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Modelagem de propriedades de reservatórios turbidíticos eocênicos do Parque das Baleias, Bacia de Campos
Use este link compartilhar ou citar este material: http://educapes.capes.gov.br/handle/capes/751374
Registro completo de metadados
| Metadados | Descrição | Idioma |
|---|---|---|
| Autor(es): dc.contributor | Lupinacci, Wagner Moreira | - |
| Autor(es): dc.contributor | Silva, Cleverson Guizan | - |
| Autor(es): dc.contributor | Ade, Marcus Vinicius Berao | - |
| Autor(es): dc.contributor | Freire, Antonio Fernando Menezes | - |
| Autor(es): dc.creator | Alves, Anderson Rafael Rezende | - |
| Data de aceite: dc.date.accessioned | 2024-07-11T17:29:27Z | - |
| Data de disponibilização: dc.date.available | 2024-07-11T17:29:27Z | - |
| Data de envio: dc.date.issued | 2021-11-17 | - |
| Data de envio: dc.date.issued | 2021-11-17 | - |
| Data de envio: dc.date.issued | 2020-01 | - |
| Fonte completa do material: dc.identifier | https://app.uff.br/riuff/handle/1/23677 | - |
| Fonte: dc.identifier.uri | http://educapes.capes.gov.br/handle/capes/751374 | - |
| Descrição: dc.description | Os principais campos produtores de hidrocarbonetos, que sustentaram a indústria de óleo e gás brasileira entre os anos 1980 a 2010, foram os reservatórios turbidíticos da Bacia de Campos. Durante esse período, o principal alvo das descobertas estava voltado para esse tipo de play. Dentre estas descobertas estão os campos que constituem a área definida como Parque das Baleias, que possui uma área de aproximadamente 100 mil km2 e está localizada na costa do Estado do Espírito Santo. O Campo de Jubarte situado na bacia de Campos, parte do Parque das Baleias, foi a principal descoberta, antes ao advento do pré-sal, na década de 1990. Esta área apresenta uma diversidade de sistemas petrolíferos, compreendendo reservatórios de várias idades. A carência de estudos acadêmicos voltados para a caracterização de reservatórios turbidíticos da área de estudo motivou a elaboração dessa dissertação de mestrado. Apesar de não haver análise laboratorial de rochas e somente informações baseadas em perfil e dados sísmicos, acredita-se que a organização e uma estruturação adequada dos dados possibilitará a geração de modelos bem robustos que ao final possibilitará a geração de uma caracterização quantificada do reservatório de modo consistente. Para isto foi desenvolvido um fluxo de trabalho a partir da interpretação integrada de dados geológicos e geofísicos. A área de estudo está inserida na que tem o contexto geológico de margem passiva relacionada ao rifteamento do paleocontinente Gondwana, e em consequência, a abertura do Oceano Atlântico. A estratigrafia foi caracterizada por Winter 2007, em três grupos principais de unidades tectonossedimentares ou megassequências definidas como: rifte, transicional e margem passiva. O sistema petrolífero estudado foi o Lagoa Feia-Carapebus(!) inserido na megassequência sedimentar de margem passiva. A metodologia aplicada para o desenvolvimento deste trabalho iniciou-se com a coleta de dados recebidos da Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e foram organizados e escalonados conforme a importância para a avaliação petrofísica e utilização na correlação com os dados sísmicos. Toda área apresenta vinte e nove poços entretanto, a parte que foi restrita a zona de interesse tem somente sete poços. iv O controle de qualidade com as correções de fatores ambientais foi uma etapa fundamental para assegura a repetibilidade das informações. O processamento dos dados com a interpretação dos perfis, definição das zonas de interesse em hidrocarboneto, definição dos marcados estratigráficos e identificação dos reservatórios possibilitaram a avaliação petrofísica dos poços com o cálculo de porosidade, a totalização dos poços com definição de espessura do reservatório e porosidade média para cada poços da área, volume de argila e saturação de água. A interpretação dos dados sísmicos permitiu a identificação de estruturas geológicas e a caracterização de propriedades do reservatório estudado pela utilização de atributos sísmicos. Os arenitos formam depósitos por pulsos turbidíticos em um trend de direção SW NE ao longo de dez quilômetros e espraiados em torno de cinco quilômetros. O reservatório estudado da formação Carapebus do eoceno tem porosidade média de 23%, saturação de água média de 23%, volume de argila de 15% e espessura média de 28 metros, com razão Net to Gross 0,60. A compartimentação estrutural controlou a deposição dos turbiditos e as principais falhas mapeadas cortam todas as sequencias sedimentares desde o embasamento até o fundo oceânico indicando que a atividade tectônica está ativa até o recente. As falhas passam por janelas estruturais na sequência evaporítica indicando o suprimento dos reservatórios de idades mais recentes. Reunidas todas as informações obtidas a partir do processamentos tanto de dados de poços como de dados sísmicos foram as bases da elaboração de modelo estrutural, sedimentar e estratigráfico e das propriedades petrofísicas do reservatório estudado. Com dados de perfil e sísmica e utilizando técnicas de geoestatística para simular as propriedades entre poços, como volume de argila, porosidade e saturação de óleo espacialmente distribuídos, foi possível caracterizar as heterogeneidades dos reservatórios a partir dos modelos interpretados. A correlação existente entre as propriedades petrofísicas dos poços estudados e o atributo sísmico filtro médio possibilitou a aplicação da técnica de cokrigagem para distribuir espacialmente as propriedades de reservatórios e gerar mapas de porosidade, volume de argila e saturação de óleo para a área de estudo. v Com a simulação das propriedades foi viabilizado a criação do modelo do reservatório e o cálculo de volume de óleo in place. Por fim, foi realizada uma análise de incerteza simulando três cenários com diferentes fatores de recuperação | - |
| Descrição: dc.description | The main hydrocarbon producing fields, which sustained the Brazilian oil and gas industry between the years 1980 to 2010, was the Campos Basin turbiditic reservoirs. During this period, the main target of the discoveries was focused on this type of play. Among these discoveries are the fields that constitute the area defined as Parque das Baleias, which has an area of approximately one hundred thousand km2 and is located on the coast of the State of Espírito Santo. Campo de Jubarte, part of Parque das Baleias, was the main discovery before the advent of pre-salt in the 1990’s. This area has a variety of petroleum systems, comprising reservoirs of various ages. This study focuses on the characterization of Eocene turbiditic reservoirs. For this, a workflow was developed from the integrated interpretation of geological and geophysical data. The study area is inserted in the Campos Basin, which has the geological context of passive margin related to the rifting of the Gondwana paleocontinent, and consequently, the opening of the Atlantic Ocean. Stratigraphy was characterized by Winter 2007, in three main groups of tectonic-sedimentary units or mega-sequences defined as: rift, transitional and passive margin. The oil system studied was Lagoa Feia-Carapeus (!) inserted in the passive margin sedimentary megasequence. The methodology applied for the development of this work started with the collection of data received from the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) and were organized and scaled according to the importance for petrophysical evaluation and use in the correlation with seismic data. Every area has twenty-nine wells, however, the part that was restricted to the area of interest has only seven wells. Quality control with corrections to environmental factors was a fundamental step to ensure the repeatability of information. The processing of the data with the interpretation of the profiles, the definition of the areas of interest in hydrocarbons, the definition of the stratigraphic marks and identification of the reservoirs allowed the petrophysical evaluation of the wells with the calculation of porosity, the totalization of the wells with the definition of the reservoir thickness and porosity average for each well in the area, clay volume, and water saturation. vii The interpretation of seismic data allowed the identification of geological structures and the characterization of properties of the reservoir studied by the use of seismic attributes. The studied reservoir of the Eocene Carapebus Formation is on average 28 meters thick with Net to Gross 0.60 ratio. Sandstones form deposits by turbiditic pulses during the geological time in a SW-NE directional trend over ten kilometers and spread out around five kilometers. The structural compartmentalization controlled the deposition of the turbidites and the main mapped faults cut all sedimentary sequences from the basement to the ocean floor, indicating that the tectonic activity is active until the recent one. The faults pass through structural windows in the evaporitic sequence indicating the supply of the most recent age reservoirs. Gathered all the information obtained from the processing of data from both wells and seismic data, it supported the development of a structural, sedimentary and stratigraphic model and of the petrophysical properties of the studied reservoir. With profile and seismic data and using geostatistics techniques to simulate the properties between wells, such as clay volume, porosity, and spatially distributed oil saturation, it was possible to characterize the heterogeneities of the reservoirs from the interpreted models. The correlation between the petrophysical properties of the studied wells and the medium filter seismic attribute made it possible to apply the co kriging technique to spatially distribute the properties of reservoirs and generate maps of porosity, clay volume and oil saturation for the study area. With the properties simulation, it was possible to create the reservoir model and calculate the oil volume in place. Finally, an uncertainty analysis was carried out simulating three scenarios with different recovery factors. | - |
| Descrição: dc.description | 116f. | - |
| Formato: dc.format | application/pdf | - |
| Idioma: dc.language | pt_BR | - |
| Publicador: dc.publisher | Niterói | - |
| Direitos: dc.rights | Open Access | - |
| Direitos: dc.rights | http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/br/ | - |
| Direitos: dc.rights | CC-BY-SA | - |
| Palavras-chave: dc.subject | Modelagem de propriedades petrofísicas | - |
| Palavras-chave: dc.subject | Reservatórios turbidíticos | - |
| Palavras-chave: dc.subject | Parque das Baleias | - |
| Palavras-chave: dc.subject | Bacia de Campos | - |
| Palavras-chave: dc.subject | Geociências | - |
| Título: dc.title | Modelagem de propriedades de reservatórios turbidíticos eocênicos do Parque das Baleias, Bacia de Campos | - |
| Tipo de arquivo: dc.type | Dissertação | - |
| Aparece nas coleções: | Repositório Institucional da Universidade Federal Fluminense - RiUFF | |
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