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UNIVERSIDADE AGOSTINHO NETO
FACULDADE DE CIÊNCIAS
DEPARTAMENTO DE GEOFÍSICA
TRABALHO DE FIM DE CURSO EM GEOFÍSICA
(Opção Petróleo)
Tema:
Avaliação de Reservatórios de Hidrocarbonetos
do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza
Autores
 André Augusto Manuel, Nº 96795
 Octávio Alves Quintino, Nº 87882
Orientador
 MSC. Kinanga Pedro
Agenda da Apresentação
1. Introdução
◦ Antecedentes
◦ Problema
◦ Objecto de estudo
◦ Objectivos
◦ Métodos e técnicas
◦ Metodologia
◦ Cronograma de implementação
2. Enquadramento geográfico e geológico do poço Amoq-1
◦ Localização geográfica
◦ Estratificação Geral da Bacia do Kwanza
◦ Sistema petrolífero da Bacia do Kwanza
3. Aspectos gerais importantes
◦ Parâmetros Petrofísicos Calculados
◦ Perfilagem Geofísica
◦ Tipos de armadilhas
◦ Tipos e propriedades de fluidos dos reservatórios
◦ Tipos e classificações de reservas de hidrocarbonetos
4. Descrição do Poço
◦ Descrição geológica do Poço
◦ Descrição dos perfis geofísicos do poço
5. Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
1. Avaliação Quantitativa
2. Avaliação Qualitativa
6. Conclusão
7. Recomendações
8. Agradecimento
1- Introdução
 O presente trabalho de fim de curso de licenciatura tem como tema “Avaliação de reservatórios de
hidrocarbonetos do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza”, trata-se de um caso de estudo real com pendor
didáctico onde os cálculos foram feitos manualmente com a finalidade de se perceber a metodologia
básica recorrente neste tipo de actividades.
 Para que avaliação fosse efectiva integrou-se diversos dados tais como relatórios da descrição das
formações e litologias atravessadas pelo poço, alguns perfis geofísicos corridos no poço, mapas
estruturais dos reservatórios em profundidades e um grande número de materiais bibliográficos que
proporcionara o conhecimento necessário. Associado a estes dados, os Softwares utilizados deram uma
visualização gráfica que facilitou bastante o trabalho, entre elas se destacam o Surfer 12 que permitiu
tratar os mapas com o qual criou-se os perfis das estruturas e os respectivos modelos 3D, Com o
RockWorcks 15 fez-se o Striplog composto de Estratigrafia, litologia, curvas de Gamma ray,
Resistividade, Densidade, Neutrão e sónico.
1- Introdução
1.1 - Antecedentes
O uso dos perfis geofísicos nos casos de estudos em teses de licenciaturas no departamento de
geofísica tem sido muito explorados, e pode-se citar alguns autores como:
 G. Van-Dúnem com tema: Identificação de potências reservatórios petrolíferos na área de Vula da
bacia do Congo.
 João Carlos L.O. Vicente com o tema: Análise Quantitativa e qualitativa de diagrafia de poço para
caracterização de reservatório.
 D. Mufuma com tema: Avaliação de um poço de hidrocarbonetos mediante dados de diagrafias
wireline e de registro de perfuração (LWD).
1.2 - Problema
 Necessidade de avaliar o potencial petrolífero dos reservatórios atravessados pelo poço Amoq-1.
2 - Enquadramento geográfico e geológico
2.1 – Localização geográfica do poço Amoq-1
 O campo onde foi perfurado o poço Amoq-1, localiza-se no offshore da província de
Benguela, distando cerca de 134km da cidade do Lobito cujas coordenadas estão expressas na
tabela 2.1
Figura 2.1- Mapa de localização da área de estudo
Tabela 2.1- Coordenadas geográficas da área de estudo.
2 - Enquadramento geográfico e geológico
2.2 – Quadro geológico do poço Amoq-1
Em termos geológicos o poço Amoq-1 enquadra-se na
Bacia sedimentar do Kwanza.
Esta Bacia possui aproximadamente 4000 m de
espessura.
As Bacias angolanas no geral tiveram suas géneses nas
eras mesozóicas e cenozóicas, resultado da separação
do super continente Gondwana (início do cretácio),
formando o atlântico sul na faixa de separação dos
continentes africano e sul-americano.
2 - Enquadramento geográfico e geológico
2.2 – Quadro geológico do poço Amoq-1
 Estratigrafia Geral da Bacia do Kwanza
Na coluna estratigráfica da bacia do Kwanza
distinguem-se três sequências sedimentares
direitamente ligadas a evolução da margem atlântica.
Elas assentam sobre o Soco pré-câmbrico que faz parte
do escudo africano e é composto de uma mistura de
rochas metamórficas e ígneas.
 Sequência pré-salífera ou infra-salífera
 Sequência salífera ou evaporítica
 Sequência pós-salífera.
2 - Enquadramento geográfico e geológico
2.2-Sistema petrolífero da Bacia do Kwanza
3 - Aspectos gerais importantes
3.1- Parâmetros Petrofísicos Calculados
 Porosidade:
 É a razão entre o volume poroso(Vv) de uma rocha e o volume total(Vt) da
mesma.
 Calculada pela seguinte relação:
Φ =
Existem duas classe de porosidade:
 Porosidade total (absoluta)
 Porosidade efectiva
3 - Aspectos gerais importantes
3.1- Parâmetros Petrofísicos Calculados
 Permeabilidade
É a capacidade que a rocha tem de se deixar atravessar por fluidos.
É expressa em mD (miliDarcy).
 Permeabilidade absoluta: propriedade intrínseca à rocha.
 Permeabilidade efectiva: é relacionado ao fluxo de um fluido em presença de
outro. É sempre menor que a absoluta.
 Permeabilidade Relativa: razão entre a permeabilidade efectiva de um dado
fluido e a permeabilidade absoluta da rocha. É expressa em decimais ou
percentagem.
3 - Aspectos gerais importantes
3.2 – Perfis Geofísico
 Perfis geofísico são registos de propriedades radioactivas, eléctricas e acusticas
em função da profundidade, típicas de cada litologia.
 A obtenção de informações sobre o tipo litológico, podem ser através de
amostragem directa ou indirecta.
 Espessura e litologia da formação, porosidade, permeabilidade, saturação da
água, saturação de hidrocarboneto, mergulho das camadas e temperatura.
 Dos varios perfis geofísicos destacam se os siguintes:
 Cáliper(Cal), Raios Gama(GR), Resistividade(ILD), Neutrão(NPHI),
Densidade(RHOB) e o Sónico(DT).
3 - Aspectos gerais importantes
3 - Aspectos gerais importantes
3 - Aspectos gerais importantes
Perfil Sónico (DT)
3 - Aspectos gerais importantes
3.3 – Tipos de armadilhas
3 - Aspectos gerais importantes
3.4 -Tipos e propriedades de fluidos dos reservatórios
 Gás
 Óleo (Petróleo)
 Água
 Esta distribuição espacial dos fluídos deve-se a diferenciação gravítica de cada
fluído, sendo a água a mais densa (RHOB=1) fica embaixo.
3 - Aspectos gerais importantes
3.5 - Tipos e classificações de reservas de hidrocarbonetos
 As reservas são definidas como recursos descobertos de óleo e gás
comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data.
Criterios Classificação de reservas
Grau de incerteza
−
−
Provadas
Prováveis
− Possíveis
Facilidade de produção
−
−
Provadas Desenvolvidas
Provadas Não Desenvolvidas
Método de Recuperação
−
−
Primárias
Secundárias
4 - Descrição do Poço
4.1 - Modelo 3D da estrutura
Figura 4.1 – Representação do modelo 3D do reservatório.
4 - Descrição do Poço
4.2 - Mapa de contorno estruturais e perfis
Fig 4.2 - Representação do mapa do gás. Fig 4.3 - Representação do mapa do óleo.
A = 32 km2 A = 40 km2
4 - Descrição do Poço
4.3 - Descrição Geológica
 O poço Amoq-1 possui 26 m de
elevação(KB), lâmina da água de
22 m, atingiu
uma profundidade total de 3374 m
(MD), atravessou as formações
Quifangondo, Teba, Itombe,
Quissonde, Catumbela, Tuenza,
Loeme, Cuvo superior e
Embasamento (figura 4.4),
descritas a baixo:
Figura 4.4 – Colunas crono e litoestratigráfica do poço Amoq-1 (RockWorks 2015).
4 - Descrição Poço
4.4 - Descrição dos perfis geofísicos do poço
 O poço Amoq-1
disponhe dos siguintes
perfis: Raio
Gama(GR),
Resistividade(ILD),
Neutrão(NPHI),
Densidade(RHOB) e
Sónico(DT).
 Com estes perfis fez-
se o cálculo dos
principais parâmetros
Petrofísicos
apresentado neste
trabalho.
Figura 4.5 – Perfis do Poço Amoq-1 representando as eletrofácies e zonas de alguns fluido.
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
5.4 - Avaliação Quantitativa
Zona de gás do reservatório: (2780 – 2800 m)
Cálculo do volume de argilas
Dados
Grlog = 28 API
Grmin = 10 API
Grmax = 45 API
Cálculo da porosidade
Dados
Rt =1001 Ωm
Rw = 0,05 Ωm
ΦN = − 0,03 PU  Φs=
△𝑡𝑙𝑜𝑔− △𝑡𝑚𝑎𝑡
△𝑡𝑓− △𝑡𝑚𝑎𝑡
=
104 − 47,5
1000− 47,5
= 0,16 ⇒ Φs= 0,16 𝛍s/ ft
Φm =
𝛷 𝑁
+
𝛷 𝐷
+
𝛷 𝑠
3
=
−0,03+0,15+0,16
3
= 0,09 ⟹ Φm= 0,09
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
Cálculo da porosidade efectiva
Φef = ( 1−Vsh)×Φm = (1− 0,51)×0,09 = 0,05 ⇒ Φef= 0,05
Cálculo da saturação da água
ℛ 𝓉: calculado apartir do perfil de resistividade, ℛ 𝓉= 1001 Ωm
Sw=
𝒶∗ℛ𝒲
Φef 𝓂
∗
ℛ 𝓉
=
0,81∗0,05
(0,05)2,15∗1001
⇒ Sw= 0,16
Shc = 1− Sw = 1 – 0,16 = 0,84 ⇒ Shc = 84%
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
5.4 - Avaliação Quantitativa
 Zona de óleo do reservatório: (2850 – 2950 m )
Cálculo do volume de argilas
Dados
Grlog = 43 API Vsh =
𝐺𝑟𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑟𝑚𝑖𝑛
𝐺𝑟𝑚á𝑥−𝐺𝑟𝑚𝑖𝑛
=
43−10
75−10
= 0,5
Grmin = 10 API
Grmax = 75API
Cálculo da porosidade
Dados
Rt = 69 Ωm
Rw = 0,05 Ωm
ΦN = 0,42 PU
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
Cálculo da porosidade efectiva
 Φef = ( 1−Vsh)×Φm = (1− 0,5)×0,26 ⇒ Φef = 0,13
Cálculo da saturação da água
ℛ 𝓉: calculando apartir do perfil de resistividade, ℛ 𝓉 = 69 Ω.m
Sw=
𝒶∗ℛ𝒲
Φef 𝓂
∗
ℛ 𝓉
=
0,81∗0,05
(0,13)2,15∗69
⇒ Sw= 0,22
Shc = 1−Sw = 1 – 0,22 = 0,78 ⇒Shc= 78%
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
Cálculo do GIIP
h = 20 m, Bg = 99.78 , Fg = 0,71, Net/Gross = 0,05, A = 32281869 m2
O GIIP é calculado pela relação:
GIIP = GRV∗Net/Gross Ratio∗Porosity∗gas saturation∗(1/Bg)
GIIP = A∗h∗Fg∗Net/Gross Ratio∗Φ∗Sg∗(1/Bg)
GIIP = 32281869∗20∗0,71∗0,05∗0,09∗0,84∗(1/99.78)
GIIP = 17366 m3 ⟹ GIIP = 492 Mcf
Cálculo do STOIIP
h = 100 m, Bo = 1.3, Fg = 0,71, Net/Gross = 0,25, A = 39582664 m2
O STOIIP é calculado pela relação:
STOIIP = GRV∗ Net/Gross Ratio ∗ Porosity∗ oilsaturation∗(1/Bo)
STOIIP = 39582664∗100∗0,71∗0,25∗0,26∗0,78∗(1/1.3)
STOIIP = 109604397 m3⟹ STOIIP = 689 MMbbl
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
Cálculo de reservas
 Zona de gás do reservatório: (2780 – 2800 m)
Rgas é calculado pela relação:
Rgas = FR×GIIP ⟹ 0,3×492 Mcf
Rgas = 148 Mcf .
 Zona de óleo do reservatório: (2850 – 2950 m )
Roil é cálculado pela relação:
Roil = FR×STOIIP ⟹ 0,3×689 MMbbl
Roil = 207 MMbbl.
5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1
5.4 - Avaliação Quantitativa
Figura 4.1 – Tabela da totalização dos dados obtidos. Gross pay: Espessura
total do reservatório. Net-pay: Soma das espessuras produtoras do
reservatório.
Formações Topo Base Gross Pay Net Pay N/G
Φ
med % Vsh % Sw
%
Shc
%
Reservatório 1 2780 2800 400 20 0,05 9% 51% 16% 84%
Reservatório 2 2850 2950 400 100 0,25 26% 50% 22% 78%
Total 5630 5750 800 120 0,3 35% 101 38 162
6 - Conclusão
Da avaliação realizada nos reservatórios de hidrocarboneto do poço Amoq-1 conclui-se que:
 Do ponto de vista litológico o poço Amoq-1 encontrou um reservatório Carbonatado
compartimentalizado no Albiano.
 Quanto a estrutura do reservatório, ela é estrutural com fechamento em 4 direcções ou seja
do tipo Four Way Closure.
 A porosidade média da zona 1 é de 9% e da zona 2 é de 26%. Relativamente a combinação
gama- gama densidade e neutrão para as duas zonas, as porosidades são consideradas boas.
 O volume de argila (VSh), foi calculado com base o perfil Gama- Ray para a zona 1 vária
entre 10% a 45%, e da zona 2 vária entre 10% a 75%,
 A saturação da água foi calculada permitindo assim calcular a saturação de óleo e gás nas
zonas de interesse, zona de gás Sw é de 16% e Shc é 84%, para zona de óleo Sw é de 22% e Shc
é 78%
 O cálculo do GIIP resultou em 492 Mcf, com uma Reserva Recuperável de 148 Mcf e o
cálculo do STOIIP resultou em 689 MMbbl, com uma Reserva Recuperável de 207 MMbbl, o
que nos indica que é um reservatório economicamente rentável.
20160415 DW Debate :Avaliação de Reservatórios de Hidrocarbonetos do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza.

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20160415 DW Debate :Avaliação de Reservatórios de Hidrocarbonetos do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza.

  • 1. UNIVERSIDADE AGOSTINHO NETO FACULDADE DE CIÊNCIAS DEPARTAMENTO DE GEOFÍSICA TRABALHO DE FIM DE CURSO EM GEOFÍSICA (Opção Petróleo) Tema: Avaliação de Reservatórios de Hidrocarbonetos do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza
  • 2. Autores  André Augusto Manuel, Nº 96795  Octávio Alves Quintino, Nº 87882 Orientador  MSC. Kinanga Pedro
  • 3. Agenda da Apresentação 1. Introdução ◦ Antecedentes ◦ Problema ◦ Objecto de estudo ◦ Objectivos ◦ Métodos e técnicas ◦ Metodologia ◦ Cronograma de implementação 2. Enquadramento geográfico e geológico do poço Amoq-1 ◦ Localização geográfica ◦ Estratificação Geral da Bacia do Kwanza ◦ Sistema petrolífero da Bacia do Kwanza 3. Aspectos gerais importantes ◦ Parâmetros Petrofísicos Calculados ◦ Perfilagem Geofísica ◦ Tipos de armadilhas ◦ Tipos e propriedades de fluidos dos reservatórios ◦ Tipos e classificações de reservas de hidrocarbonetos 4. Descrição do Poço ◦ Descrição geológica do Poço ◦ Descrição dos perfis geofísicos do poço 5. Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 1. Avaliação Quantitativa 2. Avaliação Qualitativa 6. Conclusão 7. Recomendações 8. Agradecimento
  • 4. 1- Introdução  O presente trabalho de fim de curso de licenciatura tem como tema “Avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos do poço Amoq-1 na Bacia do Kwanza”, trata-se de um caso de estudo real com pendor didáctico onde os cálculos foram feitos manualmente com a finalidade de se perceber a metodologia básica recorrente neste tipo de actividades.  Para que avaliação fosse efectiva integrou-se diversos dados tais como relatórios da descrição das formações e litologias atravessadas pelo poço, alguns perfis geofísicos corridos no poço, mapas estruturais dos reservatórios em profundidades e um grande número de materiais bibliográficos que proporcionara o conhecimento necessário. Associado a estes dados, os Softwares utilizados deram uma visualização gráfica que facilitou bastante o trabalho, entre elas se destacam o Surfer 12 que permitiu tratar os mapas com o qual criou-se os perfis das estruturas e os respectivos modelos 3D, Com o RockWorcks 15 fez-se o Striplog composto de Estratigrafia, litologia, curvas de Gamma ray, Resistividade, Densidade, Neutrão e sónico.
  • 5. 1- Introdução 1.1 - Antecedentes O uso dos perfis geofísicos nos casos de estudos em teses de licenciaturas no departamento de geofísica tem sido muito explorados, e pode-se citar alguns autores como:  G. Van-Dúnem com tema: Identificação de potências reservatórios petrolíferos na área de Vula da bacia do Congo.  João Carlos L.O. Vicente com o tema: Análise Quantitativa e qualitativa de diagrafia de poço para caracterização de reservatório.  D. Mufuma com tema: Avaliação de um poço de hidrocarbonetos mediante dados de diagrafias wireline e de registro de perfuração (LWD). 1.2 - Problema  Necessidade de avaliar o potencial petrolífero dos reservatórios atravessados pelo poço Amoq-1.
  • 6. 2 - Enquadramento geográfico e geológico 2.1 – Localização geográfica do poço Amoq-1  O campo onde foi perfurado o poço Amoq-1, localiza-se no offshore da província de Benguela, distando cerca de 134km da cidade do Lobito cujas coordenadas estão expressas na tabela 2.1 Figura 2.1- Mapa de localização da área de estudo Tabela 2.1- Coordenadas geográficas da área de estudo.
  • 7. 2 - Enquadramento geográfico e geológico 2.2 – Quadro geológico do poço Amoq-1 Em termos geológicos o poço Amoq-1 enquadra-se na Bacia sedimentar do Kwanza. Esta Bacia possui aproximadamente 4000 m de espessura. As Bacias angolanas no geral tiveram suas géneses nas eras mesozóicas e cenozóicas, resultado da separação do super continente Gondwana (início do cretácio), formando o atlântico sul na faixa de separação dos continentes africano e sul-americano.
  • 8. 2 - Enquadramento geográfico e geológico 2.2 – Quadro geológico do poço Amoq-1  Estratigrafia Geral da Bacia do Kwanza Na coluna estratigráfica da bacia do Kwanza distinguem-se três sequências sedimentares direitamente ligadas a evolução da margem atlântica. Elas assentam sobre o Soco pré-câmbrico que faz parte do escudo africano e é composto de uma mistura de rochas metamórficas e ígneas.  Sequência pré-salífera ou infra-salífera  Sequência salífera ou evaporítica  Sequência pós-salífera.
  • 9. 2 - Enquadramento geográfico e geológico 2.2-Sistema petrolífero da Bacia do Kwanza
  • 10. 3 - Aspectos gerais importantes 3.1- Parâmetros Petrofísicos Calculados  Porosidade:  É a razão entre o volume poroso(Vv) de uma rocha e o volume total(Vt) da mesma.  Calculada pela seguinte relação: Φ = Existem duas classe de porosidade:  Porosidade total (absoluta)  Porosidade efectiva
  • 11. 3 - Aspectos gerais importantes 3.1- Parâmetros Petrofísicos Calculados  Permeabilidade É a capacidade que a rocha tem de se deixar atravessar por fluidos. É expressa em mD (miliDarcy).  Permeabilidade absoluta: propriedade intrínseca à rocha.  Permeabilidade efectiva: é relacionado ao fluxo de um fluido em presença de outro. É sempre menor que a absoluta.  Permeabilidade Relativa: razão entre a permeabilidade efectiva de um dado fluido e a permeabilidade absoluta da rocha. É expressa em decimais ou percentagem.
  • 12. 3 - Aspectos gerais importantes 3.2 – Perfis Geofísico  Perfis geofísico são registos de propriedades radioactivas, eléctricas e acusticas em função da profundidade, típicas de cada litologia.  A obtenção de informações sobre o tipo litológico, podem ser através de amostragem directa ou indirecta.  Espessura e litologia da formação, porosidade, permeabilidade, saturação da água, saturação de hidrocarboneto, mergulho das camadas e temperatura.  Dos varios perfis geofísicos destacam se os siguintes:  Cáliper(Cal), Raios Gama(GR), Resistividade(ILD), Neutrão(NPHI), Densidade(RHOB) e o Sónico(DT).
  • 13. 3 - Aspectos gerais importantes
  • 14. 3 - Aspectos gerais importantes
  • 15. 3 - Aspectos gerais importantes Perfil Sónico (DT)
  • 16. 3 - Aspectos gerais importantes 3.3 – Tipos de armadilhas
  • 17. 3 - Aspectos gerais importantes 3.4 -Tipos e propriedades de fluidos dos reservatórios  Gás  Óleo (Petróleo)  Água  Esta distribuição espacial dos fluídos deve-se a diferenciação gravítica de cada fluído, sendo a água a mais densa (RHOB=1) fica embaixo.
  • 18. 3 - Aspectos gerais importantes 3.5 - Tipos e classificações de reservas de hidrocarbonetos  As reservas são definidas como recursos descobertos de óleo e gás comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data. Criterios Classificação de reservas Grau de incerteza − − Provadas Prováveis − Possíveis Facilidade de produção − − Provadas Desenvolvidas Provadas Não Desenvolvidas Método de Recuperação − − Primárias Secundárias
  • 19. 4 - Descrição do Poço 4.1 - Modelo 3D da estrutura Figura 4.1 – Representação do modelo 3D do reservatório.
  • 20. 4 - Descrição do Poço 4.2 - Mapa de contorno estruturais e perfis Fig 4.2 - Representação do mapa do gás. Fig 4.3 - Representação do mapa do óleo. A = 32 km2 A = 40 km2
  • 21. 4 - Descrição do Poço 4.3 - Descrição Geológica  O poço Amoq-1 possui 26 m de elevação(KB), lâmina da água de 22 m, atingiu uma profundidade total de 3374 m (MD), atravessou as formações Quifangondo, Teba, Itombe, Quissonde, Catumbela, Tuenza, Loeme, Cuvo superior e Embasamento (figura 4.4), descritas a baixo: Figura 4.4 – Colunas crono e litoestratigráfica do poço Amoq-1 (RockWorks 2015).
  • 22. 4 - Descrição Poço 4.4 - Descrição dos perfis geofísicos do poço  O poço Amoq-1 disponhe dos siguintes perfis: Raio Gama(GR), Resistividade(ILD), Neutrão(NPHI), Densidade(RHOB) e Sónico(DT).  Com estes perfis fez- se o cálculo dos principais parâmetros Petrofísicos apresentado neste trabalho. Figura 4.5 – Perfis do Poço Amoq-1 representando as eletrofácies e zonas de alguns fluido.
  • 23. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 5.4 - Avaliação Quantitativa Zona de gás do reservatório: (2780 – 2800 m) Cálculo do volume de argilas Dados Grlog = 28 API Grmin = 10 API Grmax = 45 API Cálculo da porosidade Dados Rt =1001 Ωm Rw = 0,05 Ωm ΦN = − 0,03 PU  Φs= △𝑡𝑙𝑜𝑔− △𝑡𝑚𝑎𝑡 △𝑡𝑓− △𝑡𝑚𝑎𝑡 = 104 − 47,5 1000− 47,5 = 0,16 ⇒ Φs= 0,16 𝛍s/ ft Φm = 𝛷 𝑁 + 𝛷 𝐷 + 𝛷 𝑠 3 = −0,03+0,15+0,16 3 = 0,09 ⟹ Φm= 0,09
  • 24. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 Cálculo da porosidade efectiva Φef = ( 1−Vsh)×Φm = (1− 0,51)×0,09 = 0,05 ⇒ Φef= 0,05 Cálculo da saturação da água ℛ 𝓉: calculado apartir do perfil de resistividade, ℛ 𝓉= 1001 Ωm Sw= 𝒶∗ℛ𝒲 Φef 𝓂 ∗ ℛ 𝓉 = 0,81∗0,05 (0,05)2,15∗1001 ⇒ Sw= 0,16 Shc = 1− Sw = 1 – 0,16 = 0,84 ⇒ Shc = 84%
  • 25. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 5.4 - Avaliação Quantitativa  Zona de óleo do reservatório: (2850 – 2950 m ) Cálculo do volume de argilas Dados Grlog = 43 API Vsh = 𝐺𝑟𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑟𝑚𝑖𝑛 𝐺𝑟𝑚á𝑥−𝐺𝑟𝑚𝑖𝑛 = 43−10 75−10 = 0,5 Grmin = 10 API Grmax = 75API Cálculo da porosidade Dados Rt = 69 Ωm Rw = 0,05 Ωm ΦN = 0,42 PU
  • 26. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 Cálculo da porosidade efectiva  Φef = ( 1−Vsh)×Φm = (1− 0,5)×0,26 ⇒ Φef = 0,13 Cálculo da saturação da água ℛ 𝓉: calculando apartir do perfil de resistividade, ℛ 𝓉 = 69 Ω.m Sw= 𝒶∗ℛ𝒲 Φef 𝓂 ∗ ℛ 𝓉 = 0,81∗0,05 (0,13)2,15∗69 ⇒ Sw= 0,22 Shc = 1−Sw = 1 – 0,22 = 0,78 ⇒Shc= 78%
  • 27. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 Cálculo do GIIP h = 20 m, Bg = 99.78 , Fg = 0,71, Net/Gross = 0,05, A = 32281869 m2 O GIIP é calculado pela relação: GIIP = GRV∗Net/Gross Ratio∗Porosity∗gas saturation∗(1/Bg) GIIP = A∗h∗Fg∗Net/Gross Ratio∗Φ∗Sg∗(1/Bg) GIIP = 32281869∗20∗0,71∗0,05∗0,09∗0,84∗(1/99.78) GIIP = 17366 m3 ⟹ GIIP = 492 Mcf Cálculo do STOIIP h = 100 m, Bo = 1.3, Fg = 0,71, Net/Gross = 0,25, A = 39582664 m2 O STOIIP é calculado pela relação: STOIIP = GRV∗ Net/Gross Ratio ∗ Porosity∗ oilsaturation∗(1/Bo) STOIIP = 39582664∗100∗0,71∗0,25∗0,26∗0,78∗(1/1.3) STOIIP = 109604397 m3⟹ STOIIP = 689 MMbbl
  • 28. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 Cálculo de reservas  Zona de gás do reservatório: (2780 – 2800 m) Rgas é calculado pela relação: Rgas = FR×GIIP ⟹ 0,3×492 Mcf Rgas = 148 Mcf .  Zona de óleo do reservatório: (2850 – 2950 m ) Roil é cálculado pela relação: Roil = FR×STOIIP ⟹ 0,3×689 MMbbl Roil = 207 MMbbl.
  • 29. 5 - Avaliação petrofísica do poço Amoq-1 5.4 - Avaliação Quantitativa Figura 4.1 – Tabela da totalização dos dados obtidos. Gross pay: Espessura total do reservatório. Net-pay: Soma das espessuras produtoras do reservatório. Formações Topo Base Gross Pay Net Pay N/G Φ med % Vsh % Sw % Shc % Reservatório 1 2780 2800 400 20 0,05 9% 51% 16% 84% Reservatório 2 2850 2950 400 100 0,25 26% 50% 22% 78% Total 5630 5750 800 120 0,3 35% 101 38 162
  • 30. 6 - Conclusão Da avaliação realizada nos reservatórios de hidrocarboneto do poço Amoq-1 conclui-se que:  Do ponto de vista litológico o poço Amoq-1 encontrou um reservatório Carbonatado compartimentalizado no Albiano.  Quanto a estrutura do reservatório, ela é estrutural com fechamento em 4 direcções ou seja do tipo Four Way Closure.  A porosidade média da zona 1 é de 9% e da zona 2 é de 26%. Relativamente a combinação gama- gama densidade e neutrão para as duas zonas, as porosidades são consideradas boas.  O volume de argila (VSh), foi calculado com base o perfil Gama- Ray para a zona 1 vária entre 10% a 45%, e da zona 2 vária entre 10% a 75%,  A saturação da água foi calculada permitindo assim calcular a saturação de óleo e gás nas zonas de interesse, zona de gás Sw é de 16% e Shc é 84%, para zona de óleo Sw é de 22% e Shc é 78%  O cálculo do GIIP resultou em 492 Mcf, com uma Reserva Recuperável de 148 Mcf e o cálculo do STOIIP resultou em 689 MMbbl, com uma Reserva Recuperável de 207 MMbbl, o que nos indica que é um reservatório economicamente rentável.