A constante pressão exercida sobre os ambientes costeiros por parte das diferentes atividades humanas, em conjunto com novas necessidades relacionadas a estudos ambientais particularmente no que diz respeito à geração de gases de efeito estufa em sedimentos marinhos, têm gerado uma crescente demanda por conhecimento dos processos de geração, acúmulo e liberação desses gases. Dado esse desafio, torna-se necessário o desenvolvimento de novas aplicações de ferramentas geofísicas que forneçam informações além das propriedades acústicas do meio. Dessa forma, o presente trabalho tem como objetivo a avaliação do método eletrorresistivo no mapeamento estratigráfico e na detecção de feições geoelétricas indicativas da presença de gás em sedimentos rasos. Para isso, foram analisadas seções geoelétricas adquiridas no Saco do Mamanguá e na Enseada de Paraty-Mirim por meio da comparação com perfis sísmicos de alta resolução e da medição de resistividade em amostras de sedimentos. Nessas amostras foi simulada a presença de bolhas de gás e analisada a variação da resistividade com a diminuição da salinidade da água intersticial. Observou-se que um volume de bolhas de 0,20% do volume total é suficiente para aumentar em um fator de 1,8 a resistividade de uma amostra saturada em água do mar. Também verificou-se que a resistividade medida é dependente da resistividade da água intersticial. Medidas de susceptibilidade magnética mostraram, neste local, que a variação da resistividade não é devida a variações mineralógicas. As seções geoelétricas mostraram boa correlação com os perfis sísmicos até 9 m de profundidade a partir da superfície da água, onde ocorre uma camada geoelétrica de resistividade <0,35 Ohm.m. Nessa profundidade, observa-se uma interface entre camadas de resistividade elétrica possivelmente causada por uma mudança no teor de água ou de matéria orgânica. Essa interface coincide com o topo da turbidez acústica produzida pela presença de gás. / Given the constant pressure exerted over coastal environments by different human activities, in addition to the need for more knowledge concerning environmental issues, particularly with respect to greenhouse gases generation in marine sediments have generated an increasing demand for more information regarding the generation, accumulation and seepage of these gases. Faced with this challenge, there is a necessity to develop new applications to geophysical tools that provide more information than merely the acoustic properties of the medium. This work aims to the evaluation of the geoelectric method in stratigraphic mapping and the detection of geoelectric features of shallow gas. For that purpose, geoelectric sections acquired in the ria of Saco do Mamanguá and Paraty-Mirim were compared with high resolution seismic profiles and resistivity measurements in sediment samples. Presence of gas bubbles inside the sedimentary matrix was simulated and resistivity variation analyzed against the decrease of interstitial water salinity. It was observed that a bubble volume of 0.20% of the total volume is sufficient to increase the resistivity by a factor of 1.8. It was also confirmed that the sample resistivity is dependent on interstitial water resistivity. Magnetic susceptibility measurements showed that resistivity variation is not due to mineralogical variations. The geoelectric sections showed good correlation with the seismic profiles up to 9 m depth from the water surface, where occurs a geoelectric layer of resistivity <0.35 Ohm.m. At this depth, it is observed an interface between resistivity layers possibly caused by a change in water or organic matter content. This interface matches the top of the acoustic turbidity produced by shallow gas occurrences.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-02T14:30:23Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_RespostasEletromagneticasArranjos.pdf: 17600996 bytes, checksum: a501258fa615470a451d4c6104de3e92 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Definir palavras-chave on 2014-08-06T16:31:01Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-19T13:45:15Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_RespostasEletromagneticasArranjos.pdf: 17600996 bytes, checksum: a501258fa615470a451d4c6104de3e92 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-20T12:46:12Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_RespostasEletromagneticasArranjos.pdf: 17600996 bytes, checksum: a501258fa615470a451d4c6104de3e92 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-20T12:46:12Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Tese_RespostasEletromagneticasArranjos.pdf: 17600996 bytes, checksum: a501258fa615470a451d4c6104de3e92 (MD5) Previous issue date: 2000 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / SPWLA - Society of Professional Well Log Analysts / Foi estudado a viabilidade de aplicação do arranjo coplanar de bobinas nas sondas de perfilagem em poço por indução eletromagnética. Paralelamente foram geradas as respostas do convencional arranjo coaxial, que é o amplamente utilizado nas sondas comerciais, com o propósito de elaborar uma análise comparativa. Através da solução analítica (meios homogêneos) e semi-analítica (meios heterogêneos) foram geradas inicialmente as respostas para modelos mais simples, tais como os do (1) meio homogêneo, isotrópico e ilimitado; (2) uma casca cilíndrica simulando a frente de invasão; (3) duas cascas cilíndricas para simular o efeito annulus; (4) uma interface plana e dois semi-espaços simulando o contato entre duas camadas espessas e (5) uma camada plano-horizontal e dois semi-espaços iguais. Apesar da simplicidade destes modelos, eles permitem uma análise detalhada dos efeitos que alguns parâmetros geoelétricos têm sobre as respostas. Aí então, aplicando ainda as condições de contorno nas fronteiras (Sommerfeld Boundary Value Problem), obtivemos as soluções semi-analíticas que nos permitiram simular as respostas em modelos relativamente mais complexos, tais como (1) zonas de transição gradacional nas frentes de invasão; (2) seqüências de camadas plano-paralelas horizontais e inclinadas; (3) seqüências laminadas que permitem simular meios anisotrópicos e (4) passagem gradacional entre duas camadas espessas. Concluimos que o arranjo coplanar de bobinas pode ser uma ferramenta auxiliar na (1) demarcação das interfaces de camadas espessas; (2) posicionamento dos reservatórios de pequenas espessuras; (3) avaliação de perfis de invasão e (4) localizar variações de condutividade azimutalmente. / None of the known resistivity borehole devices possesses azimuthal focusing properties whereas the unconventional coplanar coil array has, by design, a strong azimuthal focus. In order to understand in detail the influence of this property of the coplanar system, its electromagnetic responses in the varying boreholes conditons are obtained for a two coil array. Although simple, the solutions of a homogeneous conducting medium are exploited to understand the skin effects phenomena. The coplanar response of a nonhomogeneous medium, obtained through Sommerfeld boundary value problem, is then extended to the various borehole models, particularly (1) the invaded mud filtrate with gradational transition zones; (2) dipping multilayer sequences; (3) thinly laminated zones, and (4) gradational transition zone between two thick beds. Based on the comparative study between, the traditional coaxial and the unconventional coplanar coil responses we conclude that: 1. the skin effects are stronger in the coplanar responses than the coaxial but this disadvantage is partially compensated by applying the corrections for these effects; 2. the polarization "horns" are obtained in the coplanar profiles in front of bed boundaries, consequently, they are their high quality indicators; 3. the coplanar system is an important auxiliar tool to investigate the mud filtrate invasion and the presence of annulus zones which are direct indicators of movable hydrocarbons, and; 4. its azimuthal focussing properties can be explored in the borehole investigations of the axially assymetrical geological situations such as vugular or fracture zones and invasion zones in horizontal wells.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-06-13T12:33:33Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_CorrelacaoPocosMultiplos.pdf: 494204 bytes, checksum: 0b4322737d2da64f63bdcd22a450d6a2 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar palavras-chave on 2014-08-07T13:34:30Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-21T12:49:40Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_CorrelacaoPocosMultiplos.pdf: 494204 bytes, checksum: 0b4322737d2da64f63bdcd22a450d6a2 (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-08-21T14:05:39Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_CorrelacaoPocosMultiplos.pdf: 494204 bytes, checksum: 0b4322737d2da64f63bdcd22a450d6a2 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-08-21T14:05:39Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_CorrelacaoPocosMultiplos.pdf: 494204 bytes, checksum: 0b4322737d2da64f63bdcd22a450d6a2 (MD5) Previous issue date: 2001 / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / A correlação estratigráfica busca a determinação da continuidade lateral das rochas, ou a equivalência espacial entre unidades litológicas em subsuperfície, a partir de informações geológico-geofísicas oriundas de poços tubulares, que atravessam estas rochas. Normalmente, mas não exclusivamente, a correlação estratigráfica é realizada a partir das propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos de poço. Neste caso, busca-se a equivalência litológica a partir da equivalência entre as propriedades físicas, medidas nos vários poços de um campo petrolífero. A técnica da correlação estratigráfica com perfis geofísicos de poço não é uma atividade trivial e sim, sujeita a inúmeras possibilidades de uma errônea interpretação da disposição geométrica ou da continuidade lateral das rochas em subsuperfície, em função da variabilidade geológica e da ambigüidade das respostas das ferramentas. Logo, é recomendável a utilização de um grande número de perfis de um mesmo poço, para uma melhor interpretação. A correlação estratigráfica é fundamental para o engenheiro de reservatório ou o geólogo, pois a partir da mesma, é possível a definição de estratégias de explotação de um campo petrolífero e a interpretação das continuidades hidráulicas dos reservatórios, bem como auxílio para a construção do modelo geológico para os reservatórios, a partir da interpretação do comportamento estrutural das diversas camadas em subsuperfície. Este trabalho apresenta um método de automação das atividades manuais envolvidas na correlação estratigráfica, com a utilização de vários perfis geofísicos de poço, através de uma arquitetura de rede neural artificial multicamadas, treinada com o algoritmo de retropropagação do erro. A correlação estratigráfica, obtida a partir da rede neural artificial, possibilita o transporte da informação geológica do datum de correlação ao longo do campo, possibilitando ao intérprete, uma visão espacial do comportamento do reservatório e a simulação dos possíveis paleoambientes. Com a metodologia aqui apresentada foi possível a construção automática de um bloco diagrama, mostrando a disposição espacial de uma camada argilosa, utilizando-se os perfis de Raio Gama (RG), Volume de Argila (Vsh), Densidade (ρb) e de Porosidade Neutrônica (φn) selecionados em cinco poços da região do Lago Maracaibo, na Venezuela. / Stratigraphic correlation using well logs is a non-trivial geological activity and subject to endless possibilities of misunderstanding about the geometry or continuity of rock layers, for many reasons, like the geological variability and the ambiguous answers of the log tools. Thus, it is common to utilize a great log suite from the same well, for better comprehension. The stratigraphic correlation is a fundamental tool for a geologist or petroleum geophysist, because from its knowledge it is possible to interpret the hydraulic continuities of the reservoirs and to reconstruct the geological setting environment, which may corroborate for the construction of the reservoir geological model. This work produces an automation of manual activities involved in the stratigraphic correlation, with the use of the various well logs, and a convenient architecture of artificial neural network, trained with the backpropagation algorithm. The stratigraphic correlation, obtained from this method, makes the transport of the geological information possible along the basin and gives the interpreter, a general view of the structural behavior of the oil reservoir. With This methodology was possible the automatic construction of a geological block diagram showing the spatial disposition of a particular shale layer, from the well logs: Gamma Ray (GR), Clay Volume (Vsh), Density (ρb) and the Neutron Porosity (φn), selected in the five wells on the Maracaibo Lake basin, in Venezuela.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-07-08T12:28:45Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstimativasCondutividadeTermica.pdf: 12468700 bytes, checksum: 25111ec370024a8befd218a90ddb877c (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Indexar os assuntos on 2014-08-06T14:55:09Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-09-16T14:44:14Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstimativasCondutividadeTermica.pdf: 12468700 bytes, checksum: 25111ec370024a8befd218a90ddb877c (MD5) / Approved for entry into archive by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br) on 2014-09-16T16:36:08Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstimativasCondutividadeTermica.pdf: 12468700 bytes, checksum: 25111ec370024a8befd218a90ddb877c (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-16T16:36:08Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstimativasCondutividadeTermica.pdf: 12468700 bytes, checksum: 25111ec370024a8befd218a90ddb877c (MD5) Previous issue date: 1995 / UFPA - Universidade Federal do Pará / PETROBRAS - Petróleo Brasileiro S.A. / FADESP - Fundação de Amparo e Desenvolvimento da Pesquisa / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / O presente estudo realiza estimativas da condutividade térmica dos principais minerais formadores de rochas, bem como estimativas da condutividade média da fase sólida de cinco litologias básicas (arenitos, calcários, dolomitos, anidritas e litologias argilosas). Alguns modelos térmicos foram comparados entre si, possibilitando a verificação daquele mais apropriado para representar o agregado de minerais e fluidos que compõem as rochas. Os resultados obtidos podem ser aplicados a modelamentos térmicos os mais variados. A metodologia empregada baseia-se em um algoritmo de regressão não-linear denominado de Busca Aleatória Controlada. O comportamento do algoritmo é avaliado para dados sintéticos antes de ser usado em dados reais. O modelo usado na regressão para obter a condutividade térmica dos minerais é o modelo geométrico médio. O método de regressão, usado em cada subconjunto litológico, forneceu os seguintes valores para a condutividade térmica média da fase sólida: arenitos 5,9 ± 1,33 W/mK, calcários 3.1 ± 0.12 W/mK, dolomitos 4.7 ± 0.56 W/mK, anidritas 6.3 ± 0.27 W/mK e para litologias argilosas 3.4 ± 0.48 W/mK. Na sequência, são fornecidas as bases para o estudo da difusão do calor em coordenadas cilíndricas, considerando o efeito de invasão do filtrado da lama na formação, através de uma adaptação da simulação de injeção de poços proveniente das teorias relativas à engenharia de reservatório. Com isto, estimam-se os erros relativos sobre a resistividade aparente assumindo como referência a temperatura original da formação. Nesta etapa do trabalho, faz-se uso do método de diferenças finitas para avaliar a distribuição de temperatura poço-formação. A simulação da invasão é realizada, em coordenadas cilíndricas, através da adaptação da equação de Buckley-Leverett em coordenadas cartesianas. Efeitos como o aparecimento do reboco de lama na parede do poço, gravidade e pressão capilar não são levados em consideração. A partir das distribuições de saturação e temperatura, obtém-se a distribuição radial de resistividade, a qual é convolvida com a resposta radial da ferramenta de indução (transmissor-receptor) resultando na resistividade aparente da formação. Admitindo como referência a temperatura original da formação, são obtidos os erros relativos da resistividade aparente. Através da variação de alguns parâmetros, verifica-se que a porosidade e a saturação original da formação podem ser responsáveis por enormes erros na obtenção da resistividade, principalmente se tais "leituras" forem realizadas logo após a perfuração (MWD). A diferença de temperatura entre poço e formação é a principal causadora de tais erros, indicando que em situações onde esta diferença de temperatura seja grande, perfilagens com ferramentas de indução devam ser realizadas de um a dois dias após a perfuração do poço. / The present study carries out estimates of thermal conductivity in the principal rock-forming minerals, as well as estimates of the average conductivity of the solid phase of five common lithologies (sandstones, dolomites, limestones, anhydrites, clay lithologies). Several thermal models were compared, permitting the verification of one as the most appropriate to represent the aggregate of minerals and fluids of which rocks are composed. The results of this study can be applied to a wide variety of thermal models. The chosen methodology is based on a non-linear regression algorithm denominated Random Search. The algorithm's behaviour is evaluated with sinthetic data before being applied to real data. The geometric mean model is used in the regression to obtain the values of thermal conductivity in these rock-forming minerals. The regression method used in each lithological sub-group gave the following values for average thermal conductivity in the solid phase: sandstones 5.9 ± 1.33 W/mK, limestones 3.1 ± 0.12 W/mK, dolomites 4.7 ± 0.56 W/mK anhydrites 6.3 ± 0.27 W/mK and for argillceous lithologies 3.4 ± 0.48 W/mK. In the sequence the fundaments for the study of heat diffusion are presented in cylindrical coordinates. The effects of invasion of mud filtrate into the formation are considered using an adaption of simulation of well injection techniques originating in theories developed in reservoir engineering. Assuming the original temperature of the formation as a reference, the relative errors in apparent resistivity can be estimated. In this phase of the work the finite differences method is used to measure distribution of the well-formation temperature. Simulation of the invasion is carried out in cylindrical coordenates via an adaptation of the Buckley-Leverett equation into carthesian coordenates. Effects such as the appearance of mudcakes in the borehole, gravity and capilliary pressure are not taken into consideration. The radial distribution of resistivity is obtained via the distribution of saturation and temperature, and is convolved with the radial geometrical factor of the induction tool (transmissor-receiver), resulting in the apparent resistivity of the formation. Admitting as reference the original temperature of the formation, the relative errors in apparent resistivity are obtained at each time. Through variation of certain parameters, it becomes clear that the porosity and original saturation of the formation can be responsible for serious errors in the measurement of resistivity, especially if such readings are taken immediately after drilling (MWD). The difference in temperature between well and formation is the principal cause of such errors. In situations where this difference is large, therefore, profiles with- induction tools should only be carried out between 24 and 48 hours after the well has been drilled.

Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-07-14T12:39:22Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaPerfilagem.pdf: 8382412 bytes, checksum: 07e7a6c459b0ec0ea11319e154f11f55 (MD5) / Rejected by Irvana Coutinho (irvana@ufpa.br), reason: Ausência de palavras-chave on 2014-08-07T12:34:53Z (GMT) / Submitted by Cleide Dantas (cleidedantas@ufpa.br) on 2014-08-28T14:04:00Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaPerfilagem.pdf: 8382412 bytes, checksum: 07e7a6c459b0ec0ea11319e154f11f55 (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Rosa Silva (arosa@ufpa.br) on 2014-09-18T14:15:48Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaPerfilagem.pdf: 8382412 bytes, checksum: 07e7a6c459b0ec0ea11319e154f11f55 (MD5) / Made available in DSpace on 2014-09-18T14:15:48Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Dissertacao_EstudoRespostaPerfilagem.pdf: 8382412 bytes, checksum: 07e7a6c459b0ec0ea11319e154f11f55 (MD5) Previous issue date: 1993 / PETROBRAS - Petróleo Brasileiro S.A. / FADESP - Fundação de Amparo e Desenvolvimento da Pesquisa / UFPA - Universidade Federal do Pará / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / Objetivando contribuir para a melhoria da resolução vertical das sondas de indução, utilizando arranjos de bobinas não-convencionais, fizemos um estudo comparativo das respostas obtidas com os arranjos coaxial e coplanar, através do modelamento analógico em escala reduzida. Construímos sondas de indução com um par de bobinas, bem como modelos geoelétricos que simulam seqüências litoestratigráficas formadas por camadas tanto espessas como delgadas, com ou sem invasão de fluidos, utilizando um fator de redução de escala igual a 20. O sistema de instrumentação nos permitiu medições da razão entre o campo secundário com relação ao primário na ordem de 0,01 %. Analisando os perfis obtidos com ambos os arranjos, coaxial e coplanar, chegamos a conclusão que: • quando se refere a camadas delgadas de condutividade elétrica relativamente elevadas, como é o caso de níveis argilíticos num pacote arenítico contendo hidrocarbonetos, o arranjo de bobinas coaxial é visivelmente superior ao coplanar, no que se refere ao posicionamento e estimativa das espessuras destas finas camadas; • por outro lado, quando se trata de camadas delgadas de condutividade relativamente baixa, como é o caso de lentes areníticas saturadas em hidrocarbonetos num pacote de folhelho, verificamos que o arranjo coplanar apresenta uma resolução vertical sensivelmente melhor, tanto para camadas finas quanto para as de maior espessura; • o efeito de camadas adjacentes (shoulder effect) se apresenta bem mais acentuado nos perfis obtidos com o arranjo coaxial; • o arranjo coplanar apresenta uma melhor definição de bordas para as camadas espessas. Entretanto, em camadas de menor espessura, o arranjo coplanar perde aquela ligeira oscilação do sinal que posiciona as interfaces de contato entre camadas. / Analog model studies were carried out comparing the eletromagnetic responses of various two-coil systems in a borehole, in order to improve the vertical resolution of the indution tools. For this purpose geoeletric models, simulating well-logging situations in the stratified beds of varying thicknesses, with or without fluid invasion, were constructed at a reduced scale of 20. The sensitivity of the system to measure relative fields (secondary/primary) is of the order of 0.01 %. Following conclusions were drawn after analysing the response profiles obtained for a coaxial and a coplanar coil systems: • In case of thin conducting beds placed in relatively resistive beds, such as shale beds in sandstones containing hydrocarbons, the coaxial system shows a better resolution than coplanar system both in determination and estimating the thickness of thin beds; • On the other hand, in the presence of thin resistive beds placed in relatively conductive zone, such as sandstone containing hydrocarbons lying in a shale, the coplanar coil system gives a better vertical resolution than the coaxial system; • "Shoulder effect" is much more pronounced in the coaxial system than the coplanar coils; • In case of thick beds, bed-boundaries are well defined in the coplanar coil system response. However, when the thickness is reduced the small oscillating signal indicating the interfaces disappears.

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.

[pt] No processo de perfilagem de poços de petróleo e gás, as propriedades entre duas camadas axiais podem apresentar diferenças. Estas descontinuidades das propriedades algumas vezes trazem dificuldades na representação do comportamento dos campos electromagnéticos. Nas análises eletromagnéticas de perfilagem de poço de petróleo, o Método de Casamento de Modos (NMM) vem sendo utilizado a partir da combinação de técnicas numéricas com analíticas e da resolução das equações de Maxwell em meios heterogêneos, cujos campos eletromagnéticos, na direção axial, são representados via decomposição espectral, e, na direção radial, por meio de solução das equações diferenciais ordinárias. Assim, com o objetivo de explorar a representação dos campos eletromagnéticos sobre as interfaces axiais via NMM, este trabalho propõe a utilização de funções B-Splines cúbicas na expansão dos campos, na direção axial, bem como a incorporação da multiplicidade de nós, que permitem uma melhor representação do comportamento dos campos nas interfaces axiais. O algoritmo implementado foi validado nas suas diversas etapas ao comparar os autovalores da representação modal com os obtidos analiticamente em problemas canônicos, e os resultados finais comparados com exemplos apresentados na literatura e calculados com o Método de Diferenças Finitas no Tempo (FDTD). O método NMM, combinado às funções B-Splines cúbicas, foi aplicado a vários perfis de poços de petroléo que serviram de exemplo neste estudo. Um estudo comparativo mostrou que o uso das funções B-Splines cúbicas com multiplicidade dos nós sobre as descontinuidades permitiu uma redução no número total de nós nas expansões dos campos eletromagnéticos. / [en] In the logging process of gas and oil wells, differences in the properties between two axial layers can usually be found. These property discontinuities can bring difficulties for the representation of electromagnetic fields behavior. For electromagnetic analysis of well logging, the Numerical Mode-Matching - NMM method has been used. It combines numerical and analytical techniques, by solving equations Maxwell s in a heterogeneous media. There, the electromagnetic fields in the axial direction are represented by spectral decomposition and in the radial direction are represented by the solution of Ordinary Differential Equations (ODE). With the objective of explorer the representation of the electromagnetic fields on axial interfaces in the Numerical Mode Matched Method, this work explores the use of B-Splines cubic functions to expand the fields in the axial direction, as well as the incorporation of the multiple knots fetching to become the representation of fields behavior most optimized and realistic on axial interfaces. The NMM algorithm was implemented and it was validated by comparing the final results with those obtained by using Finite Difference Time-Domain – FDTD to analyse examples shown in the literature. To validate the results obtained for the eigenvalues, they were compared with the analytical solutions obtained for canonical configurations. The use of NMM Method combined with B-Spline cubic has been applied to several well profiles shown in the literature. The comparative study showed that the use B-Spline cubic with multiple knots near the discontinuities allows a reduction in the overall number of knots employed in the field expansion.