Modelagem tridimensional das propriedades petrofísicas a partir da distribuição de vugs e fraturas em um reservatório carbonático.

• Processo: 25/01939-6
• 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 - Geofísica
• Pesquisador responsável: Emilson Pereira Leite
• Beneficiário: Olusegun Benard Akinmuda
• 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): Petrofísica Pré-sal
• Palavra(s)-Chave do Pesquisador: carbonate reservoir | Petrofísica | pré-sal | Interpretação sísmica quantitativa

Resumo

O principal objetivo deste projeto é desenvolver uma nova metodologia capaz de caracterizar e modelar a distribuição das propriedades petrofísicas resultantes da presença de vugs e fraturas em um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro. Os reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro apresentam alta heterogeneidade em todas as escalas, o que torna a previsão de sua qualidade uma tarefa desafiadora para garantir altos fatores de recuperação (e.g. Soltanmohammadi et al., 2021). Um dos principais desafios é a natureza complexa e heterogênea da porosidade, que leva a uma grande variação na permeabilidade.As fraturas naturais e os vugs frequentemente desempenham um papel significativo no desempenho dos reservatórios carbonáticos, pois afetam a produtividade e a injetividade, além de possivelmente controlarem a chegada precoce da água no reservatório (e.g. Aydin, 2000). Os vugs e fraturas podem também aumentar significativamente a porosidade total do reservatório, além da porosidade primária da matriz. As fraturas naturais abertas contribuem para o desenvolvimento de permeabilidade excessiva, em conjunto com cavernas, zonas amalgamadas de dano cavernoso e vugs (Chicuta et al., 2022).Este projeto enfrentará esse desafio por meio do desenvolvimento de uma metodologia para compreender as geometrias tridimensionais envolvidas, sua conectividade e as propriedades petrofísicas associadas às fraturas e vugs. Isso envolverá a combinação de dados relevantes na escala dos perfis de poço (e.g. image logs e perfis petrofísicos) com dados sísmicos 3D. Também será realizada uma análise de feições sub-sísmicas. A metodologia será baseada em redes discretas de fraturas (DFN) (e.g. Chicuta et al., 2022). Nos modelos DFN, os vugs podem ser representados como feições tridimensionais discretas. Métodos recentes de inversão sísmico-petrofísica também serão investigados (e.g. Grana et al., 2022). Espera-se que os modelos finais sejam adequados para simulações de reservatório e previsões de produção.