Texto completo
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| Autor(es): |
Cristian Ricardo Mendoza Blanco
Número total de Autores: 1
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| Tipo de documento: | Dissertação de Mestrado |
| Imprenta: | Campinas, SP. |
| Instituição: | Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia Mecânica |
| Data de defesa: | 2022-08-01 |
| Membros da banca: |
Alexandre Campane Vidal;
Michelle Chaves Kuroda;
Aline Maria Poças Belila
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| Orientador: | Alexandre Campane Vidal |
| Resumo | |
A Bacia offshore de Santos é uma bacia prolífica com grande potencial para exploração de hidrocarbonetos, em parte devido à sua evolução tectônica e estratigrafia associada a carbonatos lacustres descobertos nas águas profundas brasileiras embaixo do sal. A alta permeabilidade nesta bacia é provavelmente controlada por altas intensidades de fratura e dissolução de carbonato, portanto, prever o comportamento de fraturas naturais nesses depósitos ajudará a entender seus efeitos no fluxo de fluido e na produtividade do reservatório. Este estudo se concentra na construção de um modelo de rede de fratura discreta com base na compreensão da intensidade, orientação e distribuição espacial das fraturas, isso foi realizado por meio do uso de ferramentas como registros de imagem de poço de 4 poços e sísmica 3-D. A partir dessas ferramentas foi possível identificar os principais horizontes (topo e base do play do pré-sal), falhas regionais, interpretação das fraturas e do estado de tensão in situ no play do pré-sal da Bacia de Santos. Neste trabalho, descobrimos que, de acordo com os breakouts e as fraturas induzidas por perfuração, a tensão horizontal máxima (SHmax) tem um azimute NE-SW, que comparado com a orientação e regime de estruturas de grande escala sísmica no reservatório, é possível destacar que a área de estudo é influenciada por um padrão normal de falha e configuração de tensão extensional. Além disso, de acordo com as fraturas naturais, identificamos quatro sets, os sets 1 e 2 seguem uma direção paralela a SHmax NE-SW e os sets 3 e 4 seguem uma direção paralela a Shmin. Em relação à caracterização das redes de fraturas, distribuímos os atributos de fratura no grid geológica de acordo com parâmetros como densidade de fraturas, abertura de fratura, comprimento de fratura e orientação de fratura, esses parâmetros permitiram quantificar a porosidade e permeabilidade da fratura, destacando assim regiões com as melhores respostas de permeabilidade de fratura (AU) | |
| Processo FAPESP: | 20/02130-2 - Modelagem geoestatística para reservatórios dominados por falhas e fraturas |
| Beneficiário: | Cristian Ricardo Mendoza Blanco |
| Modalidade de apoio: | Bolsas no Brasil - Mestrado |