Saturação de Água (Archie)
Calcula a saturação de água (Sw) de um reservatório pela equação de Archie (com a=1, m=2, n=2), Sw = √(Rw/(φ²·Rt)), a partir da resistividade da água de formação (Rw), da resistividade verdadeira da rocha (Rt) e da porosidade (φ). É a equação fundamental da petrofísica: relaciona resistividade medida nos perfis elétricos à fração dos poros ocupada por água — e, por complemento (1−Sw), à de hidrocarbonetos. Informe Rw, Rt e a porosidade.
Resultado
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Saturação de água (Archie)
Como saber se uma rocha lá embaixo contém óleo ou só água, sem trazê-la à superfície? A genialidade de Gus Archie (1942) foi perceber que a resistividade elétrica da rocha responde: a água salgada conduz eletricidade, o óleo e o gás não. Sua equação, Sw = √(Rw/(φ²·Rt)) (com os expoentes usuais a=1, m=2, n=2), calcula a saturação de água — a fração dos poros ocupada por água — a partir de três medidas: a resistividade da água de formação (Rw, conhecida da salinidade), a resistividade verdadeira da rocha (Rt, lida pelo perfil de indução) e a porosidade (φ). Uma Rt alta com porosidade boa indica poucos poros condutores — ou seja, pouca água e muito hidrocarboneto (1−Sw). É a equação mais usada da petrofísica, fundamento da interpretação de perfis elétricos de poço. Informe Rw, Rt e a porosidade.
Ferramentas Relacionadas
Função J de Leverett
Calcula a função J de Leverett, que normaliza a pressão capilar pela tensão interfacial, pelo ângulo de contato e pela raiz da razão entre permeabilidade e porosidade. Serve para reunir curvas de pressão capilar de amostras com propriedades diferentes numa única curva de rocha-tipo. Informe a pressão capilar, a tensão interfacial, o ângulo de contato, a permeabilidade em milidarcy e a porosidade.
Porosidade por Perfil de Densidade
Calcula a porosidade de uma rocha-reservatório a partir do perfil de densidade, φ = (ρma − ρb)/(ρma − ρf), onde ρma é a densidade da matriz (mineral), ρb a densidade total lida pelo perfil e ρf a densidade do fluido nos poros. É um dos métodos petrofísicos mais usados para estimar porosidade em poços, pois a densidade total cai à medida que aumenta o volume de poros (preenchidos por fluido menos denso). Informe as densidades da matriz, total (perfil) e do fluido.
Permeabilidade Absoluta pela Correlação de Timur
Estima a permeabilidade absoluta de um arenito a partir da porosidade e da saturação de água irredutível, quando não há amostra de testemunho para ensaio em laboratório. A correlação de Timur (1968), levantada em 155 amostras de arenitos do Alasca, é k = 0,136 × porosidade^4,4 ÷ saturação irredutível², com a permeabilidade em milidarcy. O resultado diz quanto o reservatório consegue escoar: abaixo de 1 mD a formação é considerada apertada, entre 10 e 100 mD é moderada e acima de 500 mD é excelente. A convenção que mais gera erro aqui é a unidade: as constantes 0,136 e 4,4 foram ajustadas com porosidade e saturação em porcentagem, não em fração — informar 0,22 em vez de 22 derruba o resultado em várias ordens de grandeza, e por isso os dois campos pedem porcentagem. Informe a porosidade efetiva e a saturação de água irredutível.
Volume de Argila pelo Raio Gama (Larionov)
Estima o volume de argila de uma formação a partir do perfil de raios gama, primeiro passo de toda avaliação petrofísica de poço. O cálculo normaliza a leitura da zona entre a areia mais limpa e o folhelho mais radioativo do intervalo, obtendo o índice de raios gama IGR = (GR − GR mínimo) ÷ (GR máximo − GR mínimo), e em seguida aplica a curva não linear de Larionov, Vsh = 0,083 × (2^(3,7 × IGR) − 1). O número devolvido é a fração do volume de rocha ocupada por argila, em porcentagem: intervalos acima de 30 a 40% costumam ser descartados como reservatório, e o valor alimenta depois as correções de porosidade e de saturação de água em areias argilosas. Foi adotada a curva de Larionov para rochas terciárias, pouco consolidadas, que é a usual em bacias sedimentares jovens; para rochas mesozoicas ou mais antigas a literatura usa Vsh = 0,33 × (2^(2 × IGR) − 1), que devolve volumes bem maiores para o mesmo IGR. Informe a leitura de raios gama da zona, a leitura mínima e a leitura máxima do intervalo.
Net Pay do Reservatório
Calcula o net pay (espessura produtiva líquida) de um reservatório, multiplicando a espessura bruta do intervalo pela razão net-to-gross (N/G), a fração da rocha que tem porosidade e permeabilidade suficientes para produzir. Camadas de folhelho, rocha compacta ou zonas de água são descontadas. O net pay, e não a espessura total, é o que entra no cálculo de volumes de óleo e gás. Informe a espessura bruta e a razão net-to-gross.
Fluxo de Saturação
Calcula o fluxo de saturação de uma aproximação semaforizada, S = S₀ × N, multiplicando o fluxo de saturação básico por faixa S₀ (veículos/h por faixa, tipicamente ~1800–1900) pelo número de faixas N. O resultado, em veículos/h, é a taxa máxima de veículos que conseguem cruzar a linha de retenção se o sinal permanecesse verde continuamente e houvesse fila — a vazão de descarga da fila durante o verde. É um parâmetro central no dimensionamento de semáforos e no cálculo da capacidade de interseções, ajustado por fatores de largura de faixa, greide, conversões e estacionamento. Informe o fluxo de saturação básico por faixa e o número de faixas.
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