Dados da Submissão

Título

DESCOBERTA DE RESERVATÓRIOS DO PRÉ-SAL EM BAIXOS ESTRUTURAIS EMBASADOS PELA MUDANÇA DO MODELO GEOLÓGICO CONCEITUAL E MODELAGEM FORWARD

Texto do resumo

Localizado na porção central da Bacia de Santos, a aproximadamente 180 km da costa do Rio de Janeiro, o Campo de Búzios é atualmente considerado o maior campo de petróleo em águas ultra profundas do mundo. Descoberto em 2010, começou a produzir em 2018 e alcançou a marca de 1 bilhão de barris de óleo equivalente em apenas 5 anos de produção. Os reservatórios do campo são compostos por rochas carbonáticas do Pré-sal das Formações Itapema e Barra Velha, depositadas no Cretáceo Inferior.
Grande parte do conhecimento geológico do Campo de Búzios concentra-se na parte central, onde os primeiros poços perfurados encontram-se em operação. Para obter uma compreensão mais ampla das características do reservatório e orientar o plano futuro de explotação do campo, seriam perfurados novos poços com o objetivo de adquirir informações em posições estratégicas, para dessa forma, expandir adequadamente a malha de drenagem. Algumas destas locações estavam em contexto deposicional de “caráter exploratório”, pois contemplavam perfurações em baixos estruturais da Formação Itapema.
Mesmo depois de tantos anos, a caracterização e distribuição de fácies nos campos do Pré-sal ainda representa um desafio para geologia. Nesse contexto de perfurações arriscadas, a dificuldade torna-se ainda maior. Após uma extensa revisão das fácies e do modelo conceitual para o campo, optou-se por atualizar o modelo geológico 3D existente através da modelagem de processos (forward), onde foi possível simular os processos sedimentares e dessa forma, obter um modelo mais robusto e representativo para suportar as novas locações. Esta técnica garantiu a representação de rochas porosas, até então, consideradas “não-reservatório”. A simulação de fluxo permitiu quantificar o valor da oportunidade e a comprovação da existência destes depósitos, foi realizada através da perfuração de dois novos poços.
O primeiro poço, identificou grainstones e rudstones bioclásticos mal selecionados, sugerindo a formação por meio de processos sedimentares de fluxos gravitacionais. O teste de formação comprovou a injetividade do intervalo. O segundo poço perfurado confirmou a presença de excelentes reservatórios do mesmo intervalo, com rudstones bioclásticos bem selecionados, depositados em um contexto de progradações que preenchem os baixos estruturais.
Como resultado, outros poços estão sendo perfurados ou aprofundados nos baixos estruturais da Formação Itapema, atingindo profundidades superiores a 6 km, com o objetivo de identificar novas oportunidades no gerenciamento de reservatórios, visando um maior fator de recuperação para a jazida. Além dos benefícios para o gerenciamento do gás, essas informações também contribuirão para a avaliação desses reservatórios sob a ótica do futuro armazenamento de CO2, não só no Campo de Búzios, mas em possíveis situações análogas. Este trabalho reafirma a importância da expertise geológica estar inserida em todas as etapas do desenvolvimento da produção de um campo de petróleo.

Palavras Chave

Reservatórios de Hidrocarbonetos; Campo de Búzios; Formação Itapema; Coquinas; Reinjeção de Gás