O volume de hidrocarbonetos numa rocha reservatório areno-argilosa, pode ser subestimado quando não se leva em cont ao efeito do excesso de condutividade proporcionado pela presença dos argilominerais. Modelos conceituais de condutividade superficial e volumétrica têm sido propostos na literatura, com a finalidade de explicar esta condutividade adicional. Entretanto, o uso desses modelos na interpretação dos perfis elétricos de poços requer parâmetros empíricos, medidos normalmente em laboratórios sobre amostras ou então são determinados através de procedimentos estatísticos.

Usando teorias de misturas auto-similares e uma representação volumétrica para a condutividade efetiva das argilas, Lima e Sharma (1990) propuseram expressões analíticas para a condutividade dos arenitos argilosos, onde a principal vantagem sobre os demais modelos reside na extração dos parâmetros diretamente das medidas dos eprfis geofísicos de poços.

Este trabalho apresenta um procedimento numérico para resolver a petrofísica dos arenitos argilosos usando o modelo de Lima e Sharma em termos de fator de formação (F), condutividade equivalente dos grãos (ss), índice de cimentação (m) e saturação em água (Sw). A condutividade ss permite calcular a proporção volumétrica de argila na formação. O procedimento foi corroborado com dados de amostras publicados na literatura e aplicados a dados de perfilagens elétricas de poços produtores de petróleo, na Bacia do Recôncavo. Os resultados de Sw e p foram adequadamente comparados com os derivados de outros perfis, indicando que a metodologia é apropriada para avaliação quantitativa automática dos arenitos argilosos.

The “in situ” volume of hydrocarbon in shaly sand reservoir may be understimated if we do not take on account the excess conductivity related to the clay minerals in the rock matrix. Conceptual models based on a surface conductivity for the clays have been proposed to explain this additional solid conductivity. However the use of such models in log interpretation requires the knowledge of some empirical parameter, normally found by laboratory measurements on samples or computed form estatistical procedures.

Using self-similar mixture theories and a volumetric representation for the effective conductivity of clay particles, Lima and Sharma (1990) proposed analytical expression to describe the low frequency conductivity of shaly sands, whose parameters can be extracted directly from electrical log measurements.

The present work discuss a numerical procedure to solve the petrophysics of shaly sands using the Lima-Sharma theory. They are describe in terms of the formation factor (F), the equivalent grain conductivity (ss), the cementation exponent (m) and the water saturation (Sw). The grain conductivity ss allows to compute the relative clay proportion in the sands (p). The procedure was checked with laboratory data published in the literature and then was applied to electrical log data from oil wells from a field in the Reconcavo Basin. The results for Sw and p were satisfactorily compared to those derived from other logs supplied by Petrobrás. They suggest the procedure to be appropriated for an automatic quantitative evaluation of shaly sand reservoirs.