Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-18T13:42:59Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoAutomaticaPorosidade.pdf: 6721114 bytes, checksum: 636e5ecfceedde99b94dc2dbdcd9d4bb (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Incluir palavras-chave on 2014-08-07T14:19:10Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-28T16:45:05Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoAutomaticaPorosidade.pdf: 6721114 bytes, checksum: 636e5ecfceedde99b94dc2dbdcd9d4bb (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-19T13:43:23Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoAutomaticaPorosidade.pdf: 6721114 bytes, checksum: 636e5ecfceedde99b94dc2dbdcd9d4bb (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-19T13:43:23Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_DeterminacaoAutomaticaPorosidade.pdf: 6721114 bytes, checksum: 636e5ecfceedde99b94dc2dbdcd9d4bb (MD5) Previous issue date: 2000 / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / Duas das mais importantes atividades da interpretação de perfis para avaliação de reservatórios de hidrocarbonetos são o zoneamento do perfil (log zonation) e o cálculo da porosidade efetiva das rochas atravessadas pelo poço. O zoneamento é a interpretação visual do perfil para identificação das camadas reservatório e, consequentemente, dos seus limites verticais, ou seja, é a separação formal do perfil em rochas reservatório e rochas selante. Todo procedimento de zoneamento é realizado de forma manual, valendo-se do conhecimento geológico-geofísico e da experiência do intérprete, na avaliação visual dos padrões (características da curva do perfil representativa de um evento geológico) correspondentes a cada tipo litológico específico. O cálculo da porosidade efetiva combina tanto uma atividade visual, na identificação dos pontos representativos de uma particular rocha reservatório no perfil, como a escolha adequada da equação petrofísica que relaciona as propriedades físicas mensuradas da rocha com sua porosidade. A partir do conhecimento da porosidade, será estabelecido o volume eventualmente ocupado por hidrocarboneto. Esta atividade, essencial para a qualificação de reservatórios, requer muito do conhecimento e da experiência do intérprete de perfil para a efetiva avaliação da porosidade efetiva, ou seja, a porosidade da rocha reservatório, isenta do efeito da argila sobre a medida das propriedades físicas da mesma. Uma forma eficiente de automatizar estes procedimentos e auxiliar o geofísico de poço nestas atividades, que particularmente demandam grande dispêndio de tempo, é apresentado nesta dissertação, na forma de um novo perfil, derivado dos perfis tradicionais de porosidade, que apresenta diretamente o zoneamento. Pode-se destacar neste novo perfil as profundidades do topo e da base das rochas reservatório e das rochas selante, escalonado na forma de porosidade efetiva, denominado perfil de porosidade efetiva zoneado. A obtenção do perfil de porosidade efetiva zoneado é baseado no projeto e execução de várias arquiteturas de rede neural artificial, do tipo direta, com treinamento não supervisionado e contendo uma camada de neurônios artificiais, do tipo competitivo. Estas arquiteturas são projetadas de modo a simular o comportamento do intérprete de perfil, quando da utilização do gráfico densidade-neutrônico, para as situações de aplicabilidade do modelo arenito-folhelho. A aplicabilidade e limitações desta metodologia são avaliadas diretamente sobre dados reais, oriundos da bacia do Lago Maracaibo (Venezuela). / Two of the most important activities of log interpretation, for the evaluation of hydrocarbon reservoirs are the log zonation and the effective porosity calculation of the rocks crossed by the well. The log zonation is the visual log interpretation for the identification, in depth, of the reservoir layers and its vertical limits, that is to say, it is the formal separation in reservoir rocks and non reservoir rocks (shales). The log zonation procedure is accomplished in a manual way, being been worth of the geologic and geophysical knowledge, and of the experience of the log analyst, in the visual evaluation of the curve patterns (log characteristics) corresponding to each specific rock type. The calculation of the effective porosity (porosity of the rock reservoir corrected by clay effects), combines a visual activity so much in the identification of the representative points of a reservoir rock in the log, as well as the adapted choice of the petrophysics equation, that relates the physical properties of the rock to the porosity. Starting from the knowledge of the porosity, the hydrocarbon volume will be established. This activity, essential for the reservoirs qualification, requests a lot of the knowledge and of the experience of the log analyst, for the effective porosity evaluation. An efficient form of automating these procedures and assistant the log analyst, in these activities, that particularly demand a great expenditure of time, is presented in this dissertation, in the form of a new log, derived of the traditional porosity logs, that presents the log zonation, highlighting the top and base depths of the occurrences of reservoir rocks, and non reservoir rocks, scaled in form of effective porosity, called here, as "zoning effective porosity log". The obtaining of the zoning effective porosity log, is based on the project and execution of several architectures of artificial neural feedforward networks, with not supervised training, and contends a layer of artificial competitive neurons. Projected in way to simulate the behavior of the log analyst, when he uses the neutron-density chart, for the situations of applicability of the shale-sandstone model. The applicability and limitations of this methodology will be appraised on real data, originated from of Lago Maracaibo's basin (Venezuela).

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-05T12:48:29Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_IdentificacaoAmbientesSedimentacao.pdf: 1566928 bytes, checksum: 5ef9d7ea085a1fe8945589a11899fa52 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Incluir palavras-chave on 2014-08-06T11:31:22Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-06T13:15:06Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_IdentificacaoAmbientesSedimentacao.pdf: 1566928 bytes, checksum: 5ef9d7ea085a1fe8945589a11899fa52 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Definir palavras-chave on 2014-08-06T16:25:27Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-12T15:37:16Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_IdentificacaoAmbientesSedimentacao.pdf: 1566928 bytes, checksum: 5ef9d7ea085a1fe8945589a11899fa52 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-22T13:05:57Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_IdentificacaoAmbientesSedimentacao.pdf: 1566928 bytes, checksum: 5ef9d7ea085a1fe8945589a11899fa52 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-22T13:05:57Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_IdentificacaoAmbientesSedimentacao.pdf: 1566928 bytes, checksum: 5ef9d7ea085a1fe8945589a11899fa52 (MD5) Previous issue date: 2003 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Esta dissertação apresenta um estudo realizado com base em padrões associados à forma das curvas de perfis geofísicos de poços perfurados para captação de água subterrânea na Região Metropolitana de Belém. O objetivo do estudo foi o reconhecimento de depósitos cenozóicos, bem como a identificação de seus ambientes de sedimentação. Para isto, foram utilizados os perfis de Raios-Gama, Resistência Elétrica e Potencial Espontâneo corridos em 21 poços, cobrindo a profundidade máxima de 300 m. O estudo permitiu identificar dois pacotes de sedimentos: um até a profundidade de 160 m, contendo bastante argila e finas camadas de areia, e o outro abaixo de 160 m, com espessas camadas arenosas. Esses pacotes foram correlacionados com seqüências deposicionais do Cenozóico Inferior descritas por Rossetti (2000), as quais correspondem às formações Pirabas, Barreiras e aos sedimentos Pós-Barreiras e Holocênicos. No pacote superior, a forma das curvas dos perfis mostra padrões que podem ser associados a seqüências transgressivas e regressivas, enquanto no pacote inferior a forma das curvas sugere um ambiente de centro de canal. O estudo demonstra que a metodologia empregada para o reconhecimento dos ambientes de sedimentação pode ser considerada satisfatória quando não há nenhuma outra informação geológica adicional disponível. / This thesis presents a study based on patterns related to the shape of logging curves obtained in groundwater wells drilled in Belém metropolitan area. The objective of the study was to recognize Cenozoic sedimentation sequences and their sedimentation environment. Single point resistance, spontaneous potential and gamma ray logging from 21 wells were analyzed, covering maximum depth of 300 m. The study allowed to recognize two main units: one of them, characterized by large amount of clays and thin sand layers, occurring between surface and 160 m depth, while the other, below 160 m, presents thick sandy layers. These units were associated to the sedimentary sequences of Lower Cenozoic described by Rossetti (2000) that correlate to Pirabas and Barreiras Formations, and to Post-Barreiras and Holocenic sediments. For the upper unit, the shape of the logging curves show patterns that can be associated to transgression and regression, while for the lower unit the shape of the curves suggest a center of channel sedimentation. The study shows that the methodology used to recognize sedimentation environment can be considered satisfactory if no a priori geological information is available.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-09-22T12:55:25Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_InterpretacaoPerfisCarbonatos.pdf: 20773569 bytes, checksum: ec8649c54eb52feb52e8973305d7eb51 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-23T11:32:20Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_InterpretacaoPerfisCarbonatos.pdf: 20773569 bytes, checksum: ec8649c54eb52feb52e8973305d7eb51 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-23T11:32:21Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_InterpretacaoPerfisCarbonatos.pdf: 20773569 bytes, checksum: ec8649c54eb52feb52e8973305d7eb51 (MD5) Previous issue date: 1991 / A finalidade deste trabalho é apresentar um estudo de caso dos carbonatos terciários da bacia do Pará-Maranhão, do ponto de vista da interpretação dos perfis registrados nessa área. Dois poços-chave, X e Y, foram escolhidos para o estudo. O tratamento dos dados foi realizado utilizando os recursos do programa LOGCALC, instalado no computador IBM-3090, da Petrobrás, e, também, o sistema DLPS, instalado no VAX-8600, da Universidade Federal de Pará. A avaliação da porosidade e, principalmente, das saturações, é dificultada pelas características não-convencionais dos carbonatos. A litologia é complexa, a salinidade da água de formação é relativamente baixa, em torno de 10.000 ppm de NaCl, a densidade das rochas é elevada e os carbonatos estão fraturados. Para diminuir o efeito da composição mineralógica, foi necessário discriminar os diferentes tipos litológicos. Três tipos de carbonatos foram identificados: calcário, calcário arenoso e calcário dolomitizado. A identificação litológica permite maior controle dos parâmetros da matriz e dos expoentes de porosidade das rochas, conduzindo a estimativas de porosidade e de saturações mais confiáveis. A presença de fraturas influencia, marcadamente, a resposta dos perfis, conforme pode ser notado no perfil de identificação de fraturas, nos perfis de resistividade, de densidade e na curva de raios-gama espectral do poço X. O expoente de porosidade, m, tomado do gráfico de Pickett, é frequentemente inferior a 1,5, valor considerado inerente a rochas fraturadas. Os modelos de Rasmus (1983) e de Porter et al.(1969), foram testados para calcular as saturações de água e óleo. A equação tradicional de Archie (1942), com a e m apropriados, também foi aplicada neste trabalho. O esquema para estimativa de saturações que conduz a resultados mais coerentes com os dados dos testes de formação, nos intervalos fraturados, é a saturação de Rasmus, calculada com a relação de Archie aplicada com o expoente de porosidade variável, tomado do modelo de Rasmus. / The purpose of this study is to present an evaluation of the Tertiary carbonate sequence in the Pará-Maranhão basin, based on the interpretation of well logs. Two wells, X and Y, were selected to be studied. The data processing was carried out using the LOGCALC software facilities installed on the Petrobrás IBM-3090 computer, and also the DLPS routines of the VAX-8600 at the Universidade Federal do Pará. Three distinct carbonate rock types were identified. The discrimination of these lithotypes allows a close control of the matrix parameters, and better volumetric estimates (porosities and saturations). The evaluation of porosities and saturations is difficult in this area because of the characteristics of the carbonate rocks: the lithology is complex, the water salinity is low, about 10,000 ppm equivalent NaCl, the matrix density is high, and the carbonates are fractured. The fractures strongly influence the logging tool responses, including the fracture identification log, the porosity logs, the resistivity logs, and the spectral gamma logs of 1-PAS-11 well. These fractures also cause the porosity exponent, m, to be low, less than 1.5, a value generally related to fractured rocks. Models developed by Rasmus (1983) and by Porter et al.(1969) were tested for the saturation estimates. The Archie relationship, with characteristic values for a and m, was also applied in this study. In the fractured zones, the variable porosity exponent gives better results than other models, for calculating water saturations. Thus, we can locate and evaluate the fracture zones by using the Archie relationship with the variable porosity exponent, m_R, from the Rasmus model, referred to in this study as Rasmus saturation.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-09-23T11:59:37Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_InversaoGeofisicaPoco.pdf: 3653462 bytes, checksum: 3efea581c8401ce08249c7dd407ca585 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-24T14:21:23Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_InversaoGeofisicaPoco.pdf: 3653462 bytes, checksum: 3efea581c8401ce08249c7dd407ca585 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-24T14:21:23Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_InversaoGeofisicaPoco.pdf: 3653462 bytes, checksum: 3efea581c8401ce08249c7dd407ca585 (MD5) Previous issue date: 1990 / A ambiguidade na inversão de dados de geofísica de poço é estudada através da análise fatorial Q-modal. Este método é baseado na análise de um número finito de soluções aceitáveis, que são ordenadas, no espaço de soluções, segundo a direção de maior ambiguidade. A análise da variação dos parâmetros ao longo dessas soluções ordenadas permite caracterizar aqueles que são mais influentes na ambiguidade. Como a análise Q-modal é baseada na determinação de uma região de ambiguidade, obtida de modo empírico a partir de um número finito de soluções aceitáveis, é possível analisar a ambiguidade devida não só a erros nas observações, como também a pequenos erros no modelo interpretativo. Além disso, a análise pode ser aplicada mesmo quando os modelos interpretativos ou a relação entre os parâmetros não são lineares. A análise fatorial é feita utilizando-se dados sintéticos, e então comparada com a análise por decomposição em valores singulares, mostrando-se mais eficaz, uma vez que requer premissas menos restritivas, permitindo, desse modo, caracterizar a ambiguidade de modo mais realístico. A partir da determinação dos parâmetros com maior influência na ambiguidade do modelo é possível reparametrizá-lo, agrupando-os em um único parâmetro, redefinindo assim o modelo interpretativo. Apesar desta reparametrização incorrer na perda de resolução dos parâmetros agrupados, o novo modelo tem sua ambiguidade bastante reduzida. / The ambiguity in the inversion of well-logging data is studied using the Q-mode factor analysis. This method is based on the analysis of a finite number of acceptable solutions, which are ordered, in the solution space, along the greatest direction of ambiguity. The analysis of the parameters variation along these ordered solutions provides an objective way to characterize the parameters playing a major role in the problem ambiguity. Because the Q-mode analysis is based on the geometry of an ambiguity region, empirically estimated by a finite number of alternate solutions, it is possible to analyse the ambiguity due not only to errors in the observations, but also to small discrepancies between the interpretation model and the true sources. Moreover, the analysis can be applied even in the cases of nonlinear interpretation models or nonlinear parameter dependence. The factor analysis was performed with synthetic data, and compared with the analysis using singular value decomposition, proving to be more efficient because of the less restrictive assumptions required in its application. As a result, it provides a more realistic way to characterize the ambiguity. Following the determination of the most influential parameters in the model ambiguity, a reparametrization is possible by grouping these parameters into a single parameter. Despite the inevitable loss of resolution this reparametrization leads to a drastic reduction in the model ambiguity.