Aula2 - Prospecção

Aula2 - Prospecção

(Parte 1 de 2)

Escola Politécnica da Universidade de São Paulo DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE MINAS E DE PETRÓLEO

PMI 1563 - INTRODUÇÃO À ENGENHARIA DE PETRÓLEO E À GEOMECÂNICA

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A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias sedimentares. Somente após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas camadas do subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço, que é a etapa que mais investimentos exige em todo o processo de prospecção. Um programa de prospecção visa fundamentalmente a dois objetivos:

1. Localizar dentro de uma bacia sedimentar as situações geológicas que tenham condição para a acumulação de petróleo. 2. Verificar qual, dentre essas situações, possui maior chance de conter petróleo.

Não se pode prever, portanto, onde existe petróleo, e sim os locais mais favoráveis para sua ocorrência. A identificação de uma área favorável à acumulação de petróleo é realizada através de métodos geológicos e geofísicos, que, atuando em conjunto, conseguem indicar o local mais propício para a perfuração. Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção fornece quantidade muito grande de informações técnicas, com um investimento relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um único poço exploratório.

A primeira etapa de um programa exploratório é a realização de um estudo geológico com o intuito de reconstituir as condições de formação e acumulação de hidrocarbonetos em uma determinada região. Para esse fim, o geólogo elabora mapas de geologia de superfície com o apoio da aerofotogrametria e fotogeologia, infere a geologia de subsuperfície a partir dos mapas de superfície e dados de poços, como também analisa as informações de caráter paleontológico e geoquímico.

• GEOLOGIA DE SUPERFÍCIE: Através do mapeamento das rochas que afloram na superfície, é possível reconhecer e delimitar as bacias sedimentares e identificar algumas estruturas capazes de acumular hidrocarbonetos. Nesta fase existe a possibilidade de reconhecimento e mapeamento de estruturas geológicas que eventualmente possam incentivar a locação de um poço pioneiro. As informações geológicas e geofísicas obtidas a partir de poços exploratórios são de enorme importância para a prospecção, pois permitem reconhecer as rochas que não afloram e aferir e calibrar os processos indiretos de pesquisas, como os métodos sísmicos.

• AEROFOTOGRAMETRIA E FOTOGEOLOGIA: A aerofotogrametria é fundamentalmente utilizada para a construção de mapas base ou topográficos e consiste em fotografar o terreno utilizando-se um avião devidamente equipado, voando com altitude, direção e velocidade constantes. A fotogeologia consiste na determinação das feições geológicas a partir das fotos aéreas, onde dobras, falhas e o mergulho das camadas geológicas são visíveis. Além das fotos aéreas obtidas nos levantamentos aerofotogramétricos, utilizam-se imagens de radar e imagens de satélite, cujas cores são processadas para ressaltar características específicas das rochas expostas na superfície.

• GEOLOGIA DE SUBSUPERFÍCIE: Consiste no estudo de dados geológicos obtidos em um poço exploratório. A partir desses dados é possível determinar as características geológicas das rochas de subsuperfície. As técnicas mais comuns envolvem: − Descrição das amostras de rochas recolhidas durante a perfuração.

− Estudo das formações perfuradas e sua profundidade.

− Construção de mapas e seções estruturais através da correlação entre as informações de diferentes poços.

− Identificação dos fósseis presentes nas amostras de rocha em laboratório de paleontologia.

O geólogo trabalha predominantemente na aferição direta das rochas, de modo a identificar as estruturas mais promissoras para a acumulação de petróleo em uma área. Esgotados os recursos diretos de investigação, a prospecção por métodos indiretos (geofísicos) torna-se apropriada em áreas potencialmente promissoras.

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A Geofísica é o estudo da terra utilizando-se medidas de suas propriedades físicas. Os geofísicos adquirem, processam e interpretam os dados coletados por instrumentos especiais, com o objetivo de obter informações sobre a estrutura e composição das rochas em subsuperfície.

A gravimetria e a magnetometria, também chamadas métodos potenciais, foram muito importantes no início da prospecção de petróleo por métodos indiretos, permitindo o reconhecimento e mapeamento das grandes estruturas geológicas que não apareciam na superfície.

• GRAVIMETRIA: A prospecção gravimétrica evoluiu do estudo do campo gravitacional, um assunto que tem interessado os geodesistas nos últimos 250 anos, preocupados em definir a forma da Terra. Atualmente sabe-se que o campo gravitacional depende de 5 fatores: latitude, elevação, topografia, marés e variações de densidade em subsuperfície. Este último é o único que interessa na exploração gravimétrica para petróleo, pois permite fazer estimativas da espessura de sedimentos em uma bacia sedimentar, presença de rochas com densidades anômalas (como as rochas ígneas e domos de sal), e prever a existência de altos e baixos estruturais pela distribuição lateral desigual de densidades em subsuperfície.

• MAGNETOMETRIA: A prospecção magnética para petróleo tem como objetivo medir pequenas variações na intensidade do campo magnético terrestre, conseqüência da distribuição irregular de rochas magnetizadas em subsuperfície. As anomalias produzidas por rochas de diferentes susceptibilidades magnéticas podem ser comparadas, por analogia, com a quantidade de magnetita disseminada nas rochas. Conseqüentemente, rochas básicas (baixo teor de sílica) apresentam valores altos de susceptibilidade magnética e rochas ácidas (alto teor de sílica) apresentam valores baixos. As rochas sedimentares apresentam, em geral, valores de susceptibilidade magnética muito baixos, razão pela qual as medidas magnéticas são relacionadas diretamente com feições do embasamento ou presença de rochas intrusivas básicas.

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O método sísmico de refração registra somente ondas refratadas com ângulo crítico e tem grande aplicação na área de sismologia. Foi através desse método que a estrutura interior da Terra foi desvendada. Na área de petróleo sua aplicação é bastante restrita atualmente, embora este método tenha sido largamente utilizado na década de 50, como apoio e refinamento dos resultados obtidos pelos métodos potenciais.

O método sísmico de reflexão é o método de prospecção mais utilizado atualmente na indústria do petróleo, pois fornece alta definição das feições geológicas em subsuperfície propícias à acumulação de hidrocarbonetos, a um custo relativamente baixo. Mais de 90% dos investimentos em prospecção são aplicados em sísmica de reflexão. Os produtos finais são, entre outros, imagens das estruturas e camadas geológicas em subsuperfície, apresentadas sob as mais diversas formas, que são disponibilizadas para o trabalho dos intérpretes.

O levantamento sísmico inicia-se com a geração de ondas elásticas, através de fontes artificiais, que se propagam pelo interior da Terra, onde são refletidas e refratadas nas interfaces que separam rochas de diferentes constituições petrofísicas, e retornam à superfície, onde são captadas por sofisticados equipamentos de registro.

As fontes de energia sísmica mais utilizadas são a dinamite e o vibrador, em terra, e canhões de ar comprimido, em levantamentos marítimos. Cada uma destas fontes emite um pulso característico conhecido como assinatura da fonte que se propaga em todas as direções. Estes pulsos elásticos ou detonações são de duração ou comprimento muito pequeno, da ordem de 200 milissegundos, e se refletem e propagam em cada uma das camadas geológicas em profundidade, retornando à superfície com informações valiosas para a pesquisa de petróleo.

Os receptores utilizados para registrar as reflexões destes pulsos são basicamente de dois tipos: eletromagnéticos (geofones) para registros em terra, e de pressão (hidrofones) para levantamentos na água. O primeiro é composto por uma bobina suspensa dentro de um campo magnético gerado por um potente ímã acondicionado em invólucro impermeável, que é firmemente cravado à superfície da terra. Quando uma onda sísmica atinge o geofone, o movimento relativo entre a bobina e o ímã gera uma corrente elétrica induzida que é proporcional a vários fatores, inclusive à amplitude da onda incidente.

Os hidrofones utilizam cristais piezoelétricos, que geram uma corrente elétrica proporcional à variação de pressão produzida pelas ondas acústicas na água. Estes receptores, a exemplo dos geofones, devem reproduzir o mais fielmente possível as vibrações mecânicas na forma de oscilações elétricas. Essas oscilações elétricas são transmitidas até o sismógrafo, onde são digitalizadas, multiplexadas e registradas (ou retransmitidas via satélite para uma central de computadores) após severo depuramento e amplificação eletrônicos.

Tanto em terra quanto no mar, a aquisição de dados sísmicos consiste na geração de uma perturbação mecânica em um ponto da superfície e o registro das reflexões em centenas (128 a 1024) de canais de recepção ao longo de uma linha reta. Estes canais encontram-se eqüidistantes (20 a 50 m), de modo que o canal mais afastado muitas vezes encontra-se a vários quilômetros de distância da fonte de perturbação, ou ponto de tiro. Todo o conjunto, fonte/receptores, tem seu posicionamento dinâmico definido por levantamentos topográficos, em terra, e por radioposicionamento e satélites, no mar.

O tempo de registro determina a profundidade máxima de pesquisas. No momento da detonação (t = 0), o sismógrafo inicia a gravação até o tempo de registro estabelecido pelo geofísico. Em levantamentos terrestres normalmente o tempo de registro é de 4 segundos. Considerando que a velocidade média de propagação das ondas sísmicas nas rochas é de 3.0 m/s, para t = 4 segundos a profundidade máxima de pesquisa será de 6.0 m (dois segundos para o percurso de ida e dois segundos para o percurso de volta). No mar, devido à presença da lâmina d’água, onde as ondas sísmicas se propagam com velocidade baixa (1.500 m/s), o tempo de registro varia de 6 a 12 segundos.

Existem basicamente dois tipos de ondas elásticas. As ondas P, ou compressionais, nas quais o deslocamento do meio se dá na mesma direção de propagação da energia, e as ondas S, ou de cisalhamento, onde o deslocamento do meio é perpendicular à direção de propagação de energia. Até o momento, somente as ondas P vêm sendo utilizadas comercialmente nos levantamentos sísmicos.

A velocidade de propagação das ondas sísmicas é função da densidade e das constantes elásticas do meio. Conseqüentemente, depende da constituição mineralógica da rocha, grau de cimentação, estágios de compactação, porosidade, conteúdo de saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de microfraturas.

Para todos os fins práticos, a propagação das ondas elásticas é regida pelas mesmas leis da ótica geométrica. Quando uma frente de onda incide sobre uma interface separando duas rochas com velocidades e densidades diferentes, parte da energia incidente é refratada para o meio inferior, e parte da energia se reflete e retorna à superfície. A quantidade de energia que retorna à superfície depende do contraste de impedâncias acústicas (produto da densidade pela velocidade) dos dois meios e do ângulo de incidência.

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Conseqüentemente, através de processamento criteriosos do registro da energia das reflexões captadas na superfície, é possível fazer estimativas de impedâncias acústicas das rochas em subsuperfície. Com o conhecimento da distribuição de velocidades, das impedâncias acústicas e parâmetros de calibração é possível, também, fazer estimativas da distribuição de porosidade ao longo dos reservatórios, como ilustra a figura a seguir, cuja escala vertical é o tempo duplo (ida e volta) de reflexão e a escala horizontal é a distância em quilômetros.

Nos levantamentos sísmicos executados tanto no mar quanto em terra, as reflexões são registradas obedecendo a uma geometria de aquisição que propicia amostragem múltipla em superfície, como ilustra a figura seguinte. Observe que o mesmo ponto em subsuperfície é registrado várias vezes com diferentes posições de tiros e receptores. É a chamada técnica CDP (Common Depth Point), que, em aplicações rotineiras, registra de 48 a 240 vezes os mesmos pontos.

Os registros assim obtidos são posteriormente reagrupados nos centros de processamento, de modo que todos aqueles que amostraram os mesmos pontos em subsuperfície passam a fazer parte de uma família de registros, contendo a mesma informação geológica. A diferença principal entre eles reside no fato de que a mesma informação foi obtida através de diferentes percursos, conforme ilustrado na figura da página seguinte. Conseqüentemente, a reflexão de um mesmo ponto em subsuperfície aparecerá em tempos progressivamente maiores nos traços de uma mesma família, em função da distância entre tiros e receptores.

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Pela geometria de aquisição ilustrada na figura a seguir, pode-se provar que, quando a velocidade do meio for constante, a reflexão de uma interface plana aparecerá no registro como uma hipérbole. Sendo os valores de T, T0 e X conhecidos, resta somente a incógnita velocidade média de propagação (V), que é calculada através de análises de velocidade executadas no centro de processamento de dados.

Na sísmica para petróleo, o processamento de dados tem como objetivo produzir imagens da subsuperfície com a máxima fidelidade possível, atenuando as várias distorções óticas presentes no método. Geólogos e geofísicos interpretam essas imagens na busca de situações mais favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos, ou para caracterizar reservatórios produtores, melhorando o gerenciamento da produção. Uma seqüência convencional de processamento inclui as seguintes etapas: préprocessamento, deconvolução, reagrupamento, correções dinâmicas, filtragem e migração, resultando na seção final.

As seções sísmicas finais são interpretadas para gerar os mapas estruturais, onde as curvas de contorno representam isócronas de um determinado refletor, que vai corresponder a um determinado evento geológico reconhecido através de amarração com poços. A interpretação das feições geológicas presentes nas seções sísmicas pode indicar situações favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. Essas situações são analisadas em detalhe para a eventual perfuração de um poço pioneiro.

A sísmica 3-D consiste em executar o levantamento dos dados sísmicos em linhas paralelas afastadas entre si de distância igual à distância entre os canais receptores. O roteiro de processamento de dados é basicamente o mesmo da sísmica 2-D, entretanto, o algoritmo de migração possui a flexibilidade de migrar eventos para a terceira dimensão. A figura abaixo ilustra o resultado de uma migração 3-D.

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O conjunto de traços sísmicos assim obtido constitui o cubo de dados 3-D, a partir do qual é possível gerar seções sísmicas verticais em qualquer direção.

A sísmica 4-D nada mais é do que a repetição de um levantamento 3-D, em intervalos grandes de tempo, mantendo-se as mesmas condições de aquisição e processamento. Nestas condições, os levantamentos repetidos apresentarão os mesmos resultados. Entretanto, se no intervalo entre um levantamento e outro houver alteração nas características petrofísicas dos reservatórios – devido à extração de fluidos, ou injeção de água, ou de outra atividade qualquer – os resultados serão diferentes e a análise destas diferenças poderá fornecer informações importantes para o desenvolvimento da produção. O intervalo de tempo entre um levantamento e outro é, geralmente, de 6 a 12 meses. A extração continuada de petróleo produz uma queda de pressão nos fluidos do reservatório, que a engenharia de produção tenta compensar através da injeção de água/vapor ou de gás (gás natural, CO2). O monitoramento da movimentação desses fluidos dentro do reservatório é de grande importância para a otimização da produção, e neste contexto situa-se a aplicação da sísmica 4-D.

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