Estudo do perfil sônico sintético

Estudo do perfil sônico sintético

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David Augusto Silva*

Estagiário PETROBRÁS - Graduando em Estatística Bacharelado da UFS – expressosub@yahoo.com.br

Manoel Joaquim de Santana Neto

Bolsista PIBIC/CNPQ – Graduando em Estatística Bacharelado da UFS - msn86_ufs@hotmail.com

Suzana Leitão Russo , Dra Departamento de Estatística (NES) – UFS – suzanarusso@gmail.com

Vitor Hugo Simon PETROBRAS - vhsimon@petrobras.com.br

Luiz Henrique Dore, Msc Departamento de Estatística (NES) – UFS – luizgd@yahoo.com.br

Palavras – Chave: Perfil Sônico, Análise Estatística, Níveis Estratigráficos

O perfil sônico é utilizado, principalmente em poços pioneiros, que recebem maiores investimentos para aquisição de dados, pois esses poços servem como referência para analisar o potencial petrolífero da área. Já para poços considerados de exploração, normalmente não são corridas as ferramentas sônicas por motivos econômicos, principalmente nos tempos de preço de petróleo baixo. Como não é viável economicamente fazer uma aquisição do perfil sônico, na grande maioria dos poços antigos, principalmente em decorrência da parada da produção do óleo, deve-se recorrer a outros meios para solucionar o problema. Uma das maneiras é utilizar métodos estatísticos que gerem um perfil sônico, dito sintético, para estabelecer estimativas das velocidades sísmicas das rochas ao longo dos poços. Assim, esse trabalho observou as possíveis alterações no comportamento da variável DT (perfil sônico) após serem realizados filtros e verificar a presença de valores espúrios, a fim de buscar um modelo de poço que pudesse ser utilizado nas estimativas do perfil sônico sintético.

1. INTRODUÇÃO

A necessidade da utilização do petróleo como combustível em diversos seguimentos da indústria por todo o mundo, aliado com as elevações progressivas no preço do barril de petróleo, levam as empresas exploradoras a extrair o máximo de suas jazidas e obter o menor custo possível. Desta forma, a otimização do desenvolvimento dos reservatórios passou a ser fundamental para o sucesso da indústria do petróleo, e a sísmica, que até então não era empregada de maneira sistemática no desenvolvimento dos campos de petróleo, passou a ser vista como ferramenta potencial para esse propósito. (LIMA,2005)

O perfil sônico ou acústico foi introduzido nos anos 50, com o objetivo de prestar apoio à prospecção sísmica; posteriormente, passou a ser exaustivamente utilizado para estudos da porosidade total (φt) das rochas, atravessadas pelo poço.(LIMA, 2005)

Como não é viável economicamente fazer uma aquisição do perfil sônico, na grande maioria dos poços antigos, principalmente em decorrência da parada da produção do óleo, para contornar a falta de informação, deve-se recorrer a outros meios para solucionar o problema. Uma das maneiras é, utilizar métodos estatísticos que gerem um perfil sônico, dito sintético, para estabelecer estimativas das velocidades sísmicas das rochas ao longo dos poços.

Pretende-se inicialmente com esse trabalho caracterizar o perfil sônico de modo a observar o seu comportamento no poço A e relacioná-la a outras variáveis de perfil (profundidade, diâmetro da broca, arrombamento, raios gama).

2. OBJETIVOS

Caracterizar a variável perfil sônico (DT), observando o seu comportamento ao longo do poço A e verificando as possíveis alterações após realização de filtragens no caliper.

3. REVISÃO TEÓRICA Vasquez (1999) discute como as propriedades das rochas afetam as velocidades sísmicas que são calculadas através do perfil sônico:

Porosidade – É a principal propriedade física que caracteriza o reservatório, determinada a partir dos dados de perfil sônico, perfil de densidade e perfil de nêutrons, também pode ser medida em laboratório diretamente de amostras de rochas. O aumento na porosidade da rocha provoca um decréscimo na velocidade de propagação das ondas sísmicas.

Composição – O conteúdo litológico (mineralógico) ou litológica da rocha afeta a velocidade sônica. Cimentos carbonáticos e quartzosos originam velocidades mais elevadas que cimentos argilosos. A presença de argila na rocha é um dos fatores junto com a porosidade que mais influencia a resposta das velocidades sônicas.

Saturação do fluído – Estudos e rochas secas mostram que a saturação parcial de um fluido causa um decréscimo na velocidade da onda compressional (velocidade sônica). Os tipos de fluido contido nos poros de uma rocha influenciam a velocidade devido à compressibilidade do fluido.

Densidade – Gardner (1974) mostrou que a velocidade cresce com o aumento da densidade esta está diretamente ligada à composição mineralógica da rocha e sua porosidade.

3.1 Perfilagem

Segundo Lima (2005), a perfilagem é uma das mais úteis e importantes ferramentas disponíveis no setor petrolífero, sendo utilizada quase sem exceção em todos os poços perfurados. Nos casos mais extremos, seus custos não superam 5% do custo total de um poço. É através da perfilagem que se pode obter medidas contínuas, ao longo de um poço, de diferentes propriedades das formações. A partir da interpretação destas medidas, pode-se identificar zonas produtivas, distinguir óleo, gás ou água em um reservatório, e estimar a reserva de hidrocarbonetos, além de suas utilizações mais tradicionais na exploração, como correlação entre zonas, auxilio na confecção de mapas e calibração sísmica.

Através do deslocamento contínuo de sensores de perfilagem dentro do poço, as propriedades físicas das rochas são medidas. De acordo com Thomas (2001), o perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de uma ou mais propriedades das rochas (resistividade elétrica, potencial eletroquímico natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radiatividade natural ou induzida, etc.).

• Perfil de Raios Gama

O perfil de raios gama ou GR mede a amplitude de um pulso radioativo, proveniente das rochas, sendo função da energia do fóton que penetra no detector. A intensidade desse pulso está relacionada com o número de fótons detectados por unidade de tempo. A interpretação de suas medidas merece atenção no sentido que a presença da radiação altera a sua resposta, como o caso dos arenitos monazíticos, que geram valores semelhantes á dos folhelhos. (LIMA,2005)

• Perfil Sônico

A ferramenta sônica consiste, basicamente, no registro do tempo decorrido entre o momento em que um pulso sonoro compressional é emitido por um transmissor, montado em um mandril no interior do poço, até sua chegada a dois receptores distintos sobre o mesmo mandril. A diferença entre os dois tempos de chegada (transmissor - receptor perto T-RP e transmissor - receptor longe T-RL) é chamada de tempo de trânsito ou delay time (DT).(LIMA,2005)

O tempo de trânsito (DT) guarda uma relação direta com a porosidade da rocha.

Quanto maior o DT, maior a separação entre os grãos, portanto, maior a porosidade, sendo a recíproca verdadeira. Conseqüentemente, a maior vantagem do perfil sônico provém da relação direta que existe entre o tempo de trânsito de uma onda sonora em uma rocha e a sua porosidade. (Willye, 1956). Em sua tese (LIMA,2005) afirma que elevados tempos do DT podem representar fraturas, desmoronamentos ou até mesmo presença de gás no poço.

Em relação à porosidade, pode-se calcular a porosidade total através da formula do tempo médio de Wyllie (1956), que é descrita do seguinte modo:

Isolando a variável , obteremos o valor da porosidade:

Onde: ∆tf: tempo de trânsito no fluido

∆tm: tempo de transito na matriz

4. METODOLOGIA

O conjunto de dados analisados trata-se de informações das variáveis de perfis dos poços que medem propriedades das rochas atravessadas pelo poço A, que está localizado em um campo de petróleo da Bacia Sedimentar Sergipe Alagoas. Alguns desses poços dispõem de um conjunto completo de perfis, inclusive o sônico. Serão identificadas as possíveis estratificações das amostras como: profundidade, tipos litológicos (composicionais), níveis estratigráficos, etc…

O procedimento empregado para esse estudo consistiu de verificar o comportamento da variável perfil sônico (DT), antes e após realizar filtragens na variável caliper. Construir diagramas de caixas e histogramas foi adotado para verificar visualmente o comportamento dessas variáveis. O software utilizado para o calculo das medidas estatísticas e a construção dos gráficos foi o SAS® Enterprise Guide 4. Caracterização das variáveis de perfis:

• Caliper – CALI: Perfil que fornece o diâmetro medido ponto a ponto em toda a extensão de um poço. É um indicativo importante da qualidade da leitura dos perfis. Alguns perfis têm seus limites operacionais limitados a determinados diâmetros de poços, como o perfil sônico que tem seu limite em 12 ¼ de polegada. Os diferentes perfis de poços são afetados de forma diferenciada pelas variações observadas no Caliper. Os perfis que correm centralizados no poço são de forma geral os mais afetados (ILD, DT) pelas variações no diâmetro dos poços ao passo que os que correm com sapatas de contato nas paredes do poço são menos afetados. Essa variável é medida em polegadas.

• Diâmetro da Broca – DB: é a variável que define o diâmetro nominal da broca que perfurou determinado intervalo de poço, sendo que um poço geralmente tem diferentes intervalos perfurados com brocas de diferentes diâmetros. O DB é medido em polegadas.

• Arrombamento de Poço – DCali: é uma variável calculada (CALI – DB), mede o quanto o diâmetro do poço se afasta do diâmetro nominal da broca que perfurou determinado trecho, esse valor é chamado de “arrombamento do poço”. Quando essa variável tem alta freqüência provoca “rugosidades” nas paredes dos poços sendo que essas irregularidades afetam a qualidade das leituras dos perfis, principalmente os perfis que correm com sapatas de contato junto as paredes dos poços como o perfil de Nêutrons e o Densidade. Essa variável é medida em polegadas

• Profundidade – Prof: é a profundidade do ponto de leitura dentro do poço. Sua escala de medida é em metros. Seu referencial de medida, isto é, o zero, é a Mesa Rotativa (MR) da sonda de perfuração, que em geral é um número menor que 10 metros. Para ser corrigido ao Nível Topográfico basta subtrair a MR. A profundidade é uma variável que para ser usada adequadamente requer o conhecimento da geologia da área, isto é: estar familiarizado com os diferentes Níveis Estratigráficos. A sua correlação com outras variáveis de perfis requer uma interpretação geológica. De forma geral a velocidade sônica das rochas (1/DT) e a densidade (RHOB) crescem com a profundidade em função do soterramento e conseqüente compactação das rochas.

• Raios Gama – GR: É a medida da radioatividade total presente nas rochas. Este perfil é utilizado, principalmente, para separar tipos diferentes de rochas, já que as argilas apresentam elevados teores de elementos radioativos e os arenitos e carbonatos têm baixa radioatividade. Outra aplicação é na correlação entre poços para rastrear lateralmente os Níveis Estratigráficos. Esse perfil, apesar de correr centralizado é pouco afetado pelo arrombamento do poço. Sua unidade de medida é em graus API.

• Indução – ILD: Curva de resistividade do perfil Eletro-indução. Mede a resistividade das rochas. É aplicado para cálculo de saturação e identificação dos fluidos e correlação entre os poços. Essa variável é afetada principalmente pela variação dos fluidos presentes nos poros da rocha, portanto deve ser usada com bastante critério, sempre identificando o fluido presente nas rochas reservatório. É medido em ohm.metro.

• Densidade – RHOB: Mede a densidade das rochas. É o principal perfil para a estimativa da porosidade Normalmente é medida em g/cm3 (grama por centímetro cúbico).

• Sônico – DT: Mede o tempo necessário para uma onda sonora percorrer um pé de rocha, esse tempo é chamado de tempo de trânsito. Esse tempo é inversamente proporcional a velocidade sônica da rocha. É utilizado para a estimativa da porosidade, correlação de poços, estimativas do grau de compactação das rochas, estimativas das constantes elásticas da rocha, detecção de fraturas e apoio à sísmica (sismograma sintético). É medido em microsegundos por pé.

Caracterização das variáveis geológicas:

Níveis Estratigráficos – N_Est: Esta variável indica os diferentes níveis geológicos atravessados pelos poços. Podem diferir uns dos outros em função de diferentes atributos como idades geológicas das rochas, origens em diferentes ambientes sedimentares que em última análise vão se traduzir em rochas com diferentes composições mineralógicas ocasionando variações dos aspectos físicos e químicos destas rochas. O mais importante é que esses Níveis Estratigráficos podem ser rastreados lateralmente, poço a poço com base em suas assinaturas dos perfis.

5. RESULTADOS E DISCUSSÕES

5.1 Análise descritiva das variáveis sobre perfis sônicos

O poço A em estudo está dividido em 6 níveis estratigráficos; 1C; 2M; 3P; 4B; 5S e

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