A caracterização geológica é uma atividade fundamental para a modelagem de reservatórios, através dela é possível determinar estatisticamente a distribuição das principais variáveis geológicas em subsuperfície e assim, determinar possíveis cenários de exploração e produção de reservas petrolíferas. Durante esse processo diversas ferramentas e metodologias são combinadas para extrair o máximo de informação a respeito dos reservatórios, dentre elas o uso de dados sísmicos, perfil geofísico de poço, o uso de amostras de rocha (testemunho ou amostra lateral) como também, a utilização de ambientes geológicos análogos para auxiliar no estudo e entendimento de como as rochas se distribuem.

No contexto dos reservatórios do pré-sal brasileiro o desafio é ainda maior, pois são depósitos de rochas carbonáticas que não apresentam um análogo definido e que além de não possuir afloramentos, se encontrarem em altas profundidades (cerca de 5km do fundo oceânico), restringindo seu estudo por meio de técnicas geofísicas combinadas com amostragem de rocha a partir de furos de sondagem. Afim de aprimorar os meios da caracterização geológica de reservatórios do pré-sal, foi desenvolvida a linha de pesquisa “Modelagem e Caracterização Geológica Integrada dos Reservatórios do Pré-sal”, cujo principal objetivo é gerar modelos geológicos que incluam as principais heterogeneidades desse sistema e como representa-los com qualidade incluindo as análises de incerteza. Desse modo, essa linha de pesquisa foi dividida em quatro subprojetos (SP):

SP1: Integração entre Geologia Conceitual e Propriedades Petrofísicas

Esse tópico de pesquisa atua na modelagem da porosidade, capturando sua heterogeneidade e incluindo as incertezas, dado crucial para a correta simulação de fluxo de reservatórios. Assim, esta SP se propõe a resolver o problema sobre a falta de correlação entre fácies deposicionais, caracterização das fases diagenéticas e distribuição das propriedades petrofísicas.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br).

SP2: Propriedades de sísmica em geomodelos 3D

Esta SP tem o desafio de trabalhar com a estratigrafia complexa dos reservatórios do pré-sal, bem como a resolução sub-sísmica de algumas feições geológicas, como fraturas, zonas de dissolução e cavernas. Todas essas feições geológicas podem contribuir para a geração de zonas de excesso de permeabilidade, sendo importante entender seus padrões de distribuição para gerar modelos geológicos representativos.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br), Emilson Pereira Leite (emilson@unicamp.br).

SP3: Análise Digital de Rocha

A SP3 propõe integrar fluxos de trabalho para classificação, segmentação e quantificação dos tipos de poros, em uma análise multiescalar (micro a macro), com o uso de métodos de aprendizado de máquina para melhorar a transferência de escalas em diferentes sistemas porosos.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br), Hélio Pedrini (pedrini@unicamp.br).

SP4: Modelagem Geológica e Análise de Incertezas

A SP4 integrará modelos geológicos conceituais e modelos geológicos numéricos, combinando os resultados de todos os outros subprojetos para produzir uma distribuição mais confiável das propriedades das rochas (porosidade, permeabilidade, fraturas, sistemas complexos de poros, excesso de k, etc.), incorporando a incerteza geológica e a realização de vários cenários.

Contato: Alexandre Campane Vidal (vidal@unicamp.br), Guilherme Furlan Chinelatto (guifc@unicamp.br), Mateus Basso (mbasso@unicamp.br).