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POROSITY ESTIMATION IN GEOLOGICAL FORMATIONS OF ALMADA BASIN – BAHIA STATE – BRAZIL BASED IN AN INCOMPLETE SET OF GEOPHYSICAL WELL LOGS
CÁLCULO DA POROSIDADE EM POÇOS DA BACIA DE ALMADA - BA COM BASE NUM CONJUNTO REDUZIDO DE PERFIS GEOFÍSICOS DE POÇO
Autor
RABELO, SHIRLEY
CARRASQUILLA, ABEL
Institución
Resumen
In some oil boreholes, the geophysical well logs commonly applied to evaluate the geological formations included a set of logs such as sonic, gamma ray and resistivity, known as Project DT (PDT). Nowadays, the modern methods of reservoir study involve analysis of those logs plus density and neutron porosity logs, called Project RHOB/NPHI (PRN). By using both projects, it was possible to calculate and verify the variation of the effective porosity (φe) and the total porosity (φt), which are important parameters to characterize the fluid volume in a rock. In this context, it was used well log data from Namorado Field located in the Campos Basin/RJ, which has the complete set of logs (PRN), and thus, it can be used to validate the methodology performed by PDT. Later, this methodology was applied to the available data from Urucutuca Formation in Almada Basin/BA, where only PDT it is possible to perform. The values obtained for φe in the wells of Namorado Oil Field were around 0,20 to 0,30 for PDT, and, between 0,30 to 0,35 for PRN. In this case, it was observed that the applied methodology could be used to obtain φe from reservoirs with values 15% smaller in average. On the other hand, in Urucutuca Formation logs the estimated values for φt for 1-BAS-36-BA well varied between 0,30 to 0,50 in average, reaching a maximum value up to 0,65, and, φe changed between 0,30 and 0,35 in 57% of the data. For 1–SSA–01-BA well, φt varied between 0,30 and 0,65, reaching a maximum value of 0,80, and φe differed between 0,15 to 0,40 in 94% of the data. Therefore, it is possible to conclude that the approach used in the present study can be applied to estimate the petroleum reservoirs porosity to the exploration of sedimentary basins, in situations where it is available only a limited number of logs. Em alguns poços de petróleo, os perfis geofísicos comumente empregados nas avaliações das formações geológicas correspondem ao conjunto dos perfis sônico, raios gama e resistividade, conhecido como Projeto DT (PDT). Na atualidade, os métodos modernos de estudo de reservatório implicam, preferencialmente, na análise desses perfis em conjunto com os perfis de densidade e de porosidade neutrônica, chamado de Projeto RHOB/NPHI (PRN). Empregando-se esses projetos, verificou-se a variação da porosidade efetiva (φe) e da porosidade total (φt), as quais se constituem em importantes parâmetros de um reservatório, na caracterização do volume de fluido na rocha. Nesse contexto, foram utilizados perfis de poço do Campo de Namorado na Bacia de Campos/RJ, que possui o conjunto completo de cinco perfis (PRN), no intuito de se avaliar a metodologia quando se emprega o PDT. Posteriormente, a técnica foi aplicada a dados da Formação Urucutuca na Bacia de Almada/BA, onde, pela disponibilidade deles, somente foi possível desenvolver o PDT. Os valores obtidos para φe, nos reservatórios dos poços de Namorado, são da ordem de 0,25 a 0,30 para o PDT, e entre 0,30 e 0,35 para o PRN. Observa-se então que, o método utilizado no Campo de Namorado pode ser empregado na obtenção de φe de reservatórios, fornecendo valores em média 15% menores do que os obtidos PRN. Para os perfis da Formação Urucutuca, o poço 1-BAS-36-BA os valores estimados de φt oscilaram entre 0,30 e 0,50 em média, apresentando um máximo de 0,65; e os de φe, variaram entre 0,30 e 0,35 em 57% dos dados. Para o poço 1-SSA-01-BA, entretanto, φt variou entre 0,30 e 0,65 com um valor máximo de 0,80; e φe, variou entre 0,15 e 0,40 em 94% dos dados. Assim, conclui-se que é possível aplicar a abordagem proposta neste trabalho para estimar a porosidade de reservatórios de petróleo, em casos de exploração de bacias sedimentares, onde somente se possui um número limitado de perfis.