Estimativa da distribuição de pseudopropriedades em reservatórios carbonáticos aptianos (bacia de Santos) por meio de análise geofísica quantitativa

• Ano de defesa: 2017
• Autor(a) principal: Izeli, Maíra Gabriela Borges [UNESP]
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Estadual Paulista (Unesp)
• Palavras-chave em Português: Carbonatos; Aptiano; Microbialitos; Reservatórios; Geofísica; Pseudopropriedades
• Link de acesso: http://hdl.handle.net/11449/150313

As descobertas de grandes reservatórios de hidrocarbonetos associados a rochas carbonáticas, nas águas ultra profundas da Bacia de Santos, geraram uma alta expectativa de retorno econômico para a indústria do petróleo. Com o objetivo de melhor compreender esses reservatórios e contribuir para a definição e predição da distribuição geológica das melhores fácies reservatório e seu sistema poroso, foi realizado o estudo na região de um campo produtor de hidrocarbonetos de Idade aptiana da Bacia de Santos. Com base em perfis elétricos de poços, cubo sísmico 3D (tempo/profundidade), linhas sísmicas 2D e testemunho de um dos poços foi possível obter uma compreensão desse reservatório e estimar a distribuição da porosidade e da densidade na área de estudo. Para alcançar o objetivo proposto, o trabalho foi iniciado com a correlação estratigráfica dos poços, que permitiu a divisão da coluna litológica do pré-sal na área em seis zonas, nas quais foram realizadas as análises petrofísicas, com cálculo de porosidade e saturação de água. Em seguida, foi realizada a calibração poço-sísmica e a interpretação sísmica, com geração de mapas de atributos sísmicos. A análise da correlação dos atributos sísmicos com as propriedades do reservatório foi realizada de forma quantificada, utilizando gráficos cruzados, e avaliada com a calibração dos perfis com a rocha (correlação rocha-perfil-sísmica). A partir das seções estratigráficas geradas observou-se um alto estrutural na porção Nordeste da área estudada e um baixo expressivo para sudoeste, com grande aumento da espessura, principalmente das zonas da sequência rifte, nesta direção. A interpretação estrutural na área do cubo sísmico 3D permitiu dividi-la em três blocos de direção NE-SW, separados por falhas normais expressivas, com mergulho para SE. Os gráficos cruzados indicam que, para a zona reservatório estudada da sequência pós-rifte, a porosidade é melhor refletida pelo atributo de Máxima Amplitude Negativa (Valor máximo negativo das amplitudes no intervalo) e a densidade pelo atributo RMS (Root Mean Square – Valor quadrático médio) extraídos do cubo de impedância acústica filtrado. Apesar do dado sísmico apresentar problemas de iluminação, foi possível concluir que a distribuição da pseudoporosidade e da pseudodensidade segue a tendência principal das falhas, de direção NE-SW.