Análise petrofísica de um reservatório carbonático do pré-sal utilizando dados de poço

• Processo: 20/01320-2
• Modalidade de apoio: Bolsas no Brasil - Doutorado
• Data de Início da vigência: 01 de março de 2020
• Data de Término da vigência: 30 de novembro de 2022
• Área de conhecimento: Ciências Exatas e da Terra - Geociências - Geologia
• Acordo de Cooperação: Equinor (antiga Statoil)
• Pesquisador responsável: Alexandre Campane Vidal
• Beneficiário: Bruno Wamzer Jeiss
• Instituição Sede: Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO). Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas , SP, Brasil
• Empresa: Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM)
• Vinculado ao auxílio: 17/15736-3 - Centro de Pesquisa em Engenharia em Reservatórios e Gerenciamento de Produção de Petróleo, AP.PCPE
• Assunto(s): Rochas sedimentares Ressonância magnética nuclear
• Palavra(s)-Chave do Pesquisador: Petrofisica | Ressonância Magnética Nuclear | Rochas carbonáticas | Caracterização petrofísica

Resumo

As rochas carbonáticas do pré-sal brasileiro são altamente heterogêneas em termos de textura, sistemas de poros e história diagenética, constituindo uma sequência sedimentar incomum e seus elementos associados a sistemas deposicionais restritos que não possuem modelos atuais, o que dificulta a adoção um padrão de distribuição de propriedades petrofísicas. Considerando que os sistemas de rochas porosas são geralmente multimodais, principalmente em carbonatos, e apresentam uma alta variação no tamanho dos poros (fraturas, vugs e microporosidade), um dos desafios atuais para a caracterização de carbonatos é a definição de um modelo petrofísico que integre as diferentes escalas de porosidade. Nesse contexto, a importância de integrar o registro convencional e especial de poços, como registros de RMN e imagem, para acessar as diferentes escalas de porosidade e, portanto, criar um modelo petrofísico representativo, respeitando as propriedades geológicas, como os sistemas de porosidade dupla/tripla. O registro de ressonância magnética nuclear (RMN) emergiu como uma das tecnologias avançadas para avaliação de reservatório in situ. O registro por RMN é capaz de capturar importantes propriedades de formação que os registros clássicos não têm sensibilidade, fornecendo informações sobre porosidade, distribuição de tamanho de poro, permeabilidade e caracterização de fluidos. Vários estudos usaram medidas de RMN para caracterizar reservatórios de carbonato. O registro de imagemd o poço em profundidade (FMI) é uma ferramenta importante para orientar a interpretação geológica dos reservatórios. Com isso, muitas informações sobre características deposicionais, diagenéticas e estruturais podem ser medidas e inferidas por combinação com outras fontes, bem como registros e amostras principais. As atividades nas quais o presente projeto de pesquisa se concentrará são as análises petrofísicas e de fácies do reservatório, usando registros convencionais de poços e registros especiais de poços como RMN e FMI, para obter uma caracterização representativa e multiscalar do reservatório de carbonato. (AU)

Publicações acadêmicas

(Referências obtidas automaticamente das Instituições de Ensino e Pesquisa do Estado de São Paulo)

JEISS, Bruno Wamzer. Carbonate reservoir characterization with integrated rock, special well logs, and machine learning methods: a study case in a Pre-Salt field from the Santos Basin. 2022. Tese de Doutorado - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia Mecânica Campinas, SP.