Analysis of flow facies in the pre-salt interval of the Santos Basin

• Ano de defesa: 2021
• Autor(a) principal: Lebre, Mariana Bittencourt Seabra
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: eng
• Palavras-chave em Português: Reservatórios carbonáticos; Permoporosidade; Pré-sal; Bacia de Santos; Fácies de fluxo; RQI; Relação poço-sísmica; Classificação bayesiana; Carbonate reservoirs; Permoporosity; Pre-salt; Santos Basin; Flow facies; Rockwell-seismic; Bayesian classification
• Link de acesso: http://app.uff.br/riuff/handle/1/28558

A classificação de rochas através de unidades de fluxo (FU) é uma técnica bem conhecida para caracterizar heterogeneidades de fluxo em reservatórios. Vários métodos que correlacionam o tamanho da garganta do poro com a permoporosidade nos domínios da rocha e perfil estão disponíveis na literatura, sendo o método do indicador de zona de fluxo (FZI) o mais utilizado em reservatórios carbonáticos. Os carbonatos do pré-sal da Bacia de Santos ainda apresentam muitos desafios quanto à caracterização de seus reservatórios devido à complexidade e heterogeneidade de tais acumulações. Assim, a partir da análise de dados de rochas, perfil de poço e volumes sísmicos, este estudo tem como objetivo estimar as fácies de fluxo (FF) dos reservatórios carbonáticos do pré-sal, na Bacia de Santos, utilizando os perfis de porosidade e permeabilidade vindos da ferramenta de ressonância magnética nuclear (NMR) como entrada e compará-los com os perfis de espectroscopia de captura elementar (ECS), como cálcio, magnésio e sílica, a fim de entender sua influência no comportamento dessas fácies de fluxo. Os principais reservatórios da Formação Itapema são encontrados no banco de coquinas comumente conhecidos como rudstones e grainstones, e na Formação Barra Velha em shrubs e esferulitos in situ, como também em fácies de retrabalhamento (por exemplo, grainstones, rudstones, floastones). Observou-se que a base das coquinas apresenta um comportamento mais fechado, o que pode estar relacionado a ambientes de baixa energia e mais profundos, com baixa permoporosidade associada à presença de sedimentos finos e/ou lamosos (por exemplo, mudstones e laminitos), bem como a processos diagenéticos como cimentação, principalmente de calcita e dolomita. Em direção ao topo da formação, observou-se maior presença de coquinas com boa permoporosidade e FF com melhor qualidade de reservatório, o que pode indicar ambientes de alta energia e mais rasos, com pouca ou nenhuma presença de grãos finos. A Formação Barra Velha possui as fácies de fluxo com melhor qualidade de reservatório em sua bae, piorando, normalmente, do meio para o topo. A silicificação é um fator predominante na Formação Barra Velha que acaba influenciando a permoporosidade, diminuindo-a. Além disso, a presença de rochas ígneas é outro fator que diminui a permoporosidade. Fatores diagenéticos como dissolução, silicificação e dolomitização são mais intensos na nessa formação. Integrar dados de rochas, perfis de poços e dados sísmicos é a chave para entender como as fácies de fluxo podem ser relacionadas a ambientes deposicionais e como a localização espacial dos poços pode influenciar suas características petrofísicas. A partir dessa correlação, foi possível identificar os principais comportamentos, ciclos e heterogeneidades observados nas formações Barra Velha e Itapema. Além disso, uma classificação Bayesiana foi realizada para fornecer vii uma análise quantitativa da probabilidade de ocorrência para cada fácies de fluxo em uma seção sísmica a partir da inversão do volume de impedância acústica (PI).