Modelagem de propriedades de reservatórios turbidíticos eocênicos do Parque das Baleias, Bacia de Campos - Alves, Anderson Rafael Rezende (2020)
Os principais campos produtores de hidrocarbonetos, que sustentaram a indústria de óleo e gás brasileira entre os anos 1980 a 2010, foram os reservatórios turbidíticos da Bacia de Campos. Durante esse período, o principal alvo das descobertas estava voltado para esse tipo de play. Dentre estas descobertas estão os campos que constituem a área definida como Parque das Baleias, que possui uma área de aproximadamente 100 mil km2 e está localizada na costa do Estado do Espírito Santo. O Campo de Jubarte situado na bacia de Campos, parte do Parque das Baleias, foi a principal descoberta, antes ao advento do pré-sal, na década de 1990. Esta área apresenta uma diversidade de sistemas petrolíferos, compreendendo reservatórios de várias idades. A carência de estudos acadêmicos voltados para a caracterização de reservatórios turbidíticos da área de estudo motivou a elaboração dessa dissertação de mestrado. Apesar de não haver análise laboratorial de rochas e somente informações baseadas em perfil e dados sísmicos, acredita-se que a organização e uma estruturação adequada dos dados possibilitará a geração de modelos bem robustos que ao final possibilitará a geração de uma caracterização quantificada do reservatório de modo consistente. Para isto foi desenvolvido um fluxo de trabalho a partir da interpretação integrada de dados geológicos e geofísicos. A área de estudo está inserida na que tem o contexto geológico de margem passiva relacionada ao rifteamento do paleocontinente Gondwana, e em consequência, a abertura do Oceano Atlântico. A estratigrafia foi caracterizada por Winter 2007, em três grupos principais de unidades tectonossedimentares ou megassequências definidas como: rifte, transicional e margem passiva. O sistema petrolífero estudado foi o Lagoa Feia-Carapebus(!) inserido na megassequência sedimentar de margem passiva. A metodologia aplicada para o desenvolvimento deste trabalho iniciou-se com a coleta de dados recebidos da Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e foram organizados e escalonados conforme a importância para a avaliação petrofísica e utilização na correlação com os dados sísmicos. Toda área apresenta vinte e nove poços entretanto, a parte que foi restrita a zona de interesse tem somente sete poços. iv O controle de qualidade com as correções de fatores ambientais foi uma etapa fundamental para assegura a repetibilidade das informações. O processamento dos dados com a interpretação dos perfis, definição das zonas de interesse em hidrocarboneto, definição dos marcados estratigráficos e identificação dos reservatórios possibilitaram a avaliação petrofísica dos poços com o cálculo de porosidade, a totalização dos poços com definição de espessura do reservatório e porosidade média para cada poços da área, volume de argila e saturação de água. A interpretação dos dados sísmicos permitiu a identificação de estruturas geológicas e a caracterização de propriedades do reservatório estudado pela utilização de atributos sísmicos. Os arenitos formam depósitos por pulsos turbidíticos em um trend de direção SW NE ao longo de dez quilômetros e espraiados em torno de cinco quilômetros. O reservatório estudado da formação Carapebus do eoceno tem porosidade média de 23%, saturação de água média de 23%, volume de argila de 15% e espessura média de 28 metros, com razão Net to Gross 0,60. A compartimentação estrutural controlou a deposição dos turbiditos e as principais falhas mapeadas cortam todas as sequencias sedimentares desde o embasamento até o fundo oceânico indicando que a atividade tectônica está ativa até o recente. As falhas passam por janelas estruturais na sequência evaporítica indicando o suprimento dos reservatórios de idades mais recentes. Reunidas todas as informações obtidas a partir do processamentos tanto de dados de poços como de dados sísmicos foram as bases da elaboração de modelo estrutural, sedimentar e estratigráfico e das propriedades petrofísicas do reservatório estudado. Com dados de perfil e sísmica e utilizando técnicas de geoestatística para simular as propriedades entre poços, como volume de argila, porosidade e saturação de óleo espacialmente distribuídos, foi possível caracterizar as heterogeneidades dos reservatórios a partir dos modelos interpretados. A correlação existente entre as propriedades petrofísicas dos poços estudados e o atributo sísmico filtro médio possibilitou a aplicação da técnica de cokrigagem para distribuir espacialmente as propriedades de reservatórios e gerar mapas de porosidade, volume de argila e saturação de óleo para a área de estudo. v Com a simulação das propriedades foi viabilizado a criação do modelo do reservatório e o cálculo de volume de óleo in place. Por fim, foi realizada uma análise de incerteza simulando três cenários com diferentes fatores de recuperação