Por definição, petrofísica é o estudo das propriedades físicas das rochas e dos fluidos contidos nestas, enfatizando as associadas ao sistema de poros, distribuição de fluidos e características de fluxo. A forma como essas especificidades se relacionam é usada para determinar e avaliar reservas e fontes de hidrocarbonetos ou aquíferos.
De maneira geral, as características do reservatório a serem encontradas são a espessura, litologia, porosidade, permeabilidade e o fluxo fracionário (gás, óleo e água) enquanto as determinações relevantes ligadas aos fluidos são identificação, caracterização, saturação e pressão. Dentre todas, aqui destacaremos a espessura, abordando algumas formas de encontrar este parâmetro.
A espessura e os limites do reservatório são, geralmente, as propriedades mais fáceis de se medir. Por convenção, quando medida em pés, a medida é arredondada até o pé mais próximo, quando medido em metros é arredondado para 0,1 m mais próximo. A forma como a medida é feita depende da litologia.
Para areias (termo usado em geral para se referir a arenitos ou a rochas clásticas sedimentares) e xistos (geralmente associado a rochas metamórficas), usa-se o perfil de raio gama para identificá-las, já que essas litologias possuem um comportamento diferente em relação a radiação gama. O ponto de inflexão da taxa de contagem do raio gama em unidades API representa o limite entre camadas.
Entretanto, é importante ressaltar que se a camada de areia apresentar uma certa quantidade de mica, detritos vulcânicos e/ou feldspato de potássio, ela pode apresentar tanta radiação quanto o xisto, sendo assim difícil de separá-los por meio da radiação gama. Nesse caso, quando o poço foi perfurado com lama a base d’água, utiliza-se o método do potencial espontâneo (SP). Este é um método de campo natural que baseia-se no fato de que, na ausência de um campo elétrico artificial, é possível medir uma diferença de potencial entre dois eletrodos introduzidos no terreno. Porém caso o ambiente tenha pouca porosidade e uma alta resistividade o SP é suprimido e não é um bom indicador.
Ademais, outra ferramenta que pode ser usada através da condutividade e resistividade é o perfil de indução, que é utilizado quando a perfuração é feita com lama a base óleo (ou em casos especiais onde a lama base água tem baixa salinidade). Diferente do perfil SP, o indução é o mais indicado para lamas com alta resistividade.
Consta de um Transmissor coaxial ao eixo do poço onde uma corrente alternada de alta frequência (20 KHz) gera um campo eletromagnético (CMp) perpendicular na formação. A componente vertical do CMp vai induzir uma corrente na formação, já que os poros preenchidos por soluções eletrolíticas, agem como se fossem infinitos “fios elétricos” interligados, formando uma bobina de rocha. Estas correntes vão criar um campo magnético secundário, o qual vai induzir uma corrente na bobina receptora e finalmente ser registrado.
Concluindo, uma ressalva importante é sobre a litologia de carbonatos, que no caso, é necessário usar uma perfilagem que seja sensível a porosidade como por exemplo a sônica. O funcionamento desta é baseado na medição do tempo de trânsito de ondas sísmicas que se propagam através da lama de perfuração e das rochas.
Referências:
Edward D. Holstein. Petroleum Engineering Handbook, Vol. 5 – Reservoir Engineering and Petrophysics. Society of Petroleum Engineers, 2007.
Ellis, D. V. & Singer, J. M. Well logging for Earth Scientists. Springer-Verlag., 2007.
Rider, M. H., The Geological Interpretation of Well logs. Gulf Publishing, 1996.
Schlumberger, Anne. The Schlumberger Adventure. 1982.
Schlumberger. Log Interpretation. Principles/Applications. 1989.
Tittmam, J. Geophysical Well logging. Academic Press Inc., 1986.
Autor: Maria Eduarda Melentovytch Ribeiro de Castro
