Modelagem 3D de porosidade em reservatórios carbonáticos do pré-sal na formação Barra Velha, Bacia de Santos, utilizando atributos sísmicos e o método Random Forest

• Ano de defesa: 2023
• Autor(a) principal: Paiva, Maria Luiza Cyrino
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Palavras-chave em Português: Modelagem de porosidade; Impedância acústica; Amplitude sísmica; Atributos sísmicos; Random forest; Bacia de Santos; Porosity modeling; Acoustic impedance; Seismic amplitude; Seismic attributes
• Link de acesso: http://app.uff.br/riuff/handle/1/28077

Devido à importância econômica dos reservatórios carbonáticos da seção Pré-sal da Bacia de Santos (Fm. Barra Velha), bastante esforço vem sendo empregado no desenvolvimento de metodologias para a caracterização destas rochas. Diversos trabalhos têm confirmado a efetividade do uso de atributos sísmicos para a estimativa propriedades de reservatório de tais rochas, como a porosidade. Além disso, técnicas de aprendizagem de máquina vêm ganhando notoriedade no setor de E&P, sendo ótimas ferramentas para estimar propriedades de rochas heterogêneas, como os carbonatos. O presente trabalho propõe uma metodologia de integração de dados sísmicos e de poços, através da modelagem 3D de porosidade na Fm. Barra Velha pelo método random forest. O objetivo foi analisar como diferentes combinações dos atributos de amplitude sísmica e impedância acústica impactam os resultados. Os resultados foram considerados robustos, em consonância com as métricas de validação do modelo — correlação de Pearson, desvio padrão, Q-Q plots e crossplots. A área de estudo consiste em uma extensa plataforma carbonática e duas regiões de mounds carbonáticos. Ao longo da plataforma, a parte basal concentra porosidades altas, chegando a 15%. Os mounds apresentam porosidade de moderada a alta, chegando a 18%. A heterogeneidade da porosidade foi interpretada como resultado de variações relativas do nível do paleolago da Fm. Barra Velha, indicando uma tendência geral de afogamento da plataforma. As intrusões ígneas atuaram de forma geral como um fator redutor de porosidade nos carbonatos circundantes às mesmas. Por outro lado, as falhas associadas às intrusões podem ter atuado como conduto para fluidos hidrotermais, que teriam contribuído para a geração de porosidade nos carbonatos da porção basal desta formação. Foi construído um catálogo de sismofácies da região de estudo na qual foram identificados mounds carbonáticos, plataformas carbonáticas, fácies debris e rochas ígneas. Portanto, a metodologia proposta para a modelagem 3D de porosidade, utilizando atributos sísmicos através do método random forest, foi efetiva em caracterizar potenciais reservatórios carbonáticos da Fm. Barra Velha na área de estudo, e esta metodologia pode ser aplicada em outras áreas, com características geológicas semelhantes.