Caracterização dos reservatórios turbidíticos da porção centro-norte do novo Campo de Jubarte, Bacia de Campos, baseada na interpretação integrada de dados de rocha, perfis de poço e sísmica 3D - Teixeira, Bernard Fernandez Lopes (2024)
Os complexos turbidíticos compõem os principais reservatórios de diversos campos de óleo e gás das bacias sedimentares brasileiras e estrangeiras. Por essa razão, são foco de estudos e investimentos extensivos por parte do setor de E&P das companhias. Além disso, apresentam características marcantes de arquitetura deposicional e estratigrafia de sequências em exemplos de afloramentos de rocha e de volumes sísmicos de alta resolução e, por esse motivo, também despertam o interesse da academia. A porção centro-norte do Novo Campo de Jubarte representa um excelente objeto de estudo por apresentar reservatório principal turbidítico e dados de poço e sísmica disponíveis para pesquisa. Esse projeto de mestrado consiste na caracterização de reservatório integrada, por meio da interpretação geológica de dados de rocha, perfil de poço e sísmica 3D, combinada à análise de análogos de superfície e subsuperfície. Os resultados são a classificação de eletrofácies, o cálculo das curvas de argilosidade, porosidade, permeabilidade e saturação, a interpretação de horizontes e falhas principais e a extração de atributos sísmicos 2D e 3D. O reservatório principal da porção centro-norte do Novo Campo é formado por um conjunto de complexos de canais turbidíticos arenosos e cascalhosos. A calha principal tem dezenas de quilômetros de comprimento, alguns quilômetros a algumas dezenas de quilômetros de largura e algumas dezenas a centenas de metros de espessura. O campo é cortado por uma família principal de falhas normais com direção NE-SW, mergulho principal para SE e secundário para NW, que chegam a compartimentá-lo em bloco noroeste, com óleo, e bloco sudoeste, com água. As falhas têm alguns quilômetros a algumas dezenas de quilômetros de extensão e algumas dezenas a centenas de metros de rejeito. O reservatório apresenta qualidade excepcional. O net to-gross médio é 86%, a porosidade efetiva média é 23%, a permeabilidade horizontal média é 1146 mD e a saturação de óleo média é 75%. A transmissibilidade média do reservatório é 4078 m*mD/cP e o volume de óleo in place estimado é de cerca de 1,66 bilhões de barris.