Um fluxo de trabalho de estimativa de falhas sutis de alta resolução: um estudo de caso no campo petrolífero de Marlim, Brasil

• Ano de defesa: 2023
• Autor(a) principal: João, Leonardo Campos
• 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; Brasil; UERJ; Programa de Pós-Graduação em Geociências
• Palavras-chave em Português: Seismic interpretation; Relative impedance inversion; Fault enhancement; Interpretação sísmica; Inversão de impedância relativa; Realce de falhas; CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS::GEOLOGIA
• Link de acesso: http://www.bdtd.uerj.br/handle/1/21685

O mapeamento de falhas e fraturas é um tema de enorme relevância na caraterização de reservatórios. A identificação de fraturas e falhas sutis, aquelas com pequenos offsets próximos ou abaixo de espessuras de ajuste sísmico, desempenham um papel importante na especificação de caminhos de migração e acumulação de Hidrocarbonetos. O objetivo do presente estudo visa apresentar um fluxo de trabalho que permita um aperfeiçoamento em alta resolução para mapear o sistema de falhas e falhas sutis no campo petrolífero de Marlim, na porção offshore da Bacia de Campos. Para isso, foi utilizado o banco de dados fornecido pela Agência Nacional do Petróleo e Biocombustíveis (ANP). Os dados sísmicos e os dados de poços do Campo de Marlim foram processados e interpretados através do software Opendtect Pro. Através da inversão de impedância acústica relativa e aplicação de atributos de aprimoramento de falhas, obtivemos imagens de alta resolução da distribuição de falhas ao longo de uma região caracterizada por grande acúmulo de hidrocarbonetos marcada por uma região temporal importante chamada de Marco Azul e o topo do Oligoceno, horizonte que abriga tradicionalmente reservatórios turbidíticos, separando-o em duas regiões principais com direções e densidades de falhas distintas, fora do reservatório foi observado grandes zonas de falhas de alto grau com tendência norte-sul variando levemente para noroeste (NNW-SSE) e nordeste (NNE-SSW), dentro do reservatório observou-se fraturas e falhas menores de direção leste-oeste com tendência para WNW-ESE. Também foi possível correlacionar o topo e a base do reservatório, de maneira a obter características diferenciadas entre as estruturas, falhas externas e internas ao reservatório e as regiões sujeitas a maiores acumulações de hidrocarbonetos.