Caracterização de fraturas e vugs com base em testemunhos, tomografia computadorizada e imagem de poço, e seu impacto na qualidade do reservatório e nas propriedades de fluxo

• Processo: 25/00459-0
• Modalidade de apoio: Bolsas no Brasil - Doutorado
• Data de Início da vigência: 01 de abril de 2025
• Data de Término da vigência: 28 de fevereiro de 2029
• Área de conhecimento: Ciências Exatas e da Terra - Geociências - Geologia
• Pesquisador responsável: Alexandre Campane Vidal
• Beneficiário: Najlah Zeitoum de Souza
• 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): Fraturas Petrofísica
• Palavra(s)-Chave do Pesquisador: fraturas | geomodelagem | vugs | Petrofísica

Resumo

A caracterização do sistema poroso em rochas carbonáticas pode ser um processo complexodevido à alta heterogeneidade na morfologia, tamanho e distribuição dos poros em diferentesescalas de observação. Como apresentado por alguns autores (CHOQUETTE e PRAY, 1970;LUCIA, 1999; LØNØY, 2006; AHR, 2008), o controle da porosidade em rochas carbonáticas variados processos deposicionais aos diagenéticos. Do ponto de vista deposicional, os porospodem variar conforme a textura da rocha em função das diferenças na energia do ambiente,que influencia a seleção dos grãos e preserva o sistema de poros primários. Já os fatoresdiagenéticos refletem processos pós-deposicionais, como dissolução, cimentação efraturamento das rochas carbonáticas, que podem aumentar ou reduzir a porosidade original.No modelo de reservatórios, a compreensão do sistema permo-poroso é essencial, pois suadistribuição controla a produção de petróleo. Assim, a definição da distribuição de fácies, aevolução diagenética e a quantificação da porosidade tornam-se partes importantes desseprocesso, especialmente a caracterização das fraturas e poros vugulares, devido à capacidadedesses elementos de criar zonas de permeabilidade excessiva (excess-k) no reservatório(MENEZES DE JESUS; COMPAN; SURMAS et al., 2016; MENEZES DE JESUS et al., 2019;WENNBERG et al., 2021). A porosidade vugular não é controlada pela estrutura da rochacarbonática e pode ocorrer de forma arbitrária (CHOQUETTE e PRAY, 1970), além de variar detamanho, desde pequenos poros (escala milimétrica) até vugs muito grandes (comocavernas). De maneira similar, as fraturas podem apresentar diferentes tamanhos, orientaçõese aberturas que variam no espaço. Portanto, um bom modelo de porosidade, que capture ascaracterísticas dos vugs e fraturas, incluindo as incertezas, é extremamente útil parasimulações de reservatórios.Com base nisso, o objetivo deste projeto é desenvolver um fluxo de trabalho confiável para acaracterização de fraturas e vugs em reservatórios carbonáticos do pré-sal, integrandoconjuntos de dados em diferentes escalas por meio do aprimoramento/desenvolvimento demétodos de upscaling. Para tal, serão combinados os resultados de porosidade einterpretações de seções de testemunhos (incluindo lâminas delgadas), tomografiacomputadorizada (TC) de testemunhos e plugs, e imagens de poço (BHI), além de determinaro impacto das características multiescala combinadas na qualidade do reservatório e naspropriedades de fluxo de fluidos.