Análise integrada de sísmica e poços da porção noroeste do bloco de Libra, bacia de Santos

• Ano de defesa: 2018
• Autor(a) principal: Lima, Luana Maria Garcia de
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade do Estado do Rio de Janeiro; Centro de Tecnologia e Ciências::Faculdade de Geologia; BR; UERJ; Programa de Pós-Graduação em Análise de Bacias e Faixas Móveis
• Palavras-chave em Português: Carbonates; Pre-Salt; Prospect; Libra Block; Seismic; Wells; Volume; Reservatórios; Carbonatos; Pré-Sal; Prospecto; Bloco de Libra; Sísmica; Poços. Volume.; CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS
• Link de acesso: http://www.bdtd.uerj.br/handle/1/7165

Na última década, as descobertas dos reservatórios do pré-sal motivaram diversas pesquisas nas bacias sedimentares da margem leste brasileira. Com isso, foram necessários estudos mais aprofundados para um maior entendimento das características e comportamento destes. No Brasil, uma das principais bacias sedimentares produtoras de óleo e gás é a Bacia de Santos. Nela encontra-se parte do Pré-Sal brasileiro, onde foram localizadas grandes áreas com alto potencial energético, especialmente óleo de excelente qualidade. Na porção norte da Bacia de Santos encontra-se o Bloco de Libra, principal bloco de exploração do Pré-Sal atualmente. Este projeto utilizou linhas sísmicas 2 D, sísmica 3D e dados de perfis de poços, para realizar uma avaliação do prospecto situado na parte noroeste do Bloco. O fluxo de trabalho adotado para o desenvolvimento do estudo foi a interpretação sísmica, a partir da amarração de poço-sísmica, delimitando os principais horizontes da área. Outra etapa foi a utilização de atributos sísmicos para caracterizar as sismofácies presentes e identificar os reservatórios carbonáticos do sistema petrolífero do prospecto. Além disso, cálculos petrofísicos dos poços 2-ANP-2A-RJS e 3-BRSA-1255-RJS permitiram encontrar valores de porosidade total, saturação de água e de óleo, e Net-to-Gross dos carbonatos do reservatório das Formações Barra Velha e Itapema. Também para esses reservatórios foram identificadas diferentes eletrofácies a partir da análise de perfis de raios gama, sônico e porosidade. Por fim, a partir dos parâmetros de rocha calculados, de fluido e também através das superfícies em profundidade dos reservatórios, foi possível estimar a volumetria de óleo presente no prospecto, utilizando o método de simulação Monte Carlo obtendo um volume de 7471,7 MM STB, de óleo inplace e 2410,5 MM STB de óleo recuperável.