Caracterização geológica e modelagem de reservatórios dos depósitos carbonáticos do pré-sal

• Processo: 25/08237-7
• Modalidade de apoio: Bolsas no Brasil - Doutorado
• Data de Início da vigência: 01 de setembro 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: Vittor Cambria
• 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
• Palavra(s)-Chave do Pesquisador: análise de incerteza | modelagem geológica de reservatórios | upscaling | Modelagem geológica

Resumo

O modelo geológico precisa incluir as principais características geológicas e heterogeneidades para que a equipe de simulação de reservatórios possa prever corretamente a produção do campo ao longo do tempo (LUCIA, 1999; AHR, 2008; SKALINSKI e KENTER, 2015). Um bom modelo deve representar as principais falhas e fraturas, a distribuição de fácies e propriedades petrofísicas, como porosidade e permeabilidade, bem como possíveis barreiras que inibem a migração do petróleo, entre outras características. É essencial capturar todas as heterogeneidades dos carbonatos do pré-sal e as incertezas associadas. Os carbonatos do pré-sal brasileiro apresentam diversos desafios nesse aspecto, como: a baixa resolução sísmica e a ocorrência de feições geológicas sub-sísmicas, como fraturas e poros vugulares, que são responsáveis pela criação de zonas altamente permeáveis; a grande heterogeneidade da porosidade carbonática; e a ausência de sistemas deposicionais análogos (DE JESUS et al., 2016; HERLINGER; ZAMBONATO; DE ROS et al., 2017; GOMES et al., 2020).Este trabalho propõe a geração de novos fluxos de trabalho para modelagem geológica, levando em consideração as principais heterogeneidades do reservatório e integrando propriedades multiescalares provenientes de análises laboratoriais (calibração de porosidade e permeabilidade) com perfis de poço, atributos sísmicos e geocorpos sísmicos para destacar as principais zonas do reservatório. Além disso, busca-se realizar a análise de incertezas integrando a ocorrência de fraturas e poros vugulares. A integração das análises laboratoriais com os perfis de poço terá como objetivo a definição de tipos de rocha petrofísica (PRT) (SKALINSKI e KENTER, 2015), que serão correlacionados com os geocorpos sísmicos extraídos de atributos e interpretações geológicas. A ocorrência de fraturas será extraída de perfis de imagem de poço (BHI) para auxiliar na identificação de feições em escala sub-sísmica, incluindo densidade de fraturas, abertura de fraturas e porosidade e permeabilidade de fraturas. Além disso, a ocorrência de zonas ricas em vugs também será possível pela integração dos resultados de tomografia computadorizada (CT) de testemunhos com BHI (DE JESUS et al., 2016). A simulação de reservatórios será a última etapa, permitindo correlacionar o padrão de fluxo de fluidos do reservatório com diferentes feições geológicas. Para validar esses resultados, os dados de produção serão incorporados ao fluxo de trabalho (AU)