Texto completo
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| Autor(es): |
Marília Molina Camargo
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: | 2022-03-25 |
| Membros da banca: |
Alexandre Campane Vidal;
Michelle Chaves Kuroda;
Aline Maria Poças Belila
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| Orientador: | Alexandre Campane Vidal |
| Resumo | |
Os carbonatos brasileiros do pré-sal e sua importância mundial têm sido de grande destaque nos últimos anos. Essas rochas constituem reservatórios lacustres com características heterogêneas e complexas, as quais dificultam a caracterização do reservatório e a compreensão de sua evolução sedimentar e tectônica. Apesar de existirem diversos estudos sobre esses depósitos, ainda não existe um consenso em relação a um modelo deposicional que represente todas as particularidades desses reservatórios. A definição de eletrofácies tem sido comumente utilizada nos estudos de reservatórios, com a utilização de técnicas computacionais para auxiliar na análise de dados mais complexos se tornando popular entre os geocientistas. As eletrofácies auxiliam no zoneamento do reservatório que, somado a caracterização litológica, também fornece informações sobre o ambiente deposicional. Apesar de os dados de poços apresentarem alta resolução vertical, esses dados não permitem a avaliação da distribuição lateral das fácies classificadas. Os dados sísmicos, integrados aos dados de poços, permitem a extrapolação das informações obtidas para as regiões entre os poços, auxiliando na caracterização das zonas do reservatório e no entendimento do ambiente deposicional. Com o objetivo de contribuir com a caracterização dos reservatórios brasileiros do pré-sal, este trabalho propõe a aplicação de redes neurais artificiais pelo método não supervisionado de Mapas Auto-Organizáveis (Self-Organizing Maps - SOM) com base em perfis de poços convencionais para auxiliar na definição de eletrofácies e no zoneamento de um reservatório do pré-sal da Formação Barra Velha (FBV), na Bacia de Santos, e a interpretação de dados sísmicos para auxiliar na caracterização das zonas e na análise do paleoambiente. Os resultados permitiram a elaboração de um modelo deposicional, além de indicar falhamentos sin e pós-deposicionais influenciando na configuração do ambiente deposicional na região do reservatório e nos sedimentos depositados. Além disso, algumas regiões sugerem mudanças estruturais durante a formação do reservatório, as quais podem afetar localmente a qualidade do reservatório (AU) | |
| Processo FAPESP: | 20/02128-8 - Definição de fácies em um reservatório carbonático utilizando métodos matemáticos |
| Beneficiário: | Marília Molina Camargo |
| Modalidade de apoio: | Bolsas no Brasil - Mestrado |