INTERPRETAÇÃO E CORRELAÇÃO DE DADOS DE POÇOS E … · 2019-07-07 · Silva, Karla Adryane Palmeira da. Interpretação e correlação de dados de poços e linhas sísmicas 2D

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

INTERPRETAÇÃO E CORRELAÇÃO DE DADOS DE POÇOS E

LINHAS SÍSMICAS 2D DA BACIA DO PARNAÍBA – ESTADO DO

MARANHÃO

Karla Adryane Palmeira da Silva

junho, 2019

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo – CEP/CT/UFRN 2019.1

ii Karla Adryane Palmeira da Silva

Karla Adryane Palmeira da Silva

INTERPRETAÇÃO E CORRELAÇÃO DE DADOS DE POÇOS E LINHAS

SÍSMICAS 2D DA BACIA DO PARNAÍBA – ESTADO DO MARANHÃO

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador: Dr. German Garabito Callapino

Coorientador: Dr. Yoe Alain Reyes Perez

junho, 2019

NATAL, RN

Silva, Karla Adryane Palmeira da. Interpretação e correlação de dados de poços e linhassísmicas 2D da Bacia do Parnaíba - Estado do Maranhão / KarlaAdryane Palmeira da Silva. - 2019. 73 f.: il.

Monografia (graduação) - Universidade Federal do Rio Grandedo Norte, Centro de Tecnologia, Curso de Engenharia de Petróleo.Natal, RN, 2019. Orientador: Prof. Dr. German Garabito Callapino. Coorientador: Prof. Dr. Yoe Alain Reyes Perez.

1. Perfilagem de poços - Monografia. 2. Bacia do Parnaíba -Monografia. 3. Interpretação sísmica 2D - Monografia. I.Callapino, German Garabito. II. Perez , Yoe Alain Reyes. III.Título.

RN/UF/BCZM CDU 550.832

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRNSistema de Bibliotecas - SISBI

Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede

Elaborado por FERNANDA DE MEDEIROS FERREIRA AQUINO - CRB-15/301


iii Karla Adryane Palmeira da Silva


iv Karla Adryane Palmeira da Silva

"...E não há melhor resposta

que o espetáculo da vida:

vê-la desfiar seu fio,

que também se chama vida,

ver a fábrica que ela mesma,

teimosamente, se fabrica,

vê-la brotar como há pouco

em nova vida explodida;

mesmo quando é assim pequena

a explosão, como a ocorrida;

mesmo quando é uma explosão

como a de há pouco, franzina;

mesmo quando é a explosão

de uma vida severina.”

(Morte e Vida Severina,

João Cabral de Melo Neto)


v Karla Adryane Palmeira da Silva

Aos meus queridos pais: Geovanete e Francisco.


vi Karla Adryane Palmeira da Silva

AGRADECIMENTOS

Inicialmente, como não poderia deixar de ser, agradeço a Deus por nunca ter me

faltado em vida e pela forma com a qual vem guiando meus passos.

Ao orientador, Prof. Dr. German Garabito Callapino, pela confiança, dedicação e

paciência dispensadas a mim durante a realização deste trabalho.

Ao coorientador, Dr. Yoe Alain Reyes Perez pelos ensinamentos, competência e por

permanecer sempre solícito durante a operação e questionamentos sobre o software Petrel.

À querida Profª e Coordª do curso de Engenharia de Petróleo Jennys Lourdes Meneses

Barillas, pelos ensinamentos, conselhos e apoio durante toda a jornada do curso.

À geóloga Maria Clara de Meneses Lourenço, pelo incentivo, sugestões, revisões

textuais e contribuições durante a confecção dos mapas.

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), como um todo, em especial

ao Departamento de Engenharia de Petróleo (DPET) e a todo o corpo docente, pelas

oportunidades e pelo ensino superior público de qualidade, insumo principal para que eu me

aproximasse da condição de ser Engenheiro.

À Schlumberger, pela licença do software PETREL à UFRN, contribuindo para a

realização deste trabalho.

À Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), por ceder

dados técnicos dos poços da Bacia do Parnaíba, analisados nesse trabalho.

À minha família, Rejane, Alany, Àdyla, Cristiano, Danillo em especial aos meus

queridos pais: Geovanete e Francisco, pela contínua e inestimável dedicação, no que diz

respeito a minha educação e, sobretudo, pelo amor, combustível determinante que nos trouxe

até aqui. A vocês, minha eterna gratidão!

Aos meus preciosos amigos, segunda família, por todo companheirismo, compreensão

e apoio em todos os momentos.

Por fim, a todas as pessoas que torceram e confiaram no meu potencial, munindo-me

de motivação e energia para perseverar até o fim. Obrigada!


vii Karla Adryane Palmeira da Silva

SILVA, Karla Adryane Palmeira da. Interpretação e correlação de dados de poços e linhas

sísmicas 2D da Bacia do Parnaíba – Estado do Maranhão. 2019. 72 f. TCC (Graduação) - Curso

de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2019.

Palavras-Chaves: Bacia do Parnaíba, Interpretação sísmica 2D, Perfilagem de Poços

Orientador: Prof. Dr. German Garabito Callapino

Coorientador: Prof. Dr. Yoe Alain Reyes Perez

RESUMO

___________________________________________________________________________

A Bacia do Parnaíba, classificada como uma das grandes sinéclises paleozoicas do Brasil está

situada na região nordeste brasileira e se estende por uma área sedimentar de 665.888 km2,

compreendida entre os estados do Maranhão e Piauí, incluindo em partes o Tocantins, Pará,

Ceará e Bahia. Nos últimos anos, as atividades exploratórias na região tiveram notória ascensão,

alvo de altos investimentos, no entanto, ela ainda é considerada pouco explorada diante da sua

imensa dimensão e em função de fatores geográficos limitantes. Este trabalho contribui com

uma revisão bibliográfica da geologia regional e dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba,

e um estudo correlação das informações de perfilagem de poços com uma seção sísmica

migrada em tempo, com intuito de identificar as formações geológicas do principal sistema

petrolífero. Foram utilizadas informações do poço 1CA-0001-MA e da linha sísmica 0317-

0103, e utilizou-se o software PETREL para fazer a o estudo de correlação. Nos perfis de poços

foram identificadas as principais formações associados aos sistemas petrolíferos da referida

bacia, no entanto, na correção dos perfis com a seção sísmica identifica-se bem somente a

sistema petrolífero Pimenteiras-Cabeças.


viii Karla Adryane Palmeira da Silva

SILVA, K. A. P. da. Interpretação e correlação de dados de poços e linhas sísmicas 2D da Bacia

do Parnaíba – Estado do Maranhão. 2019. 72 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de

Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2019.

Keywords: Parnaíba Basin, 2D Seismic Interpretation, Well wire logging

Tutor: Prof. Dr. German Garabito Callapino

Coorientator: Prof. Dr. Yoe Alain Reyes Perez

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

The Parnaíba Basin, classified as one of the great Paleozoic syneclises of Brazil, is located in

the northeastern Brazilian region and extends through a sedimentary area of 665,888 km2,

between the states of Maranhão and Piauí, including parts of Tocantins, Pará, Ceará, and Bahia.

In the last years, exploratory activities in the region have had a notable rise, the target of high

investments, nevertheless, it is still considered little explored in view of its great size and due

to limiting geographical factors. This work contributes with a bibliographical review of the

regional geology and petroleum systems of the Parnaíba Basin, and a correlation study of the

well logs information with a time-migrated seismic section, in order to identify the geological

formations of the main petroleum system. Data from well 1CA-0001-MA and seismic line

0317-0103 were used, and PETREL software was used to make a correlation study. In the well

logs, the main formations associated with the petroleum systems of the Paraiba basin were

identified, however, in the correlation of the logs with the seismic section, it was well identified

only the Pimenteiras-Cabeças petroleum system.


ix Karla Adryane Palmeira da Silva

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 14

1.1 Motivação e Objetivos 16

2 ASPECTOS TEÓRICOS 18

2.1 Geologia Regional 18

2.1.1 Localização 18

2.1.2 Arcabouço Estrutural e Embasamento 21

2.1.3 Arcabouço Estratigráfico 22

2.1.4 Tectônica e Sedimentação 25

2.1.5 Histórico Exploratório 26

2.2 Sistemas Petrolíferos 28

2.2.1 Geração e Migração 29

2.2.2 Rocha Reservatório 30

2.2.3 Rocha Selante 32

2.2.4 Trapas 33

3 MATERIAS E MÉTODOS 35

3.1 Materiais 36

3.1.1 Dados sísmicos e perfis de poços 36

3.1.2 Dados de Poços 37

3.1.3 Dados Sísmicos 38

3.2 Métodos 40

3.2.1 Perfilagem Geofísica de Poços 40

3.2.2 Sísmica de reflexão 46

3.2.3 Generalidades do software Petrel 49

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 56

4.1 Interpretação do Perfil 56

4.1.1 Sistema Petrolífero Poti/Longá 58

4.1.2 Sistema Petrolífero Cabeças/Pimenteiras 60


x Karla Adryane Palmeira da Silva

4.1.3 Sistema Petrolífero Jaicós/Tianguá 62

4.2 Correlação dos perfis de poços com a seção sísmica 63

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 68

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 69


xi Karla Adryane Palmeira da Silva

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1: Mapa de localização e geologia da Bacia do Parnaíba. ......................................... 19

Figura 2-2: Limites estruturais da Bacia do Parnaíba............................................................... 20

Figura 2-3: Principais feições estruturais da Bacia do Parnaíba. ............................................. 22

Figura 2-4: Carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba. ............................................................. 23

Figura 2-5: Seção geológica esquemática da Bacia do Parnaíba.............................................. 25

Figura 2-6: Principais rochas geradoras da Bacia do Parnaíba. ............................................... 29

Figura 2-7: Principais rochas reservatório da Bacia do Parnaíba. ............................................ 31

Figura 2-8: Principais rochas selante da Bacia do Parnaíba. .................................................... 32

Figura 3-1: Resumo da metodologia aplicada. ......................................................................... 35

Figura 3-2: Pré-visualização dos dados de poços e sísmicos no Petrel. ................................... 36

Figura 3-3: Esquema de aquisição de ondas sísmicas. ............................................................. 47

Figura 3-4: Arquivo de trajetória para poços verticais. ............................................................ 51

Figura 3-5: Inserção da mesa rotativa (KB) com o datum do poço e sua medida nas

configurações do poço (settings). ..................................................................................... 52

Figura 3-6: Informações de MD dos topos das Formações da Bacia do Parnaíba. .................. 53

Figura 3-7: Codificação das fácies para inserção dos dados. ................................................... 54

Figura 3-8: Exemplo de dados de fácies do poço 1CA-0001-MA. .......................................... 54

Figura 4-1: Visualização em janela 3D no PETREL da linha sísmica e do poço. ................... 56

Figura 4-2: Perfis geofísicos e interpretação do Poço Caraíbas (1CA 0001 MA). .................. 58

Figura 4-3: Seção sísmica 2D migrada. .................................................................................... 64

Figura 4-4: Projeção do poço sobre a seção sísmica 2D. ......................................................... 65

Figura 4-5: Interpretação da linha 0317-0103 pela ANP. ........................................................ 65


xii Karla Adryane Palmeira da Silva

LISTA DE TABELAS

Tabela 3-1: Coordenadas geográficas dos poços. ..................................................................... 37

Tabela 3-2: Coordenadas geográficas das linhas sísmicas. ...................................................... 37

Tabela 3-3: Dados de cada poço da área de estudo incluindo raios gama (GR), potencial

espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI), sônico (DLT), indícios de

hidrocarbonetos e perfil composto (PC). .......................................................................... 38

Tabela 3-4: Parâmetros da linha sísmica 0317-0103. ............................................................... 39

Tabela 3-5: Parâmetros da linha sísmica 0317-0104. ............................................................... 39

Tabela 3-6: Valores de velocidades acústicas compressionais (onda P) e tempos de trânsito,

utilizadas como referência para ajuste dos perfis sônicos. ............................................... 45

Tabela 3-7: Conversão das coordenadas dos poços do datum UTM SAD-69 para UTM WGS-

84. ..................................................................................................................................... 50


13 Karla Adryane Palmeira da Silva

CAPÍTULO I:

INTRODUÇÃO E OBJETIVOS



1 INTRODUÇÃO

A Bacia do Parnaíba, classificada como uma das grandes sinéclises paleozoicas do

Brasil, alvo de grandes investimentos e objeto de estudo de muitas pesquisas na atualidade, está

localizada a noroeste da região Nordeste, do território brasileiro e deteve, por muito tempo,

reservas desconhecidas e seu potencial oculto. Considerada uma fronteira exploratória, os

fatores geográficos (afastado dos grandes centros urbanos) e técnicos (grande extensão

territorial) contribuíram, no passado, para escassos investimentos financeiros e,

consequentemente, insuficiência de dados de prospecção, que viessem a contribuir para o

entendimento, dimensão e exploração da mesma (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).

Diferentes fases exploratórias ocorreram do início da década de 1950 até os dias atuais

na Bacia do Parnaíba, impulsionadas a princípio, pelo Conselho Nacional de Petróleo (CNP)

com a perfuração de três poços no Estado do Maranhão (ALVES, 2013) e, mais tarde, em 1956,

continuadas pela Petrobras (GÓES et al., 1990). Nesse sentido, apesar de campanhas

exploratórios anteriores possibilitarem a obtenção de novos dados da região, o grande marco

histórico ocorreu em 1997, com o advento da Lei 9.478, conhecida como Lei do Petróleo,

quando a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) passou a

contratar áreas, a partir de licitações de blocos exploratórios, que fomentaram o mercado

petrolífero no Brasil (FERNANDES, 2011).

O cenário, cada vez mais atraente aos olhos de grandes empresas como Petra Energia,

Devon, Petrobras e Comp E&P de Petróleo e Gás S.A., que arremataram blocos exploratórios

na Nona Rodada de Licitações da ANP, em 2007, tornou-se ainda melhor no ano de 2010,

quando a OGX Maranhão identificou a presença de gás na seção devoniana do poço 1-OGX-

16-MA, localizado no bloco PN-T-68, levando a declarar, no ano de 2011, comercialidade de

gás na Bacia do Parnaíba (ALVES, 2013).

Em virtude disso, uma grande janela de oportunidade se estabeleceu na região até os

dias atuais, haja vista o grande interesse nos setores ofertados (SPN-N, SPN-SE e SPN-O),

arrematados por empresas de grande porte na Décima Primeira Rodada de licitações, em 2013

e a crescente demanda por novas pesquisas exploratórias para a compreensão e dimensão da

mesma.

Dessa forma, com intuito de contribuir com essa compreensão, neste trabalho apresenta-

se um estudo dos principais sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba, através da interpretação



e dados de dois poços e de uma seção sísmica migrada 2D da mesma, fundamentado nos

métodos de exploração sísmica e de perfilagem de poços, bem como a caracterização do sistema

petrolífero.

O método sísmico, ou mais especificamente a sísmica de exploração de hidrocarbonetos

é um método de prospecção geofísica que tem como objetivo principal a estimativa de

propriedades da subsuperfície da terra, visando a análise das condições de formação e acúmulo

de hidrocarbonetos. O método sísmico de reflexão, método indireto de exploração de

subsuperfície é considerado um dos métodos mais utilizados na exploração de petróleo e pode

ser dividida em três etapas principais, são elas: aquisição, processamento e interpretação

(ROBINSON e TREITEL, 1980). No entanto, neste trabalho realizou-se apenas a etapa de

interpretação dos dados sísmicos.

A perfilagem de poços tem o propósito de efetuar um registro, no qual esteja

discriminado as características das formações litológicas existentes ao longo de toda a extensão

de uma perfuração de um poço, tais informações são indispensáveis para caracterização

geológica de reservatórios (ELLIS e SINGER, 2008). As medições são realizadas através de

ferramentas, as quais podem variar dependendo da propriedade geofísica desejada. Nesse

sentido, os perfis de poço analisados nesse trabalho compreendem os perfis de raio gama (GR),

potencial espontâneo (SP), indução (RILD), neutrão (NPHI) e sônico (DLT).

A caracterização dos reservatórios consiste na construção de um modelo baseado em

dados como perfil de poço e dados sísmicos, ao descrever geológica e petrofísicamente

propriedades como: permeabilidade, porosidade, saturações, entre outras. E, posteriormente,

realizar um ajuste de histórico ou ajuste de dados dinâmicos (MASCHIO, VIDAL e

SCHIOZER, 2008) proporcionando um entendimento melhor das propriedades físicas das

rochas.

A estruturação deste trabalho está disposta em cinco capítulos, cujos contextos estão

organizados conforme a seguinte sequência: Introdução e Objetivos, no qual é feito uma

abordagem geral do tema, importância, motivação e descrição dos principais objetivos;

Aspectos Teóricos, a fim de desenvolver uma fundamentação teórica para compreensão do

trabalho; Materiais e Métodos, com intuito de expor a metodologia de realização do estudo;

Resultados, onde foram detalhados e discutidos os resultados obtidos através da interpretação



dos dados e, por último: Conclusões, que dispõe de um resumo das principais conclusões do

trabalho.

1.1 Motivação e Objetivos

Recentes descobertas de reservatórios de hidrocarbonetos com potencial de

comercialidade em blocos exploratórios nela existentes, como a identificação da presença de

gás na seção devoniana do poço 1-OGX-16-MA no bloco PN-T-68, pela OGX Maranhão em

2010, vindo a se tornar produtora comercial de gás, em 2012, pela Unidade de Tratamento de

Gás (UTE Parnaíba) (ALVES, 2013); a analogia com outras importantes bacias paleozoicas

brasileiras, produtoras ou portadoras de acumulações relevantes, aliados ao recente fomento

pela ANP de atividades exploratórias na área, todavia a necessidade por pesquisas de

prospecção da região da Bacia do Parnaíba, sobretudo de subsuperfície, constituem os

principais fatores motivacionais que sustentam o tema deste trabalho.

Com base nas motivações acima, o objetivo geral deste trabalho trata do estudo do sistema

petrolífero de uma das áreas da referida Bacia, com base em informações geofísicas de

subsuperfície pré-existentes da região. Os objetivos específicos consistem na identificação e

descrição das principais formações dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba, por meio da

correlação de dados de perfis geofísicos de dois poços e de uma seção sísmica migrada de uma

linha 2D, que passa próximo dos dois poços, fornecidos pela ANP para fins acadêmicos.

Desse modo, foram definidas as seguintes metas a serem cumpridas neste trabalho:

• Interpretação de dados de poços e da seção sísmica migrada da Bacia do Parnaíba;

• Correlação entre os resultados das interpretações de poços e da seção sísmica

migrada.

• Caracterização estratigráfica das principais formações dos sistemas petrolíferos

da Bacia do Parnaíba.



CAPÍTULO II:

ASPECTOS TEÓRICOS



2 ASPECTOS TEÓRICOS

Este capítulo tem como objetivo desenvolver a fundamentação teórica empregada

durante toda a composição e compreensão desse trabalho. É apresentada uma contextualização

geológica da Bacia do Parnaíba, seguido de um contexto histórico exploratório da bacia e uma

descrição dos sistemas petrolíferos existentes na Bacia.

2.1 Geologia Regional

Neste tópico é abordado alguns dos aspectos importantes da geologia regional da Bacia

do Parnaíba, a fim de contribuir para a contextualização e compreensão dos resultados, análises,

métodos e comparações realizadas a posteriori.

2.1.1 Localização

A Bacia do Parnaíba está localizada na porção noroeste do Nordeste brasileiro e

compreende os estados do Maranhão e Piauí, incluindo em partes o Tocantins, Pará, Ceará e

Bahia. Essa bacia, classificada como uma das grandes sinéclises paleozoicas do Brasil,

apresenta uma geometria elíptica com o eixo de maior elongação medindo cerca de 1.000 km e

se estende por uma área sedimentar de 665.888 km2 (ARAÚJO & FERREIRA, 2017). A

espessura da coluna sedimentar é estimada em até 3.500 m, no seu depocentro (VAZ et al.,

2007). Alves (2013), apresenta um levantamento sísmico recente realizado pela ANP em que

foi atestada a possibilidade da espessura máxima da coluna sedimentar alcançar até 6.000 m na

região de influência do Lineamento Transbrasiliano.

As linhas sísmicas L1 e L2, e os poços P1 e P2, marcados na Figura 2-1 nas cores

vermelho e preto, respectivamente, foram utilizados no presente trabalho para o estudo da

correlação entre as informações geológicas e geofísicas de subsuperfície de uma região da Bacia

do Parnaíba e estão localizados geograficamente entre os paralelos 6º00” e 8°00” S e meridianos

42°00” e 48°00” W.

Os nomes dos poços seguem nomenclaturas com os seguintes prefixos: 1CA 0001 MA

e 1RB 0001 MA, porém são popularmente designados de CARAIBAS-1 e RIBEIRAOZINHO-

1, representados por P1 e P2, respectivamente. As linhas sísmicas são denominadas de 0317-

0103 e 0317-0104, representados por L1 e L2 respectivamente, no mapa de localização e

geologia da Bacia do Parnaíba.



Figura 2-1: Mapa de localização e geologia da Bacia do Parnaíba.



As unidades estratigráficas presentes no mapa geológico, denominados: Siluriano,

Devoniano, Carbonífero, Permiano, Triássico, Jurássico, Cretáceo e Neogeno, referem-se ao

preenchimento desta bacia, o qual dividem-se em cinco supersequências deposicionais,

correlacionáveis a ciclos tectônicos de caráter global, denominados: Sequência Siluriana,

Sequência Mesodevoniano-Eocarbonífera, Sequência Neocarbonífera-Eotriássica; Sequência

Jurássica; Sequência Cretácea.

Essa bacia encontra-se limitada geologicamente pelo arco Ferrer-Urbano Santos, que a

separa das bacias de São Luís e Barreirinhas na direção norte; pelo arco do Médio São

Francisco, que a separa da bacia do São Francisco, nas direções sul e sudeste; pelo arco de

Tocantins, que a separa da bacia de Marajó, na direção noroeste (SILVA et al., 2003) e por

rochas da Orogenia Brasiliana, nas direções leste e oeste (CUNHA, 2012), de acordo com a

Figura 2-2.

Figura 2-2: Limites estruturais da Bacia do Parnaíba.

Fonte: Ferraz (2015 apud Santos & Carvalho, 2004).



2.1.2 Arcabouço Estrutural e Embasamento

O desenvolvimento da Bacia do Parnaíba se fez sobre um embasamento continental

formado por rochas metamórficas, ígneas e sedimentares ao longo de um estágio de estabilidade

da plataforma Sul-Americana (CARNEIRO et al., 2012).

Segundo Vaz et al., (2007), as rochas que compõem o embasamento desta bacia

apresentam idades que variam do Arqueano ao Ordoviciano, com maioria variando do final do

Proterozoico ao início do Paleozoico. Existem duas unidades sedimentares que compõem o

embasamento da bacia do Parnaíba, são elas: a Formação Riachão e Grupo Jaibaras. A primeira

é composta por depósitos imaturos de idade proterozóica média ou superior compreendendo

grauvacas, arcósios, siltitos, folhelhos vermelhos e ignimbritos. Já o grupo Jaibaras, que emerge

no leste-nordeste da bacia é constituído de depósitos fluviais, aluviais e lacustres.

Estruturalmente, os lineamentos Transbrasiliano, Picos-Santa Inês e Tocantins-

Araguaia, segundo a Figura 2-3, são classificados como as principais feições estruturais do

embasamento (CUNHA, 1986). Essas feições atuaram de forma a controlar as direções dos

eixos deposicionais até o Eocarbonífero, exercendo papel fundamental na evolução tectono-

sedimentar (ARCE et al., 2006; VAZ et al., 2007).

O Lineamento Transbrasiliano, o principal controlador, está localizado ao longo de toda

a porção leste e sul-sudeste da Bacia e apresenta falhas que atingem rochas do pré-cambriano e

rochas do fanerozoico (CUNHA, 1986).



Figura 2-3: Principais feições estruturais da Bacia do Parnaíba.

Fonte: Ferraz (2015, apud Santos & Carvalho, 2004).

2.1.3 Arcabouço Estratigráfico

Vaz et al. (2007) e Rezende (2002) fragmentaram a coluna sedimentar, de acordo com

a litoestratigrafia e quanto à estratigrafia de sequências, conforme a carta estratigráfica da

Figura 2-4, resultando em cinco supersequências deposicionais: Sequência Siluriana (Grupo

Serra Grande), Sequência Mesodevoniano-Eocarbonífera (Grupo Canindé), Sequência

Neocarbonífera-Eotriássica (Grupo Balsas); Sequência Jurássica (Formação Pastos Bons);

Sequência Cretácea (Formações Codó, Corda, Grajaú e Itapecuru).

Na evolução estratigráfica da bacia, tem-se a ocorrência de rochas ígneas básicas na

forma de derrames vulcânicos, diques e soleiras e as intrusões magmáticas das formações

Mosquito e Sardinha, correspondentes as sequências deposicionais do Jurássico e Cretáceo,

respectivamente (AGUIAR, 1971; VAZ et al., 2007).



Figura 2-4: Carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba.

Fonte: Adaptado, Vaz et al., 2007.



A seguir, descreveu-se as formações e litologias correspondentes as suas

supersequências, baseado fortemente no estudo de Vaz et al., (2007).

A supersequência siluriana, correspondente litoestratigraficamente ao Grupo Serra

Grande, advém de um ciclo transgressivo-regressivo completo e está assentada sobre rochas

proterozóicas ou sobre depósitos cambrianos. As formações que a constituem e as litologias

correspondentes são: Formação Ipu – arenitos, conglomerados, quartzo e arenitos de finos a

grossos; Formação Tianguá – folhelhos escuros e carbonáticos, arenitos finos a médios e

intercalações de siltitos e folhelhos escuros. Formação Jaicós – arenito, grossos e mal

selecionados.

A supersequência mesodevoniana-eocarbonífera, correspondente

litoestratigraficamente ao Grupo Canindé, e têm seus estratos depositados discordantemente

sobre a sequência mais antiga. As formações que a constituem e as litologias correspondentes

são: Formação Itaim - arenitos finos a médios, bem selecionados e com alta esfericidade

intercalados a folhelhos; Formação Pimenteiras – folhelhos escuros, radioativos, ricos em

matéria orgânica, com intercalações de siltito e arenito; Formação Cabeças – arenitos, médios

a grossos, com intercalações delgadas de siltitos e folhelhos; Formação Longá - folhelhos

escuros, homogêneos ou bem laminados além de eventuais pacotes de arenitos e siltitos;

Formação Poti - arenitos, com lâminas de siltito e folhelhos com eventuais níveis de carvão.

A supersequência neocarbonífera-eotriássica, correspondente litoestratigraficamente ao

Grupo Balsas. As formações que a constituem e as litologias correspondentes são: Formação

Piauí - arenitos com intercalações de folhelho, calcários e finas camadas de sílex; Formação

Pedra de Fogo - considerável variedade de rochas - sílex, calcário, intercalado com arenito,

folhelho, siltito, anidrita e, eventualmente, dolomito; Formação Motuca – siltito, arenito fino e

médio, folhelho, anidrita e calcários; Formação Sambaíba - arenitos avermelhados, finos a

médios.

A supersequência jurássica, correspondente litoestratigraficamente a Formação Pastos

Bons, cuja posição estratigráfica da Formação Corda foi reinterpretada pelos autores e passou

a fazer parte da Sequência Cretácea. As litologias correspondentes são: Formação Pastos Bons

– na base predominam os arenitos, fino a médio, subarredondados e lentes de calcário, na parte

média da seção ocorrem siltito, folhelho/argilito, comumente intercalados com arenito e a

porção mais superior é formada de arenito finos, intercalados a siltitos e folhelhos.



A supersequência cretácea, correspondente litoestratigraficamente pelas Formações

Codó, Corda, Grajaú e Itapecuru. As litologias correspondentes são: Formação Corda - arenitos

avermelhados, finos e médios, seleção regular a boa, ricos em óxidos de ferro. Formação Grajaú

– arenitos claros, médios/grossos, subangulosos/angulosos, mal selecionados e a presença de

seixos e de níveis conglomeráticos e arenitos; Formação Codó - folhelhos, calcários, siltitos,

gipsita/anidrita e arenito; Formação Itapecuru - arenitos finos, com estruturas diversas.

2.1.4 Tectônica e Sedimentação

A evolução tectonossedimentar da Bacia do Parnaíba, é iniciada por pulsos terminais e

eventos térmicos, durante o final do Ciclo Brasiliano (Cambro-Ordoviciano) e a estágios de

estabilização da plataforma (ALMEIDA & CARNEIRO, 2004) que corroboraram com a

formação de grábens ou riftes presentes em toda a extensão do embasamento da Bacia do

Parnaíba (GÓES et al., 1990). Nessas estruturas grabenformes ocorreu a deposição pré-

ordoviciana da Formação Riachão e da Formação Mirador (CAPUTO & LIMA, 1984). Essas

estruturas grabenformes foram representadas pelo esquema da seção geológica da Bacia do

Parnaíba da Figura 2-5.

Figura 2-5: Seção geológica esquemática da Bacia do Parnaíba.

Fonte: Alves, 2013.

Posteriormente, em decorrência da atuação de um megassistema de fraturas, resultado

de contrações térmicas devido um resfriamento da litosfera no final da Orogenia Brasiliana,



teve início a deposição da Sequência Siluriana (Grupo Serra Grande), que terminou com a

Orogenia Caledoniana (GOÉS & FEIJÓ, 1994). Durante o Devoniano, houve a retomada da

deposição (Grupo Canindé) e processos geológicos resultaram na subsidência e expansão da

bacia, bem como o início de um novo ciclo transgressivo-regressivo que possibilitou maior

ingressão marinha da Bacia do Parnaíba (Formação Pimenteiras). O final da deposição desta

última sequência é marcado pelo soerguimento da bacia, provocado pela influência da Orogenia

Eo-Herniciana (GOÉS & FEIJÓ, 1994).

A deposição do Grupo Balsas, de acordo com Góes & Feijó (1994), é fruto de profundas

mudanças estruturais e ambientais da Bacia, transcorridas do Carbonífero ao Triássico. Tais

mudanças são produto do deslocamento dos depocentros para o centro da bacia e da mudança

das condições de circulação dos mares, que antes abertos passaram a ter circulação restrita. As

condições de circulação restritas, relacionadas as condições severas de aridez e clima quente,

foram determinantes para a sedimentação de evaporitos e instauração de ambientes desérticos.

Processos deposicionais da Formação Pastos Bons, ao longo do Jurássico, foram

atribuídas as condições continentais da Bacia e ao mecanismo de subsidência, decorrente do

peso sobreposto do magmatismo (GOÉS & FEIJÓ, 1994).

Por último, Goés & Feijó (1994) atestam que houve a retomada da sedimentação na

Bacia do Parnaíba, durante o Cretáceo, devido esforços de ruptura da margem equatorial

brasileira. O período de sedimentação é definido por uma ligeira transgressão associada,

posteriormente a um cenário deposicional exclusivamente continental.

2.1.5 Histórico Exploratório

O potencial exploratório da Bacia do Parnaíba ao longo de décadas passou despercebido

aos olhos dos órgãos brasileiros responsáveis pelas atividades de exploração de

hidrocarbonetos. Por muito tempo a atenção esteve voltada a bacias com antecedentes de

sucesso no extremo leste do território brasileiro. Ademais, sua ampla área e localização;

(afastada dos grandes centros); contribuíram como obstáculos para grandes perspectivas

exploratórias. Assim sendo, os avanços em relação a pesquisa, aquisição de dados e projetos

exploratórios foram insuficientes, mantendo a bacia pouco conhecida até a última década,

quando houve novos investimentos e descobertas de óleo e gás na bacia, pela ANP (ARAÚJO

& FERREIRA, 2017).



O histórico exploratório da Bacia do Parnaíba no que se refere a existência de

hidrocarbonetos, pode ser dividido em quatro principais fases.

A primeira, de caráter exploratório, teve início durante a década de 1950 e consistiu em

um levantamento geológico de superfície; conduzido pelo Conselho Nacional de Petróleo

(CNP) (GÓES et al., 1990) e na perfuração de apenas dois poços no Estado do Maranhão

(ARAÚJO & FERREIRA, 2017).

A segunda fase teve início após a criação da Petrobrás em 1953. O período de 1956 a

1966 se destacou pela intensificação dos esforços no que diz respeito a novos levantamentos

geológicos, com gravimetria, mapeamento geológico, levantamentos sísmicos locais,

perfuração de 26 poços; (dos quais 22 eram exploratórios e 4 pioneiros) e, principalmente pela

detecção de indícios de óleo e gás (GÓES et al., 1990).

A terceira fase, com início em 1975 avançou em campanhas exploratórias. Teve como

principal ferramenta a sísmica de reflexão na região central-noroeste da bacia (PETERSOHN,

2007), conduzida pelas empresas ESSO e a Anschutz e resultando na perfuração de sete poços

exploratórios (ARAÚJO & FERREIRA, 2017).

A quarta fase iniciou-se em 1988 e foi marcada pelo reprocessamento de dados sísmicos,

perfis aeromagnéticos e geoquímica de superfície, resultando na descoberta de hidrocarbonetos

em diversos setores. Os quais os mais importantes estavam localizados na região denominada

Testa Branca - que apresentou significativos indícios de óleo - e na região de Floriano - onde

foram constatados significativos indicativos de gás, com destaque para o poço 2-CP-1-MA,

considerado subcomercial (GÓES et al., 1990).

A aprovação da Lei 9.478/1997 conhecida como Lei do Petróleo e a fundação da

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP); no ano de 1997

representaram um marco histórico que impulsionou de forma significativa o mercado

petrolífero no Brasil, uma vez que a ANP passou a ofertar blocos exploratórios de áreas com

potencial de produção de hidrocarbonetos em rodadas de licitações, despertando o interesse de

importantes companhias do ramo como Petra Energia, Devon, Petrobras e Comp E&P de

Petróleo e Gás S.A. (FERNANDES, 2011).

As concessionárias OGX Maranhão (subsidiária da OGX Petróleo e Gás) e Parnaíba

Gás Natural S.A. entre os anos de 2010 a 2014 levaram a bacia do Parnaíba a posição de

segunda maior produtora de gás em terra no Brasil, correspondendo a 7% da produção total



nacional. Isso se deu após a descoberta de sete campos de gás natural, dos quais três estão

produzindo (Gavião Real, Gavião Branco e Gavião Vermelho) e quatro estão em fase de

desenvolvimento, consequência de altos investimentos das concessórias e da própria ANP. Até

maio de 2017, havia 93 poços exploratórios perfurados, desses 49 pioneiros e 12 estratigráficos.

As reservas provadas de hidrocarbonetos são da ordem de 15,3 bilhões de m3 de gás natural

(ARAÚJO & FERREIRA, 2017).

2.2 Sistemas Petrolíferos

Segundo Magoon & Dow (1994), o conceito de sistemas petrolíferos consiste em um

sistema natural dependente de elementos e processos, que quando combinados e submetidos a

condições adequadas, resultam em um sistema “ideal” para a geração, acumulação e

armazenamento de petróleo. Os elementos essenciais para a existência e acumulação de

hidrocarbonetos no sistema petrolífero são as rochas geradoras, rochas reservatório e rochas

selantes e os processos consistem na geração, migração, acumulação e aprisionamento de

petróleo.

O funcionamento do sistema resume-se a expulsão dos hidrocarbonetos da rocha

geradora madura, em que o petróleo migra até as rochas reservatório, na qual o petróleo é

armazenado. O acúmulo se dá devido a barreiras e armadilhas geológicas, formadas pelas

rochas selantes e trapas respectivamente, que impedem o afloramento do petróleo na superfície.

Além dos fatores mencionados, é importante que todo o processo ocorra de maneira contínua e

simultânea.

O sistema petrolífero pode ser categorizado conforme o nível de incerteza em:

conhecido (!), hipotético (.) e especulativo (?). O sistema conhecido constitui-se de relação

geoquímica entre rocha geradora e os hidrocarbonetos da fase de acumulação. O sistema

hipotético corresponde a um sistema no qual a rocha geradora é conhecida, no entanto, não

existe correlação com os hidrocarbonetos da fase de acumulação. Já o especulativo, parte do

princípio de evidências geológicas e geofísicas, durante a identificação da rocha geradora ou

dos hidrocarbonetos (MAGOON & DOW, 1994).

Os sistemas petrolíferos existentes na Bacia do Parnaíba mencionados na literatura de

Alves (2013), são: Tianguá-Jaicós (?), Tianguá-Ipu (.), Pimenteiras-Pimenteiras (?),

Pimenteiras-Poti (!), Pimenteiras-Piauí (.), Pimenteiras-Itaim (.), Poti-Longá (.) e Pimenteiras-



Cabeças (!). Para este estudo, a fim de exemplificar, apresentadou-se os três principais sistemas

com níveis de incerteza distintos, sendo eles: Tianguá-Ipu (.), Pimenteiras-Cabeças (!) e

Pimenteiras-Pimenteiras (?).

2.2.1 Geração e Migração

Na Bacia do Parnaíba, o acúmulo de matéria orgânica, ocorreu durante o período

Devoniano, associado a um evento anóxico global. Esse fenômeno, acarretou a deposição de

folhelhos caracterizados pelo alto teor de radioatividade, resistividade e baixo teor de densidade

existente na principal rocha geradora da Bacia do Parnaíba, a Formação Pimenteiras. Além

desta, os folhelhos das Formações Tianguá e Longá, do período Siluriano e Devoniano-

Fameniano, respectivamente, também são considerados rochas geradoras potenciais

secundárias (RODRIGUES, 1995), conforme Figura 2-6.

Figura 2-6: Principais rochas geradoras da Bacia do Parnaíba.

Fonte: Petersohn, 2007.

O processo de geração de óleo na Bacia do Parnaíba está essencialmente relacionado às

intrusões ígneas e tem como agente modificador da velocidade da reação o incremento térmico.



O processo de migração, por sua vez, é consequência do contato estratigráfico direto das rochas

reservatório com as rochas geradoras, e pela migração dos hidrocarbonetos através das falhas e

ao longo de diques de rochas magmáticas intrusivas básicas.

Conforme Góes et al. (1990), o sistema petrolífero Tianguá-Ipu (.) apresenta como rocha

geradora, os folhelhos marinhos da formação Tianguá, oriundo do período Siluriano. Os

folhelhos dessa formação alcançam espessuras em torno de 200 m, apresentando teor de

carbono orgânico (COT) comumente inferior a 1,0% e de matéria orgânica oxidada do tipo III,

proveniente de vegetais.

Rodrigues (1995), ao analisar e constatar evidências de óleo e gás nos poços (1-TB-2-

MA) e (2-CP-1-MA) do sistema Pimenteiras-Cabeças (!), relacionou tais resultados aos

folhelhos geradores da Formação Pimenteiras, do período devoniano. O estudo apresentou que

a Formação Pimenteiras possui COT entre 2% e 5% e matéria orgânica dos tipos II e III. Essa

formação é mais importante em relação as demais em virtude do alto potencial de geração de

petróleo, com destaque a extensos campos e espessuras superiores a 500 m (GÓES et al., 1990).

2.2.2 Rocha Reservatório

As rochas reservatório geralmente apresentam bons valores de permeabilidade e

porosidade. Em relação ao sistema Pimenteiras-Cabeças (!) da Bacia do Parnaíba, Rodrigues

(1995) certificou que as rochas reservatório são constituídas de arenitos devonianos da

Formação Cabeças, que ganham destaque por sua relação estratigráfica de contato direto com

as rochas geradoras da Formação Pimenteiras, que favorece a migração dos hidrocarbonetos,

Figura 2-7. Desta maneira, a Formação Cabeças é classificada como a principal rocha

reservatório apresentando valores de porosidade de até 26% e espessuras da ordem de 250 m.

A Formação Piauí, constituída de arenitos continentais a costeiros neocarboníferos, é

classificada como reservatórios secundários da Bacia do Parnaíba (ARAÚJO & FERREIRA,

2017).



Figura 2-7: Principais rochas reservatório da Bacia do Parnaíba.


Em relação ao sistema petrolífero Tianguá-Ipú (.), Góes et al. (1990), aborda que os

conglomerados e arenitos da Formação Ipu tratam-se das rochas reservatórios. Fora observado

um aumento no potencial de poços com indícios de hidrocarbonetos da Formação Ipu, caso os

folhelhos silurianos da Formação Tianguá revelassem seu potencial gerador (ARAÚJO &

FERREIRA, 2017).

Em relação ao sistema Pimenteiras-Cabeças (!), Rodrigues (1995) certificou que as

rochas reservatório eram constituídas de arenitos provenientes da Formação Cabeças.

Também ocorrera a possibilidade de existência de um sistema Pimenteiras-Pimenteiras

(?), observado por Young (2006), quando constatou valores relativamente altos de porosidade

e permeabilidade de corpos arenosos presente na Formação Pimenteiras. Neste propõe-se um

novo modelo estratigráfico, cuja deposição resultaria na alternância de arenitos, intercalados

por folhelhos, oriundos da Formação Pimenteiras. Essa hipótese fortaleceu uma nova

perspectiva para a Bacia do Parnaíba, relacionada as potenciais rochas reservatório e,

principalmente a um novo sistema petrolífero.



Ademais, pesquisas recentes revelaram a existência de outro importante reservatório na

Bacia, os arenitos parálicos mesocarboníferos da Formação Poti (ARAÚJO & FERREIRA,

2017).

2.2.3 Rocha Selante

A rocha selante, ou selo, caracterizada principalmente pela baixa permeabilidade e pela

capacidade de impedir a migração dos hidrocarbonetos das rochas reservatórios, representa um

elemento imprescindível ao acúmulo de hidrocarbonetos. A exemplo disso, na Figura 2-8, os

folhelhos da Formação Longá se apresentam como a rocha selante para um dos principais

reservatórios da bacia do Parnaíba, o sistema Pimenteiras-Cabeças. Analogamente, sistemas

petrolíferos das formações Tianguá-Ipu (.), Pimenteiras-Itaim e Pimenteiras-Piauí

possivelmente são selados pelos folhelhos das Formações Tianguá, folhelhos da Formação

Pimenteiras e folhelhos e evaporitos da Formação Pedra de Fogo, nessa ordem (ARAÚJO &

FERREIRA, 2017).

Figura 2-8: Principais rochas selante da Bacia do Parnaíba.




2.2.4 Trapas

As trapas, ocorrências geológicas de natureza estrutural, estratigráfica ou mistas,

permitem aprisionar os hidrocarbonetos, sendo um dos elementos essenciais para o processo de

acúmulo de óleo e gás nas rochas. É esperado que a Bacia do Parnaíba seja composta de trapas

estruturais, representadas por falhas normais e reversas relacionadas as intrusões ígneas

(ÁVILA, 2010).



Capítulo III:

MATERIAIS E MÉTODOS



3 MATERIAS E MÉTODOS

Neste capítulo, desenvolveu-se toda a abordagem metodológica necessária para a

compreensão e desenvolvimento do trabalho, que consistiu inicialmente na inserção dos dados

referente aos perfis de poços e as linhas sísmicas 2D no software Petrel, na descrição dos

princípios básicos dos métodos utilizados para o estudo apresentado neste trabalho e,

posteriormente, na interpretação de dados, dividida na interpretação dos perfis de poços e na

correlação da interpretação dos perfis de poços com a seções sísmicas.

A Figura 3-1 sintetiza a metodologia aplicada neste trabalho, em forma de fluxograma

que resume as principais etapas para a realização deste estudo.

Figura 3-1: Resumo da metodologia aplicada.



3.1 Materiais

3.1.1 Dados sísmicos e perfis de poços

Os dados utilizados neste estudo compreendem dois poços e duas linhas sísmicas 2D,

dispostos perpendicularmente, os quais foram carregados no software Petrel e podem ser pré-

visualizados na Figura 3-2.

Figura 3-2: Pré-visualização dos dados de poços e sísmicos no Petrel.

Os nomes dos poços seguem nomenclaturas com os seguintes prefixos: 1CA 0001 MA

e 1RB 0001 MA, porém são popularmente designados de CARAIBAS-1 e RIBEIRAOZINHO-

1. As linhas sísmicas, decorrente do mesmo levantamento sísmico denominado

0317_2D_ANP_BACIA_DO_PARNAIBA, são resultantes de uma aquisição e processamento

PSTM (Pre Stack Time Migration) e são denominadas de 0317-0103 e 0317-0104. As

coordenadas geográficas dos poços e das linhas estão explicitadas nas Tabela 3-1 e Tabela 3-2.



Tabela 3-1: Coordenadas geográficas dos poços.

Nome do Poço Coordenadas Geográficas (DMS)

1CA-0001-MA Longitude: 45°56'57.01''W

Latitude: 7°32'30.01''S

1RB-0001-MA Longitude: 46°4''47.71''W

Latitude: 8°1'46.49''S

Tabela 3-2: Coordenadas geográficas das linhas sísmicas.

Nome da Linha Coordenadas Geográficas (DMS)

0317-0103 Longitude: 46°37’48.0230’’W - Mín

42°30’23.6904’’W - Máx

Latitude: 7°52’8.0021’’S - Mín

6º00’28.6644’’S -Máx

0317-0103 Longitude: 47°28’20.5591’’W - Mín

46°03’48.5927’’W - Máx

Latitude:8°02’’13.2383’’S - Mín

7°20’31.8146’’S - Máx

Os dados empregados são de domínio público e foram cedidos pela ANP e sediados

pelo Laboratório de Petrofísica e Geofísica (PETROGEO) da Universidade Federal do Rio

Grande do Norte (UFRN), de acordo com a Resolução ANP n.°1/2015, de 14/01/2015,

publicada no Diário Oficial da União em 15/01/2015.

A manipulação dos dados, para a devida integração, interpretação e correlação se deu

através do software Petrel cuja licença acadêmica foi disponibilizada pela companhia

Schlumberger para o Departamento de Engenharia de Petróleo da UFRN.

3.1.2 Dados de Poços

Os dados de poços compreendem perfis compostos e perfis geofísicos (logs). A

perfilagem geofísica integra os perfis de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução

(RILD), neutrônico (NPHI) e sônico (DLT), cujo formato inicial de gravação encontrava-se em

LIS (Log Interchange Standard). De acordo com o site da ANP, a quantidade de perfis

geofísicos existentes do poço CARAIBAS-1 equivale a 8 e do poço RIBEIRAOZINHO-1

equivale a 12. No entanto, os dados fornecidos constam apenas os descritos na Tabela 3-3.

Inicialmente, foi realizada a conversão do formato dos dados (Digital Log Information

Standard) através do software Log Data Toolbox. Posteriormente, foram convertidos de DLIS



para LAS (Log ASCII Standart) utilizando o mesmo software. Por fim, os arquivos LAS

puderam então ser inseridos na plataforma Petrel.

Tabela 3-3: Dados de cada poço da área de estudo incluindo raios gama (GR), potencial

espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI), sônico (DLT), indícios de

hidrocarbonetos e perfil composto (PC).

NOME DOS POÇOS GR SP RILD NPHI DLT INDÍCIOS PC

1CA0001MA x x x x x x

1RB0001MA x x x

Ambos os poços foram operados pela PETROBRAS e são classificados como Poços

Exploratórios e Pioneiros, identificados com o código 1, visando principalmente a investigação

da ocorrência de petróleo e/ou gás natural e a avaliação estrutural e estratigráfica da seção de

sedimentos. O poço CARAIBAS-1 atingiu uma profundidade de perfuração de 1935.6 m e o

poço RIBEIRAOZINHO-1 atingiu a profundidade de 1836.5 m.

As datas de início e término da perfuração são distintas e explicitadas a seguir:

CARAIBAS-1: início da perfuração: 05/09/65; término da perfuração: 09/01/66 e

RIBEIRAOZINHO-1: início da perfuração: 02/12/63; término da perfuração: 06/04/64. No

entanto, ambos tiveram atualizações nas datas de 14/08/2006 e 13/07/2006, de modo recíproco.

Para fins de interpretação, apresenta-se apenas os resultados referentes a interpretação

do poço 1CA 0001 MA, em virtude do poço 1RB 0001 MA apresentar somente dois perfis

geofísicos, como descrito na Tabela 3-3, implicando na ausência de dados para a avaliação.

3.1.3 Dados Sísmicos

Os dados sísmicos foram concedidos pela ANP no formato SEG-Y (padrão da Society

of Exploration Geophysicists para armazenamento de dados sísmicos) e exportados para o

pacote Petrel. As respectivas linhas sísmicas 2D foram obtidas em um mesmo levantamento

sísmico denominado 0317_2D_ANP_BACIA_DO_PARNAIBA, com tecnologia do

levantamento em 2D, solicitado pela ANP e realizado pela companhia Geokinetics Brasil.

Além disso, os dados sísmicos consistem em dados já processados, também pela

companhia Geokinetics Brasil, correspondente a duas seções sísmicas migradas pré-



empilhamento em tempo, designadas de 0317-0103 e 0317-0104. É importante ressaltar que a

seção sísmica foi cortada para 3000 ms, porque não apresentava informações relevantes abaixo

deste tempo.

O sistema de coordenadas é representado pelo World Geodetic System 1984 (WGS-

1984), Universal Transverse Mercator (UTM), localizados na Zona 23, Sul. As coordenadas X

e Y UTM em metros, do início e final das linhas sísmicas 0317-0103 e 0317-0104, os tempos

de registro das linhas sísmicas e ainda, o comprimento das mesmas estão descriminados nas

Tabela 3-4 e Tabela 3-5, de modo recíproco.

Tabela 3-4: Parâmetros da linha sísmica 0317-0103.

0317-0103 Mínimo Máximo Delta

X (m) 320294.21 774854.81 454560.60

Y (m) 9129846.54 9335291.65 205445.11

Tempo (ms) 0.00 7000.0 7000.0

Tabela 3-5: Parâmetros da linha sísmica 0317-0104.

0317-0104 Mínimo Máximo Delta

X (m) 227484.77 382618.09 155133.32

Y (m) 9111457.99 9187674.54 76216.55

Tempo (ms) 0.00 7000.0 7000.0

O número de traços da linha 0317-0103 é igual a 39940 traços e da linha 0317-0104 é

igual a 13911 traços. A extensão das linhas corresponde a 499,25 km para a linha 0317-0103 e

173,8875 km para a linha 0317-0104.

O tipo do processamento dos dados é descriminado como PSTM (Pre Stack Time

Migration), embora a ANP não forneça informações detalhadas sobre aquisição e

processamento dos dados sísmicos das linhas.

Para fins de interpretação, apresenta-se apenas os resultados referentes a interpretação

da seção sísmica 0317-0103, em virtude do poço 1RB 0001 MA, localizado na borda da seção

sísmica linha, apresentar poucas informações de perfis, dificultando a correlação poço-seção

sísmica.



3.2 Métodos

3.2.1 Perfilagem Geofísica de Poços

A perfilagem de poços pode ser definida como um conjunto de métodos de investigação

indireta empregados em poços, através de ferramentas de medição, com intuito de mensurar

propriedades físicas de unidades geológicas diferentes, tornando possível a obtenção de um

registro detalhado das características da formação litológica, atravessadas por uma perfuração

(KEYS, 1989). Os dados adquiridos na perfilagem de poços ocorrem de forma a complementar

a informações de perfuração de poços, comumente pontuais e com amostragens

comprometidas.

Nesse sentido, os perfis geofísicos apresentam medições de grandezas geofísicas,

realizada por instrumentos que estão associados a diferentes propriedades, tais como: elétricas,

acústicas, radioativas, mecânicas, dentre outras propriedades.

Atualmente, nas sondas de perfuração são integradas múltiplas ferramentas de medição,

denominados sensores, de diferentes propriedades geofísicas (ELLIS & SINGER, 2008). As

ferramentas de perfilagem geofísica com aplicações na exploração de petróleo e gás como os

perfis de caliper, potencial espontâneo, resistividade, indução, raio gama, raio gama espectral,

sônico, densidade, porosidade neutrônica e perfis com imagens sônicas e de resistividade, entre

outros, poderão fornecer parâmetros físicos de resistividade elétrica, potencial eletroquímico

natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural ou induzida, entre outros.

Além da aplicação das propriedades físicas das rochas na exploração de petróleo e gás,

os perfis geofísicos também fornecem parâmetros petrofísicos relevantes dos reservatórios de

petróleo como: porosidade, permeabilidade, saturação (quantidade de fluidos existentes nos

poros das rochas), entre outros, com intuito de estimar quantitativamente o volume de tais

recursos (RODRIGUES, 2007).

Neste trabalho, analisou-se os perfis convencionais de tecnologia wireline (perfilagem

após a perfuração usando sondas suspensas por cabo) de dois poços da Bacia do Parnaíba,

fornecidos pela ANP. Levando em conta os perfis de poços recebidos, apresenta-se os

princípios básicos somente dos perfis de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução

(RILD), neutrônico (NPHI) e sônico (DLT), interpretados no software PETREL.



3.2.1.1 Raios gama (gamma ray log – GR)

Perfis de raio gama (GR) são utilizados para avaliação das formações atravessadas pela

perfuração de poços e consistem na medição da radiação natural gama emitida pelas rochas.

Essa radioatividade provém dos principais radioisótopos presentes nas rochas, que emitem

espontaneamente U238, Th232 e K40, devido à instabilidade de seus núcleos (STEVANATO,

2011).

A medição dessa radioatividade é realizada pelos instrumentos cintilômetro, que

acompanha a sonda durante a perfuração com intuito de mensurar a radiação, dentro de alguns

decímetros da parede do poço, através do número de fótons detectados em um certo intervalo

de tempo (RIDER, 2002).

A quantidade de espectros de radiação natural gama são diferentes para diferentes tipos

de rochas. Desta forma, sabendo que as rochas ígneas e metamórficas são mais radioativas que

as rochas sedimentares e ainda, que as rochas que contém argilas são naturalmente mais

radioativas que as demais rochas, é possível constatar uma importante aplicação dos perfis raio

gama para a diferenciação das rochas de acordo com suas radioatividades (NERY,1990).

Os folhelhos têm a capacidade de emitir mais radiação gama comparados aos outros

tipos de rochas sedimentares, devido a quantidade superior do Potássio (K) no teor de argila do

folhelho e da capacidade de adsorção de urânio e tório pela argila. Sendo assim, essa diferença

de radiação gama faz com que o instrumento diferencie os folhelhos dos não folhelhos. Em

vista disso, esse perfil se torna extremamente importante não somente para a diferenciação de

litologias, mas também para a caracterização da quantidade de argila das rochas e para a

correlação entre poços (RODRIGUES, 2007).

O cálculo da quantidade de argila existente nas rochas, comumente conhecido como

volume de folhelho é obtido através de equações, a depender da condição do arenito:

consolidados (rochas antigas) ou inconsolidados (rochas do Terciário) (ASQUITH, 1999).

3.2.1.2 Potencial Espontâneo (spontaneous potential - SP)

O perfil de Potencial Espontâneo consiste na medição do potencial elétrico naturalmente

desenvolvido nas camadas permo-porosas, em virtude da diferença de salinidade que existe

entre o fluido de perfuração e a água da formação. Esse perfil é classificado como litológico



dado que, produz dados acerca da litologia das rochas atravessadas pela perfuração do poço

(NERY, 2013).

A medição desse potencial elétrico ocorre em razão da diferença de potencial (d.d.p.)

entre os dois lados de uma membrana porosa, após a passagem de eletrólitos proveniente da

penetração do fluido de perfuração nas paredes do poço. Essa d.d.p. é causada pela

movimentação dos íons dentro da membrana, de tal forma que os ânions, absorvidos pelas

paredes dos capilares, atraem os cátions, constituindo uma dupla camada elétrica. Os cátions

são transportados através dos capilares, decorrente do fluxo de fluidos, formando-se uma

concentração de cátions na saída. Como resultado, surge uma d.d.p. entre início e final do

percurso (GALLAS, 2005).

A medição acontece por meio de eletrodos, instalados na sonda e na superfície, que

reconhecem o movimento dos íons entre dois fluidos de concentrações diferentes (KEAREY et

al., 2009).

3.2.1.3 Indução (induction log – RILD)

O perfil de indução consiste em um registro de informações a respeito da condutividade

ou seu recíproco resistividade da formação através da indução e medição de campos elétricos e

magnéticos que penetram nas formações rochosas, podendo assim ser utilizado na correlação

poço-poço e na identificação da litologia e fluido contido na formação, bem como a estimativa

da saturação da água.

O princípio físico desse perfil tem por base o acoplamento de um par de bobinas

(sensores), classificadas em transmissora e receptora e que se dispõem coaxiais ao eixo do poço.

O campo primário é gerado a partir da circulação de correntes alternadas (CA) na bobina

transmissora, seguida de uma indução da corrente elétrica, de eixo equivalente ao do poço e da

geração de um campo eletromagnético secundário na formação, captado pela bobina receptora

(RODRIGUES, 2015).

A magnitude do sinal captado na bobina receptora pode sofrer influência da

permeabilidade do meio em que se executa o registro da indução, da potência da energia

utilizada e do número de voltas e distância entre as espiras (NERY, 2013). Além disso, é

recomendável a aplicação do perfil de indução em rochas menos resistivas (condutividade alta),



pois rochas que apresentam alta resistividade, caracterizam-se também como isolantes,

impedindo os princípios de funcionamento desse perfil.

Na pratica as ferramentas de indução tem conjuntos de bobinas com correntes

focalizadas usadas para minimizar os efeitos dos poços e das formações adjacentes. A

ferramenta de indução dupla (dual-induction) foi desenvolvida combinando várias bobinas para

realizar medições profundas (ILD - induction log deep) e ao mesmo tempo medições mais rasas

(ILM – induction log medium). Neste trabalho usaremos somente o perfil ILD que torna

possível a análise da distribuição de resistividade na zona virgem, onde não há invasão do fluido

de perfuração.

3.2.1.4 Neutrônico (neutron log – NPHI)

O perfil neutrônico é caracterizado pelo registro direto da porosidade da formação, tanto

em poço aberto quanto em poço revestido (NERY, 2013). Diferentemente dos perfis de

radioatividade, que fazem uso de ondas eletromagnéticas para a medição de parâmetros de

radioatividade, como o perfil raio gamma (GR), este perfil faz uso de uma fonte de nêutrons,

lançado diretamente na superfície da formação.

Os nêutrons, quando lançados na formação a altos níveis de energia, são capazes de

penetrar profundamente na matéria, de forma a atingir e interagir, elástico e/ou inelasticamente,

com os núcleos dos elementos que constituem a rocha. Tal fato pode ser explicado pela ausência

de carga elétrica dos nêutrons, com massa praticamente igual ao do núcleo do hidrogênio, que

fazem dele uma partícula neutra (NERY, 2013).

Os recursos utilizados pelo perfil neutrônico consistem em uma fonte de nêutrons -

contendo pequenas quantidades de substância radioativa – e um cintilômetro. Em síntese, à

medida que nêutrons são bombardeados na formação, ocorre a emissão de raios gama, por parte

dos núcleos que capturam os nêutrons e, que colidem com o cintilômetro instalado a uma

distância fixa. A distância fonte-receptor determina os resultados, visto que, arranjos curtos

detectam nêutrons rápidos, enquanto arranjos longos detectam nêutrons termais ou radiação

gama. (KEARY et al, 2009).

Segundo Nery (2013), a interpretação dos perfis neutrônicos, baseiam-se

frequentemente no índice de hidrogênios, em razão da grande influência do hidrogênio na

resposta neutrônica a sua porosidade. Assim sendo, camadas portadoras de gás ou



hidrocarbonetos leves, provocarão a diminuição das porosidades neutrônicas, em relação aos

demais perfis que medem a porosidade, pois a presença destes reduz a densidade do hidrogênio,

em virtude da sua capacidade de expansão.

O cálculo da porosidade neutrônica é realizado baseado nas correções quanto à presença

de argila, através da seguinte relação (SCHON, 2016).

𝜑𝑁 = 𝜑. 𝜑𝑁 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑 + (1 − 𝜑)[1 − 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒]𝜑𝑁,𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥 + 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 . 𝜑𝑁,𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒

No qual, 𝜑𝑁 representa a porosidade de nêutrons medida, 𝜑 equivale a porosidade da

rocha, 𝜑𝑁 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑 corresponde a resposta de nêutrons do fluido, 𝑉𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 representa o teor de

folfhelhos, 𝜑𝑁,𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥 equivale a resposta de nêutrons da matriz e 𝜑𝑁,𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 é a resposta de

nêutrons do folhelho.

3.2.1.5 Sônico (sonic log – DLT)

O perfil sônico, também conhecido como perfil acústico, é caracterizado pelo registro

do tempo de trânsito 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, locados a distâncias fixas e pré-determinadas (SERRA, 1984).

O tempo de trânsito, ou delay time, entre dois receptores leva em consideração o

intervalo de tempo de propagação gasto pelo trem de onda para percorrer uma dada espessura

da formação, durante o processo de aquisição (RODRIGUES, 2007). Em termos da velocidade,

os meios estabelecem uma relação inversamente proporcional com os tempos de trânsito,

melhor dizendo, em formações rochosas compactas onde a velocidade da onda acústica

apresenta-se maior os tempos de trânsito apresentam-se menores. E, para formações rochosas

onde a velocidade da onda acústica apresenta-se menor, os tempos de trânsito são maiores, por

exemplo, em formações com maior porosidade e saturação de fluidos nos seus poros, então o

tempo de trânsito da onda será maior.

Nesse sentido, Wyllie (1956), constatou em suas pesquisas sobre a correlação do tempo

de trânsito e da porosidade de uma rocha, que a aplicação do perfil sônico estaria intimamente

ligada à estimativa da porosidade total (𝜙𝑠), visto que o tempo de trânsito mostra-se diretamente

proporcional a porosidade, calculada através da equação a seguir.



Δ𝑡 = Φ. Δ𝑡𝑓 + (1 − Φ). Δ𝑡𝑚

Φ𝑠 =Δ𝑡 − Δ𝑡𝑚

Δ𝑡𝑓 − Δ𝑡𝑚

Em que, Δ𝑡𝑚 representa o tempo de trânsito na matriz (sólidos), Δ𝑡𝑓 equivale ao tempo

de trânsito do fluido percolante e, Δ𝑡 corresponde ao tempo de trânsito total (LOPES, 2007).

Embora sua aplicabilidade na a estimativa da porosidade total da rocha seja considerada

sua principal aplicação, o perfil sônico também pode ser aplicado para a identificação de zonas

fraturadas, na estimativa indireta da densidade e na calibração da sísmica de superfície. Quando

em conjunto com a sísmica, o perfil sônico auxilia na calibração e estimativa da impedância

acústica dos dados de levantamentos sísmicos das proximidades do poço, através das

velocidades obtidas com o perfil, conforme a Tabela 3-6, que servem de referência na

identificação da litologia (ELLIS e SINGER, 2008).

Tabela 3-6: Valores de velocidades acústicas compressionais (onda P) e tempos de

trânsito, utilizadas como referência para ajuste dos perfis sônicos.

Material Vp (m/s) 𝜟𝒕 (𝝁𝒔/𝒎)

Arenito 5486,4 – 5946,6 180,2 – 165,6

Calcário 6400,0 – 7010,4 154,5 – 141,2

Dolomita 7010,4 141,2

Anidrita 6096,0 162,3

Folhelho 1798,3 – 5181,6 551,9 – 519,4

Sal 4572,0 216,6

Fonte: Bassiouni, 1994; Schlumberger, 1998.

Dessa maneira, os registros obtidos na perfilagem sônica refletem não somente a

presença, como também a natureza do fluido, uma vez que, camadas portadoras de

hidrocarbonetos, apresentam rápidos intervalos de tempo de trânsito quando identificado óleo

e, elevados intervalos de tempo de trânsito quando detectado gás nas camadas da formação

(NERY, 2013).



3.2.2 Sísmica de reflexão

O método sísmico, um dos mais importantes métodos de prospecção geofísica aplicados

na exploração de hidrocarbonetos, baseado no estudo da propagação de ondas elásticas, geradas

artificialmente, que trazem informações importantes da geologia da subsuperfície e das

estruturas geológicas favoráveis para o acúmulo de hidrocarbonetos.

Dentre os métodos de obtenção de dados geofísicos, o método sísmico de reflexão é o

mais difundido na indústria de petróleo, uma vez que apresenta vantagens consideráveis, em

relação aos demais métodos geofísicos. Este método possibilita a captação de imagens com

altas resoluções, contribuído com a identificação de estruturas, camadas e feições geológicas

na crosta terrestre, além de permitir a cobertura de grandes áreas durante a aquisição de dados

(THOMAS, 2001). Segundo Robinson e Treitel (1980), a sísmica de reflexão pode ser dividida

em três principais etapas de exploração, são elas: aquisição, processamento e interpretação.

Os fundamentos básicos da sísmica de reflexão podem ser explicadas usando os

princípios da ótica geométrica, o qual rege as leis da reflexão e refração de ondas planas

incidentes em uma superfície refletora, como por exemplo, a interface ou contato entre duas

camadas de rochas com diferentes litologias. Nessa perspectiva, a aquisição de dados sísmicos

através do método sísmico de reflexão consiste na emissão, propagação e registro (receptores)

de ondas elásticas geradas artificialmente na superfície terrestre, por meio de impactos de

explosões ou vibradores (fontes). Essas ondas sísmicas deslocam-se pela crosta terrestre e

propagando-se em todas as direções até serem refletidas ou refratadas pelas diferentes interfaces

rochosas retornando à superfície, onde os receptores, geofones (ambientes terrestres) ou

hidrofones (ambientes aquáticos) irão captar e registrar os sinais recorrentes, tais como: ondas

diretas, reflexões primarias, reflexões múltiplas, difrações, ondas de superfície e ruídos,

conforme a Figura 3-3.



Figura 3-3: Esquema de aquisição de ondas sísmicas.

Fonte: Adaptado, Portugal, 2004.

O parâmetro básico da sísmica de reflexão consiste no tempo de trânsito que uma onda

leva da fonte ao receptor, após ser refletida em uma interface. A velocidade de propagação das

ondas sísmicas decorre de fatores inerentes do meio de propagação, como a densidade e as

constantes elásticas. Sendo assim, depende da constituição mineralógica da rocha, grau de

cimentação, estágios de compactação (pressão, profundidade), porosidade, conteúdo e

saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de microfraturas

(THOMAS, 2004).

O mapeamento da subsuperfície acontece através do levantamento sísmico, o qual

utiliza da técnica CDP (common depth point) para o registro das reflexões. Esta técnica se baseia

na geometria de aquisição por amostragem múltipla, no qual um mesmo ponto de reflexão sobre

uma interface é registrado várias vezes com diferentes posições de fontes e receptores. Por

conseguinte, após a etapa de aquisição de dados, advém a etapa de processamento de dados,

detalhadas a seguir.



3.2.2.1 Processamento Sísmico

Após a aquisição de dados sísmicos, realiza-se a etapa denominada de processamento

sísmico. O processamento sísmico pode ser dividido em duas fases: pré-processamento e

processamento avançado.

O pré-processamento de dados terrestres consiste basicamente em um tratamento inicial

ao dado bruto que o prepara para o processamento avançado, que consiste em uma série de

processos de correções e filtragens que visam o melhoramentos da qualidade do sinal sísmico,

como por exemplo: edição de traços, correções estáticas, correção do espalhamento geométrico,

supressão de ground-roll e deconvolução.

O processamento avançado consiste também na aplicação de uma série de processos que

visam a obtenção de uma imagem de alta resolução das estruturas geológicas, através de

processos como: análise de velocidades, correção NMO, correção estática residual, correção

inversa NMO, migração pré-empilhamento em tempo, análise de velocidade residual. Como

resultados principais do processamento sísmico de uma linha sísmica obtém-se um modelo de

velocidades e uma seção sísmica migrada pré-empilhamento em tempo (pre-stack time

migration).

É importante ressaltar que a sequência de um processamento sísmico não é a mesma

para quaisquer dados, uma vez que a sequência das etapas de processamento depende de uma

série de fatores como: qualidade do dado, ferramentas disponíveis e objetivos a serem

alcançados.

Os dados sísmicos processados das linhas: 2D 0317-0103 e 2D 0317-0104, situadas da

Bacia do Parnaíba, correspondem a seções sísmicas migradas pré-empilhamento em tempo,

mas não foram fornecidas informações sobre a sequência de processamento aplicada. Vale

salientar que são seções migradas com boa qualidade e adequadas para trabalhos de

interpretação sísmica.

3.2.2.2 Interpretação sísmica

A interpretação sísmica da seção migrada consiste na última fase integrante do método

sísmico, produto do processamento de dados. Esta fase configura-se como a tentativa de

concepção de um modelo que represente a geologia da área analisada, com intuito de obter uma



solução fidedigna ao contexto em que ela foi produzida, embora a interpretação dependa da

quantidade de informações, ferramentas utilizadas e experiência do intérprete (HOLZ, 2011).

As reflexões sísmicas correspondem a “linhas de tempo” representadas por superfícies

estratais e discordâncias (MITCHUM et al., 1977). De acordo com VAIL et al., (1977), as

superfícies estratais ou superfícies de contato entre estratos ou camadas de rochas,

correspondem a paleosuperfícies deposicionais que são praticamente síncronas em quase toda

sua extensão, porém que podem apresentar pequenas variações temporais que não tem

significância em termos de tempo geológico. A discordância corresponde a superfície de erosão

ou não deposição que separa estratos de idades distintas podendo ou não constituir uma

superfície sincrônica, portanto, uma discordância significa ausência de deposição de

sedimentos em um certo intervalo cronoestratigráfico.

Nesse sentido, a interpretação sísmica pode ser dividida em duas etapas, denominadas:

interpretação estrutural e interpretação estratigráfica. Em uma definição simples, a primeira

consiste na identificação de camadas e estruturas geológicas, tal como: falhas e dobras. A

segunda, denominada interpretação estratigráfica têm a finalidade de mapear superfícies com

idades geológicas semelhantes.

Neste trabalho realizou-se a identificação na seção migrada das superfícies ou interfaces

dos topos de algumas formações geológicas da Bacia do Parnaíba, com base em informações

da interpretação de perfis de um poço localizado próximo da linha sísmica.

3.2.3 Generalidades do software Petrel

O software Petrel®, considerada uma ferramenta importante e poderosa da Indústria do

Petróleo, foi lançado comercialmente no ano de 1998 pela companhia Schlumberger e foi

desenvolvida com intuito de simplificar e integrar todas as disciplinas de subsuperfície em um

mesmo ambiente.

Amplamente difundido no setor de exploração e produção da Indústria Petrolífera, o

software Petrel® é dividido em vários módulos e funcionalidades distintas e permite fluxos de

trabalhos colaborativos com rapidez, praticidade, tecnologia e inovação. Alguns dos núcleos

existentes na plataforma, tais como: Geofísica, Geologia e Modelagem, Engenharia de

Reservatório e Perfuração, fornecem uma gama de ferramentas para a realização, fluxo e

aprimoramento de trabalhos em quaisquer desses núcleos.



Além disso, o Petrel permite ao usuário a interpretação de dados sísmicos, realização de

correlações de poços, construção e visualização de modelos e resultados decorrente de

simulações de reservatórios, respectivamente, como também viabiliza o cálculo de volumes,

produção de mapas geológicos, entre, outras funções.

As interpretações realizadas neste trabalho foram viabilizadas pela licença acadêmica do

software Petrel®, versão 2015, concedida pela companhia Schlumberger ao Departamento de

Engenharia de Petróleo (DPET) da UFRN, e que está sendo utilizada no Laboratório de

Petrofísica e Geofísica do DPET/UFRN.

3.2.3.1 Carregamento de dados no software Petrel

Neste item, fora detalhado todo o passo a passo da inserção de dados de poço e dados

de sísmica no software Petrel, a fim de auxiliar na compreensão das funções e recursos

utilizados para a realização deste trabalho.

3.2.3.2 Informações do poço (wellheader)

Inicialmente, a fim de situar os poços corretamente, foram realizadas transformações

nas coordenadas dos poços do datum UTM SAD-69 para UTM WGS-84, com a finalidade de

deixar todos os dados em um mesmo sistema de coordenadas. Nessa perspectiva, utilizou -se a

calculadora geográfica do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), disponível para

livre acesso no sítio: http://www.dpi.inpe.br.

As conversões das coordenadas dos poços para o datum UTM WGS-84 estão

explicitados na Tabela 3-7.

Tabela 3-7: Conversão das coordenadas dos poços do datum UTM SAD-69 para

UTM WGS-84.

Nome do Poço Coordenadas UTM (SAD-69) Coordenadas UTM (WGS-84)

1CA-0001-MA Longitude: 395280.3 Longitude: 395235.1

Latitude: 9166247.9 Latitude: 9166206.4

1RB-0001-MA Longitude: 380991.1 Longitude: 380945.8

Latitude: 9112265.1 Latitude: 9112223.6

http://www.dpi.inpe.br/



Posteriormente, inseriu-se no software Petrel todos os dados necessários referentes aos

cabeçalhos ou informações dos poços (wellheader), tal como: nome do poço, coordenadas da

cabeça do poço (UTM WGS-84), profundidade medida (MD), profundidade vertical total

(TVD), elevação da mesa rotativa (KB - Kelly Bushing) e outras informações sobre o poço,

como por exemplo: indícios de hidrocarbonetos.

3.2.3.3 Trajetória do poço (wellpath/deviation)

Posteriormente a inserção de informações do poço, introduziu-se a trajetória dos poços.

Como ambos os poços são classificados como verticais, foi introduzida apenas as informações

da profundidade final do poço, coordenadas de localização e elevação da mesa rotativa, de

acordo com a Figura 3-4, visto que valores de parâmetros como offset (afastamento entre o poço

e linha sísmica) em X e Y são calculados automaticamente pelo software.

Figura 3-4: Arquivo de trajetória para poços verticais.

Na Figura 3-4, os valores associados a 𝑀𝐷, 𝑧 e 𝐾𝐵, estabelecem uma relação simples,

demostrada posteriormente.

𝑧 = 𝐾𝐵; para 𝑀𝐷 = 0

𝑧 = −(𝑀𝐷 − 𝐾𝐵); para 𝑀𝐷 = profundidade do poço

Desta forma, quando 𝑀𝐷 = 0, 𝑧 corresponde à mesa rotativa. E ainda, quando 𝑀𝐷 =

profundidade final do poço, 𝑧 será equivalente ao valor negativo da profundidade final do poço,

subtraído do valor da mesa rotativa, como mostrado na Figura 3-4. Analogamente, as

coordenadas repetem-se, já que o poço é classificado como vertical.



Vale salientar também a importância da inserção do datum de referência de cada poço,

determinado pela mesa rotativa (KB), na opção Settings, de acordo com a Figura 3-5. Os dados

referentes a mesa rotativa foram extraídos do arquivo de perfil composto, de cada poço.

Figura 3-5: Inserção da mesa rotativa (KB) com o datum do poço e sua medida

nas configurações do poço (settings).

3.2.3.4 Perfis de poços

Os dados de perfilagem geofísica foram inseridos como well logs, assim como os dados

de fácies, que representam as litologias a cada camada. Os arquivos well logs são lidos pelo

Petrel no formato específico *.las, contendo informações triviais como a profundidade inicial e

final da perfilagem, o intervalo de amostragem e os perfis de raio gama (GR), potencial

espontâneo (SP), indução (RILD), neutrônico (NPHI) e sônico (DLT).

3.2.3.5 Marcadores (welltops) e construção de facies

A demarcação das Formações de cada poço fora realizada através da inserção de

marcadores, que distinguem o topo de cada Formação após a introdução dos nomes de cada

poço e a profundidade medida (MD) do topo de cada formação. Estas informações foram

extraídas dos perfis compostos de cada poço e inseridas no software Petrel através da opção

Petrel Well Top Spreadsheet, conforme Figura 3-6.



Figura 3-6: Informações de MD dos topos das Formações da Bacia do Parnaíba.

Para a inserção de dados de fácies, limitou-se apenas a área dos arenitos (devoniano) da

Formação Cabeças, rocha reservatório principal, aos folhelhos (devoniano-fameniano) da

Formação Longá, considerado rocha selante e rocha geradora potencial secundária para um dos

principais reservatórios da bacia do Parnaíba, o sistema Pimenteiras-Cabeças, e aos folhelhos

geradores da Formação Pimenteiras (devoniano).

Nesse sentido, utilizou-se a legenda apresentada na Figura 3-7 para adaptação dos

arquivos de fácies, no qual está relacionado a cada uma das fácies um código e o valor da

profundidade medida (MD) do topo de cada litologia, possibilitando a leitura dos dados no

Petrel. Ademais, a Figura 3-8, ilustra as informações de profundidade do poço, litologia, fácies

para cada formação, que foram inseridas no Petrel para fins de criação das diferentes fácies.



Figura 3-7: Codificação das fácies para inserção dos dados.

Figura 3-8: Exemplo de dados de fácies do poço 1CA-0001-MA.



Capítulo IV:

RESULTADOS E DISCUSSÕES



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo, apresentou-se os resultados referentes a interpretação da linha 2D 0317-

0103 e do poço 1CA 0001 MA, conforme a Figura 4-1. Em razão da distância linha-poço e da

ausência do perfil de densidade que possibilitasse a elaboração de um sismograma sintético,

não foi possível realizar a correlação poço-sísmica como esperado. Sendo assim, a interpretação

do poço e da linha sísmica, foram realizadas em alguns momentos, de forma independente.

Como enunciado anteriormente, a interpretação de dados se deu no ambiente do

software PETREL, da Schlumberger.

Figura 4-1: Visualização em janela 3D no PETREL da linha sísmica e do poço.

4.1 Interpretação do Perfil

A análise interpretativa dos perfis de poço é fundamentada na interpretação previamente

fornecida pela ANP dos perfis compostos, na qual as formações geológicas possuem

marcadores correspondentes ao topo de cada formação, tal como pode ser visto nos perfis

geofísicos do poço. Sendo assim, neste trabalho realizou-se uma análise e descrição de todas as

formações identificadas/interpretadas com base nos perfis, dando especial atenção as formações

do sistema petrolífero da Bacia do Parnaíba.



A interpretação do perfil composto do poço Caraíbas-1 (1CA 0001 MA) foi realizada

com base em informações dos perfis de raio gama (GR), potencial espontâneo (SP), indução

(RILD), neutrônico (NPHI) e sônico (DLT), bem como uma associação com trabalhos

realizados anteriormente na região da Bacia do Parnaíba, como a interpretação sísmica

realizado pela ANP (2014).

Sendo assim, foram delimitados os topos das formações Piauí (azul), Poti (verde limão),

Longá (laranja), Cabeças (rosa), Pimenteiras (roxo), Itaim (azul claro), Jaicós (verde claro) e

Tianguá (marrom claro). A Figura 4-2 mostra os cinco perfis para leitura, GR, SP, RILD, NPHI

e DLT, dispostos respectivamente nesta ordem. Também são mostradas em quadros de

diferentes cores os limites dos três principais sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba,

interpretados nesse trabalho, compreendendo suas respectivas formações.

Sabendo que parte do objetivo deste trabalho está direcionado a identificação na seção

sísmica migrada os horizontes ou interfaces dos topos de algumas formações geológicas da

Bacia do Parnaíba, baseado em informações da interpretação de perfis de um poço localizado

próximo da linha sísmica, deu-se enfoque aos três sistemas petrolíferos mais importantes da

região, discutidos adiante.



Figura 4-2: Perfis geofísicos e interpretação do Poço Caraíbas (1CA 0001 MA).

4.1.1 Sistema Petrolífero Poti/Longá

O sistema petrolífero Poti/Longá, evidenciado pela cor azul na Figura 4-2, encontra-se

no Grupo Canindé (neodevoniano-eocarbonífero) e apresenta espessura em torno de 390 m.

A Formação Poti (marcador verde limão) apresenta-se sotoposta à formação Piauí e

sobreposta pela Formação Longá, tal como visto na delimitação das formações e, é composta



predominantemente por arenitos, com lâminas de siltito e folhelhos com eventuais níveis de

carvão. De acordo com a literatura disponível e abordada anteriormente, essa formação é

considerada um reservatório secundário.

A Formação Longá (marcador laranja) é composta, em grande maioria por folhelhos

escuros, homogêneos ou bem laminados além de eventuais pacotes de arenitos e siltitos. A

formação Longá é considerada a rocha selante principal do sistema petrolífero

(Cabeças/Pimenteiras).

Em todos os perfis podem ser identificados as formações Poti-Longá, refletindo assim

suas composições litológicas diferentes. O comportamento do perfil de Raio Gama (GR)

evidencia uma média de radiação gama menor para a formação Poti em comparação com a

formação Longá, que apresenta uma média maior de radiação gama devido à ocorrência de

folhelhos, delimitando o contato e mudança da formação. Na formação Poti os valores de

radiação mostram picos altos e baixos devido a presença de arenitos intercalados as finas

camadas de siltitos e folhelhos.

O perfil de potencial espontâneo (SP), apresenta comportamento da curva variável,

alternando diante da intercalação de arenitos com folhelhos e siltitos da formação Poti.

Posteriormente, o SP mantém uma tendência retilínea, na presença de folhelhos ou rochas

impermeáveis da formação Longá, em razão de não ocorrer a invasão do filtrado nem a difusão

dos sais nessas rochas. Em virtude desse comportamento, a curva do perfil SP é denominada de

linha base dos folhelhos (LBF).

O perfil de indução profunda (RILD) não apresenta uma clara distinção das formações

Poti-Longá, embora na formação apresenta pequenos intervalos com uma certa diminuição do

valor de resistividade.

O perfil neutrônico diferencia as formações Poti-Longá, com valor médio maior das

leituras para a formação Poti e, valores mais baixos para a formação Longá. A diminuição dos

valores da curva do perfil neutrônico na formação Longá pressupõe pouco espalhamento do

feixe de neutrôns e, por conseguinte, camadas de folhelhos com menor teor de hidrogênio e

menor porosidade.

Na transição dos arenitos da Formação Poti para os folhelhos da Formação Longá

observa-se um comportamento inesperado para a curva do perfil sônico: ao passar do arenito



Poti para um folhelho Longá, o valor de Δt tem um grande aumento em um certo intervalo. Isso

pode ser justificado possivelmente pela presença de uma intercalação mais espessa de arenito.

4.1.2 Sistema Petrolífero Cabeças/Pimenteiras

O sistema petrolífero Cabeças/Pimenteiras, evidenciado pela cor vermelha na Figura 4-

2, está inserido no Grupo Canindé (devoniano) e, é considerado o sistema mais importante da

Bacia do Parnaíba, objeto de estudo de muitas pesquisas realizadas na região, apresentando

espessura em torno de 620 m.

A Formação Cabeças (marcador rosa), considerada a principal rocha reservatório da

Bacia do Parnaíba, encontra-se sotoposta a Formação Longá e sobreposta à Formação

Pimenteiras. Sua composição se dá principalmente por arenitos, médios a grossos, intercalados

com camadas delgadas de siltitos e folhelhos.

A Formação Pimenteiras (marcador roxo) é constituída, em sua maioria, por folhelhos

escuros, caracterizados pelo alto teor de radioatividade, resistividade, baixo teor de densidade

e ricos em matéria orgânica. De acordo com a bibliografia, essa formação corresponde a

principal rocha geradora da Bacia do Parnaíba.

O perfil raio gama (GR) apresenta na parte superior inicial valores médios de radiação

gama, comportamento característico da presença de arenitos, intercalados a siltitos e folhelhos

e, posteriormente, apresenta um intervalo com baixos e constantes valores de radioatividade,

em razão da espessa camada das soleiras de diabásio. A espessura da camada de diabásio é de

aproximadamente 110m, inserida nos 220m de espessura total da Formação Cabeças. Na base

desta formação, ocorre novamente um aumento da radiação gama devido a maior presença de

folhelhos intercalados com arenitos. Ademais, o contato entre as Formações Cabeças e

Pimenteiras fica evidente pelo aumento dos valores de radioatividade no perfil raio gama,

causado pelos predominantes folhelhos escuros radioativos da Formação Pimenteiras.

O perfil de potencial espontâneo (SP) expressa uma curva com comportamento

esperado, visto que, na presença de camadas de arenitos a curva mostra altos valores de

diferencial de potencial natural, em virtude das zonas porosas-permeáveis, onde ocorre a

invasão do filtrado, seguido de valores baixos e constantes associado à presença de soleiras de

diabásio, caracterizada pela sua muito baixa permeabilidade. Novamente na base da formação

Cabeças há um aumento da curva do perfil SP devido a presença das camadas de arenitos. Em



seguida, a curva SP volta a manifestar tendência retilínea, semelhante a LBF, devido a

predominância dos folhelhos e picos de valores altos e baixos devido a provável presença de

delgadas camadas arenitos e siltitos.

O perfil de indução profunda (RILD) apresenta comportamento abrupto, marcando o

topo e base da formação Cabeças, no entanto, se mostra bastante irregular ou com picos

alternantes de valores variáveis. É apresentado um valor médio alto para toda a formação

Cabeças, porém, este perfil não distingue as partes superior e inferior composta por

intercalações de arenitos e folhelhos, devido ao fato deste perfil ser classificado como um perfil

de medição profunda e consequentemente, com uma baixa resolução vertical.

O perfil neutrônico apresenta uma clara distinção entre as formações Cabeças e

Pimenteiras. Na parte inicial superior sedimentar da formação Cabeças apresenta um perfil com

valores médios, seguido de leituras com valores médios altos na parte central, correspondente

a aparição da rocha ígnea e, na parte inferior, apresenta valores médios a baixos, que

corresponde também a rochas sedimentares. Na formação Pimenteiras apresenta uma média de

valores baixos com poucos picos, caracterizando assim a predominância de folhelhos com

intercalações de siltitos e arenitos.

No perfil sônico (DLT) é possível visualizar claramente o início e final das soleiras de

diabásio, visto que apresentam um comportamento abrupto da curva para a direita, indicando a

diminuição dos valores de tempo de trânsito, implicando em um aumento da velocidade de

propagação da onda acústica na rocha ígnea. As partes superior e inferior de rochas

sedimentares da formação Cabeças, também podem ser identificados pelos seus valores médios

de tempo de trânsito. Em seguida, na transição dos arenitos da Formação Cabeças para os

folhelhos da Formação Pimenteiras, observa-se um comportamento esperado para a curva do

perfil sônico, pois esta passa a apresentar um aumento dos valores de Δt, representando

velocidade baixa de propagação das ondas acústicas nos folhelhos intercalados com arenitos e

siltitos.

É importante constatar a presença das soleiras de diabásio no sistema petrolífero

Pimenteiras/Cabeças, visto que a presença dessas intrusões tem grande importância na

formação dos hidrocarbonetos, uma vez que, aumentam o gradiente geotérmico das rochas

adjacentes, originalmente, contribuindo para o processo de geração de hidrocarbonetos e



depois, atuam como selantes ao reservatório devido sua baixa permeabilidade, característica de

rochas ígneas.

4.1.3 Sistema Petrolífero Jaicós/Tianguá

O sistema petrolífero Jaicós/Tianguá, evidenciado pela cor verde na Figura 4-2, está

inserido no Grupo Serra Grande (Neosiluriano) e apresenta espessura de aproximadamente

325m.

A formação Jaicós (marcador verde claro) encontra-se sotoposta pela formação Itaim e

sobreposta pela formação Tianguá e constitui-se basicamente de arenitos grossos, mal

selecionados com seixos angulares a subangulares, intercalados a delgadas camadas de

folhelhos e siltitos.

A formação Tianguá (marcador marrom claro), sotoposta pela formação Jaicós, é

constituída predominantemente por folhelhos escuros e carbonáticos intercalados a finas

camadas de arenitos e siltitos. Esta formação é considerada a rocha geradora deste sistema

petrolífero, em virtude da presença da soleira de diabásio, a qual possivelmente contribuiu para

a geração de hidrocarbonetos nesse sistema. Esta formação é considerada uma rocha geradora

secundária, apesar da espessura das camadas, que se mostram delgadas prejudicando o potencial

de geração dela.

O comportamento da curva do perfil raio gama (GR) evidencia a composição litológica

da Formação Jaicós/Tianguá, apresentando uma média de radiação gama maior para a formação

Jaicós em comparação com a formação Tianguá que apresenta uma média menor de radiação

gama, com baixos e constantes valores de radioatividade, em razão da espessa camada das

soleiras de diabásio, delimitando o contato e mudança da formação. A espessura da camada de

diabásio é de aproximadamente 67m, entreposta nos 98m de espessura da Formação Tianguá.

O perfil de potencial espontâneo (SP), apresenta uma tendência retilínea, na presença

dos folhelhos e/ou rochas impermeáveis da formação Jaicós, em razão de não ocorrer a invasão

do filtrado nem a difusão dos sais nessas rochas.

O perfil de indução profunda (RILD) apresenta ligeira distinção entre as formações

Jaicós/Tianguá, marcado pelo ligeiro aumento do valor de resistividade. Esse comportamento

é característico de zonas com soleiras de diabásio.



O perfil neutrônico diferencia as formações Jaicós/Tianguá, com valor médio maior das

leituras para a formação Tianguá, evidenciado pelo deslocamento abrupto da curva para a

direita e, valores médios mais baixos para a formação Jaicós. O aumento dos valores do perfil

da formação Tianguá pressupõe maior espalhamento do feixe de nêutrons, por conseguinte,

uma camada de rocha ígnea com menor conteúdo de hidrogênio.

Embora aconteça a intercalação de arenitos e folhelhos na formação Jaicós, o perfil

sônico (DLT) da formação apresenta pouca variação, isso possivelmente se dá pela

compactação dos arenitos caracterizados como grosseiros, acarretando a diminuição da

porosidade e consequentemente no decréscimo de Δt.

Posteriormente, é notado uma mudança da curva do perfil sônico na passagem do arenito

para o folhelho, no qual ocorre o inesperado aumento do Δt nos folhelhos, podendo estar

relacionado à presença de gás nessa região, que é considerada uma geradora secundária, mesmo

que seu poder de geração seja considerado baixo por conta da espessura pequena das camadas

de arenito. Por fim, é identificado um comportamento abrupto da curva do perfil sônico para a

direita, quando na presença de uma soleira de diabásio de 67 m no topo da formação Tianguá,

indicando a diminuição dos valores de tempo de trânsito, implicando em um aumento da

velocidade de propagação da onda acústica na rocha ígnea.

4.2 Correlação dos perfis de poços com a seção sísmica

Neste item, realiza-se a correlação da seção sísmica migrada 0317-0103, exposta na

Figura 4-3, com as informações dos poços. Para isso, corroborou-se as informações obtidas na

interpretação dos perfis de poços com as reflexões sísmicas da seção, que se limitou as

vizinhanças do poço.



Figura 4-3: Seção sísmica 2D migrada.

Para a realização de uma correlação poço-sísmica coerente, é fundamental a existência

de um perfil sísmico de densidade e, de proximidade poço-linha sísmica. Entretanto, não se

obteve acesso ao perfil de densidade, impedindo a geração de um sismograma sintético deste

poço. Além disso, mesmo se houvesse a curva de densidade, o sismograma sintético não teria

correlação direta confiável com a linha sísmica, pois o poço está localizado a uma distância de

2km da linha.

A correlação poço-sísmica viabilizou a identificação do topo da Formação Cabeças e da

sotoposta a mesma, a Formação Pimenteiras, discriminadas na Figura 4-4, pelas cores amarelo

e vermelho, respectivamente. Por conseguinte, projetou-se o poço na seção sísmica analisada e

marcou-se os topos das Formações Cabeças e da Formação Pimenteiras, seguindo o mesmo

padrão de continuidade lateral. A identificação dessas formações também foi baseada na

comparação da interpretação já existente da linha sísmica 0317-0103, disponível no site da

ANP.



Figura 4-4: Projeção do poço sobre a seção sísmica 2D.

Figura 4-5: Interpretação da linha 0317-0103 pela ANP.

Fonte: ANP, 2014.



Ao comparar as interpretações do topo da Formação Cabeças realizado neste trabalho

com a interpretação realizada pela ANP, conforme a Figura 4-5, considerando que ambas a

linhas estão em tempo, observa-se que há uma boa correspondência na localização desta

importante formação, visto que, os reservatórios de gás estão localizados na mesma.

Também foi realizada a interpretação das soleiras de rocha ígnea marcadas em cor

vermelho na Figura 4-4, que aparecem logo abaixo do topo da Formação Pimenteiras. Salienta-

se que devido à baixa resolução da sísmica e presença de soleiras de diabásio não se observa

claramente a base da formação Cabeças ou o topo da formação Pimenteiras.



Capítulo V:

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES



5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Foi apresentada uma revisão bibliográfica da geologia regional e dos sistemas petrolíferos

da Bacia do Parnaíba, os quais permitiram um melhor entendimento da Bacia do Parnaíba.

A interpretação do poço foi feita através da utilização dos perfis de raio gama, potencial

espontâneo, indução profunda, neutrônico e sônico. A partir desses perfis foi possível

identificar as principais formações geológicas que compõem os sistemas petrolíferos da Bacia

do Parnaíba. No entanto, na correlação da interpretação do perfis com a seção sísmica de

superfície fora identificada, com clareza, somente o sistema petrolífero Pimenteiras-Cabeças

(topo da formação Cabeças) e duas possíveis soleiras de diabásio.

Houve boa correlação entre a intepretação dos poços com as reflexões sísmicas, entretanto,

uma vez que exista a pretensão de melhorar a interpretação sismo-estratigráfica, é necessário a

incorporação de outros perfis de poços, como por exemplo, densidade, resistividade rasa e

intermediária, entre outros.

Nesse sentido, recomenda-se a obtenção do perfil de densidade, o qual juntamente ao perfil

sônico, possibilite a elaboração de um sismograma sintético, o que aperfeiçoaria a correlação

poço-sísmica através de respostas fidedignas da subsuperfície e, consequentemente, permitiria

uma melhor identificação das reflexões sísmicas associadas as formações que compreendem o

sistema petrolífero da Bacia do Parnaíba.



REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AGUIAR, G.A. 1971. Revisão Geológica da Bacia Paleozoica do Maranhão. In: SBG,

Congresso Brasileiro de Geologia. São Paulo. Anais. v. 3, p. 113-122.

ALMEIDA, F.F.M. & CARNEIRO, C.D.R. 2004. Inundações marinhas fanerozóicas no

Brasil e recursos minerais associados. In: MANTESSO-NETO, V.; BARTORELLI, A.;

CARNEIRO, C.D.R.; BRITO-NEVES, B.B. (org.). Geologia da plataforma sul-americana:

evolução da obra de Fernando Flávio Marques de Almeida. Beca, p. 43-58.

ALVES, M.A.R., Material Elaborado Para Décima Primeira Rodada de Licitações Bacia

do Parnaíba. 2013. ANP - Superintendência de Definição de Blocos. Disponível em

<http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round11/Seminarios_r11/tec_ambiental/Bacia_do_Parna

iba.pdf> Acesso em março/2019.

ARAÚJO, D. B.; FERREIRA, A. L., BACIA DO PARNAÍBA: Sumário Geológico e Setores

em Oferta. Material Elaborado para Décima Quinta Rodada de Licitações, 2017. ANP –

Superintendência de Definição de Blocos. Disponível em

<http://files.anp.gov.br/arquivos/Round15/Mapas/Sumario_Geologico_R15_Parnaiba.pdf>

Acesso em março/2019.

ARCE, A.; RIGOTI, C. A.; MOURA D. H.L; CAMPELO, F. M. A. C.; SCHUAB, F. B.; 2006.

Bacia do Parnaíba: uma revisão estratigráfica, tectônica, estrutural e sistemas

petrolíferos. 84 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Especialização em Projeto de Análise de

Bacias) - Faculdade de Geologia, Universidade do Estado do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro.

ASQUITH, G. B. 1999. Basic Well Log Analysis for Geologists. AAPG Methods in

Exploration Series, number 3.

ÁVILA, R. M. 2010. Reprocessamento de Dado Sísmico 2D da Bacia do Parnaíba. 66p.

Dissertação (Mestrado) - COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro.

BASSIOUNI, Z. 1994. Theory, measurement, and interpretation of well logs. SPE textbook

series, vol. 4, SPE Richardson, Texas, USA.

CAPUTO, M.V. & LIMA, E.C. 1984. Estratigrafia, idade e correlação do Grupo Serra

Grande – Bacia do Parnaíba. In: SBG, Congresso Brasileiro de Geologia, 33. Rio de Janeiro,

Anais, v. 2, p. 740-753.

CARNEIRO, C.D.R.; ALMEIDA, F.F.M.; HASUI, Y.; ZALÁN, P.V.; TEIXEIRA, J.B.G.

Estágios Evolutivos do Brasil no Fanerozoico. 2012. In: Hasui, Y.; Carneiro, C.D.R.;

ALMEIDA, F.F.M.; BARTORELLI, A. Geologia do Brasil. São Paulo: Beca, 900p.

CUNHA, A. R. A.; 2012. Conversão em profundidade de dados migrados em tempo da

Bacia do Parnaíba. 101 f. Trabalho de Conclusão de Curso (graduação em geofísica) -

Universidade Federal do Pará, Instituto de Geociências, Faculdade de Geofísica, Belém.

http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round11/Seminarios_r11/tec_ambiental/Bacia_do_Parnaiba.pdf

http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round11/Seminarios_r11/tec_ambiental/Bacia_do_Parnaiba.pdf

http://files.anp.gov.br/arquivos/Round15/Mapas/Sumario_Geologico_R15_Parnaiba.pdf



CUNHA, F.M.B.; 1986. Evolução paleozoica da Bacia do Parnaíba e seu arcabouço

tectônico. 1986. 107 f. Dissertação (Mestrado) - Instituto de Geociências, Universidade Federal

do Rio de Janeiro.

ELLIS, D.V. & SINGER, J.M. 2008. Well Logging for Earth Scientists. Springer, The

Netherlands, 2 ed.

FERNANDES, R.F., 2011. Estudo da evolução termomecânica da Bacia do Parnaíba. 102p.

Dissertação (Mestrado) – UFRJ/COPPE, Rio de Janeiro.

GALLAS, José. (2005). O método do potencial espontâneo (SP): uma revisão sobre suas

causas, seu uso histórico e suas aplicações atuais. Revista Brasileira de Geofísica. 23. 133-

144. 10.1590/S0102-261X2005000200003.

GÓES, A.M. & ROSSETTI, D.F. 2001. Gênese da Bacia de São Luís-Grajaú, Meio-Norte

do Brasil. In: ROSSETTI, D.F.; GÓES, A.M., TRUCKENBRODT, W. (eds.). O Cretáceo na

Bacia de São Luís-Grajaú. Coleção Friedrich Katzer Ed., Belém: Museu Paraense Emílio

Goeldi, p. 15-29.

GÓES, A.M. De O. & FEIJÓ, F.J. 1994. Bacia do Parnaíba. Boletim de Geociências da

Petrobrás, 8(1), 57-67.

GÓES, A.M. De O.; SOUZA, J.M.P.; TEIXEIRA, L.B. 1990. Estágio exploratório e

perspectivas petrolíferas da Bacia do Parnaíba. Boletim Geociências Petrobrás, 4: 55-64.

HOLZ, M.; 2011. Estratigrafia de seqüências – um resumão. v. 2. 15p. jan/2011.

IEA [International Energy Agency] World Energy Balances 2018: Ano base 2016. Disponível

em <

https://www.iea.org/statistics/?country=WORLD&year=2016&category=Key%20indicators&

indicator=TPESbySource&mode=chart&dataTable=BALANCES >. Acesso em março/2019.

KEAREY P., Brooks M., Hill I. 2009. Geofísica de Exploração. Oficina de Textos, São Paulo,

438 p.

KEYS, W.S., Borehole Geophysics applied to Ground-Water Investigations, National

Water Well Association, Dublin, OH, 313 p., 1989.

LOPES, E.L.; 2007. Estudo de caso de perfilagem de poços na Bacia Argentina de

Cuyo.100p. Trabalho de conclusão de curso (Especialização em Geofísica do Petróleo),

Programa de Pós-graduação em Geologia - Instituto de Geociências, UFRJ.

MAGOON, L.B.; DOW, W.G. 1994. The petroleum system. AAPG Memoir n.60, p.

3-24.

https://www.iea.org/statistics/?country=WORLD&year=2016&category=Key%20indicators&indicator=TPESbySource&mode=chart&dataTable=BALANCES

https://www.iea.org/statistics/?country=WORLD&year=2016&category=Key%20indicators&indicator=TPESbySource&mode=chart&dataTable=BALANCES



MASCHIO, Célio; VIDAL, Alexandre Campane; SCHIOZER, Denis José. "A Framework to

Integrate History Matching and Geostatistical Modeling Using Genetic Algorithm and

Direct Search Methods.", Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 63, Janeiro, 2008.

MILANI E. J.; THOMAZ FILHO, A. Sedimentary basins of South America. In: CORDANI,

U. G.; MILANI, E. J.; THOMAZ FILHO, A.; CAMPOS, D. A. (Ed.). 2000. Tectonic Evolution

of South America. Rio de Janeiro: [s.n.]: 2000. p. 389-450 apud VAZ, P. T.; REZENDE, N. G.

A. M.; W. FILHO, J. R.; TRAVASSOS, W. A. S. Boletim de Geociências, PETROBRAS, Rio

de Janeiro, v. 15, n. 2, p. 253-263, maio/nov. 2007.

MITCHUM JR., R. M., VAIL, P. R., SANGREE, J. B. 1977. Seismic Stratigraphy and Global

Changes of Sea Level, Part 6: Stratigraphy interpretation of seismic reflection patterns in

deposition sequences, in C. E. Payton (ed.), Seismic Stratigraphy-Applications to

Hydrocarbons Explorations, American Association of Petroleum Geologists Memoir 26, p.

117-133.

NERY, G. G. 1990. Perfilagem Geofísica em Poço Aberto. Salvador, BA. 231p.

NERY, G. G. 2013. Perfilagem Geofísica em poço aberto - Fundamentos básicos com

ênfase em petróleo. Rio de Janeiro, RJ. Sociedade Brasileira de Geofísica – SGBf. 222 p. ISBN

978-85-88690-19-6.

PETERSOHN, E., 2007. Material Elaborado Para Nona Rodada de Licitações Bacia do

Parnaíba. ANP - Superintendência de Definição de Blocos. Disponível em <

http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round9/palestras/Parnaiba(portugues).pdf> Acesso em

março/2019.

PORTUGAL, R.; 2004: Introdução ao método da sísmica de reflexão. DGRN-

IGUNICAMP.

REZENDE, N.G.A.M. A Zona Zeolítica da Formação Corda, Bacia do Parnaíba. Belém,

2002. 142 p. Dissertação (Mestrado em Geologia e Geoquímica). Instituto de Geociências,

Universidade Federal do Pará.

RIDER, M. 2002. The Geological Interpretation of Well Logs. 2ª Edição. Rider-French

Consulting Ltd, Sutherland, Scotland. 280p.

ROBINSON, E. A. e TREITEL, S. (1980). Geophysical signal analysis, Prentice-Hall,

EnglewoodCliffs.

RODRIGUES, B.F.T.; 2007. Bacia Madre de Dios: perfilagem de poços. 76p. Trabalho de

Conclusão de Curso (Especialização em geofísica do Petróleo), Programa de Pós-graduação em

Geologia - Instituto de Geociências, UFRJ.

RODRIGUES, B.S.O.; 2015. Interpretação básica de perfis geofísicos de poços utilizando

linguagem Fortran 95 e softwares livres. 63p. Trabalho de Conclusão de Curso (graduação

http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round9/palestras/Parnaiba(portugues).pdf



em geofísica) - Universidade Federal da Bahia, Departamento de Geofísica, Instituto de

Geociências, Bahia.

ROSA, A. J.; CARVALHO, R. DE S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de reservatórios de

Petróleo. 2006. 808f. Rio de Janeiro: Interciência: Petrobras. ISBN 85 – 7193-135-6.

SCHLUMBERGER. 1998. Log Interpretation – Principles/Applications. Schlumberger,

Texas, USA. Seventh printing.

SCHÖN, J. H. Propriedades Físicas das Rochas Aplicadas à Engenharia, Elsevier Brasil,

2016.

SERRA, O. (1984) Fundamentals of well log interpretation, 1. the acquisition of logging

data, Elsevier, Amsterdam - Oxford - New York - Tokyo.

SILVA, A. J. P., LOPES, R. C., VASCONCELOS, A. M., BAHIA, R. B. C. Bacias

Sedimentares Paleozoicas e Meso-Cenozóicas Interiores. In: BIZZI, L. A.,

SCHOBBENHAUS, C., VIDOTTI, R. M., GONÇALVES, J. H. G. (eds.), Geologia, Tectônica

e Recursos Minerais do Brasil, capítulo 2, Brasília, CPRM, 2003.

SILVA, M. G. Processamento de dados Sísmicos da Bacia de Tacutu. 2004. 126 f.

Dissertação (Mestrado em Geofísica). Universidade Federal da Bahia, Salvador - BA.

STEVANATO, A. C. R. S. 2011. Análise Petrofísica de Reservatórios. Trabalho de

Conclusão de Curso. Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas, SP. 67 pp.

THOMAS J. E et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo, Editora Interciência: Rio de

Janeiro, 2001.

Vail, P.R. and R.M. Mitchum, Jr., 1977, Seismic stratigraphy and global changes of sea level;

Part 1, Overview: AAPG Memoir 26, p. 51-52.

VAZ, P.T., Rezende, N.G.A.M., Wanderley Filho, J.R. & Travassos, W.A.S. (2007) Bacia do

Parnaíba. Boletim de Geociências da Petrobrás, 15(2), 253-263.

WILSON, T. Reflection seismology: A basic introduction. Disponível em: <

https://www.slideshare.net/oncel/reflection-seismology-overview > Acesso em abril/2019.

WYLLIE, M.; Gregory, A. e GARDNER, G. (1956) Elastic wave velocities in heterogeneous

and porous media, Geophysics, V. 21, no. 1.

YOUNG, C.G.K. 2006. Estratigrafia de alta resolução da Formação Pimenteira

(Devoniano, Bacia do Parnaíba). Dissertação de Mestrado, Instituto de Geociências,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 174 p.

https://www.slideshare.net/oncel/reflection-seismology-overview

Documents

INTERPRETAÇÃO E CORRELAÇÃO DE DADOS DE POÇOS E … · 2019-07-07 · Silva, Karla Adryane Palmeira da. Interpretação e correlação de dados de poços e linhas sísmicas 2D