Advanced techniques for 3D reservoir characterization: models for the Buzios field, Santos Basin - Ferreira, Danilo Jotta Ariza (2022)
Esta tese tem como objetivo construir fluxos de trabalho usando técnicas inovadoras de caracterização de reservatórios 3D que tenham a capacidade de fornecer modelos de fácies e propriedades petrofísicas robustos, automatizados e com previsibilidade razoável a partir de dados de poços e dados secundários, honrando as heterogeneidades de reservatórios complexos como os carbonatos Aptianos do pré-sal brasileiro. Inicialmente neste trabalho, foi aplicada pela primeira vez uma abordagem integrada entre modelagem sedimentar 4D e modelagem geoestatística para a reconstrução de fácies para reservatórios de pré-sal da Formação Barra Velha do Campo de Búzios localizado na Bacia de Santos. Os resultados deste estudo demonstraram que esta metodologia possibilita a incorporação do conhecimento geológico conceitual paleoambiental as fácies a serem modeladas de forma precisa e sua integração com a geoestatística para correspondência adequada do modelo com dados de poços. No segundo estudo, foi utilizado um algoritmo de rede neural para classificação de sismofácies multiatributos não-supervisionada para a mesma área. Os resultados deste trabalho mostraram que esta técnica permite a criação automatizada de um modelo de sismofácies 3D que pode ser posteriormente associado as porosidade e permeabilidade de perfis de poços para uma inferência qualitativa das propriedades do reservatório. O terceiro estudo presente nesta tese, também pela primeira vez publicado, aborda o uso de uma metodologia pré-comercial e inovadora de aprendizado de máquina que implementa conceitos geoestatísticos para estimativa supervisionada de propriedades de reservatórios petrofísicos a partir de múltiplas variáveis secundárias denominada EMBER. Os resultados deste estudo permitiram a avaliação quantitativa dos reservatórios da Formação Barra Velha através da criação de modelos 3D de porosidade efetiva e permeabilidade e auxiliando na avaliação das incertezas relacionadas à distribuição efetiva da porosidade. Antes desta tese, duas dessas metodologias nunca haviam sido aplicadas para caracterização de rochas carbonáticas ou modelagem de reservatórios Aptianos do pré-sal. Finalmente, espera-se que essas metodologias padronizadas e as discussões dos resultados desta tese possam ajudar na construção de um melhor entendimento das origens desses reservatórios, reduzindo a complexidade e fornecendo alternativas para as abordagens clássicas de caracterização de reservatórios que nem sempre podem fornecer resultados robustos impactando no futuro da exploração e produção de petróleo e gás.