Generation of 3D geological model of the pre-salt with karst structures
Resumo
A sequência carbonática do pré-sal é composta por fácies de camadas finas com heterogeneidades verticais e laterais, principalmente devido à grande variedade de alterações pós-deposicionais que resultam em comportamentos petrofísicos secundários na formação. À medida que a indústria continua a explorar essas jogadas complicadas, é necessário um melhor entendimento da distribuição de características cársticas, incluindo fraturas e como elas afetam a distribuição de propriedades petrofísicas que afetam o desenvolvimento de ativos petrolíferos e projetos de sequestro de carbono. Dados sísmicos, perfis de imagens de poços e perfis de poços convencionais foram usados para investigar a distribuição e características de feições paleocarsticas nos carbonatos aptianos da Formação Barra Velha em uma área piloto da Bacia de Santos, Brasil. Vários atributos sísmicos foram usados para melhorar os detalhes dos dados sísmicos e destacar os principais parâmetros sísmicos, incluindo pontos brilhantes, deformação e geometria de estratos, continuidade de eventos sísmicos e padrões de falha. Também discutimos a ocorrência de permeabilidades secundárias de carstificação e mostramos como elas afetam as propriedades petrofísicas da Formação Barra Velha usando interpretação sísmica integrada, avaliação de formação de wireline e análise de imagem de poço a partir do qual redes de fraturas discretas foram desenvolvidas para explicar o efeito da fraturas e carstes no modelo geológico. Este trabalho fornece novas informações sobre a relação entre as zonas carstificadas e os domínios estruturalmente danificados na sucessão do pré-sal da Bacia de Santos, Brasil. Micro e Mega vugs ocorrem amplamente nos carbonatos da Formação Barra Velha, e as estruturas cársticas parecem ser controladas por fraturas e falhas. As feições cársticas da Formação Barra Velha consistem em vugs que variam de cerca de 3mm a 3cm, fraturas com inclinação, orientação e abertura variáveis, e cavernas/sumidouros alargados preenchidos com materiais brechados em alguns casos. As curvas de proporção vertical 1D foram adotadas como um melhor método para capturar as fácies heterogêneas em grande escala, fornecendo restrições para o modelo de fácies verticalmente com controle limitado na distribuição lateral, porém o número e a distribuição dos poços podem reduzir positivamente as áreas de incertezas na área de estudo . O modelo petrofísico foi gerado usando variogramas avançados com viés de tendência de fácies, enquanto a análise de dados geoestatísticos ajudou a garantir a consistência do modelo com os dados disponíveis. Fraturas e falhas controlam significativamente a distribuição do excesso de porosidades e permeabilidades como resultado da carstificação ao longo desses condutos. A rede de fraturas discretas consistindo predominantemente de fraturas NE-SW e NW-SE ajudou no desenvolvimento do modelo de porosidade-permeabilidade dupla que captura as anisotropias de fluxo matricial e não matricial. Este trabalho apresenta a influência de carstificações e fraturas nas propriedades petrofísicas dos montículos carbonáticos lacustres da Formação Barra Velha e também contribui para o entendimento da distribuição dessas carstificações nessas unidades, úteis em futuras utilidades subsuperficiais e podem influenciar na tomada de decisões quanto aos futuros projetos de exploração/desenvolvimento de hidrocarbonetos e sequestro de carbono na margem continental SE brasileira. As limitações deste estudo estão relacionadas com as dificuldades associadas à integração de múltiplos conjuntos de dados geológicos e geofísicos com várias escalas, no entanto, as imagens de poços que estão em escala sub-sísmica apresentam com maior confiança a ocorrência das feições cársticas
Autor(a)
David Nworie
