Please use this identifier to cite or link to this item: http://repositorio.ufpa.br/jspui/handle/2011/11869
metadata.dc.type: Dissertação
Issue Date: 20-Apr-2017
metadata.dc.creator: ALMEIDA, Thales Luiz Pinheiro de
metadata.dc.contributor.advisor1: ANDRADE, André José Neves
Title: Cálculo da porosidade: identificação do argilomineral
metadata.dc.description.sponsorship: CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
Citation: ALMEIDA, Thales Luiz Pinheiro de. Cálculo da porosidade: identificação do argilomineral. Orientador: André José Neves Andrade. 2017. 53 f. Dissertação (Mestrado em Geofísica) - Instituto de Geociências, Universidade Federal do Pará, Belém, 2017. Disponível em: http://repositorio.ufpa.br/jspui/handle/2011/11869. Acesso em:.
metadata.dc.description.resumo: Na prática cotidiana da Avaliação de Formação é comum a adoção de hipóteses ou premissas simplificadoras sobre as propriedades físicas dos materiais constituintes da rocha reservatório para possibilitar o cálculo da porosidade. O conhecimento das propriedades físicas do argilomineral na rocha reservatório é fundamental para o cálculo da porosidade. Nesta dissertação advoga-se que as propriedades físicas do argilomineral presente na constituição da rocha reservatório são diferentes das médias das propriedades físicas dos folhelhos próximos. Geologicamente, o argilomineral é um dos materiais constituintes da rocha folhelho e admitir que as propriedades físicas dos folhelhos sejam iguais as propriedades físicas do argilomineral na rocha reservatório significa desconsiderar todos os demais constituintes e assumir uma continuidade sedimentar, que devido a inúmeros processos pós-deposicionais pode não ocorrer. Nesta dissertação, aplicamos a rede competitiva angular ao Gráfico Densidade-Neutrônico, para mostrar que se uma rocha reservatório e um folhelho, presente na bacia, são constituídos pelo mesmo argilomineral, eles apresentarão o mesmo padrão angular. Esta metodologia é apresentada com dados sintéticos e avaliada com perfis e análise de testemunho de poços do Campo de Namorado, na Bacia de Campos, Brasil.
Abstract: In the daily practice of Formation Evaluation it is common the adoption of simplifying hypotheses or premises about the physical properties of the reservoir rock constituent materials to allow the porosity calculation. The knowledge of the physical properties of the clay in the reservoir rock is fundamental for porosity calculation. In this work it is argued that the physical properties of the clay mineral in the reservoir rock are different from the mean physical properties of the nearby shale layers. Geologically, the clay is one of the constituent materials of shale rock and to admit that the physical properties of the shale are equal to the physical properties of the clay in the reservoir rock means to disregard all the other constituents and to assume a sedimentary continuity that due to numerous postpositional processes may not occur. In this work, we apply the angular competitive neural network to the Density- Neutron Plot to show that if a reservoir rock and a shale present in the basin have the same clay, they have the same angular pattern. This methodology is presented with synthetic data and evaluated with actual well logs and core analysis from borehole drilled in the Namorado’s field, in the Campos Basin, Brazil.
Keywords: Perfilagem geofísica de poços
Porosidade
Redes neurais - Computação
Well logging
Porosity
Shale volume
metadata.dc.subject.areadeconcentracao: GEOFÍSICA DE POÇO
metadata.dc.subject.linhadepesquisa: APLICAÇÃO E DESENVOLVIMENTO DE ALGORITMOS INTELIGENTES AO ESTUDO DE RESERVATÓRIOS DE HIDROCARBONETOS
metadata.dc.subject.cnpq: CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS::GEOFISICA
metadata.dc.publisher.country: Brasil
Publisher: Universidade Federal do Pará
metadata.dc.publisher.initials: UFPA
metadata.dc.publisher.department: Instituto de Geociências
metadata.dc.publisher.program: Programa de Pós-Graduação em Geofísica
metadata.dc.rights: Acesso Aberto
metadata.dc.source: 1 CD-ROM
Appears in Collections:Dissertações em Geofísica (Mestrado) - CPGF/IG

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
Dissertacao_CalculoPorosidadeIdentificacao.pdf3,19 MBAdobe PDFView/Open


This item is licensed under a Creative Commons License Creative Commons