: Universidade Petrobras, 2013.

22

Os mergulhos estruturais, embora mais precisos nos perfis dipmeter e de imagem resistivo, também podem ser estudados através dos perfis de imagem acústicos. No entanto, os resultados são menos confiável em virtude de sua menor resolução vertical. As diferentes estruturas são representadas seguindo padrões de cores específicos para cada uma. Exemplos: em verde (fig. 19) acamamentos, em azul fratura. O símbolo representado por um traço e uma bola (preenchida pela cor da estrutura que representa) são as formas de representar o azimute. O traço quando esta acima da bola indica o norte, abaixo o sul, a esquerda o leste e a direita o oeste. E a bola indica a magnitude do mergulho. Figura 19: Legenda dos ted poles.

Fonte: Universidade Petrobras, 2013.

4.1.2 Distinção entre fraturas naturais e fraturas induzidas

Durante a perfuração, fraturas são produzidas devido ao stress gerado pela combinação de diferentes campos de tensão, principalmente ao redor do poço com a pressão da lama e efeitos térmicos. Podem estar associados a sistemas de fraturas pré-existentes (fraturas naturais). Dependendo de sua aparência, as fraturas

23

naturais podem ser distinguidas das induzidas durante a perfuração (Figuras. 20 e 21), e qualificadas como características produtivas. O stress induzido por fraturas é geralmente classificado pelo modo de origem, de cisalhamento e modos de tração das falhas,

breakout, etc. Fraturas naturais são admitidas como geradas por

tensões tectônicas. São mais comuns em rochas carbonáticas do que em arenitos e tipicamente ocorrem em direções específicas que são ditadas pelas tensões tectônicas regionais.

Figura 20: Esquema mostrando a as condições como se formam e se apresentam as fraturas naturais e as induzidas na parede do poço.

Fonte: Doherty, L. 2008.

Figura 21: Representações de como as fraturas se apresentam na parede do poço.

Fonte: Universidade Petrobras, 2013.

24

Sistemas de fraturas ocorrem na maioria, senão em todos os reservatórios, por isso, a sua grande importância na identificação através dos perfis de imagens. A figura.22 mostra uma comparação entre um perfil de imagem acústico (esquerda), com um perfil de imagem resistiva (direita). Notar maior resolução vertical da imagem resistiva, onde observa-se mais feições na imagem, mesmo não possuindo recobrimento total da parede do poço como a imagem acústica.

Figura 22: Fraturas vistas no perfil de imagem acústica e no perfil de imagem resistiva.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Feições planares como fraturas naturais aparecem com um padrão senoidal nas Imagens de Poço (Fig. 23). Na vertical, fraturas induzidas na perfuração não têm um padrão senoidal (Figuras 24 e 25), mas podem ser distinguidas por sua tendência vertical (axial) ao longo do furo (intervalo de 180 º), e no caso de poços verticais, elas geralmente apresentam in-situ uma tendência regional na direção de tensão máxima horizontal.

25

Figura 23: A: padrão de fratura natural (imagem resistiva). B: padrão de fratura natural (imagem acústica). C: padrão de fratura induzida (na vertical) durante a perfuração (imagem resistiva).

Fonte: Al-KATHIB, H., et al, 2009.

Na maioria dos casos, durante a perfuração, são desenvolvidas fraturas induzidas na parede do poço e não se estendem para dentro da formação, enquanto fraturas naturais vão além da parede do poço como parte do sistema de fraturas do reservatório. Microfraturas podem existir na formação, mas são geralmente menores do que a resolução das ferramentas de imagem poço. Diferentes tipos de fraturas podem ser identificados por suas aparências nas imagens adquiridas: abertas, parcialmente abertas, fechadas, fraturas naturais limitadas pela litologia e fraturas induzidas por stress (Al-Khatib,H. et al, 2009). Exemplos de perfis de imagens resistivas mostrando padrão de fraturas induzidas na vertical (Fig. 24) e fraturas induzidas em echelon (Fig. 25).

26

Figura 24: Fratura induzida na vertical.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 25: Perfil de Imagem resistiva mostrando conjunto de fraturas induzidas em echelon. Fraturas induzidas em echelon

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

27

4.1.3 Breakouts e fraturas induzidas O aumento do stress pode ser suficiente para provocar fraturas induzidas, (notar a verticalidade das fraturas) e fragmentos de rocha podem causa desmoronamentos desiguais em lados opostos do poço (Fig. 26). Estas ampliações ovais são conhecidos como Breakouts. Exemplos de Breakouts e fraturas induzidas são mostrados nas figura 27 (Imagem Resistiva) e 28 (Imagem Acústica). Figura 26: Perfil acústico mostrando breakouts na parede de um poço.

Fonte: Schlumberger, 2002.

Figura 27: Em (a) e (b) Fratura induzida (DIF); em (c) fratura induzida e breakout.

Breakout Breakout

Fratura induzida

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

28

Figura 28: Perfil de imagem acústico mostrando em (a) fratura natural e breakout, e em (b) fraturas naturais.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Os breakouts geram ampliações ovais que podem ser identificadas pelos perfis de caliper e pelos perfis de imagem (Fig. 29), evidenciando condições atuantes no ambiente de perfilagem. Na figura 30, perfil de imagem acústico com uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um reservatório do Cretáceo, no Oriente Médio.

Figura 29: Breakouts em perfis de imagem resistivos. Observar ampliação oval na representação da forma do poço.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

29

Figura 30: O perfil UBI mostra uma combinação de breakouts e fraturas naturais em um reservatório do Cretáceo no Oriente Médio.

Fonte: Akbar, M., et al, 1993.

4.1.3 Fraturas abertas e fechadas Muitas vezes a comparação da imagem entre diferentes perfis podem demostrar diferentes atributos de fraturas, permitindo a discriminação entre fraturas abertas e fechadas, profundas e rasas e fraturas naturais e induzidas. Exemplo prático com os perfis FMI, ARI e UBI (Fig. 31), corridos em fluidos de perfuração à base de água apresentando diferentes atributos de fraturas.

30

Figura 31: Comparação entre os perfis FMI, ARI e UBI.

Fonte: Akbar, M., et al, 1993.

Na figura 32, perfil de imagem resistiva OBMI, mostrando nas imagens resistivas estática e dinâmica, fratura aberta exposta cheia de lama resistiva (linha azul na imagem dinâmica).

31

Figura 32: Perfil de imagem resistiva estático (esquerda) e dinâmico (direita), mostrando uma fratura aberta.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

4.1.4 Caracterização de trends de falhas e fraturas Imagens Elétricas de poço podem fornecer dados essenciais para a compreensão de reservatórios. Estes dados incluem a detecção de fraturas (Fig. 33), a sua frequência, a orientação, morfologia, origem e atributos. Os resultados podem ser utilizados para compreender os processos de fraturamentos e dessa forma prever as localizações e orientações que novos poços deverão seguir para uma melhor produção. Acamamentos podem truncar planos de falha, podendo ocorrer justaposição de fácies, muitas vezes acompanhado de falhas de arrasto, com fraturamento ou brechação próximos. Os planos de falha tendem a possuir alto ângulo (Fig. 34).

32

Figura 33: Falha normal, direção NW mergulhando para W.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 34 (a): Exemplo de uma falha cimentada com calcita vista tanto no testemunho quanto em um perfil de imagem resistivo. Figura 34 (b): Plano de falha vista em perfil de imagem resistivo, observar mergulho elevado. A

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

B

33

A compreensão dos mecanismos de produção de fraturas é um fator crucial na modelagem e desenvolvimento de reservatórios clásticos e carbonáticos, onde a abordagem tradicional de registro utilizando perfis de imagens de poço nem sempre é conclusiva. Mesmo assim, a maioria das características, como fraturas e falhas, podem ser identificadas em perfis de imagens com razoável confiança (Al-Khatib,H. et al, 2009). Conhecendo a geometria do plano de falha (Fig. 35), onde se cruza o poço permitindo projetar a falha fora do poço e prever o seu efeito em outros locais. Para tal, se faz necessário, muitas vezes, a integração de dados obtidos por outros métodos, como os de perfilagem convencionais e não-convencionais, e principalmente testemunhos para modelagem e desenvolvimento de reservatórios. Na figura 36, famílias de falhas em perfil e seus correspondentes nos perfis de imagem.

Figura 35: Bloco diagrama mostrando como se forma uma falha normal (a esquerda), no meio falha normal em afloramento, e a direita falha normal vista em perfil de imagem resistiva.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

34

Figura 36: Familias de falhas: Os quatro principais tipos de falhas (linha superior) podem ser diferenciados: Lístrica e rollover, normal, reversa e falhas de empurrão. Abaixo correspondentes em imagens de poço (linha inferior).

Fonte: Akbar, M. et al,1993.

Na figura seguinte (Fig. 37), arranjo padrão de Perfis de Imagem. Da esquerda para a direita: Perfil de Imagem dinamicamente normalizado com ondas senoidais traçadas manualmente (linhas vermelhas) com áreas da parede do poço não abrangidos pela ferramenta. A profundidade em metros, ao centro. Posteriormente, representação dos ângulos de mergulho (pontos) e direção dip (traços). As cores nas imagens representam a variação da resistividade da formação. As cores variam entre o branco e o amarelo (arenito resistivo) ao marrom e preto (folhelho condutor).

Figura 37: Perfil FMI normalizado, perfil dipmeter e perfil FMI mostrando variação de cores e sua relação condutividade resistividade.

Fonte: Adaptado de M. E. Donselaar and J. M. Schmidt, 2005

35

Em artigo publicado por Antunes, et al (2003), foi empregada uma técnica de análise detalhada de perfis de imagem, visando a caracterização da distribuição da densidade, espaçamento e orientação do padrão de fraturamento ao longo de um poço horizontal em reservatório petrolífero fraturado, localizado no Campo de Xaréu, na Bacia do Ceará. Na tabela 4 são mostrados para cada intervalo de segmento do poço 8H, no Campo de Xéreu: profundidade medida (PM) e verticalizada (PVR) em metros; os intervalos de azimute; números de dados de So (acamamentos), fraturas e de densidade média de fraturas por metro quadrado ρr. Tabela 4: Segmentos estruturais definidos para o poço 8H obtidos através de perfis de imagem. (Fonte: Antunes, et al (2003)).

Densidade de fraturas é definida como o número de fraturas por unidade de comprimento, dentro de um intervalo de uma altura definida. Este valor deve ser corrigido para a orientação de polarização criada pelas mudanças no ângulo de um dos planos de fratura e do eixo de perfuração. Aumento anômalo de fraturas de origem tectônica (fraturas naturais) em reservatórios podem estar associados a uma falha. Outras variações na densidade de fratura têm sido atribuídas a mudanças na litologia, porosidade ou argilosidade.

4.1.5 Carbonatos fraturados

Em carbonatos densamente fraturados, imagens de poço são ideais para detectar e caracterizar fraturas. Estes dados incluem a detecção de fraturas, determinando sua frequência, orientação, morfologia, origem e atributos. Estes

36

resultados podem ser utilizados para compreensão dos processos de fraturamento no campo ajudando a prever os locais ideais e orientações para novos poços (Acuna, et al 1997). A interpretação de carbonatos fraturados em dois poços do Campo West Mara, Acuna et al, através de Imagens elétricas do poço foram obtidas por uma ferramenta FMI, contendo uma ampla amostragem dos tipos de fraturas e suas características (Fig. 38). As imagens FMI foram analisadas em uma estação de trabalho usando software Image Examiner GeoFrame. Diferentes características dos processos de fratura no campo são deduzidas a partir desses resultados.

Figura 38: Mapa mostrando a localização dos poços, as estruturas e falhas no campo West Mara, Venezuela.

Fonte: Acuna, et al. 1997.

As fraturas expostas invadidas pela lama foram identificadas pela cor preta. Fraturas cimentadas puderam ter seus mergulhos medidos pela sua cor branca, devido aos minerais de preenchimento serem geralmente mais resistente do que a matriz circundante. A morfologia dos planos de fratura pode ser definida pelas imagens de poço.. Quatro tipos de morfologia foram reconhecidos (Fig. 39): 1) fraturas abertas, 2) fraturas deformadas, 3) fraturas cimentadas, e 4) fraturas vuggy. Fraturas

37

deformados podem se formar durante o processo de fraturamento ou um pouco depois. O movimento ao longo de planos de fratura pode aumentar ou diminuir as propriedades de fratura, dependendo da maleabilidade das rochas. Fraturas vuggy se desenvolvem pela circulação de fluidos subterrâneos causando dissolução nas fratura. Eles são normalmente associados com inconformidades e topografias cársticas em carbonatos.

Figura 39: Morfologia dos planos de fraturas.

Fratura aberta Fratura Parcialmente preenchida por minerais

Fratura Preenchida por minerais

Fratura vuggy

Fonte: Acuna, et al. 1997.

A figura 40 (a) mostra os efeitos de dissolução ao longo da parte superior de carbonatos do Cretáceo. Fraturas expostas apresentando elevados ângulos de mergulho, em A. Na figura 40 (b), estilólitos com tenshion gashes foram desenvolvidos.

38

Figura 40 (a): Fraturas reforçadas por efeito de dissolução A (linha azul). Figura 40 (b): Estilolitos e tenshion gashes em A. a

b

Estilolitos e tenshion gashes

Fraturas

Fonte: Acuna, et al. 1997.

Na Figura 41 (a) a seção superior é bastante estratificada e apresenta uma magnitude de mergulho de 10 ° para a SSE. Rochas carbonáticas são altamente fossilíferas, e desenvolvem ‘vuggy’ e porosidade móldica por processos de dissolução, que têm reforçada a qualidade de reservatório por abrir a comunicação entre várias zonas porosas. Porosidade secundária criada por dolomitização também aumentou a qualidade reservatório neste poço (Fig. 41 b). Um pequena falha é vista em 6075 pés (Fig. 41 c).

39

Figura 41 (a): Sequência laminada mergulhando para SE. Figura 41 (b): Dolomitização. Figura 41 (c): Fratura Induzida em A e uma pequena falha em B. a

b

c

Fonte: Acuna, et al. 1997.

As imagens abaixo ilustram diferentes tipos de fraturas. Fraturas cimentadas e fraturas abertas foram reconhecidas em toda a seção do reservatório. As fraturas foram reforçadas por dissolução e efeitos de perfuração ao longo várias zonas (Fig. 42 a). Estilolitos foram observados em vários zonas (Fig. 42 b).

Figura 42 (a): As fraturas abertas (A) e fraturas reforçadas por dissolução (B). Figura 42 (b): Formação de estilolitos. a

Fonte: Acuna, et al. 1997.

b

40

4.2 Características Deposicionais

4.2.1 Feições Deposicionais Siliciclásticas

Vários exemplos de imagens em perfis têm sido atribuídos a feições deposicionais, mesmo que para isso seja necessário uma calibragem dos perfis com testemunhos ou afloramentos. Alguns exemplos de perfis de imagem são apresentados a seguir. Estruturas sedimentares de origem biológica, características de ambientes específicos perturbam a estrutura sedimentar primária, como a estratificação. Essas estruturas podem ser identificadas através dos perfis de imagens (Figuras 43 e 44), observar a textura da imagem muito caótica contendo cores claras e escuras sem nenhum padrão. Na sequência, afloramento onde se pode observar a ação de raízes sobre arenito estratificado (Fig. 45). Logo em seguida, perfil de imagem resistiva mostrando efeito de marcas de raízes (Fig. 46). Figura 43: Imagem dinâmica e imagem estática mostrando efeitos da bioturbação.

Imagem Dinâmica

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Imagem estática

41

Figura 44: Perfil de Imagem mostrando padrão difuso de cores no sedimento, com uma tendência verticalizada (Bioturbação).

Bioturbação

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 45: Afloramento mostrando como se formam as marcas de raízes.

Fonte: Mendes et al, 2012.

42

Figura 46: Estruturas causadas por raízes.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Brecha é uma rocha formada por fragmentos centi a decimétricos, angulosos, unidos através de um cimento natural. As brechas podem ter varias origens, sedimentares ou estruturais. Conforme pode ser observado no exemplo a seguir (Fig. 47). Ao lado, foto de uma foto de uma amostra de mão de brecha sedimentar.

Figura 47: Indicação dos locais com brecha.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Concreções são concentrações nodularers, através de acreção concêntrica, de certos componentes minerais autigênicos em rochas sedimentares e tufos vulcânicos, desenvolvida em torno de um núcleo. É mais dura que a rocha

43

hospedeira apresentando composições variáveis: calcária, sederítica, silicosa, ferruginosa, etc. a figura 48 mostra um perfil de Imagem mostrando concreção calcária em arenito, correlacionado a afloramento. É possível observar a forma concêntrica na figura 49, onde foi interpretada como possível concreção. Figura 48: Correlação de concreção calcária no arenito em afloramento e em perfil de imagem resistiva.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 49: Perfil de Imagem mostrando possível concreção. Observar forma concêntrica na imagem.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

44

Conglomerados

são

rochas

clásticas

formadas

por

fragmentos

correspondentes a seixos, contendo comumente matrizes arenosas e/ou pelíticas e cimento químico variável. No perfil de imagem resistiva da Fig. 50, pode-se observar forma arredondada dos seixos (tonalidade mais clara) e ao redor cores mais escuras na matriz, provavelmente síltica- argilosa.

Figura 50: Perfil de imagem mostrando forma arredondada de fragmentos, em conglomerados.

SEIXOS

MATRIZ (Silte-argila)

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Estruturas sedimentares se formam durante a deposição (primárias) ou logo após (secundárias). Exemplos destas estruturas puderam ser observados através dos perfis de imagens, o que torna essas ferramentas úteis na interpretação dos tipos de ambientes deposicionais. Na figura 51, observam-se ripples em arenito. Vale ressaltar que podem ser indicativos do topo de uma camada. Notar contraste de cor no perfil de imagem resistiva abaixo e acima dos ripples.

45

Figura 51: Ripples em arenito visto em perfil de imagem resistiva.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Arenitos eólicos podem constituir ótimos reservatórios, por serem bastante porosos

e

permeáveis.

Estruturas

sedimentares

como

estratificações

e

acamamentos podem ser identificadas pelos perfis de imagem. Estratificações cruzadas tabulares de grande porte (Fig. 52), típicas de dunas antigas podem ser reconhecidas. Figura 52: Estratificação cruzada tabular em grande escala, antigas dunas.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

46

A estratificação cruzada é o tipo mais comum de estratificação, sendo definida como uma camada consistindo de lâminas internas inclinadas em relação ao plano principal de sedimentação (Figuras 53 e 54). Estratificação cruzada indicando fluxo de paleocorrentes para W, dentro do sistema de canais (Fig. 55). Figura 53: Estratificação cruzada observada em perfil de imagem resistiva.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 54: Estratificação cruzada com a direção e mergulho. Imagem resistiva OBMI.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

47

Figura 55: Perfil de imagem resistiva de arenito fluvial, e representação em 3D poço. À direita diagrama de rosas mostrando o fluxo da paleocorrente para W

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Deformações em camadas estratificadas podem ser interpretadas através de perfis de imagens. Como podemos ver nas figuras 56 e 57. Figura 56: Acamamento contorcido ( deformado) em afloramento.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

48

Figura 57: Acamamento deformado visto em perfil de imagem.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Os turbiditos são formados a partir de fluxos de correntes de turbidez ou correntes de densidade. Ao se depositarem, é formado um estrato característico (sequência Bouma), por decantação seguida de tração. Na figura 58, pode-se perceber finas camadas estratificadas numa sequencia incompleta de Bouma.

49

Figura 58: Turbidito visto em perfil de imagem resistiva.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

4.2.2 Feições Deposicionais Carbonáticas

Feições típicas de rochas carbonáticas podem ser identificadas através de perfis de imagens. Alguns exemplos dessas feições ou estruturas são apresentados a seguir. Carbonatos podem se originar de carapaças e esqueletos calcários de organismos vivos, que compõem os calcários fossilíferos, e ainda por precipitação química. Na figura 59, texturas carbonáticas em perfil de imagem resistiva.

50

Figura 59: Texturas carbonáticas em perfis de imagem resistiva. Observar efeito de dissolução nas fraturas.

Efeitos de dissolução carbonátic a

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Recifes de corais, conchas de moluscos, algas calcárias, equinodermas, briozoários, foraminíferos e protozoários são os principais responsáveis pelos depósitos provenientes de organismos sintetizantes do carbonato dissolvido em meio aquoso. Esses depósitos são gerados em ambiente marinho raso, de águas quentes, calmas e transparentes. Os organismos morrem e suas conchas e estruturas calcárias vão se depositando no local. Na figura 60, perfil de imagem resistivo mostrando restos de fósseis, assim como na figura 61, onde perfil de imagem mostra aspectos texturais de um recife.

51

Figura 60: Restos fósseis na proximidade de um recife.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 61: Textura recifal em perfis de imagens.

Fonte: AAPG, 2009.

52

O fluxo de detritos é um movimento de massa rápido, violento, contínuo e fluido constituído por sedimentos e água, impulsionados pela gravidade. Fluxos de detritos carbonáticos foram interpretados na figura 62. Figura 62: Perfil de imagem mostrando feição de fluxo de detritos, em rocha carbonática.

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Marcas de dissolução são muito comuns em rochas carbonáticas, no ambiente cárstico, por feições morfológicas particulares. As formas cársticas são muito variadas, sendo as mais importantes: as lapiás, as dolinas, os sumidouros, as úvalas, os poljés, as ressurgência, etc. Nas figuras 63 e 64, perfil de imagem mostrando algumas dessas estruturas.

53

Figura 63: Perfil de imagem mostrando estruturas típicas de ambientes cársticos.

Dissolução cásrtica

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

Figura 64: Dissolução cárstica.

Fonte: AAPG, 2009.

54

Os estilolitos são superfícies marcadas e evidenciadas por um plano que separa duas massas rochosas com a aparência de uma fina sutura ou costura de picos interpenetrados, de tonalidade escura que poderá ser o resultado da acumulação residual de elementos insolúveis, tais como argilas e matéria orgânica devido ao soterramento. No caso dos calcários, estes dissolvem-se antes de se deformarem, por imposição de pressões (Fig. 65).

Figura 65: Estilolito em perfil de imagem resistiva.

Estilolito

Fonte: THOMPSON, L. B. 2009.

4.3 Perfis de Imagem na interpretação de fácies de ambientes deposicionais

A utilização de perfis na interpretação de fácies é antiga, remonta desde 1956, quando Shell utilizou padrões das curvas de perfis a poço aberto, sendo os mais utilizados desde então os perfis GR e SP na interpretação de fácies de ambientes deposicionais. As variações de micro-resistividade na parede do poço

55

obtida pelos perfis de imagens resistivas e podem ser utilizados na interpretação estratigráfica de padrões de acamamento e estruturas sedimentares. Sendo necessária a calibração dessas imagens com testemunhos ou com afloramentos, e ainda outros métodos para uma interpretação mais segura. Associada a outros métodos pode, inclusive, auxiliar numa modelagem espacial do reservatório, através da correlação de poços. “(...) registros de imagem do poço na interpretação estratigráfica focado no reconhecimento de tendências de litofácies em imagens estatisticamente normalizadas por Salimullah & Stow, 1992. No ambiente fluvial, Luthiet ai. (1990) e Mercadier & Livera (1993) utilizaram dados para medição de profundidade de imagem derivados de poços para interpretar as orientações de canais fluviais, e Hockeret al. (1990) usou uma ferramenta de medição de profundidade de alta resolução para distinguir várias fácies fluviais.” Cita Donselaar, M. E. et al, 2005.

4.3.1 Perfis de Imagens na interpretação de fácies na Bacia de Ebro, na Espanha

No artigo publicado por Donselaar, M. E. et al (2005), foram utilizados perfis de imagens na interpretação de fácies de ambiente fluvial na Bacia de Ebro, na Espanha. Para isso, foi realizada a comparação direta de imagens de poço com afloramentos de reservatórios nas proximidades (Fig. 66). O estudo detalhado dos afloramentos forneceu dados para a distinção das várias associações de fácies fluviais. A topografia, a existência de afloramentos em seções transversais e os dados de paleo-fluxo permitiram a distinção de diferentes litofácies fluviais e a reconstrução dos trends do canal. De cada unidade de litofácies, os ângulos e direções de mergulho de estruturas sedimentares e as tendências verticais de tamanho de grãos foram medidos em detalhe para a comparação com os dados dos perfis de imagens obtidos em profundidade. Sendo quatro associações de fácies de ambiente deposicional fluvial identificadas: (i) fluvial meandrante; (ii) rios entrelaçados (iii) crevasse deltas e (iv) crevasse splays, tendo sido estabelecidas as características das litofácies e distribuição das paleocorrentes de cada associação.

56

Figura 66: Bloco diagrama mostrando a correlação estratigráfica a partir da integração de dados de afloramentos (Log 1 e Log 2), Raios Gama e dos perfis de imagens FMS (Piracés-1) e FMI (Piracés-2).

Fonte: Donselaar, et al, 2005.

Foi realizado o reconhecimento da sucessão de estruturas sedimentares de pequena escala e sua interpretação em termos de tipos de fácies, como preenchimento de canal, crevasse splays, etc. Além disso, a

distribuição

das

direções de mergulho das estruturas podem ser tratadas estatisticamente para determinar a direção do paleo-fluxo local. Foram obtidos perfis de imagens de dois poços a uma profundidade de 200 m (Pirace’s 1 e Pirace’s 2), perfurados a partir do planalto próximo ao penhasco onde estão situados os afloramentos (Fig. 66). O perfil de Imagem Pirace's-1 foi obtido a uma profundidade de 150 m, e um programa completo de registro foi concluido em ambos os poços, incluindo GR, resistividade, neutrons e densidade. As ondas senoidas retiradas dos perfis normalizados dinamicamente foram identificados e utilizados para a medição das direções e ângulos de mergulho manualmente. Na figura 67, painel de correlção de sub-superfície, observar o GR e os perfis de imagens FMS e FMI. Esses valores elevados de GR e a cor escura nos perfis de Imagens são interpretados como siltitos e folhelhos, já as cores claras e valores baixos de GR são interpretados como de arenitos.

57

Figura 67: Painel de correlação de sub-superfície. Observar o perfil de GR e os perfis de imagens FMS e FMI.

Fonte: Donselaar, et al, 2005.

Em um intervalo de 7 metros de espessura (Fig. 68), ocorre uma sucessão de cores. Na base observa-se uma mudança brusca de cor, do marrom escuro passa para uma cor mais clara, amarelo, sendo interpretado como uma superfÍcie erosional entre uma planicie de inundação e um arenito fluvial. Na metade superior do perfil a cor passa a mudar gradualmente, de um amarelo claro para castanho, indicando

58

granodecrescência ascendente no empacotamento. Na análise dos mergulhos, o arenito fluvial exibe uma grande dispersão dos ângulos e sentidos de mergulhos, em vermelho. Enquanto a região mais escura, do laranja escuro para marrom, é notado uma distribuição de mergulho de caráter unidirecional e com baixa dispersão, com mudança gradual de ângulo de mergulho, em amarelo.

Figura 68: Na sequência Gama Ray, perfil FMS normalizado, perfil dipmeter e perfil FMS mostrando a variação de cores do branco ao marrom escuro.

Fonte: Donselaar, et al, 2005.

A figura 69 mostra o intervalo B em destaque, onde foi subdividido em 10 pequenos intervalos de 40 cm de espessura com mergulhos unidirecionais e um ângulo de imersão constante. A variação do mergulho neste intervalo é interpretada como a representação de estratificação cruzada acanalada.

59

Figura 69: Intervalo B da figura 67, mostrado as variações dos mergulhos, interpretado como de estratificação cruzada. 0°

90°

Fonte: Donselaar, et al, 2005.

Na figura 70, Perfil de Imagem FMS da Schlumberger mostrando arenito de granulação fina, de rio meandrante, no poço Piracés’ 1, num intervalo que varia de 67 a 74 m de profundidade. Mudança gradual de cor de laranja a marrom escuro na imagem normalizada estatisticamente. As cores mais escuras indicando teor de argila alto, isto é apoiado pelos valores elevados de raios gama. Bimodalidade na trama dos mergulhos:

intervalos de mergulhos

para sudoeste (amarelo) de

superficies de acresção laterais alternando de camadas grosseiras para finas ( de baixo pra cima), em roxo intervalos apresentando mergulhos para nordeste de pequenas megaripples. Observar a diminuição da ocorrência ascendente de megaripples. Na figura 71, intervalo B e C da figura 70, com padrão de cor difusa indicando bioturbação e megarriples, respectivamente.

60

Figura 70: Perfil GR, perfil FMI normalizado, profundidade (em metros), perfil com mergulhos e perfil FMI destacando os intervalos B e C.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Figura 71: Intervalos B e C da figura 17. Em B, detalhe da parte superior: padrão de cor difusa indica bioturbação. (C) Detalhe com pequenos megaripples: 10-20 cm de arenito grosseiro (laranja mais claro) e finas camadas de siltito (mais escuro).

Fonte: adaptado de: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Na figura seguinte (Fig.72), arenito de rio entrelaçado no poço Piracés-2, no intervalo de 121-130 metros de profundidade, mostrando cores amarelas da base

61

para o topo no perfil de imagem FMS normalizado, indicando ausência de uma tendência granulométrica. Valores baixos de raios gama também indicam um baixo teor de argila. A seta entre o intervalo 125,6 e 126 indica reativação do canal com bolas de argila (descontínuas manchas marrons escuras). Figura 72: Imagem dinâmica e imagem estática FMI.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Afloramento de arenito-siltito de delta de crevasse (Fig.73), correlacionado com o intervalo D no painel da figura 67. No intervalo 48,6 a 50,2 metros do perfil de imagem FMS (Fig.74), delta de crevasse (bolas lilás), a uma profundidade logo abaixo de 52,2 metros. Notar que os ângulos dos mergulhos diminuíram assim como a cor da imagem normalizada estática, que ficou mais escura. O contraste de cores do afloramento na imagem da Fig. 73 é interpretado como camadas finas de siltito

62

alternadas com arenito. O registo de medição de profundidade de imersão mostra ângulos elevados na base (cerca de 25°), e uma diminuição do ângulo ascendente de mergulho. Os mergulhos são unidirecionais com uma dispersão muito baixa.

Figura 73: Afloramento de delta de crevase delta correlacionado com a parte de granulação fina de intervalo D, da figura 67 do poço Piracés-1.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Figura 74: Perfil de imagem FMS, mostrando crevase delta e laminação, em camadas finas de siltito alternadas com arenitos.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Finas camadas de crevasse splay embutidos na planície de inundação (Fig. 75). Os crevasse splays são lateralmente ligados aos corpos de arenito de canais fluviais.

63

No perfil de imagem FMS da figura 76, crevasse splay, no poço Piracés-1, no intervalo de 105-106 m de profundidade. Observe o contraste entre a base do leito de arenito, de cor laranja escuro e o argilito de cor marrom da planície de inundação subjacente, e a mudança de cor gradual no topo. Baixos mergulhos constantes para o leste no intervalo de 105,2 a 105,8 m. Figura 75: Afloramento de crevasse splay.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

Figura 76: Perfil de imagem resistiva FMS do poço Parecis -1 mostrando crevasse splay.

Fonte: Donselaar, M. E. et al, 2005.

64

Os critérios diagnósticos para o estabelecimento de uma sucessão de fácies de um ambiente fluvial através dos perfis de imagens foram a cor, em imagens estaticamente normalizadas. Barras entrelaçadas arenosas em afloramento não mostram uma variação granulométrica de tendência vertical, refletido na imagem resistiva estática normalizada, apresentando cor amarela uniforme da base para o topo. Em imagens dinamicamente normalizadas, estruturas sedimentares como estratificação cruzada acanalada, barras de acreção lateral, sobrepostos a megarripples e barras de acreção entrelaçadas, puderam ser interpretadas através de seus padrões de mergulhos.

4.3.2 Perfis de Imagem na análise de sistemas de turbiditos de águas profundas, na bacia de Krishna-Godavari, costa leste da Índia

Canais e lobos submarinos apresentam uma grande quantidade de reservatórios marinhos de águas profundas. Basu, et al, 2007, integrou os Perfis de Imagens resistivas com perfis espectroscópicos na caracterização deste tipo de reservatório offshore, na Índia. A bacia de Krishna-Godavari (KG) está localizada na costa leste da Índia, e cobre uma área aproximada de 100,000 km ². O trecho do trato sedimentar compreende uma gama de ambientes deposicionais que compõem planície costeira, delta, sopé de plataforma, profundos e complexos canais marinhos. Perfis de imagem resistiva de poço e perfis de espectrometria foram calibrados com testemunho para fornecer dados suficientes para qualificar uma detalhada descrição de fácies. Canais submarinos podem ser classificados como canais de fluxo por gravidade e complexos canais de “levee” (Fig.77), é caracterizados por uma forte heterogeneidade textural. O workflow é composto por várias etapas que envolvem Perfis de Imagem, processamento de perfis espectroscopicos e interpretação seguida por correlação com os dados fundamentais a diferentes fases de integração de dados.

65

Figura 77: Representação esquemática do modelo de deposição de águas profundas para um sistema submarino de rica em lama (modificado após Reading & Richards, 1994). Sistema de Vale Inciso

canal-levee

Escorregamento

Lobos deposicionais Fonte: Basu, I. et al. 2007.

Arenitos com camadas muito finas (menos de alguns centímetros) e pouca heterogeneidade textural são comuns em ambientes de águas profundas. A enorme espessura de corpos de areia. Por outro lado, são muitas vezes caracterizadas por uma grande variabilidade estrutural dependendo da natureza dos depósitos de fluxo de massa (Basu, I et all. 2007). Outra aplicação das Imagens elétricas de poço é a avaliação visual das mudanças texturais. Essa aplicação envolve um trabalho composto por várias etapas, desde o registro da imagem até o seu processamento, além de sua interpretação acompanhada com dados de outros métodos, sendo o espectróscopio utilizado nesse exemplo. Na figura 78, Índice de heterogeneidade e fácies texturais calculados com base no espectro de cor da imagem resistividade estática. Clastos de lama suspensa entre XX97m-XX98m mostram heterogeneidade do arenito. A diminuição da fração de matriz (porção mais leve na faixa 3) é também um indicativo de heterogeneidade.

66

Figura 78: Perfil de imagem estatica, índice de heterogeneidade e fácies texturais na última pista.

Fonte: Basu, I et all. 2007.

A integração de dados obtidos pelos perfis de imagem de poço aos perfis de espectrometria e testemunhos (fácies petrofísicas). Na pista iCore* (Fig. 79), é possível distinguir finas camadas ricas em siltes- argilas e areia. Figura 79: Caracterização litológica de camadas delgadas usando perfil de fácies iCore*. O perfil iCore* e testemunho são fortemente concordantes uns com os outros

Fonte: Basu, I et all. 2007.

67

Classes de texturas obtidas através de testemunhos, imagens dinâmicas e estáticas resistivas na interpretação de depósitos de fluxo de gravidade são mostrados na Fig. 80. Figura 80: Testemunho e imagens resistivas.

Fonte: Basu, I et all. 2007.

A integração de fácies litológicas e fácies texturais, possibilitaram a interpretação na figura 81 de um xisto arenoso sem padrão. Por conseguinte, a análise estrutural dá uma percepção e quantificação do nível de heterogeneidade existente dentro de uma unidade de areia maciça. Os dados de perfis de imagem e de espectroscopia, quando combinados, podem permitir obter uma alta resolução mineralogica e textural. Os resultados são então calibrados para a validação e avaliação crítica do sistema de fácies resultante. A informação de alta resolução, derivada a partir de imagens de microresistividade pode também ser usada para estimar com precisão reservatórios de hidrocarbonetos em finas camadas de arenito maciço, onde muitas vezes são inferiores a resolução de métodos convencionais.

68

Figura 81: Integração de testemunho com perfil de imagem estática, dinâmica, índice de heterogeneidade e integração de fácies.

Fonte: Basu, I et all. 2007.

4.4 Estimativas de porosidade

A análise textural dos perfis de imagens permite refinar os cálculos de permeabilidade dos reservatórios, onde as variações de tamanho dos grãos podem ser inferidas e relacionadas diretamente com o fluxo em direções horizontais (kh) e verticais (kv). O kv incorpora um índice de laminação que é calculado diretamente a partir da imagem (Harvey, 2010). Pode-se utilizar o espectro de condutividade para expressar a distribuição da porosidade em carbonatos (Harvey, 2010). Em sedimentos clásticos a utilização do mapa textural pode ser utilizado para definir a permeabilidade através de equações que dimensionem o tamanho dos poros e sua distribuição na rocha.

69

Perfis de Imagens resistivas proporcionam pequenas medições que podem dar a ideia do fluxo de corrente elétrica. Esse fluxo será afetado pelo tamanho dos poros e tortuosidade do seu trajeto dentro da formação (Fig. 82).

Figura 82: Esquema mostrando trajeto da corrente elétrica dentro da formação.

Fonte: Harvey, 2010

Em reservatórios clásticos a distribuição de resistividade / condutividade em ferramentas de imagem elétrica pode ser atribuído e relacionado ao tamanho de grãos dentro da rocha reservatório, folhelhos mostrarão uma resistividade menor, enquanto grãos de areia irão mostrar uma alta resistividade. Podendo então ser inferidas estimativas de permeabilidade em função das variações de cores (Fig. 83).

Figura 83: Figura relacionando índice de cor nos perfis de imagens resistivos com o tamanho dos grãos na parede do poço.

ARENITO

SILTE Permeabilidade

Resistividade Fonte: Harvey, 2010

ARGILA A

70

A Figura 84 apresenta exemplo de variações de tamanho de grãos e também um índice de classificação com base na textura da imagem. A figura seguinte mostra a integração de dados na obtenção de valores de porosidade do poço (Fig. 85). A última faixa mostra registro convencional da permeabilidade. Observar os triângulos laranja que incorpora o tamanho de grão e porosidade principal. E na figura 86, permeabilidade obtida por perfil de imagem e testemunho.

Figura 84: Variações de tamanho de grãos e índice classificação crescente da esquerda para a direita, que representam valores relativos, mas podem ser convertidos em escalas quantitativas quando correlacionados com outros dados básicos.

Fonte: Harvey, 2010

71

Figura 85: GR, perfil de Imagem, mapa textural, e na última faixa mostra registro convencional da permeabilidade. Observar os triângulos laranja na última pista.

Fonte: Harvey, 2010

Figura 86: GR, Perfil de imagem resistiva, mapa de heterogeneidade textural, mineralógico e na ultima faixa a permeabilidade obtida pelo perfil de imagem e testemunho.

Fonte: Harvey, 2010

72

5. CONCLUSÕES Perfis de Imagens Resistivas e Acústicas podem ser utilizados na interpretação de estruturas. Diferentes tipos de fraturas podem ser distinguidos de acordo com seu aspecto na imagem. São ferramentas importantes na obtenção de dados e caracterização de trends de falhas e fraturas. Estes resultados podem ser utilizados para compreender os processos de fraturamentos e, dessa forma, prever as localizações e orientações que novos poços deverão seguir para uma melhor produção. Em carbonatos densamente fraturados, imagens de poço são ideais para detectar e caracterizar fraturas. Fraturas cimentadas podem ser identificadas na imagem. Efeitos de dissolução também podem ser observados. Condições de perfuração podem ser avaliadas através das imagens, como breakouts e desmoronamentos. Importante na previsão de estabilidade de poço em formações não consolidadas. Perfis de imagem na interpretação de fácies de ambiente deposicional utilizam uma combinação de informação detalhada de mergulhos, obtidos nos perfis dinamicamente normalizados, associados aos perfis estaticamente normalizados, onde é possível observar a variação de cor. Na interpretação de fácies de ambientes marinhos de água profunda quando combinado com outros métodos possibilita a identificação de finas camadas de arenitos maciços típicos de turbiditos, que muitas vezes não são identificados por métodos convencionais devido à resolução dos mesmos não permitirem. As variações de cor nos perfis de imagem resistiva com testemunhos e/ou afloramentos ajudam a obter melhores estimativas de porosidade e permeabilidade.

73

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