Dados da Submissão

Título

CARACTERIZAÇÃO PETROFÍSICA DE RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS COMPLEXOS PARA MODELAGEM GEOLÓGICA - O CASO DO CAMPO DE BÚZIOS, BACIA DE SANTOS

Texto do resumo

O modelo petrofísico, que contempla essencialmente as propriedades de porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos, é a base de um modelo geocelular para o desenvolvimento de uma jazida petrolífera e a disciplina de petrofísica de reservatório contribui diretamente para a construção de um modelo robusto. Este trabalho visa mostrar a abordagem multidisciplinar requerida aplicada no modelo petrofísico do Campo de Búzios.
O Campo de Búzios é a maior reserva de petróleo offshore do mundo. Localizado na Bacia de Santos e descoberto em 2010 tem como reservatório as rochas carbonáticas das Fms Barra Velha e Itapema do Cretáceo Inferior. Com uma sísmica de alta qualidade e cerca de 90 poços perfurados, há uma vasta quantidade de dados disponíveis. Essa abundância de informações direcionou os estudos de petrofísica para construção de modelos que usem os dados disponíveis, aplicando novas técnicas e com objetivo de alcançar uma maior acurácia.
A heterogeneidade do tipo de poro foi representada no modelo de porosidade em matriz e extra-matriz (adaptação de Lucia, 1983): (i) Porosidade de matriz determinada a partir dos perfis de densidade e matriz variada obtida de modelo mineralógico. (ii) Porosidade extra-matriz obtida a partir da segmentação do perfil de imagem (adaptação de Menezes et al 2016), onde foram geradas duas curvas de mega-giga-poros indicando a dissolução relacionada a matriz (vug) e a fratura. A identificação dessas duas geometrias porosas trouxe inúmeros ganhos para a modelagem. A partir dos perfis elaborados em todos os poços foram construídos os modelos 3D do campo que contemplam essas porosidades, distribuídas espacialmente através de técnicas geoestatísticas condicionadas ao modelo 3D de fácies e níveis dissolvidos e/ou carstificados previamente construídos em conjunto com o dado sísmico de inversão acústica.
O modelo de saturação de água foi construído a partir de dados de ensaios de pressão capilar em plugues de rocha e foi distribuído espacialmente em função do modelo de porosidade. Os dados de contato oléo-água foram reavaliados e as curvas resultantes mostraram boa correlação com dados de rocha.
A modelagem de permeabilidade busca adotar os efeitos da propriedade em múltiplas escalas com os modelos de porosidade de matriz e extra-matriz (Corbet, 2009), e a integração de dados dinâmicos laboratoriais em amostras de rocha e testes de formação. A permeabilidade de matriz é modelada utilizando a porosidade de matriz e a classificação das rochas em fácies petrofísicas (Petrophysical Rock Types) utilizando a metodologia FZI (Flow Zone Indicator de Amaefule et al 1993) e suporte de técnicas de aprendizado de máquina supervisionado, ajustada com a permeabilidade em escala de plugues de rocha. A permeabilidade horizontal é baseada em correlações da porosidade vugular com dados de rocha e testes de formação. A permeabilidade vertical, associada a fraturas, é a diferença da capacidade de fluxo obtida no poço e a permeabilidade horizontal (Yose, 2001).
O modelo 3D resultante, 2Phi2K com a junção de matriz e vugs representando 1Phi1K paralela ao acamamento e falhas/fraturas o outro discordante, possui uma representação espacial mais coerente com a heterogeneidade esperada, aumentando a precisão dos cálculos volumétricos e de produtividade. O intercâmbio entre as diferentes disciplinas constituiu peça-chave para a construção de um modelo geocelular mais robusto e preditivo para o campo.

Palavras Chave

Reservatórios de Hidrocarbonetos; Pré-sal da Bacia de Santos; porosidade; Saturação de Flúidos; permeabilidade