Caracterização dos depósitos fluviais da formação São Sebastião (Bacia do Tucano - BA) como análogo de reservatório

• Ano de defesa: 2017
• Autor(a) principal: Figueiredo, Heitor Gardenal
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Biblioteca Digitais de Teses e Dissertações da USP
• Palavras-chave em Português: Análogo de reservatório; Formação São Sebastião; Heterogeneidades; Heterogeneities; Permeabilidade; Permeability; Porosidade; Porosity; Reservoir analogue; São Sebastião Formation
• Link de acesso: http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/44/44141/tde-22082017-141732/

Reconhece-se, por estudos prévios, as complexas heterogeneidades de fácies nos depósitos sedimentares siliciclásticos fluviais, presentes na exploração de hidrocarbonetos. Devido à amostragem, custosa e insuficiente, na indústria, os modelos geológicos construídos possuem alta incerteza associada. Visando auxiliar tanto a exploração quanto a recuperação, foram executados estudos de análogos de reservatório na Formação São Sebastião, na Bacia do Tucano Central. Para isso, com base na dinâmica de processos fluviais, integraram-se análises de micro (petrografia e diagênese) e mesoheterogeneidades (fácies e elementos arquiteturais) tridimensionalmente, junto à permoporosidade, culminando em modelos geológicos de elementos arquiteturais, fácies e permeabilidade. As características permoporosas da Formação São Sebastião estão sujeitas tanto a controles deposicionais (elementos arquiteturais) como a controles diagenéticos (petrofácies), os quais se correlacionam. Os elementos arquiteturais, portadores de características mais efetivas como reservatório são as barras unitárias, seguidas pelas compostas. Em mesoescala, ambas são representadas majoritariamente por cruzadas tabulares e acanaladas de diferentes dimensões. A mediana para permeabilidade das barras unitárias e compostas é de 6000 mD e 4500 mD, enquanto para porosidade é de 21,0 % e 16,9 %, respectivamente. Em contrapartida, as barreiras de permeabilidademais importantes são representadas pelos topos de barra contínuos que majoritariamente apresentam estruturas de marca ondulada e estruturas plano paralelas, em mesoescala, e petrofácies com alta concentração de micas. A mediana de permeabilidade dos topos de barra é 200 mD, já a de porosidade é 13,5%. Como barreiras de permeabilidades subordinadas, encontram-se os canais abandondados (pouco freqüentes nos afloramentos), em mesoescala, representados por estruturas de marcas onduladas e convolutas; e, em microescala, relacionadas a altas concentrações de micas e pseudomatriz. A mediana da permeabilidade nos canais abandonados é 50 mD e a da porosidade é 16,1 %. Os modelos geológicos gerados com os dados de permeabilidade e fácies apontaram para anisotropias de baixa permeabilidade nos topos de barra e canais abandonados. Os topos de barra possuem continuidade lateral maior que 200 m em alguns locais, resultando em grande impacto no fluxo dentro do reservatório. As anisotropias de alta permeabilidade podem ser observadas principalmente na base dos depósitos de barras. Essas anomalias estão relacionadas com arenitos médios a grossos, portadores de cruzadas tabulares. Deste modo, nos depósitos analisados, a permeabilidade é controlada principalmente pela granulometria e concentração de pseudomatriz e micas, com influência subordinada das estruturas sedimentares. Já a porosidade, também controlada pela concentração de pseudomatriz e micas, possui forte influência das estruturas sedimentares e seleção granulométrica, mas não tem correlação com a granulometria.