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Programa de Desenvolvimento de Fornecedores
para o Setor de Óleo e Gás - MULTIFOR
PLATEC – PLATAFORMAS TECNOLÓGICAS
PLATEC INOVAPETRO
SERVIÇOS DE ANÁLISES DE PETROFÍSICA CONSIDERANDO RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS E NÃO CONVENCIONAIS (SHALE GAS E SHALE OIL).
INOVA PETROBNDS/FINEP/PETROBRAS
LINHA TEMÁTICA – RESERVATÓRIOS
SERVIÇOS DE ANÁLISES DE PETROFÍSICA
CONSIDERANDO RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS
E NÃO CONVENCIONAIS (SHALE GAS E SHALE OIL).
APRESENTAÇÃO
O termo “ Petrofísica ” foi introduzido por Archie(1950) para descrever “o estudo das propriedades físicas das rochas que dizem respeito à distribuição de fluidos em seus espaços porosos”.
Atualmente denomina-se “ Petrofísica ” todo o conjunto de disciplinas que tratam das propriedades físicas das rochas e minerais, tanto da matriz quant o de seus espaços porosos, e dos fluidos constituinte s e intersticiais.
DEFINIÇÃO
A investigação petrofísica pode ocorrer na escala de campo, por
meio da perfilagem elétrica, ou na escala de bancada, por meio da
medição laboratorial das propriedades físicas deamostras de rochas e fluidos. “O conhecimento preciso daspropriedades físicas das rochas é fundamental para uma interpretaçãorealista dos dados geofísicos registrados em campo.
A petrofísica é considerada um campo amplo e interdisciplinar, e por essarazão, seu arcabouço aglutina conhecimentos provenientes de diferentesáreas, como geologia, geofísica, química, mecânica, engenharia dopetróleo, e outras. Sua aplicação é vasta e abrange praticamente todas asatividades relacionadas à exploração e produção de recursos mineraissubterrâneos. “É preciso traçar um paralelo com a vida cotidiana: apetrofísica está para as Geociências assim como os exames laboratoriaisestão para a Medicina. Não há diagnóstico seguro sem ela”
DEFINIÇÃO
PETROFISICA EM AMOSTRAS
Análises Convencionais�Porosidade (phi)�Permeabilidade (k)
Análises Especiais�Pressão Capilar (Pc)�Permeabilidade Relativa (Kr)�Compressibilidade (Cr)
TESTEMUNHAGEM
Seções de 100 cmDescriçãoEmbalagemTransporte
fonte: `BAKER ATLAS
PETROFISICA EM AMOSTRAS
Testemunho Serrado02 Partes1/3 e 2/3
Facilita a Descrição
Amostragem01 a 03/m
Análises Petrofísicas
fonte: `PETROBRAS fonte: `PETROBRAS
TESTEMUNHAGEM
PETROFISICA EM AMOSTRAS
• Descrição da Litologia
• Fácies Sedimentares
• Ambiente Deposicional
• Análises Petrofísicas
– Porosidade
– Permeabilidade
– Pressão Capilar
– Permeabilidade Relativa
– Saturação de Fluidos
• Análises Geoquímicas
• Propriedades Mecânicasfonte: `PETROBRAS
TESTEMUNHAGEM
PETROFISICA EM AMOSTRAS
POROSIDADE
A porosidade determina a capacidade de armazenamento do reservatório.
É definida como a razão entre o volume de vazios, comumente denominado volume poroso, e o volume total da rocha, sendo expressa como uma fração ou uma porcentagem.
Comumente varia entre:• 10% a 40% em arenitos;• 5% a 25% em carbonatos
volume de vaziosΦ = -------------------------
volume total
POROSIDADE
POROSIDADE EM ARENITOS
1. Porosidade Intergranular (primária). São os espaços existentes entre os grãos detritais;
2. Microporosidade. São os pequenos espaços (menores que 2 μm) comumente associados com argilas autigênicas e detritais;
3. Dissolução (secundária). É o espaço poroso formado pela dissolução parcial ou total dos grãos do arcabouço ou dos cimentos;
4. Fraturas. É o espaço poroso associado com fraturas naturais
POROSIDADE
POROSIDADE TOTAL
A porosidade total inclui todo o espaço poroso da rocha, sejam os poros interconectados ou isolados.
• As medidas de laboratório medem apenas o espaço poroso interconectado.
• As medidas de perfis medem a porosidade total.
POROSIDADE EFETIVA
É a porosidade decorrente do espaço poroso interconectado.
POROSIDADE
A permeabilidade é a propriedade que caracteriza a facilidade com que o meio poroso permite o fluxo de fluidos em reposta a um dado gradiente de pressão.
É uma medida da condutividade do material poroso para um dado fluido.
Lei de Darcy
Q = vazão de águaK = constante de proporcionalidade característica do meio porosoA = área transversal da amostraL = comprimento da amostraΔP = P1 – P2 = diferença de altura dos níveis d’água dos manômetros
ΔP
Q
L
A
PERMEABILIDADE
k = Q . µ . L
A ( P1 – P2)
UNIDADE : Darcy (d) ou MiliDarcy (md)
Quando existe apenas um fluido Permeabilidade Absolu tano meio poroso k
Quando existe mais de um fluido Permeabilidade Efetivano meio poroso ko, kw, kg
Permeabilidade Relativakro = ko/k
PERMEABILIDADE
A melhor maneira de se entender o conceito depressão capilar é utilizar o clássico experimentodos tubos capilares em um recipiente com água.Neste sistema a água faz uma interface com o ar.Observa-se que a água sobe pelos capilares ealcança a maior altura nos tubos capilares demenor de diâmetro.
Ar(ou óleo)
água
PRESSÃO CAPILAR
O conceito de pressão capilar pode ser utilizado para avaliar:
� a qualidade da rocha reservatório
� espessura efetiva
� saturações de fluidos
� capacidade de retenção da rocha selante
� profundidade de contatos de fluidos
� espessura da zona de transição
� aproximação da eficiência de recuperação primária ou secundária
PRESSÃO CAPILAR
Colocando-se um tubo capilar em um fluido molhante as forças adesivas puxam o fluido para dentro do tubo. A fase molhante sobe no capilar acima da interface original, ou superfície livre, até que as forças adesivas e gravitacionais se equilibrem. Como os fluidos tem diferentes
densidades, tem também diferentes gradientes de pressão. A pressão capilar (PC) é definida como a quantidade de pressão adicional requerida para forçar a fase não molhante a deslocar a fase molhante no capilar.
Superfícielivre
Fasenão-molhante
Fasemolhante
Pnm
Pm
h
PC
PC = 0
Superfícielivre
PC = Pm - Pnm PC = ( ρm - ρnm ) g h
2σcosθPC = -------------
rC
ρ = densidade do fluido
g = constante gravitacional
h = altura acima da sup. Livre
σ = tensão interfacial
θ = ângulo de contato
r = raio do capilar
PRESSÃO CAPILAR
Bomba de mercúrio.
Equipamento para obtenção da curva de pressão capilar
em amostras de rocha para o sistema mercúrio-ar.
PRESSÃO CAPILAR
Os poros da rocha-reservatório são preenchidos por Óleo (So)Gás (Sg)Água (Sw)
So + Sg + Sw = 1
�Água conata, é a água móvel presente no reservatório. �Água irredutível é a água aderida ao arcabouço da rocha, que não se desloca pelo meio poroso.
água
óleo
gás
SATURAÇÃO DE FLUIDOS
Volume inicial Vo Volume final V1
Compressão P
ΔV = Vo – V1
Os poros da rocha-reservatório estão cheios de fluidos, que exercem
pressão sobre suas paredes. O volume dos poros é função da sua
pressão interna.Ao ser retirada parte dos fluidos, a pressão cai e o volume dos poros reduz
Cf = ∂V / Vo
∂ P
COMPRESSIBILIDADE
Compressibilidade Efetiva da Formação (Cf)
• Compressibilidade
gás
óleo
água
Para a mesma queda de pressão
pV
VC
∆∆= 1
pVCV ∆=∆ ..
pV
VC
∆∆= 1
COMPRESSIBILIDADE
ko, kw(mD)
Sw(%)
ko kw
0 100
0
50
100
150
Sw(%)
kro krw
0 100
1
0
Permeabilidade efetiva Permeabilidade relativa
kro, krw(mD)
normalizada pela Kabs
PERMEABILIDADE RELATIVA
POÇOS DE ALTO ÂNGULO
ACOPLADO NA TUBULAÇÃO
TUBO FLEXÍVELATRAVÉS DA TUBULAÇÃO
fonte: `jpt
NOÇÕES DE PERFILAGEM
LWD
EVOLUÇÃO DE EQUIPAMENTOS
WIRELINE
fonte: Precision Drilling
fonte: Schlumberger
NOÇÕES DE PERFILAGEM
Ferramentas básicas de perfilagem a poço aberto :
T I P O F E R R A M E N T A
Correlação e litologia Raios Gama
Potencial Espontâneo
Resistividade Indução
Laterolog
Porosidade e litologia Densidade
Neutrão
Sônico
Auxiliar Cáliper
Teste a cabo
Perfil de Imagem
Ressonância Magnética Nuclear
ANALISE DE PERFIS
PERFIL DE RADIOATIVIDADE NATURALGR
DEFINIÇÃORADIAÇÃO ELETROMAGNÉTICA EMITIDA POR NÚCLEOS
PROCESSO DE DECAIMENTOαααα ββββ γγγγ + CALOR
RADIOATIVIDADE NATURALTIPO DE ROCHA
IDADEAMBIENTE DEPOSICIONAL
ANALISE DE PERFIS
K40
U238 Th232
ATIVIDADEK = 1 Th = 1300 U = 3600
ARENITOSCALCÁRIODOLOMITO
FOLHELHOS
EXCEÇÕES
SAIS POTÁSSICOSARENITOS RADIOATIVOSARENITOS ARCOSIANOS
PERFIL DE RADIOATIVIDADE NATURALGR
ANALISE DE PERFIS
PERFIL ELÉTRICO
Meio homogêneo infinito
−==∆
211212
11
4 rr
RIIV
πρ
I
r
r + dr
AVV - dV
Esferas Equipotenciais
B
PRINCÍPIO DE MEDIÇÃO
ANALISE DE PERFIS
CONFIGURAÇÃO LATERAL
A
M
N
GERADOR MEDIDOR
BO
ESPAÇAMENTO
PERFIL ELÉTRICO
CONFIGURAÇÃO NORMAL
MEDIDOR
M
N
GERADOR
B
A
PRINCÍPIO DE MEDIÇÃO
ANALISE DE PERFIS
RESISTIVIDADE
GEOMETRIA DOSPOROS
CONECTIVIDADE
RESISTIVIDADE DA ÁGUA DE FORMAÇÃO
Rw
QUANTIDADE DEÁGUA
Sw
ANALISE DE PERFIS
EMISSORELETRODO
BOBINA
SINALCORRENTE
CAMPO
RECEPTORELETRODO
BOBINA
MEDIDAFACILIDADEAMPLITUDE
PRINCÍPIO DEMEDIÇÃO
RESISTIVIDADE
UNIDADE DE MEDIDA: ohm.m2/m
RAIO DE INVESTIGAÇAO E RESOLUÇÃO VERTICALDISTÂNCIA EMISSOR/RECEPTOR
ANALISE DE PERFIS
PRINCÍPIO DE MEDIÇÃO
Modificado de SCHLUMBERGER
TEMPO DE TRÂNSITOLITOLOGIA
POROSIDADE
DESCONTINUIDADES ACÚSTICASSALTOS DE CICLO
RUGOSIDADE DA PAREDE DO POÇOACAMAMENTO DAS ROCHAS
FRATURASFORMAÇÕES INCONSOLIDADAS
ALTAS SATURAÇÕES DE GÁS
ANALISE DE PERFIS
TEMPO DE TRÂNSITOLITOLOGIA
POROSIDADE
PERFIL SÔNICO
ONDACOMPRESSIONAL
ONDACIZALHANTE
ONDASTONELEY
TEMPO
DIS
TÂN
CIA
Modificado de SCHLUMBERGER
TEXTURA↑↑↑↑ CONECTIVIDADE DOS GRÃOS v↑↑↑↑
EFEITO DE HIDROCARBONETOSDESPREZÍVEL
RESOLUÇÃO VERTICAL~ 61 cm
PROFUNDIDADE DE INVESTIGAÇÃO12 - 100 cm
ANALISE DE PERFIS
MATRIZTEMPO DE TRÂNSITO CARACTERÍSTICO
VELOCIDADE SÔNICA TEMPO DE TRÂNSITO(ft/s) ( µµµµs/ft)
ARENITO 18.000 - 19.500 55,5 - 51,2CALCÁRIO 21.000 - 23.000 47,6 - 43,5DOLOMITA 23.000 - 26.000 43,5 - 38,5ANIDRITA 20.000 50,0
SAL 15.000 67,0ARGILA 6.000 - 16.000 167,0 - 62,5ÁGUA 5.000 - 5.300 200,0 - 189,0
PETRÓLEO 4.300 232,0FERRO 17.500 57,0
MEIO
ÁGUA SALGADA: 189 µµµµseg/ftÁGUA DOCE: 200 µµµµseg/ft
PERFIL SÔNICO
ANALISE DE PERFIS
PERFIL SÔNICO
REGRA PRÁTICAESCALA 40/140 µµµµs/ftMARCAR LINHA tma
20 DIVISÕESφφφφ = 3,5%/DIVISÃO
Cortesia: `PETROBRAS
Linha de tma
ANALISE DE PERFIS
BOMBARDEIO DE RAIOS GAMA
PRODUÇÃO DE PARES (ELETRONS)40 keV a 800 keV
EFEITO COMPTON ρρρρb125 keV
EFEITO FOTOELÉTRICO PE
PERFIL DENSIDADE
FERRAMENTACONVENCIONAL
FDC
FERRAMENTALITODENSIDADE
LDT/CDL
ANALISE DE PERFIS
JuntaFlexível
JuntaFlexível
Pressão Centralsobre o Patim
Fonte: SCHLUMBERGER
PERFIL DENSIDADE
ANALISE DE PERFIS
PERFIL DENSIDADE
CALCÁRIOS PUROSÁGUA DOCE
BLOCOS DEAl e Mg
JIG DE CAMPOAl
CALIBRAÇÃO
RAIO DE INVESTIGAÇÃO: 15 cm
RESOLUÇÃO VERTICAL: 25 cm
ANALISE DE PERFIS
Adaptado: SCHLUMBERGER
MINERAIS Pe ρρρρ b ρρρρ e U
DOLOMITA 3,142 2,870 2,864 9,000CALCÁRIO 5,084 2,710 2,708 13,770ARENITO 1,806 2,654 2,650 4,790
ANIDRITA 5,055 2,960 2,957 14,950GIPSITA 3,420 2,320 2,372 8,110HALITA 4,169 2,165 2,074 8,650
CLORITA 6,300 2,790 2,790 17,580ILITA 3,450 2,520 2,520 8,690CAOLINITA 1,830 2,410 2,410 4,410MONTMORILONITA 2,040 2,120 2,120 4,320
CARVÃO 0,800 1,400 1,468 0,260
BARITA 266,800 4,500 4,011 1070,000HEMATITA 21,480 5,240 4,987 107,000SILVITA 8,510 1,984 1,916 16,300ZIRCÃO 69,100 4,560 4,279 296,000
PERFIL DENSIDADE
ANALISE DE PERFIS
PERFIL DENSIDADE
REGRA PRÁTICAESCALA 2,00/3,00 g/cc
TRACK 420 DIVISÕES
MARCAR LINHA ρρρρma
φφφφ = 3,0%/DIVISÃO
Cortesia: `PETROBRAS
Linha de ρρρρma
ANALISE DE PERFIS
NÊUTRONS RÁPIDOS - ESPECTROSCOPIAEPITERMAL
DESACELERAÇÃO TERMAL
DIFUSÃOCAPTURA
PERFIL NEUTRÃO
EMISSÃO DE NÊUTRONS DE ALTA ENERGIA
ANALISE DE PERFIS
FERRAMENTAS
NEUTRON - NEUTRON TERMALCNL
NEUTRON - NEUTRON EPITERMALSNP
FONTECRISTAIS DE Am-Be ou Pb-Be
EPITERMAL - 23 cm
RAIO DE INVESTIGAÇÃO TERMAL - 36 cm
POÇO PADRÃO UNIVERSIDADE DE HOUSTON
CALIBRAÇÃOCAMADAS DE CALCÁRIO COM 1,9% 19% 26%
PERFIL NEUTRÃO
ANALISE DE PERFIS
SALINIADE DA FORMAÇÃO
0 kppm
250 kppm
φCNL, POROSIDADE CALIBRADA MATRIZ CALCÁRIO (u.p.)
φ, P
OR
OSI
DA
DE
DE
AC
OR
DO
CO
M M
ATR
IZ (
u.p
.)
Modificado de SCHLUMBERGER
PERFIL NEUTRÃO
ANALISE DE PERFIS
PERFIL NEUTRÃO
REGRA PRÁTICAESCALA 0,45/-0,15
TRACK 420 DIVISÕES
φφφφ = 3,0%/DIVISÃO
Cortesia: `PETROBRAS
Linha de φφφφa = 0
ANALISE DE PERFIS
• O que representa um perfil de imagem?
� Imagem de propriedade petrofísica da parede do poço�Representa valores de rocha e fluido�Valores expressos em escala de cores�Pixels na direção y referem-se a profundidade�Pixels na direção x referem-se ao ângulo em relação ao norte
verdadeiro, parte alta do poço ou parte baixa do poço�Qualquer perfil convencional pode ser convertido para imagem
desde que suas leituras sejam azimutais e haja informação de inclinômetro
ANALISE DE PERFIS
Como formar um perfil de imagem?
Escala de Cores
Perfil de Poço
Valores x Cores
Pixels
Alinhamento
Código de Cores
Inclinômetro
Perfil de ImagemAdaptado de TASK GEOSCIENCE (2010)
ANALISE DE PERFIS
• Imagem contínua em 360º no poço
• Mergulho de camadas litológicas
• Identificação de fraturas naturais e provocadas pela perfuraçao
• Pouca informação da textura das rochas
• Pode ser aplicado em poços perfurados com lama sintética
ANALISE DE PERFIS
Adaptado de: Davies, 2005
RESERVATÓRIOS COM ARGILA LAMINAR E ESTRUTURAL
LAMINAÇÕES DE FOLHELHO
ARENITO COM ÓLEO
CLASTOS DE ARGILA
ANALISE DE PERFIS
Histórico da RMN• Borg-Warner construíram equipamentos de RMN no final dadécada de 1950.• Década de 1960 a Schlumberger construiu primeirasferramentas de RMN apoiados nas pesquisas da Chevron eShell.
•A principal aplicação era para medir a saturação de óleo resi dual e oíndice de fluido livre.•As ferramentas tinham baixa eficiência devido à baixa veloc idade deperfilagem e da necessidade de dopar a lama.
• Início da década de 1990 a NUMAR lançou a primeiraferramenta de RMN com pulsos de radiofreqüência.• A Schlumberger lançou a ferramenta CMR em 1995• A Halliburton e a Baker Atlas comercializam as ferramentasda NUMAR.• Em 2002 primeiros equipamentos para LWD.
ANALISE DE PERFIS
MOMENTO MAGNÉTICO
MOMENTOANGULAR
CAMPO MAGNÉTICO
NÚCLEOSATÔMICOS
QUEM TEM ?
C13
H1
Na23F19
P31
ANALISE DE PERFIS
Porosidade indepedente de Litologia
– Não precisa definir Matriz
– Não é afetada por capturadores de nêutrons
– Não precisa conhecer ρρρρm, ρρρρf para F
RMN é sensível ao fluido
– Identifica Hidrocarbonetos
– Ìndice de Hidrogênio
– Polarização e Espaçamento entre echos
– Coeficiente de Difusão dos Fluidos
RMN mede Distribuição de Tamanho de Poros
– Saturação de Água Irredutível
– Permeabilidade, K
– Relação entre (Água da Argila / Fluido Livre)
ANALISE DE PERFIS
POLARIZATION VS TIME
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10TIME (SEC)
PO
LAR
IZA
TIO
N
WATER POLARIZATION
OIL POLARIZATION
TOTAL POLARIZATION
• Tipo de Fluido para fase não molhante ���� T1Bulk
• Distribuição de tamanho de poros para fase molhante ����T1Surf
• T1Surf << T1Bulk
GrãosÁgua
Óleo
Tempo de Relaxamento (sec)0.001 0.01 0.1 1
Adaptado: Schlumberger
ANALISE DE PERFIS
0 3 6 9 12 15Tempo de Exposição B0 (s)
Po
lari
zaçã
o
0
0
.2
0.4
0
.6
0.8
1
.0
Água < Óleo < Gás
T1 Constante de Tempo
Adaptado: Schlumberger
ANALISE DE PERFIS
TOC Estimation and Conventional Pore System
Decreasingdensity porositywith decreasingdepth
Morelargeporesdecreasing depth
TOCestimationcomparison
ANALISE DE PERFIS
DPHI (LS)TCMRGR T2_DIST
0……..150 0.2...2000 0.2..…0 0.1………1000Ro & Rt ELAN
Porosity0.2……..0
CFF4 > 5ms0…………0.1
TOC-SchmokerTOC-NMR
Sw
Majority of Production
Trace Production
ANALISE DE PERFIS