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metadata.dc.type: Trabalho de Conclusão de Curso - Graduação
Title: Correção da argilosidade no cálculo da porosidade pelo método densidade-neutrônico
metadata.dc.creator: LIMA, Iverson Raimundo Angelim
metadata.dc.contributor.advisor1: ANDRADE, André José Neves
Issue Date: 31-May-2016
Citation: LIMA, Iverson Raimundo Angelim. Correção da argilosidade no cálculo da porosidade pelo método densidade-neutrônico. Orientador: André José Neves Andrade. 2016. 35 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Bacharelado em Geofísica) - Faculdade de Geofísica, Instituto de Geociências, Universidade Federal do Pará, Belém, 2016. Disponível em: http://bdm.ufpa.br/jspui/handle/prefix/905. Acesso em:.
metadata.dc.description.resumo: O Método Densidade-Neutrônico considera a presença da argila na constituição das rochas reservatório, de modo a produzir valores realistas para a porosidade. Muitas vezes, esta consideração é chamada correção da argilosidade e adota a premissa de que a argila presente na rocha reservatório é a mesma que compõe os folhelhos adjacentes, de tal modo que as médias das propriedades físicas (densidade e porosidade neutrônica) dos folhelhos adjacentes são tomadas como as propriedades da argila na rocha reservatório. Geologicamente, esta premissa assume uma continuidade deposicional, que pode não refletir as condições atuais da sequencia de camadas atravessadas pelo poço. Este TCC adota o Gráfico ΦN x ΦDcomo referencia para a proposição de um método de correção da argilosidade que não assume a continuidade deposicional dos folhelhos e rochas reservatório e toma como base para a determinação das propriedades físicas da argila presente na rocha reservatório, a média dos valores das propriedades físicas das argilas, com maior ocorrência no campo petrolífero, determinadas pelos estudos sedimentológicos. Este TCC apresenta a avaliação do método apresentado para a correção da porosidade pelo efeito da argilosidade utilizando dados sintéticos gerados pelo modelo petrofísico e dados reais de perfis obtidos em um poço perfurado no campo de Namorado, Bacia de Campos.
Abstract: The Density-Neutron Method considers the clay present in the constitution of reservoir rocks, in order to produce realistic values for porosity. Often, this consideration is called as shale volume correction and adopts the premise that the clay present in the reservoir rock is the one constituting the adjacent shale, so that these clays share the same physical properties (density and neutron porosity) Geologically, this premise assumes a depositional continuity, which may not reflect the current condition of the sequence layers traversed by the well. This work adopts the ΦN x ΦD plot as reference to show a correction method, which no assumes the depositional continuity of shale and reservoir rocks and assumes as the physical properties of the clay in the reservoir rock, the average values of the physical properties of clays with greater occurrence in the oil field, as determined by sedimentological studies. This work presents an evaluation of this method using synthetic data generated by the petrophysical model and actual log data from one borehole drilled in the Namorado oil field, Campos Basin.
metadata.dc.subject.cnpq: CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS::GEOFISICA
Keywords: Perfilagem geofísica de poços
Porosidade
metadata.dc.rights: Acesso Aberto
Appears in Collections:Faculdade de Geofísica - FAGEOF/IG

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