Caracterização de unidades de fluxo multi-escala em reservatórios fluviais: o exemplo do campo de Alto Rodrigues - Bacia Potiguar, Brasil

• Ano de defesa: 2022
• Autor(a) principal: Sena, Ewerton Soares de
• Orientador(a): Nascimento, Aderson Farias do
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
• Programa de Pós-Graduação: PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEODINÂMICA E GEOFÍSICA
• País: Brasil
• Palavras-chave em Português: Geofísica; Campos maduros; Unidades de fluxo; Gerenciamento de reservatório; Óleo pesado; Petrofísica; Bacia potiguar
• Área do conhecimento CNPq: CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIAS
• Link de acesso: https://repositorio.ufrn.br/handle/123456789/49491

O plano de desinvestimento de campos maduros da Petrobras criou um novo cenário da exploração e produção de petróleo nas bacias sedimentares onshore e em águas rasas no Brasil. Diversas empresas de pequeno e médio porte estão adquirindo esses campos com o desafio de implementar projetos que aumentem a produção e o fator de recuperação dessas acumulações. Os campos maduros, em geral, têm mais de 30 anos de produção e possuem dezenas ou até centenas de poços produtores, com uma imensa quantidade de dados de rocha, fluido e dados de produção associados. Portanto, estudos de integração de dados para gerar conhecimento sobre os reservatórios produtores são mandatórios, para que novos projetos de desenvolvimento da produção possam ser implantados, visando maximizar o retorno do capital investido na revitalização desses campos. Neste contexto, esse estudo apresenta uma metodologia de integração de dados geológicos/geofísicos, petrográficos/diagenéticos e petrofísicos para individualizar rochas com diferentes capacidades de fluxo, que são produtoras de óleo pesado em reservatórios fluviais no campo de Alto do Rodrigues (ARG) na Bacia Potiguar. O trabalho contou com informações de mais de 800 poços, dos quais 19 deles possuem dados de rocha e análises de petrofisica convencional e especial, sendo que 7 poços forneceram a maior parte dos dados utilizados em função das maiores espessuras de testemunhos recuperados. A implementação de uma abordagem multi-escala permitiu o entendimento dos aspectos geológicos que influenciam a capacidade de produção do reservatório. Na escala micro, por exemplo, através do estudo de lâminas delgadas foi possível identificar e reconhecer minerais argilosos e processos diagenéticos que ocorrem obstruindo ou alargando as gargantas de poros e que, consequentemente, afetam a permeabilidade e produtividade dessas rochas. Na escala meso, o estudo dos testemunhos em diferentes porções do campo permitiu caracterizar os sistemas deposicionais que ocorrem na área, bem como, identificar alguns fatores que influenciam na entrada do óleo no reservatório, como por exemplo, a influência do aspecto textural das rochas. Por último, na escala macro, através da correlação rocha-perfil foi possível distribuir as unidades de fluxo definidas para os demais poços não testemunhados, permitindo assim a construção de seções e mapas de petrofácies com significado geológico e dinâmico. Nessa última escala, é possível visualizar a geometria externa dos depósitos sedimentares e suas heterogeneidades, cujo entendimento influencia diretamente no planejamento e desenvolvimento de uma acumulação. A partir da quantificação das unidades de fluxos em poços e sua comparação com dados de produção foi possível criar um índice de qualidade de reservatório (IQR) que apresenta boa correlação com dados de produtividade dos poços, tanto a frio quanto pós injeção de vapor. Foi construído um mapa de IQR para a principal zona produtora do campo de ARG, o que permitiu identificar não só as áreas de ocorrência das melhores fácies reservatório e de produção, como também, avaliar a malha de injeção do campo por indicar quais são as principais direções de respostas dos poços produtores a injeção de vapor a partir dos poços injetores.