Mapeamento de elementos deposicionais e diagenéticos: impactos nos modelos de reservatório e nas estratégias de desenvolvimento de campos do pré-sal
| Ano de defesa: | 2025 |
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| Palavras-chave em Português: | |
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Resumo: | Os reservatórios carbonáticos de hidrocarbonetos do Aptiano no Brasil, situados na seção Pré-sal da Bacia de Santos, são notadamente heterogêneos, fruto de múltiplos fatores. Este trabalho oferece uma análise petrogeofísica e sismoestratigráfica abrangente da Formação Barra Velha. Através da utilização de um amplo conjunto de dados em diversas escalas, incluindo amostras de rochas, perfis de poços e dados sísmicos, esta pesquisa delineia a distribuição estratigráfica e espacial dos elementos deposicionais e diagenéticos que compõem os reservatórios do Campo de Tupi. É apresentada uma detalhada metodologia para distinguir os depósitos da Formação Barra Velha das rochas da seção Pré-Alagoas. Além disso, uma interpretação conjunta de descrições de amostras de rocha e de perfis de poços é incorporada para produzir perfis contínuos de associações de fácies e identificar classes de porosidade efetiva. Adota-se uma abordagem pragmática de zoneamento estratigráfico, integrando perfis contínuos de associações de fácies, padrões de perfis, elementos de ciclo-estratigrafia, assinaturas sísmicas e influências diagenéticas, para definir as zonas BVE300, BVE200 e BVE100. Os principais aspectos sismoestratigráficos dessas zonas são examinados, destacando intervalos e regiões propícias à presença de reservatórios. Melhores reservatórios coincidem com períodos de retração do lago, especialmente marcados por um aumento das fácies in-situ shrubs, altas porosidades e permeabilidades. Essas propriedades são amplificadas por processos de dissolução, e as áreas e os intervalos nos quais o processo de carstificação é mais acentuado são identificados. Concomitantemente, o predomínio de carbonatos com argilominerais é associado aos baixos estruturais regionais e relativos. Ademais, verifica- se que apenas a zona BVE100 exibe características típicas de um contexto tectônico do tipo sag e é identificada uma feição sísmica distinta deste intervalo, marcada por altas impedâncias acústicas, e denominada de Feição X. A Feição X acompanha poços com altas proporções das associações de fácies de baixa energia (laminitos e esferulititos) e in-situ incipientes associados, além de incluir níveis argilosos subsísmicos, sendo uma importante sinalização de degradação da qualidade do reservatório. As metodologias, os resultados e as discussões referentes ao Campo de Tupi influenciam outras áreas do Pré- sal e embasam estratégias de exploração e explotação mais eficientes. |
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Mapeamento de elementos deposicionais e diagenéticos: impactos nos modelos de reservatório e nas estratégias de desenvolvimento de campos do pré-salReservatórios carbonáticosPré-salCampo de TupiFormação Barra VelhaPetrogeofísicaSismoestratigrafiaAssociações de fáciesClasses de porosidadeZoneamento de reservatóriosContextos tectônicosFácies sísmicasSismoestratigrafiaPré-salReservatório de petróleoBacia de SantosCarbonate reservoirsPre-saltTupi fieldBarra Velha formationPetrogeophysicsSeismostratigraphyFacies associationsPorosity classesSeismic faciesReservoir zoningTectonic contextOs reservatórios carbonáticos de hidrocarbonetos do Aptiano no Brasil, situados na seção Pré-sal da Bacia de Santos, são notadamente heterogêneos, fruto de múltiplos fatores. Este trabalho oferece uma análise petrogeofísica e sismoestratigráfica abrangente da Formação Barra Velha. Através da utilização de um amplo conjunto de dados em diversas escalas, incluindo amostras de rochas, perfis de poços e dados sísmicos, esta pesquisa delineia a distribuição estratigráfica e espacial dos elementos deposicionais e diagenéticos que compõem os reservatórios do Campo de Tupi. É apresentada uma detalhada metodologia para distinguir os depósitos da Formação Barra Velha das rochas da seção Pré-Alagoas. Além disso, uma interpretação conjunta de descrições de amostras de rocha e de perfis de poços é incorporada para produzir perfis contínuos de associações de fácies e identificar classes de porosidade efetiva. Adota-se uma abordagem pragmática de zoneamento estratigráfico, integrando perfis contínuos de associações de fácies, padrões de perfis, elementos de ciclo-estratigrafia, assinaturas sísmicas e influências diagenéticas, para definir as zonas BVE300, BVE200 e BVE100. 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A Feição X acompanha poços com altas proporções das associações de fácies de baixa energia (laminitos e esferulititos) e in-situ incipientes associados, além de incluir níveis argilosos subsísmicos, sendo uma importante sinalização de degradação da qualidade do reservatório. As metodologias, os resultados e as discussões referentes ao Campo de Tupi influenciam outras áreas do Pré- sal e embasam estratégias de exploração e explotação mais eficientes.The Aptian carbonate hydrocarbon reservoirs of Brazil, located within the Pre-salt section of the Santos Basin, display significant heterogeneity in reservoir quality, shaped by numerous factors. This study offers a comprehensive petrogeophysical and seismostratigraphic analysis of the Barra Velha Formation. Using an integrated, multi- scale dataset that encompasses rock samples, well logs, and seismic data, this research delineates the stratigraphic and spatial distribution of the depositional and diagenetic elements that constitute the reservoirs of the Tupi Field. A detailed methodology is outlined to differentiate the deposits of the Barra Velha Formation from the rocks of the Pre-Alagoas section. Additionally, a joint interpretation of rock sample descriptions and well logs is implemented to generate continuous profiles of facies associations and identify classes of effective porosity. A pragmatic approach to stratigraphic zoning is adopted, which integrates continuous profiles of facies associations, patterns of well logs, elements of cycle-stratigraphy, seismic signatures, and diagenetic influences to define the BVE300, BVE200, and BVE100 zones. The main seismostratigraphic characteristics of these zones are examined, highlighting the intervals and regions conducive to hosting reservoirs. Superior reservoirs coincide with periods of lake retraction, marked by na increase in in-situ shrubs, high porosities and permeabilities. These properties are amplified by dissolution processes, and areas and intervals where karstification is most pronounced are identified. Simultaneously, the predominance of carbonates with clay minerals is associated with regional and relative structural lows. It is noted that only the BVE100 zone displays features typical of a sag-type tectonic setting, and a unique seismic feature of this interval, identified by high acoustic impedances, is labelled as Feature X. Feature X accompanies wells with high proportions of low-energy (laminites and spherulitites) and in-situ incipient facies, including subseismic levels of clay, serving as a crucial indicator of reservoir quality degradation. The methodologies, results, and discussions concerning the Tupi Field inform other pre-salt areas and support the development of more efficient exploration and exploitation strategies.312 f.Lupinacci, Wagner MoreiraMaul, Alexandre RodrigoFreire, Antônio Fernando MenezesSilva, Leonardo Márcio Teixeira daJahnert, Ricardo JorgeCruz, Nathalia Martinho Souto Muniz da2025-11-28T18:33:42Z2025-11-28T18:33:42Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdfCRUZ, Nathalia Martinho Souto Muniz da. Mapeamento de elementos deposicionais e diagenéticos: impactos nos modelos de reservatório e nas estratégias de desenvolvimento de Campos do pré-sal. 2023. 312 f. Dissertação (Mestrado em Dinâmica dos Oceanos e da Terra) - Programa de Pós-Graduação em Dinâmica dos Oceanos e da Terra, Instituto de Geociências, Universidade Federal Fluminense, Niterói, 2023.https://app.uff.br/riuff/handle/1/41314CC-BY-SAinfo:eu-repo/semantics/openAccessporreponame:Repositório Institucional da Universidade Federal Fluminense (RIUFF)instname:Universidade Federal Fluminense (UFF)instacron:UFF2025-11-28T18:33:42Zoai:app.uff.br:1/41314Repositório InstitucionalPUBhttps://app.uff.br/oai/requestriuff@id.uff.bropendoar:21202025-11-28T18:33:42Repositório Institucional da Universidade Federal Fluminense (RIUFF) - Universidade Federal Fluminense (UFF)false |
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Os reservatórios carbonáticos de hidrocarbonetos do Aptiano no Brasil, situados na seção Pré-sal da Bacia de Santos, são notadamente heterogêneos, fruto de múltiplos fatores. Este trabalho oferece uma análise petrogeofísica e sismoestratigráfica abrangente da Formação Barra Velha. Através da utilização de um amplo conjunto de dados em diversas escalas, incluindo amostras de rochas, perfis de poços e dados sísmicos, esta pesquisa delineia a distribuição estratigráfica e espacial dos elementos deposicionais e diagenéticos que compõem os reservatórios do Campo de Tupi. É apresentada uma detalhada metodologia para distinguir os depósitos da Formação Barra Velha das rochas da seção Pré-Alagoas. Além disso, uma interpretação conjunta de descrições de amostras de rocha e de perfis de poços é incorporada para produzir perfis contínuos de associações de fácies e identificar classes de porosidade efetiva. Adota-se uma abordagem pragmática de zoneamento estratigráfico, integrando perfis contínuos de associações de fácies, padrões de perfis, elementos de ciclo-estratigrafia, assinaturas sísmicas e influências diagenéticas, para definir as zonas BVE300, BVE200 e BVE100. Os principais aspectos sismoestratigráficos dessas zonas são examinados, destacando intervalos e regiões propícias à presença de reservatórios. Melhores reservatórios coincidem com períodos de retração do lago, especialmente marcados por um aumento das fácies in-situ shrubs, altas porosidades e permeabilidades. Essas propriedades são amplificadas por processos de dissolução, e as áreas e os intervalos nos quais o processo de carstificação é mais acentuado são identificados. Concomitantemente, o predomínio de carbonatos com argilominerais é associado aos baixos estruturais regionais e relativos. Ademais, verifica- se que apenas a zona BVE100 exibe características típicas de um contexto tectônico do tipo sag e é identificada uma feição sísmica distinta deste intervalo, marcada por altas impedâncias acústicas, e denominada de Feição X. A Feição X acompanha poços com altas proporções das associações de fácies de baixa energia (laminitos e esferulititos) e in-situ incipientes associados, além de incluir níveis argilosos subsísmicos, sendo uma importante sinalização de degradação da qualidade do reservatório. As metodologias, os resultados e as discussões referentes ao Campo de Tupi influenciam outras áreas do Pré- sal e embasam estratégias de exploração e explotação mais eficientes. |
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