Analysis of flow facies in the pre-salt interval of the Santos Basin

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MetadadosDescriçãoIdioma
Autor(es): dc.contributorLupinacci, Wagner Moreira-
Autor(es): dc.contributorAbrantes Junior, Francisco Romerio-
Autor(es): dc.contributorFreire, Antonio Fernando Menezes-
Autor(es): dc.contributorChinelatto, Guilherme Furlan-
Autor(es): dc.contributorAbreu, Elita Selmara de-
Autor(es): dc.creatorLebre, Mariana Bittencourt Seabra-
Data de aceite: dc.date.accessioned2024-07-11T18:26:40Z-
Data de disponibilização: dc.date.available2024-07-11T18:26:40Z-
Data de envio: dc.date.issued2023-04-17-
Data de envio: dc.date.issued2023-04-17-
Data de envio: dc.date.issued2020-
Fonte completa do material: dc.identifierhttp://app.uff.br/riuff/handle/1/28558-
Fonte: dc.identifier.urihttp://educapes.capes.gov.br/handle/capes/770702-
Descrição: dc.descriptionA classificação de rochas através de unidades de fluxo (FU) é uma técnica bem conhecida para caracterizar heterogeneidades de fluxo em reservatórios. Vários métodos que correlacionam o tamanho da garganta do poro com a permoporosidade nos domínios da rocha e perfil estão disponíveis na literatura, sendo o método do indicador de zona de fluxo (FZI) o mais utilizado em reservatórios carbonáticos. Os carbonatos do pré-sal da Bacia de Santos ainda apresentam muitos desafios quanto à caracterização de seus reservatórios devido à complexidade e heterogeneidade de tais acumulações. Assim, a partir da análise de dados de rochas, perfil de poço e volumes sísmicos, este estudo tem como objetivo estimar as fácies de fluxo (FF) dos reservatórios carbonáticos do pré-sal, na Bacia de Santos, utilizando os perfis de porosidade e permeabilidade vindos da ferramenta de ressonância magnética nuclear (NMR) como entrada e compará-los com os perfis de espectroscopia de captura elementar (ECS), como cálcio, magnésio e sílica, a fim de entender sua influência no comportamento dessas fácies de fluxo. Os principais reservatórios da Formação Itapema são encontrados no banco de coquinas comumente conhecidos como rudstones e grainstones, e na Formação Barra Velha em shrubs e esferulitos in situ, como também em fácies de retrabalhamento (por exemplo, grainstones, rudstones, floastones). Observou-se que a base das coquinas apresenta um comportamento mais fechado, o que pode estar relacionado a ambientes de baixa energia e mais profundos, com baixa permoporosidade associada à presença de sedimentos finos e/ou lamosos (por exemplo, mudstones e laminitos), bem como a processos diagenéticos como cimentação, principalmente de calcita e dolomita. Em direção ao topo da formação, observou-se maior presença de coquinas com boa permoporosidade e FF com melhor qualidade de reservatório, o que pode indicar ambientes de alta energia e mais rasos, com pouca ou nenhuma presença de grãos finos. A Formação Barra Velha possui as fácies de fluxo com melhor qualidade de reservatório em sua bae, piorando, normalmente, do meio para o topo. A silicificação é um fator predominante na Formação Barra Velha que acaba influenciando a permoporosidade, diminuindo-a. Além disso, a presença de rochas ígneas é outro fator que diminui a permoporosidade. Fatores diagenéticos como dissolução, silicificação e dolomitização são mais intensos na nessa formação. Integrar dados de rochas, perfis de poços e dados sísmicos é a chave para entender como as fácies de fluxo podem ser relacionadas a ambientes deposicionais e como a localização espacial dos poços pode influenciar suas características petrofísicas. A partir dessa correlação, foi possível identificar os principais comportamentos, ciclos e heterogeneidades observados nas formações Barra Velha e Itapema. Além disso, uma classificação Bayesiana foi realizada para fornecer vii uma análise quantitativa da probabilidade de ocorrência para cada fácies de fluxo em uma seção sísmica a partir da inversão do volume de impedância acústica (PI).-
Descrição: dc.descriptionFundação Euclides da Cunha de Apoio Institucional a UFF-
Descrição: dc.descriptionRock typing into flow units (FU) is a well-known technique for characterizing flow heterogeneities in reservoirs. Several methods that correlate pore-throat size with permoporosity in the core and well-log domains are available in the literature, being the flow zone indicator (FZI) method the most used in carbonate reservoirs. The pre-salt carbonates from the Santos Basin still present many challenges regarding the characterization of its reservoirs due to the complexity and heterogeneities of such accumulations. Thus, from the analysis of rock data, well log, and seismic volumes, this study aims to estimate the flow facies (FF) of the pre-salt carbonate reservoirs, in the Santos Basin, using porosity and permeability of the nuclear magnetic resonance (NMR) logs as input and compare them with the elemental capture spectroscopy logs (ECS) such as calcium, magnesium, and silica in order to understand their influence in the flow facies behavior. The main reservoirs are found in the coquinas bank commonly known as rudstones and grainstones of the Itapema Formation, and in shrubs and spherulites in situ, as well as reworking facies (e.g., grainstones, rudstones, floastones) from Barra Velha Formation. It was observed that the base of the coquinas presents a tighter carbonates behavior, which can be related to low energy and deeper environments, with lower permoporosities, associated with the presence of fines and/or muddy sediments (e.g., mudstones and laminites), as well as to diagenetic processes such as cementation, mainly of calcite and dolomite. Towards the top of the formation, it observed a greater presence of coquinas with good permoporosity and the FF with best reservoir quality, which may indicate high energy and shallower environments, with little or no presence of fine grains. The Barra Velha Formation has the flow facies with best reservoir quality at the base of the formation, worsening, normally, from the middle towards the top. Silicification is a major factor in the Barra Velha Formation that ends up influencing permoporosity, decreasing it. Also, the presence of igneous rocks is another factor that decreases permoporosity. Diagenetic factors such as dissolution, silicification, and dolomitization are more intense in the Barra Velha Formation. Integrating rock, well-logs, and seismic data is the key to understanding how the flow facies can be related to depositional environments and how the spatial location of the wells can influence their petrophysical characteristics. From this correlation, it was possible to identify the main behaviors, cycles, and heterogeneities observed in the Barra Velha and Itapema formations. Furthermore, a Bayesian classification was performed to provide a quantitative analysis of the probability of occurrence for each flow facies in a seismic section from the inversion of the volume of acoustic impedance (PI).-
Descrição: dc.description224 f.-
Formato: dc.formatapplication/pdf-
Idioma: dc.languageen-
Direitos: dc.rightsOpen Access-
Direitos: dc.rightsCC-BY-SA-
Palavras-chave: dc.subjectReservatórios carbonáticos-
Palavras-chave: dc.subjectPermoporosidade-
Palavras-chave: dc.subjectPré-sal-
Palavras-chave: dc.subjectBacia de Santos-
Palavras-chave: dc.subjectFácies de fluxo-
Palavras-chave: dc.subjectRQI-
Palavras-chave: dc.subjectRelação poço-sísmica-
Palavras-chave: dc.subjectClassificação bayesiana-
Palavras-chave: dc.subjectFácies de fluxo-
Palavras-chave: dc.subjectReservatórios carbonáticos-
Palavras-chave: dc.subjectPré-sal-
Palavras-chave: dc.subjectBacia de Santos-
Palavras-chave: dc.subjectCarbonate reservoirs-
Palavras-chave: dc.subjectPermoporosity-
Palavras-chave: dc.subjectPre-salt-
Palavras-chave: dc.subjectSantos Basin-
Palavras-chave: dc.subjectFlow facies-
Palavras-chave: dc.subjectRQI-
Palavras-chave: dc.subjectRockwell-seismic-
Palavras-chave: dc.subjectBayesian classification-
Título: dc.titleAnalysis of flow facies in the pre-salt interval of the Santos Basin-
Tipo de arquivo: dc.typeDissertação-
Aparece nas coleções:Repositório Institucional da Universidade Federal Fluminense - RiUFF

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