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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GEOLOGIA
ULISSES COSTA SOARES
ELABORAÇÃO DE UM MODELO DE FÁCIES PARA MODELAGEM GEÓLOGICA 3D DE RESERVATÓRIOS
PETROLÍFEROS – EXEMPLO DE UM CAMPO DA BACIA DO RECÔNCAVO, BAHIA.
Salvador - BA 2009
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ULISSES COSTA SOARES
ELABORAÇÃO DE UM MODELO DE FÁCIES PARA MODELAGEM GEÓLOGICA 3D DE RESERVATÓRIOS
PETROLÍFEROS – EXEMPLO DE UM CAMPO DA BACIA DO RECÔNCAVO, BAHIA.
Monografia apresentada ao Curso de graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia. Orientadora: Geóloga Msc. Jaciara Barreto dos Santos Co-orientadora: Profª. Drª. Olívia Maria Cordeiro de Oliveira
Salvador - BA 2009
iii
TERMO DE APROVAÇÃO
ULISSES COSTA SOARES
Salvador, 18 de Dezembro de 2009
ELABORAÇÃO DE UM MODELO DE FÁCIES PARA MODELAGEM GEÓLOGICA 3D DE RESERVATÓRIOS
PETROLÍFEROS – EXEMPLO DE UM CAMPO DA BACIA DO RECÔNCAVO, BAHIA.
Monografia aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora:
______________________________________________ Jaciara Barreto dos Santos - Orientadora Mestre em 2003 pela Universidade Federal da Bahia Petrobras ______________________________________________ Olivia Maria Cordeiro de Oliveira - Co-orientadora Doutora em 2000 pela Universidade Federal Fluminense Universidade Federal da Bahia ______________________________________________ Aglaia Trindade Brandão - Examinadora Mestre em 2007 pela Universidade Federal da Bahia Petrobras ______________________________________________ Michael Strugale - Examinador Mestre em 2002 pela Universidade Federal do Paraná Petrobras
iv
A
Meus pais, Creuza Gomes Soares e Francisco Costa Soares pelo esforço, dedicação e confiança que sempre depositaram em mim. Meus irmãos, Ubiratan, Ubiracy, Ulindembergue e Wilson pelo apoio e incentivo.
DEDICATÓRIA
v
“Sonho que se sonha só é só um sonho que se sonha só, mas sonho que se sonha
junto é realidade!” (Raul Seixas)
Ao iniciar esta página com a frase acima, pretendo postar meus sinceros
agradecimentos aqueles que, de uma forma ou de outra, contribuíram na construção
deste tão almejado sonho, que foram anos, dias e horas tão esperadas.
Agradeço:
A meus pais, Creuza Gomes Soares e Francisco Costa Soares, principais
educadores, que pelos castigos e ensinamentos, foram responsáveis na formação
de minha personalidade. E mesmos nos momentos de dificuldade e ausência, nunca
faltaram-me com o Amor.
Aos meus irmãos Ubiratan, Ubiracy, Ulindembergue e Wilson pelas lições,
companherismo e fraternidades.
Aos demais familiares: tios, tias, primos, cunhadas e minha avó Zilda, que
sempre torceram por esse dia.
A Engenheira da Petrobras Maria Olívia, chefe setorial do ATP-N/RES (UN-
BA), que sem sua compreensão e apoio tudo seria mais difícil.
A Petrobras pelos dados fornecidos na elaboração deste trabalho.
A Geóloga Msc. Jaciara Barreto, primeiramente por ter aceitado
carinhosamente o convite de orientadora e segundo pelas sugestões, criticas e
orientações na construção desta monografia.
A Co-orientadora Drª Olívia Maria pelos ensinamentos técnicos em sala e
sugestões na confecção desta monografia.
Aos Geólogos da Petrobrás César Henrique, Krombauer, Daiana Leite, José
Domingos e Wladston pelas dicas , sugestões e pelo paciente auxilio no uso do
software de modelagem.
Aos técnicos da sala 415 do ATP-RES (UN-BA) Jeanne Mello, Jailton
Fernandes, Josias Simões, Aurelice Avelar, Jair Laranjeiras e Armando pelo
AGRADECIMENTOS
vi
convívio, momentos de risadas, por me fazerem sentir-se em casa e pela
compreensão quando eu me ausentava, devido a faculdade.
Aos demais colegas da Petrobras: Iara Brasileiro (e também colega da turma
2007.1 de Geologia da UFBA), Marcelo Berenguer, Tereza Lúcia, Cintia Paz, Rosani
Alves, Elzinha, Ezequiel e Cristiane Paixão, pela amizade, afeto e recepção.
Aos amigos e colegas do Curso de Geologia da UFBA, Cleiton Santos,
Cleisson Mercês, Joel Nazário, Dante Palmeira, Giselle Damasceno, Erisson Tiano,
Leidiane Sampaio, Carlos Balogh, Tatiana Moreno, Maria Araújo, Ana luíza e Ana
Maciel. E também aos colegas do Curso de Geologia da UFRN, Arnóbio, Alex
(porca), Allany (Jackson), Ajosenildo, Jack (fumaça), Luciano, Felipe (Danado) e
Henrique (Resenha) pelos momentos vividos nesta fase de estudante de graduação
em Geologia durante as viagens de campo, em salas de aulas, nos corredores ou na
seletiva para formar as equipes de campo e seminários.
A todos os professores da UFBA e UFRN que doaram parte de seus
conhecimentos a minha pessoa:
Aos que, possuindo sabedoria, transmitiram-na com amor, o meu preito de
imorredoura gratidão.
Aos que souberam suprir as limitações, doando-se por inteiro, meu perene
reconhecimento.
Aos que simplesmente me passaram alguma informação: Muito obrigado
E aos que carecendo de luz, foram incapazes de se doar, que não seja
julgado, mas compreendido.
(Adaptado de Goethe)
vii
“Nenhuma parte substancial do Universo é tão simples que possa ser compreendida
e controlada sem abstração. A abstração consiste em substituir a parte do universo
em estudo por um modelo semelhante, porém de estrutura simples. Os modelos
constituem, portanto, uma necessidade primordial de qualquer procedimento
cientifico”.
Rosemblueth & Weiner (1945)
viii
SUMÁRIO
DEDICATÓRIA .......................................................................................................... iv
AGRADECIMENTOS ................................................................................................. v
LISTA DE FIGURAS .................................................................................................. x
LISTA DE TABELA .................................................................................................. xv
LISTA DE SIMBOLOS ............................................................................................ xvi
RESUMO ................................................................................................................ xvii
ABSTRACT ........................................................................................................... xviii
1. INTRODUÇÃO ________________________________________________ 19
1.1 JUSTIFICATIVA E MOTIVAÇÃO............................................................... 20
1.2 OBJETIVOS ............................................................................................... 22
1.3 PROBLEMÁTICA....................................................................................... 23
1.4 METODOLOGIA ........................................................................................ 23
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ___________________________________ 25
2.1 Sistema deposicional deltaico ................................................................ 25 2.1.1 Introdução _______________________________________________ 25 2.1.2 Fatores que controlam a formação de um Delta __________________ 26 2.1.3 Classificação de Deltas _____________________________________ 27 2.1.4 Elementos deposicionais e fácies sedimentares deltaicos __________ 28
2.2 Reservatórios petrolíferos ....................................................................... 30
2.2.1 Rocha reservatório ________________________________________ 30 2.2.2 Heterogeneidades de reservatórios ___________________________ 31
2.3 Modelagem geológica 3D ........................................................................ 33 2.3.1 Introdução _______________________________________________ 33 2.3.2 Modelo conceitual _________________________________________ 34 2.3.3 Modelo estrutural _________________________________________ 35 2.3.4 Modelo estratigráfico _______________________________________ 35 2.3.5 Modelo de fácies __________________________________________ 36 2.3.6 Modelo petrofísico _________________________________________ 36
2.4 Geostatística ............................................................................................. 36
2.4.1 Conceitos fundamentais ____________________________________ 36 2.4.2 Ferramentas utilizadas pela geoestatística ______________________ 37
2.4.2.1 Semivariograma _______________________________________ 38 2.4.2.2 Krigagem ____________________________________________ 39
2.4.3 Modelagem Geoestatística de reservatórios _____________________ 40 2.4.3.1 Algoritmos de simulação ________________________________ 41
ix
3. CONTEXTO GEOLÓGICO DA ÁREA DE ESTUDO____________________ 44
3.1 Bacia do Recôncavo ................................................................................ 44
3.2 O Campo de estudo .................................................................................. 49
3.3 O Membro Santiago .................................................................................. 51
4. MODELAGEM GEOLÓGICA DO OBJETO DE ESTUDO _______________ 53
4.1 Dados disponíveis .................................................................................... 55
4.2 Etapas da modelagem .............................................................................. 56
4.3 Dados de testemunho .............................................................................. 61
4.4 Correlação Rocha - Perfil ......................................................................... 67
4.5 Construção do Modelo Estrutural ........................................................... 70
4.6 Construção do Modelo Estratigráfico ..................................................... 72
4.7 Modelo de Fácies...................................................................................... 76
4.8 Incertezas na modelagem e estudo de análogos .................................. 82
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS ______________________________________ 86
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ________________________________ 87
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1: Os quatro estágios básicos desenvolvidos na atividade de uma
modelagem geológica 3D. Modificado de Neves, (2007). ......................................... 21
Figura 1.2: A) Mapa de situação do Estado da Bahia. B) Mapa de localização da
Bacia do Recôncavo no contexto do Rifte Recôncavo-Tucano–Jatobá e Localização
do Campo de estudo na Bacia do Recôncavo. Modificado de Sbrissa, (2008). ........ 22
Figura 2.1: Classificação genética de deltas, baseada nas intensidades de
fornecimento de sedimentos e dos fluxos de energia de ondas e marés, segundo
três membros extremos: Deltas dominados por rios, Deltas dominados por ondas e
Deltas dominado por marés, estabelecido por Galloway (1971). (Modificado de
Galloway, 1975).. ...................................................................................................... 28
Figura 2.2: Diagrama simplificado dos principais elementos deposicionais do
sistema deltaico. Modificado de Soares (1997). ..................................................... 29
Figura 2.3: Aspectos de uma rocha porosa e permeável, onde os poros se
encontram interconectados permitindo o fluxo de fluidos (A.1) e de uma rocha
porosa e impermeável, cujos poros não estão interconectados (A.2). Em (B) mostra
os principais constituintes sólidos e poros de uma rocha reservatório. ..................... 31
Figura 2.4: Escalas de heterogeneidades: A) Escala de heterogeneidade
mesoscópica representada pelas camadas de rochas não reservatórios e de baixa
permeabilidade (camadas escuras). B) Escala de heterogeneidade macroscópica
representada por litofácies com níveis impermeáveis (níveis escuros) e C) Escala de
heterogeneidade microscópica representada por cimentação (áreas escuras).. ...... 33
Figura 2.5: Mostra os quatro estágios básicos de uma modelagem tridimensional.
Modificado de Neves (2007).. .................................................................................... 35
Figura 2.6: Principais parâmetros no ajuste de um variograma. Modificado de
Réyes-Perez (2008).. ................................................................................................ 39
Figura 2.7: Mostra dois tipos de modelagens estocásticas para um mesmo
reservatório: A) Modelo baseado a pixel. B) modelo baseado a objeto (Booleano).
Modificado de Neves, (2007)... .................................................................................. 41
xi
Figura 3.1: Localização da Bacia do Recôncavo no contexto do Rifte Recôncavo-
Tucano- Jatobá. Modificado de Sbrissa (2008).. ....................................................... 45
Figura 3.2: Seção geológica esquemática NW-SE, ilustrando o sistema de meio-
graben da bacia do Recôncavo. Modificado de Milhomem et al. (2003). .................. 45
Figura 3.3: Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo segundo Caixeta et al
(1994).. ...................................................................................................................... 48
Figura 3.4: Mapa de localização aproximado do Campo de estudo, situada a
nordeste da Bacia do Recôncavo. Modificado de Brandão, (2007).. ......................... 50
Figura 3.5: Seção Estratigráfica esquemática do Campo de estudo representando o
Membro Santiago na Formação Pojuca. ................................................................... 50
Figura 3.6: Seção Estratigráfica esquemática representando os cinco intervalos
reservatórios (S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5) definido por Freitas, 1969. Modificado de
Couto Anjos & Carozzi (1987). .................................................................................. 52
Figura 3.7: Ambiente deposicional do Membro Santiago na Bacia do Recôncavo,
onde o Campo de estudo está localizado a nordeste da área. Modificado de
Horschutz, (1971). ..................................................................................................... 52
Figura 4.1: Malha de distribuição dos poços do Campo de estudo.. ........................ 54
Figura 4.2: Mapa de superfície do topo do intervalo S-2 apresentando a distribuição
dos poços na área de estudo.. .................................................................................. 54
Figura 4.3: Mostra a disposição das seções traçadas de forma a representar o
sentido transversal- strike (T1, T2 e T3) e longitudinal – dip (L1, L2 e L3) do
paleodepósito deltaico do Membro Santiago decorrente de noroeste... .................... 56
Figura 4.4: Seção strike estrutural - T2... ................................................................. 57
xii
Figura 4.5: Seção strike estratigráfica - T2... ............................................................ 58
Figura 4.6: Seção dip estrutural - L2. ....................................................................... 59
Figura 4.7: Seção dip estratigráfica - L2 ................................................................... 60
Figura 4.8: Coluna litológica esquemática dos intervalos testemunhados. Mostrando
um padrão de empilhamento coarsening de ciclos deltaicos
progradacionais/retrogradantes... .............................................................................. 62
Figura 4.9: Fotomosaico de testemunho do intervalo S2, destacando os contatos
das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta e Frente deltaica
distal... ....................................................................................................................... 63
Figura 4.10: Fotomosaico de testemunho do intervalo S3, destacando os contatos
das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica
distal e Frente deltaica Proximal... ............................................................................ 64
Figura 4.11: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4a, destacando os contatos
das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica
distal e Frente deltaica Proximal... ............................................................................ 65
Figura 4.12: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4b, destacando os contatos
das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica
distal e Frente deltaica Proximal.... ........................................................................... 65
Figura 4.13: Seção strike estrátigrafica T2, onde estão apresentados os aspectos
das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as
associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal. ...... 68
Figura 4.14: Seção dip estrátigrafica L2, onde estão representados os aspectos das
rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações
de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal ........................... 69
xiii
Figura 4.15: Mostra que as superfícies geradas para o modelo estrutural incluiu o
topo da zona S-2 e a base da Zona S-4b. ................................................................. 70
Figura 4.16: Construção do modelo de falha. Em (A) A falha é geometricamente
modelada em forma de pilares com pontos editáveis. Em B, C, D e E mostra,
respectivamente, a falha interceptando as superfícies dos topos das zonas S-2, S-3,
S-4a e S-4b.. ............................................................................................................. 71
Figura 4.17: Arcabouço estrutural limitada pelas superfícies e falhas. As linhas
verticais correspondem aos poços da área estudada... ............................................ 72
Figura 4.18: Seção mostrando os intervalos definidos na etapa do modelo
estratigráfico. ............................................................................................................. 73
Figura 4.19: Disposição das zonas. Optou-se pela disposição “proporcional”... ...... 73
Figura 4.20: Mostra o processo que define o layering, o tamanho e geometria das
células e pode ser disposta em seguindo a base, o topo, proporcional entre outros.
Optou-se pela disposição “proporcional”. O número de layers é mostrado na
penúltima coluna. ...................................................................................................... 74
Figura 4.21: Modelo estratigráfico onde estão presentes os zoneamentos e as
divisões em layers de cada zona. Acima mostra o grid geológico a partir dos
parâmetros informados na figura 4.20. ...................................................................... 75
Figura 4.22: Análise dos dados para o intervalo S-3. Acima, a curva de proporção
vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo.. ..................................... 77
Figura 4.23: Análise dos dados para o intervalo S-4a. Acima, a curva de proporção
vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo.. ..................................... 78
Figura 4.24: Análise dos dados para o intervalo S-4b. Acima, a curva de proporção
vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo.. ..................................... 78
xiv
Figura 4.25: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-2. Constituída
totalmente pela litofácies de frente deltaica distal. .................................................... 79
Figura 4.26: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-3. Constituída pela
litofácies de frente deltaica proximal e frente deltaica distal. ..................................... 79
Figura 4.27: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-4a. Constituída pelas
litofácies de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e litofácies de prodelta... 80
Figura 4.28: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-4a. Constituída pelas
litofácies de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e litofácies de prodelta.. . 80
Figura 4.29: Seção estrutural-estratigráfica vista de leste, onde se observa a forma
dômica do objeto modelado, a disposição da falha e a relação entre as camadas
reservatório e folhelhos. ............................................................................................ 81
Figura 4.30: Distribuição tridimensional dos poços sobre o topo do intervalo S-3... 81
Figura 4.31: Visão simplificada da variedade de incertezas que afetam um modelo
dereservatório. Modificado de Pacheco Neves (2007). ............................................. 82
Figura 4.32: A e B - Afloramento de análogo de depósitos deltaicos na Bacia de
Neuquém, Argentina. Foto Interpretada de acordo com os elementos deposicionais
deltaicos. Observa-se nas camadas basal de cores mais escuras um deposito
associado a prodelta, enquanto as rochas mais claras sobrepostas estão
associadas a fácies de Frente deltaicas. Foto: Brandão, A.T. (2008)... .................... 84
xv
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1: Relação de dados de perfis de poços... ................................................. 55
xvi
∆ = Letra grega “Delta”
Φ = Phi – Porosidade ФN= PhiN – Porosidade neutrão Фe= PhiE – Porosidade calculada º = Grau
LISTA DE SIMBOLOS
xvii
Soares, U.C. Elaboração de um modelo de fácies para modelagem geológica 3D
de reservatórios petrolíferos - Exemplo de um campo da Bacia do Recôncavo,
Bahia. Monografia. Universidade Federal da Bahia / Instituto de Geociências /
Departamento de Geologia e Geofísica Aplicada / Salvador, BA. 2009. 90 p.
RESUMO Este trabalho aborda a modelagem tridimensional de reservatório, realizado
para o Membro Santiago da Formação Pojuca em um campo de petróleo da Bacia
do Recôncavo, Estado da Bahia. O Membro Santiago é constituído por depósitos de
origem deltaica com direção de paleocorrente para noroeste. Um estudo realizado
por Freitas em 1969, dividiu-o em cinco intervalos reservatórios, definidos como: S-1,
S-2, S-3, S-4 e S-5. A modelagem 3-D visa seguir as etapas básicas de uma
modelagem com objetivo de se obter um modelo de fácies. Para isso, fez-se uso de
dados de 19 poços disponibilizado pela Petrobras, os quais constam de perfis
elétricos e dado de testemunho. A análise do testemunho permitiu definir três fácies
para o Membro Santiago, sendo duas fácies areníticas e uma fácies folhelhos, os
quais foram associados aos elementos deposicionais deltaicos. Foram realizadas
correlações dos poços a partir das interpretações definidas a partir de testemunho, e
assim determinaram-se os topos e bases dos intervalos do Membro Santiago. A
modelagem iniciou com a modelagem estrutural, onde foi definido o modelo de
falhas e o modelo de superfícies, estabelecendo a arquitetura e a geometria externa
do reservatório. Em seguida foi construído o modelo estratigráfico onde se definiram
as superfícies que limitam as principais unidades dos reservatórios, bem como o
número de layers estratigráficos. Por fim gerou-se o modelo de fácies utilizando
curvas de proporção vertical e variogramas, de modo a representar, da melhor forma
possível, as características das rochas reservatórios e sua variação espacial. Como
resultado obteve-se um modelo de fácies definido em quatro intervalos: S-2, S-3, S-
4a e S-4b, onde o intervalo S-3 mostra-se como o melhor reservatório.
Palavras-chave: MODELAGEM GEOLÓGICA 3D; MODELO DE FÁCIES;
GEOESTATÍSTICA.
xviii
ABSTRACT
This work approaches the three-dimensional modeling of reservoir, carried
through for the Santiago Member of the Pojuca Formation in a field of oil of the Basin
of the Recôncavo, Bahia. The Santiago Member is constituted by deposits of deltaica
origin with direction for the northwest. A study carried through for Freitas in 1969, it
divided in five intervals reservoirs, defined as: S-1, S-2, S-3, S-4 and S-5. The
modeling 3-D aims at to follow the basic stages of a modeling with objective of
getting a facies model. For this, use of data of 19 wells became available by
Petrobra's, which consist of electric profiles and data of well core. The analysis of the
well core allowed to define three fácies for the Member Santiago, being two
sandstone and one shales fácies, which had been associates to the deltaicos
deposicionais elements. Correlations of the wells from the interpretations defined
from well core had been carried through, and thus the top and bases of the intervals
of the Santiago Member had been determined. The modeling initiated with the
structural modeling, where it was defined the model of imperfections and the model
of surfaces, having established the architecture and the external geometry of the
reservoir. After that the estratigráfico model was constructed where if they had
defined the surfaces that limit the main units of the reservoirs, as well as the number
of layers estratigráficos. Finally created the facies model using vertical proportion
curves and variograms in order to present the best possible characteristics of the
reservoir rocks and their spatial variation. As result got a facies model defined in four
intervals: S-2, S-3, S-4a and S-4b, where the S-3 interval reveals as optimum
reservoir.
Keywords: GEOLOGICAL MODELLING 3D; FACIES MODEL; GEOESTATISTIC
19
1. INTRODUÇÃO
A elaboração de modelos de fácies de reservatórios é uma atividade
continuamente desenvolvida em empresas do setor petrolífero. Desde a exploração
de um campo e durante toda a sua vida de produção exercem um papel fundamental
na predição do comportamento do fluxo nos reservatórios.
O objetivo de se criar um modelo de fácies é reconstituir a geometria das
principais associações de fácies e/ou dos elementos arquiteturais, refletindo a
relação espacial e a continuidade entre as camadas. Para tanto, deve ser levado em
consideração dois importantes fatores que afetam na movimentação dos fluidos: as
propriedades permo-porosas e as heterogeneidades presentes (Souza Jr., 2006).
Por haver diferenças nas escalas de heterogeneidade e das várias fontes de
dados, gerar um modelo tridimensional constitui uma hierarquização das etapas
percorridas neste processo. Dessa forma a modelagem geológica 3D é desenvolvida
em quatro etapas básicas (Figura 1.1): i) Modelo estrutural; ii) Modelo estratigráfico;
iii) Modelo de fácies e iv) Modelo petrofísico. Portanto o fluxo do trabalho na geração
de um modelo 3D requer a integração de conhecimentos e junção de diferentes
dados.
Um modelo geológico tridimensional é uma representação simplificada de
fenômenos naturais complexos e pouco conhecidos. Essa complexidade do
fenômeno natural torna limitado o conhecimento geológico de certa área. Portanto a
modelagem geológica de reservatório, como um processo de construção de um
modelo, não consegue reproduzir por completo as heterogeneidades geólogicas.
O conhecimento das informações diretas se faz através de dados de
testemunhos ou amostras laterais de poços, que na verdade são informações muito
úteis, porém pontuais. As informações indiretas são obtidas por dados provenientes
de levantamentos sísmicos, testes de formação e perfis de poços.
Deve-se ressaltar que no processo de modelagem geológica o objetivo não é
apenas criar um modelo, mas também cubar a reserva, selecionar locais
promissores, bem como determinar os melhores métodos de otimização da
produção e recuperação de hidrocarbonetos (Gauw, 2007 Apud Reyes-Pérez, 2008).
20
Dessa forma, na geração de um modelo de distribuição espacial das propriedades
petrofísicas, por exemplo, são utilizadas técnicas geoestatísticas, que na verdade
são modelos probabilísticos usados para estimar ou simular valores nas posições
espaciais onde não existem dados amostrados, reduzindo assim as incertezas.
Com o avanço da informática e a necessidade de se conhecer a arquitetura,
bem como entender o comportamento dos fluidos de um reservatório petrolífero, as
empresas do ramo de petróleo e gás aderiram fortemente aos recursos
computacionais. Existem atualmente vários softwares no mercado, desenvolvidos
especificamente para gerar modelos geológicos digitais e para aplicações na
engenharia de reservatórios.
A proposta para realização da presente Monografia cumpre um dos requisitos
para a obtenção do título de Graduação em Geologia pela Universidade Federal da
Bahia. Neste trabalho serão apresentadas as etapas do processo na criação de um
modelo de fácies de um reservatório petrolífero, utilizando dados de poços,
ferramentas geoestatística e software de modelagem geológica. O reservatório
estudado pertence a um campo produtor de óleo, situado na Bacia do Recôncavo,
Estado da Bahia (Figura 1.2). A produção de hidrocarbonetos neste campo é
realizada atualmente pela Petrobras.
1.1 JUSTIFICATIVA E MOTIVAÇÃO
Na indústria petrolífera um dos maiores problemas é conhecer a arquitetura
real de um reservatório. Diversos processos geológicos produzem distribuições
espaciais complexas que afetam a qualidade das propriedades permoporosas.
Estas complexidades são o que se entende por heterogeneidades de subsuperfície
e o seu total conhecimento são raramente compreendidas. Portanto as incertezas
são sempre presentes neste tipo de abordagem e o desafio é combinar o maior
número de componentes relevantes das incertezas sobre as propriedades
permoporosas. Desta forma, caracterizar um reservatório, através de estudo
faciológico e modelagem das fácies deposicionais de um determinado reservatório
é de fundamental importância para guiar a distribuição das características
petrofísicas do reservatório, impactando no cálculo de volume de hidrocarboneto e
no modelo de fluxo.
21
Figura 1.1: Os quatro estágios básicos desenvolvidos na atividade de uma
modelagem geológica 3D. Modificado de Neves, (2007).
22
Figura 1.2: A) Mapa de situação do Estado da Bahia. B) Mapa de localização da Bacia
do Recôncavo no contexto do Rift Recôncavo -Tucano-Jatobá e Localização do Campo
de estudo na Bacia do Recôncavo. Modificado de Sbrissa, (2008)
1.2 OBJETIVOS
Por ser uma etapa importante na caracterização de reservatório nas
Empresas do ramo petrolífero, o desenvolvimento de um modelo tridimensional de
fácies proposto neste trabalho dará subsídio para representar a melhor ligação entre
os conhecimentos geológicos e as ferramentas da engenharia de reservatórios.
O objetivo principal deste trabalho é propor um modelo tridimensional de
fácies através da modelagem geológica de um reservatório petrolífero, utilizando
procedimentos, informações e ferramentas geoestatísticas, geológicas e de recursos
computacionais, tendo como base dados de poços de um campo produtor de óleo
na Bacia do Recôncavo.
23
O objetivo específico deste trabalho é integrar dados de perfis elétricos de
dezenove (19) poços do reservatório Santiago (Formação Pojuca) com o intuito de
construir um modelo tridimensional de fácies.
1.3 PROBLEMÁTICA
A geologia de subsuperficie é formada por processos geológicos de natureza
complexa e, portanto é raramente compreendida em sua plenitude e mesmo em
alguns locais é totalmente desconhecida. Em reservatórios de petróleo tal dificuldade
também se faz presente. O conhecimento que se tem de alguns campos de petróleo
são através de dados indiretos e/ou incompletos, sejam através de perfilagem,
testemunhos, amostras laterais da formação ou integração de todos esses dados
para se criar um modelo tridimensional.
No entanto criar um modelo geológico tridimensional integrando dados que
possam reproduzir a complexidade do ambiente de subsuperfície é a melhor
maneira para se obter uma compreensão das características envolvidas na
subsuperfície.
1.4 METODOLOGIA
A metodologia aplicada neste trabalho consistiu no levantamento bibliográfico
referente ao Membro Santiago, o qual é o objeto de estudo, levantamento de dados
de perfil de poços e intervalos testemunhados.
A segunda fase consistiu na análise e interpretação dos dados de poços do campo
em estudo, os quais foram cedidos pela petrobras e constam de dados de perfil de
19 poços e de 75 metros de testemunho de um poço. os perfis analisados foram os
raios gama (GR), potencial espontâneo (SP) e resistividade profunda. Os dados de
testemunho foram descritos qualitativamente onde foram identificado fácies
associadas a prodelta e frente deltaica proximal e distal. foram construídas seções
dip e strike na área de estudo de acordo com a direção de deposição dos
sedimentos do membro santiago que foram provenientes de noroeste. Com a análise
dos perfis e dos dados de testemunho foi realizado uma correlação rocha-perfil para
todas as seções, de forma a elaborar um modelo de eletrofácies para os poços não
24
testemunhados. A partir dessas eletrofácies em cada poço foi possível definir as
superfícies de topo e base dos intervalos reservatórios. Nesta etapa foi aplicada
ainda técnicas geoestatísticas, possibilitando estimar a correlação entre dados de
poços, analisar a continuidade espacial e realizar simulações a partir das
eletrofácies.
25
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Este capítulo apresenta uma revisão de temas, cujos conceitos e informações
são inerentes ao objetivo deste trabalho. Inicia com o tema sobre ambiente
deposicional deltaico, uma vez que o Membro Santiago (Formação Pojuca), o qual
será o objeto a ser modelado, é classicamente definido como depositado em um
ambiente de deltas. O segundo tópico refere-se aos reservatórios petrolíferos,
propondo apresentar as principais características de um corpo reservatório,
descrevendo suas propriedades e parâmetros que controlam o fluxo de fluidos. O
terceiro tópico faz uma abordagem sobre as principais etapas de uma modelagem
geológica 3D. Por fim este capítulo encerra com os conceitos e ferramentas da
geoestatística, bem como sua aplicação na modelagem tridimensional de fácies.
2.1 SISTEMA DEPOSICIONAL DELTAICO
2.1.1 Introdução
O termo delta foi usado pela primeira vez por Heródotus no ano de 400 A.C
em referência a configuração exibida pela porção subaérea da Foz do Rio Nilo
(Bhattacharya & Walker, 1992 apud Soares, 1997). A planície aluvial desta área está
situada entre dois distributários principais e apresenta grande semelhança com a
letra grega delta (∆).
Barrell (1912) Apud Suguio (2003) usou o termo delta para designar um
depósito parcialmente subaéreo construído por um rio no encontro com um corpo
permanente de água.
Trownbridge (1930) Apud Suguio (2003) ao estudar o delta do Rio Mississipi
concluiu que o termo delta seria empregado para os sedimentos depositados por um
rio nas vizinhanças de sua desembocadura. Assim, deltas compreendem um sistema
de sedimentação ocupando uma posição intermediária entre ambientes continentais
e marinhos, formando depósitos nas áreas onde ocorre o encontro de rios com
oceanos, mares semi-restritos ou lagos.
A formação de deltas necessita de uma corrente aquosa transportando uma
carga sedimentar, que flua em sentido a um corpo permanente de água. Quando o
26
fluxo encontra a bacia receptora, os sedimentos de fração mais grossa se depositam
próximo a borda do depocentro, enquanto os sedimentos de fração mais fina são
transportados para áreas mais distais (Soares, 1997).
Segundo Della Fávera (2001), o tipo de depósito resultante da descarga de
um rio num corpo aquoso marinho ou lacustre, depende essencialmente do processo
sedimentar dominante. Assim, poderão formar-se deltas dominados por rios, marés
ou ondas.
Os depósitos deltaicos têm grande importância econômica. Devido ao grande
acúmulo de sedimentos que este sistema desenvolve constituindo ótimos plays para
prospecção de combustíveis fósseis.
2.1.2 Fatores que controlam a formação de um Delta
Os processos de sedimentação deltaica são controlados por vários fatores, os
quais sofrem bastantes mudanças e conseqüentemente originam diferentes tipos de
deltas. Os fatores que influem na sedimentação deltaica, segundo Coleman & Wright
(1971 e 1975), são relacionados ao clima, flutuação da descarga fluvial e da carga
sedimentar, processos associados à desembocadora fluvial, energia das ondas,
regimes de marés, ventos, correntes litorâneas, declividade da plataforma, tectônica
e geometria da bacia receptora.
Os regimes fluviais, a depender do padrão de canal, afetam na granulometria
e seleção das partículas transportadas. Assim os rios com grandes flutuações de
descargas contribuem com sedimentos grossos e pobrementes selecionados,
enquanto as descargas homogêneas favorecem a deposição de sedimentos finos e
bem selecionados. Outro elemento que depende das variações de descarga, além
da composição litológica da rocha matriz da bacia de drenagem, é o volume de
sedimentos supridos, que tem importância na taxa e no padrão de crescimento dos
deltas.
Os processos costeiros na formação de deltas são representados
principalmente pelos efeitos de ondas e marés. As ondas têm um papel importante
na seleção e redistribuição dos sedimentos supridos pelos rios. Quando os
sedimentos transportados pelos rios são lançados em ambientes com elevadas
amplitudes de marés, estes têm importante papel na determinação das
características dos corpos arenosos deltaicos. Nas áreas de desembocaduras dos
27
rios submetidos à macromarés, os deltas são formados exibindo sedimentos com
feições típicas de planícies de marés e se distinguem das formadas sob condições
de micromarés.
O tipo de clima, como um fator de controle na formação de deltas, determina
a intensidade da atuação dos processos físicos, químicos e biológicos de um
sistema fluvial. Em áreas tropicais os rios transportam principalmente materiais
solúveis e partículas finas em suspensão e poucos sedimentos grossos. Em climas
áridos os regimes fluviais constituídos por canais instáveis e padrões entrelaçados
transportam sedimentos com excesso de carga de fundo em relação à carga em
suspensão.
No que se referente ao comportamento tectônico, este tem forte controle na
geometria dos litossomas em seqüência sedimentares deltaicas. A rápida
subsidência forma pacotes espessos de areias deltaicas, enquanto uma lenta
subsidência resulta em finas sequência deltaicas, atingindo apenas algumas
dezenas de metros.
2.1.3 Classificação de Deltas
Lyell (1832), considerando a natureza da bacia receptora, classificou os deltas
em continentais e marinhos. Outras classificações como as de Moore (1966),
baseados em Lyell (1832) e Bates (1953) estabelece quatro tipos principais de
deltas: a) de canhões submarinos, o qual o fluxo hiperpicnal é em forma de jato; b)
lacustres, quando o fluxo homopicnal é em forma de jato axial; c) mediterrâneos,
quando o fluxo é em forma de jato plano d) oceânicos, o qual é construído em
ambientes de macromaré.
Galloway (1975) por sua vez, apresentou uma classificação genética de
deltas marinhos, baseada nas intensidades de fornecimento de sedimentos e dos
fluxos de energia de ondas e marés, estabelecendo grupos em um diagrama
triangular (Figura 2.1.), segundo três membros extremos: i) Deltas de domínio fluvial;
ii) Deltas dominados por ondas e iii) Deltas dominados por marés.
28
Figura 2.1: Classificação genética de deltas, baseada nas
intensidades de fornecimento de sedimentos e dos fluxos
de energia de ondas e marés, segundo três membros
extremos: Deltas de domínio fluvial, Deltas dominados por
ondas e Deltas dominados por marés, estabelecido por
Galloway (1971). (Modificado de Galloway , 1975).
2.1.4 Elementos deposicionais e fácies sedimentares deltaicos
Os deltas são subdivididos em três elementos deposicionais (Figura 2.2),
denominados: Planície deltaica, predominada pelos processos fluviais, Delta frontal,
afetado tanto pelos processos fluviais quanto marinhos e Prodelta, onde atuam os
processos marinhos ou lacustres.
A planície deltaica é constituída por uma área plana antes da
desembocadura no corpo aquoso. É formada por uma rede de canais distributários,
alguns ativos e outros abandonados. As áreas próximas a esses distributários,
denominadas planícies interdistributárias, são formadas por pequenas baías, lagos,
pântanos, mangues, áreas de planície de inundação e de maré. Todos esses
elementos fisiográficos são muito influenciados pelas condições climáticas vigentes
e predominam condições peculiares de sedimentação. São encontrados nos
29
ambientes de planície deltaica, depósitos sedimentares de preenchimento de canais,
depósitos de diques naturais, depósitos de planície interdistributária e depósitos de
pântanos e lagos.
A frente deltaica forma a área frontal de deposição ativa do delta que avança
sobre os depósitos de prodelta. Correspondendo a porção do sistema onde se
agrupam as maiores espessuras de sedimentos. Depositam-se nessas áreas siltes e
areias finas supridas pelos principais distributários deltaicos. Os principais depósitos
são: os depósitos de barra distal, depósitos de barra de desembocadura de
distributário, depósitos de canal distributário submerso e depósitos de dique natural
submerso.
O prodelta é constituído de sedimentação essencialmente argilosa
transportada por suspensão. Representa, no entanto, a porção mais avançada de
deposição do sistema deltaico. A granulometria das rochas nesse ambiente sofre
uma tendência de aumentar tanto no sentido do continente quanto no sentido
vertical. São observados ainda nestes ambientes sedimentos laminados intercalados
com pelitos altamente bioturbados depositados nas partes mais profundas da bacia.
As feições associadas a deposição prodeltaicas são as planícies de lama e os
diápiros de lama.
Figura 2.2: Diagrama simplificado dos principais elementos
deposicionais do sistema deltaico. Modificado de Soares (1997).
30
2.2 RESERVATÓRIOS PETROLÍFEROS
2.2.1 Rocha reservatório
Segundo Passos, (2000), uma rocha reservatório é qualquer rocha constituída
de poros ou fraturas capazes de armazenar e transmitir fluidos (gás ou óleo), ou
seja, tenha porosidade e permeabilidade.
Esta rocha pode ter qualquer origem ou natureza, mas os poros devem está
interconectados, para que haja uma característica de permeabilidade (Figura 2.3 A).
Assim os arenitos, calcarenitos e todas as rochas sedimentares essencialmente
dotadas de porosidade intergranular que sejam permeáveis constituem as rochas-
reservatórios. Alguns folhelhos e carbonatos, normalmente porosos, porém
impermeáveis, quando se apresentam fraturados, podem vir a se constituir
reservatórios (Thomas et al , 2001).
As rochas reservatórios, além dos poros, constituem de grãos ligados entre si
por um material que recebe o nome de cimento e de outro material de granulometria
muito fina chamado matriz (Figura 2.3 B). A soma do volume dos materiais sólidos
(grãos, cimento e matriz) e do volume dos espaços vazios (volume poroso) é
chamado volume total da rocha-reservatório.
A porosidade de uma rocha é definida por: Φ = Vp/Vt, e o volume total da
rocha é dado pela soma Vt = Vp + Vs, onde: Φ é a porosidade; Vt é o volume total
da rocha; Vp é o volume poroso; e Vs é o volume de sólidos. A porosidade depende
da forma, da arrumação, da variação de tamanho dos grãos e do grau de
cimentação da rocha (Thomas et al , 2001).
Os poros de uma rocha normalmente se comunicam, porém a cimentação
pode fazer com que os poros fiquem totalmente isolados. A razão entre o volume de
todos os poros, interconectados ou não, e o volume total da rocha, chama-se
porosidade absoluta. A razão entre o volume de poros interconectados e o volume
total da rocha dá-se o nome de porosidade efetiva.
Denomina-se porosidade primária, a porosidade que se desenvolveu quando
da conversão do material sedimentar em rocha. Contudo, quando as rochas depois
de formadas são submetidas a esforços mecânicos pode resultar o aparecimento de
fraturas. Também é freqüente em algumas rochas calcárias a dissolução de parte
dos sólidos, gerando novos espaços vazios, denominada porosidade secundária. as
rochas-reservatórios são dominantemente rochas sedimentares. No entanto,
31
existem exemplos de rochas ígneas e metamórficas que constituem acumulações de
hidrocarbonetos na forma de reservatórios fraturados.
Para estudos de rochas reservatórios, considera-se a forma, a extensão e o
padrão interno de vazios e a interação com os fluidos. Dessa forma se faz o estudo
em duas etapas definidas como: Geometria externa e geometria interna. A primeira
define a extensão do reservatório, espessuras e suas variações, camadas
impermeáveis (heterogeneidades), limites impostos por variações estratigráficas etc.
Já a geometria interna estuda o arcabouço poroso, sua forma e distribuição e o
interrelacionamento entre os poros e o fluido nele contido.
Figura 2.3: Aspectos de uma rocha porosa e permeável, onde os poros se
encontram interconectados permitindo o fluxo de fluidos (A.1) e de uma rocha
porosa e impermeável, cujos poros não estão interconectados (A.2). Em (B)
mostra os principais constituintes sólidos e poros de uma rocha reservatório.
2.2.2 Heterogeneidades de reservatórios
Os parâmetros geológicos que influenciam na movimentação de fluidos no
reservatório são denominados de heterogeneidades.
A identificação das heterogeneidades internas dos reservatórios é um dos
maiores problemas enfrentados pelos profissionais que lidam com a geoengenharia
do petróleo. Essas heterogeneidades são responsáveis pelas restrições tanto
1
2
32
horizontais quanto verticais ao fluxo de fluidos. Portanto, o estudo de
heterogeneidades de reservatórios é uma etapa fundamental para aumentar o fator
de recuperação dos reservatórios (Soares, 1997).
Segundo Barros (1994), os reservatórios petrolíferos comumente apresentam
vários tipos e escalas de heterogeneidades. O tipo e o grau de heterogeneidades
podem está relacionados ao ambiente deposicional, diagênese e tectônica.
Enquanto as escalas são compreendidas em megascópica, mesoscópica e
microscópica (Figura 2.4).
As heterogeneidades em escala megascópica, relacionada à escala de bacia,
envolve os conceitos de estratigrafia de sequências e tectônica de bacia. São
controladas pelo arcabouço estratigráfico e estrutural da bacia e seus atributos são
reconhecidos a partir do registro das arquiteturas deposicionais, onde se identifica a
relação de distribuição espacial entre as rochas-reservatórios e as rochas geradoras.
A escala mesoscópica envolve dimensões próximas a de regiões entre poços,
afloramentos e de testemunhos. Os elementos arquiteturais, a faciologia e o trend de
permeabilidade definem a heterogeneidade com forte controle do contexto
deposicional. A escala microscópica compreende uma escala de lâmina delgada de
amostras representativas de intervalos específicos. Onde são feitas a identificação e
quantificação da porosidade e permeabilidade. Uma análise integrada das
heterogeneidades de intervalos reservatórios consta de uma importante ferramenta
para a aproximação de conhecimentos de diferentes escalas, possibilitando reduzir
as incertezas sobre os procedimentos a serem adotados no desenvovilmento e na
produção de campos petroliferos. (Paim et al, 2007).
33
Figura 2.4: Escalas de heterogeneidades: A) Escala de
heterogeneidade mesoscópica representada pelas camadas de
rochas não reservatórias e de baixa permeabilidade (camadas
escuras). B) Escala de heterogeneidade macroscópica
representada por litofácies com níveis impermeáveis (níveis
escuros) e C) Escala de heterogeneidade microscópica
representada por cimentação (áreas escuras).
2.3 MODELAGEM GEOLÓGICA 3D
2.3.1 Introdução
Segundo Mallet apud Souza Jr., (2006), a modelagem geológica consiste no
conjunto de todos os métodos matemáticos que permita modelar, de maneira
unificada, a topologia, a geometria e as propriedades físicas de objetos geológicos,
considerando quaisquer tipos de dados relativos a esses objetos.
34
Os modelos geológicos permitem a manipulação experimental de sistemas
reais e possibilitam avaliar a maneira como a alteração de certos aspectos influencia
o comportamento do mesmo (Reyes-Pérez, 2003).
A modelagem geológica tridimensional exerce um papel central no
entendimento e predição de elementos chaves da geologia, geofísica e engenharia
de reservatório, estando presente desde a exploração até o abandono de um
campo. A construção de modelos 3D de reservatórios mostram vários benefícios já
que os mesmos são resultados da integração de conhecimentos e da junção de
dados variados. Segundo Caers (2005) são empregados vários tipos de dados,
sendo os mais importantes:
- Dados geológicos (Testemunhos, interpretações sedimentologicas e
estratigráficas da área e dados de análogos).
- Dados geofísicos (Perfis geofísicos, interpretações de horizontes e falhas
na sísmica, atributos sísmicos e dados das propriedades físicas das rochas)
- Dados de engenharia de reservatório (Dados de pressão/ temperatura do
reservatório, dados de teste de produção etc.)
A elaboração do modelo geológico 3D, portanto, desafia integrar vários
dados oriundos de diversas fontes, cada uma com sua própria escala de informação,
em um único modelo computacional. Uma atividade rotineira de modelagem
geológica de reservatório consiste de quatro etapas básicas (Figura 2.5): i) Modelo
estrutural; ii) Modelo estratigráfico; iii) Modelo de fácies e iv) Modelo petrofísico.
2.3.2 Modelo conceitual
Segundo Deutsch (2002), uma atividade de modelagem de reservatório, no
entanto, não tem algum significado se antes não é definido um modelo conceitual.
Tal modelo é um subsídio teórico fundamentado em estudos de análogos de
afloramentos, testemunhos e modelos geológicos já conhecidos, os quais serão
úteis para balizar o processo de elaboração do modelo geológico em questão,
relacionando-os ao sistema deposicional e a consequente correlação espacial.
Deve-se, portanto, ter um julgamento acurado do modelo conceitual ao aplicá-lo na
elaboração de um modelo geológico de reservatório.
35
Figura 2.5: Mostra os quatro estágios básicos de uma modelagem
tridimensional. Modificado de Neves (2007).
2.3.3 Modelo estrutural
Arcabouço onde as fácies são populadas. Construído através de duas etapas:
i) construção de um modelo de falhas e ii) construção de superfícies geológicas.
Dessa forma é estabelecido o arcabouço estrutural, a arquitetura e a geometria do
reservatório.
2.3.4 Modelo estratigráfico
Descreve como as superfícies de correlação se apresentam ao longo do
reservatório. Define, no entanto, as superfícies que limitam as principais unidades
dos reservatórios, bem como o número de layers estratigráficos, baseados nas
36
variações verticais e laterais de espessura do reservatório, observáveis em dados de
poços e dados sísmicos
2.3.5 Modelo de fácies
Nesta etapa é realizado o preenchimento do arcabouço geométrico,
anteriormente construído. O objetivo é interpolar as fácies descritas nos dados de
poços para as regiões não amostradas, utilizando curvas de proporção vertical e
variogramas, de forma que apresente o melhor possível, as características das
rochas reservatórios e sua variação espacial.
Segundo Cosentino (2001) o modelo de fácies é construído ao integrar um
modelo deposicional-sedimentológico com um modelo de definição e classificação
das fácies e, posteriormente efetuando-se a distribuição probabilística destas fácies.
O primeiro modelo é desenvolvido a partir de conceitos geológicos e dado de
testemunhos que é aplicado aos poços testemunhados. As fácies são definidas em
todo os poços do campo e correlacionadas com dados de perfis, gerando um
modelo de eletrofácies. Este modelo final vai identificar e classificar as fácies por
características de perfis, a partir da correlação rocha-perfil. Após a definição das
fácies em todos os poços do campo pode-se gerar uma distribuição 3D das
eletrofácies a partir do agrupamento de litofácies com características similares em
perfil ao longo do reservatório.
2.3.6 Modelo petrofísico
Etapa onde são estabelecidos atributos como porosidade e permeabilidade,
provenientes de dados gerados a partir da interpretação quantitativa de perfis,
correlação rocha-perfil, modelo de eletrofácies e de dados de teste de formação.
2.4 GEOSTATÍSTICA
2.4.1 Conceitos fundamentais
O termo “Geoestatística” encontra-se consagrado como um tópico especial da
estatística aplicada que trata de problemas referentes às variáveis regionalizadas, as
quais possuem comportamentos espaciais mostrando características intermediárias
37
entre as variáveis verdadeiramente aleatórias e aquelas completamente
determinísticas (Reyes-Pérez, 2003).
A função da geoestatística, como ferramenta preditiva, é estimar valores
esperados e distribuições de probabilidades de ocorrências de um fenômeno em
áreas não amostradas. Trabalha no universo das funções aleatórias, representadas
por variáveis aleatórias que são referendadas a pontos específicos no espaço
(Daudt, 2007).
As variáveis são manifestadas pela propriedade que elas têm de apresentar
valores muitos próximos em pontos vizinhos e progressivamente mais diferentes
quanto mais distantes os pontos estão entre si.
Outros conceitos importantes no entendimento da geoestatística são:
- Variância: Medida de quão diferente os membros de uma população são em
relação a si mesmo. Cita-se, por exemplo, dados de porosidade em um intervalo
totalmente arenoso que terá menor variância quando comparados a dados de
porosidade medidos em intervalos arenosos com lentes argilosas.
- Correlação: Medida de duas populações separadas, porem relacionadas de
alguma maneira. Cita-se como exemplo a correlação de dois poços pertencente a
um mesmo campo produtor de óleo.
- Anisotropia: uma maneira pelo qual mede se a variância dentro de uma
população está determinada por diferentes direções. Exemplo deste atributo é um
sistema turbidítico canalizado que apresenta uma distribuição de propriedades
permoporosa acompanhada pela forma e direção do eixo deposicional principal.
Assim, se o canal tem direção norte-sul tais propriedades se propagam de forma
mais continua nesta direção e menos continua na direção leste-oeste.
2.4.2 Ferramentas utilizadas pela geoestatística
Ao se estudar o comportamento das variáveis regionalizadas faz-se uso de
duas ferramentas fundamentais do método geoestatístico, a saber, o
semivariograma e a krigagem.
38
2.4.2.1 Semivariograma
Segundo Azevedo & Veneziani Jr. (2005), a maioria dos estudos envolvidos
na área de geociências são baseados em coletas de amostras. O valor das variáveis
é estimado por interpolação para as porções não amostradas na área de estudo,
com base no valor das amostras coletadas. A variabilidade espacial é analisada para
avaliar a dependência espacial de valores de uma variável obtida em intervalos
regulares, onde cada ponto é relacionado com valores situado a certa distância. O
variograma então representa graficamente a variabilidade espacial ponto a ponto, e
expressa o comportamento espacial das variáveis regionalizadas mostrando sua
zona de influência, seus aspectos anisotrópicos e a presença de anomalias
provocadas por erros de amostragem ou por componentes aleatórias.
O semivariograma é constantemente utilizado como sinônimo de variograma.
Experimentalmente, se temos uma distância h, um semivariograma é a média
quadrada da diferença dos valores aproximadamente separados por esta distância
h, ou seja, é uma representação da variabilidade do fenômeno geológico versus a
direção e a distância euclidiana (Deutsch, 2002). Um plot dos valores de variância
versus distância pode ser observado na Figura 2.6. De posse a um semivariograma
experimental é necessário ajustá-lo a um modelo teórico, que é uma função que
definirá os parâmetros do semivariograma, os quais são:
Patamar: valor máximo atingido.
Alcance: distância até onde existe correlação entre os pontos. Um maior
alcance está relacionado com uma maior continuidade.
Efeito pepita: valor inicial, que representa a diferença medida, onde a
distancia tende a zero. Ele é uma soma dos erros experimentais e dos
erros de medição.
Uma vez elaborado um variograma experimental, um modelo matemático é
estabelecido para melhor representar a variabilidade em estudo. Os modelos mais
usuais são o esférico, o exponencial, o linear e o gaussiano.
39
Figura 2.6: Principais parâmetros no ajuste de um
variograma. Modificado de Réyes-Perez (2008).
2.4.2.2 Krigagem
Krigagem, segundo Landim et al. (2002), é um processo de estimativas de
valores de variáveis distribuídas no espaço, a partir de valores adjacentes. Este
método atribui pesos ótimos para as amostras de valores conhecidos que irão
estimar os pontos desconhecidos. A Krigagem como algoritmo estimador, pode ser
usada no cálculo médio de uma variável regionalizada e na previsão do valor pontual
de uma variável regionalizada em um determinado local dentro do campo
geométrico.
Existem vários tipos de Krigagem que são utilizadas em diferentes situações.
Os mais usuais são a Krigagem simples e ordinária. O primeiro tipo assume que as
médias locais são relativamente constantes e de valor muito semelhante à média da
população que é conhecida. A média da população é utilizada para cada estimação
local, em conjunto com os pontos vizinhos estabelecidos como necessários para a
estimação. Na Krigagem ordinária as médias locais não são necessáriamente
próximas da média da população. Usam-se apenas os pontos vizinhos para a
estimação.
40
2.4.3 Modelagem Geoestatística de reservatórios
A Geoestatística teve origem na indústria mineral, em meados dos anos 50,
na África do Sul, quando dois pesquisadores, D.G. Krige e H.S. Sichel,
desenvolveram uma técnica própria de estimativa para cálculo de reserva mineral, a
qual posteriormente recebeu um tratamento formal por G. Matheron. Foi
inicialmente aplicada a situações em geologia de minas, mas posteriormente
estendeu-se a outras áreas, principalmente na geologia do petróleo, onde ganhou
grande impulso.
Segundo Mallet apud Souza Jr, (2006), a modelagem geoestatística consiste
no conjunto de todos os métodos matemáticos que permita construir um modelo
unificando a topologia, a geometria e as propriedades físicas de objetos geológicos,
considerando quaisquer tipos de dados relativos a esses objetos.
Caers & Zhang (2002) atribuem três objetivos principais da modelagem
geoestatística de reservatórios:
i) Fornecer modelos de reservatórios que representem heterogeneidades
geológicas aceitas como certas ou interpretadas;
ii) Fornecer uma quantificação de incertezas através de modelos múltiplos de
reservatórios, honrando aquelas mesmas heterogeneidades geológicas;
iii) Integrar vários tipos de dados, trazendo, cada tipo, informações nas mais
diferentes escalas e precisões.
Os modelos geológicos, assim, representam a abstração de modelos físicos,
no qual, eventos e ambientes geológicos são representados por constantes,
variáveis e parâmetros. Os dois principais modelos geoestatísticos são o
determinístico e o estocástico (probabilístico).
Na modelagem determinística as variáveis aleatórias não são consideradas.
Os dados modelados são interpolações geradas com base em interpretações de
dados diretos e indiretos de reservatórios, pelo que, os algoritmos produzem um
único modelo não levando em consideração as incertezas. Como exemplo de
aplicação determinística, pode ser citado a krigagem, apresentada no item anterior.
Na modelagem estocástica considera-se, além das variáveis, parâmetros e
constantes, pelo menos uma componente aleatória desenvolvida durante o
desenrolar do processo. Assim as variáveis são modeladas com base na distribuição
de dados pontuais das propriedades de reservatórios. Existem vários tipos de
41
modelagem estocástica, no entanto, os mais comuns são: os modelos orientados a
pixel e os modelos orientadas a objeto (Figura 2.7). Nos modelos baseado a pixel,
segundo Cosentino (2001), a variável é assumida como sendo a realização de uma
função aleatória contínua, cuja distribuição é caracterizada com um ponto fixo que
identifica diferentes intervalos de fácies ou de propriedades petrofísicas. A
modelagem orientada a objeto (Booleana) é utilizado na modelagem de fácies,
gerando distribuições de corpos sedimentares, que são obtidos através da
superposição de geometrias simplificadas como lençóis, discos ou senóides,
simulados tipicamente dentro de uma fácies de fundo. Os corpos caracterizados por
parâmetros de espessura, largura, orientação etc., obtidos em análogos.
Figura 2.7: Mostra dois tipos de modelagens estocásticas para um
mesmo reservatório: A) Modelo baseado a pixel. B) modelo baseado
a objeto (Booleano). Modificado de Neves, (2007).
2.4.3.1 Algoritmos de simulação
Os modelos geoestatísticos são basicamente de dois modos: Interpolação ou
simulação. O objetivo da interpolação (Krigagem) é obter o melhor estimador local
baseado nas medidas de correlação e nos dados condicionantes, gerando modelos
suavizados. Na simulação o objetivo é reproduzir as medidas de correlação, os
dados condicionantes e a variabilidade existente entre os dados. Neste modo gera-
se uma série de imagens equiprováveis da distribuição das propriedades, tornando-
se uma ferramenta útil na geração de imagens de heterogeneidades, quando a
tentativa é prover um modelo alternativo para representar o meio geológico e numa
A B
42
fase posterior prever o comportamento do deslocamento dos fluidos nos
reservatórios de hidrocarbonetos.
Os algoritmos de simulação são classificados em diretos e interativos. Na
primeira classe constrói-se diretamente uma realização que satisfaz parâmetros
estatísticos prévios. Situam-se os modelos baseados em variogramas, como os
métodos Gaussiano seqüencial, Gaussiano truncado, indicatriz seqüencial e fractal.
Enquanto na segunda classe modifica-se seqüencialmente uma distribuição inicial
até que os parâmetros de entrada sejam satisfeitos. Os modelos são baseados em
objetos como os métodos Markovinianos, os métodos de otimização tipo simulated
annealing, os algoritmos de nascimento/morte e amostrador de Gibbs.
A seguir são detalhados os métodos:
2.4.3.1.1 Simulação seqüencial Gaussiana (SSG)
A simulação seqüencial Gaussiana é popularmente empregada na
caracterização de reservatórios por ser uma ferramenta simples, requerendo para
sua execução parâmetros como histogramas e variogramas. É usualmente adotada
para simulação de variáveis continuas como permeabilidades e porosidade.
2.4.3.1.2 Simulação seqüencial Indicatriz (SSI)
A simulação seqüencial indicatriz tem como princípio uma simulação
sequencialmente nó por nó, sendo que cada simulação é dependente de todas as
outras anteriores e de todos os dados originais da indicatriz. Dentre as vantagens
encontradas neste método, destaca-se a possibilidade de modelar complexos
padrões de heterogeneidades.
2.4.3.1.3 Simulação Gaussiana truncada (SGT)
O método Gaussiano truncado é utilizado para simular variáveis categóricas
ou discretas. Basea-se no conhecimento do truncamento de uma função aleatória
Gaussiana em diferentes valores de corte calculados a partir da proporção dos seus
litotipos. Alabert e Modot (1992) apud Normando (2005), menciona que o método de
simulação Gaussiana é mais útil quando se tem particularidades como geometrias
de fácies similares, fácies apresentando uma sequência bem conhecida e quando há
necessidade de muita rapidez na simulação.
43
2.4.3.1.4 Simulação plurigaussiana (SP)
A simulação plurigaussiana poder ser interpretado como sendo uma extensão
natural do método Gaussiano truncado. Os truncamentos ao invés de serem
executados sobre apenas uma Gaussiana, executa-se sobre uma combinação de
Gaussianas, de forma correlacionada ou não. Assim, torna-se possível simular fácies
não seqüenciais e evitar a covariância única para fácies. Zapparolli (2000) destaca
que a construção do modelo de simulação plurigaussiana está regrada na própria
origem e desenvolvimento do reservatório, portanto precisa incorporar o máximo de
conhecimento geológico possível, sobretudo da variabilidade espacial das
proporções de fácies. O objetivo é que o modelo de covariância cruzada entre as
fácies seja consistente, a estratégia de truncamento seja ótima e a geração de
valores condicionantes para a simulação contenha máxima relevância geológica.
44
3. CONTEXTO GEOLÓGICO DA ÁREA DE ESTUDO
3.1 BACIA DO RECÔNCAVO A Bacia do Recôncavo localizada no Estado da Bahia, Nordeste do Brasil, faz
parte do Rifte intracontinental do Recôncavo-Tucano-Jatobá (Figura 3.1), formado no
Eocretáceo, durante os estágios precoces da abertura do Oceano Atlântico Sul e
preservado como um ramo abortado da margem Leste do Brasil. Ocupa uma área de
aproximadamente 11.500 km2. Seus limites são dados a norte e noroeste pelo Alto
de Aporá (que separa a Bacia do Recôncavo da Bacia do Tucano Sul), a sul pelo
sistema de falhas da Barra, a oeste pela falha de Maragogipe e a leste pelo sistema
de falhas de Salvador.
A unidade tectônica fundamental desta bacia é um sistema de meio-gráben,
caracterizada por um sistema de falhas normais, sintéticas e antitéticas, com
orientações a N30º-40ºE (Figura 3.2), cuja história tectônica e sedimentar revela o
estágio inicial da evolução do Atlântico Sul, no qual o processo de rifteamento foi
abortado durante o Aptiano. O trend geral NE-SW dos blocos que constituem a
Bacia do Recôncavo é interrompido por zonas de falha transversal com direção NW-
SE, interpretada como falhas de transferência, como a exemplo as falhas de Mata-
Catu e Itanagra-Araçás (Milani & Davinson, 1988 apud Figueiredo et al., 1994).
Destro et al. (2003) Apud Magnavita et al. (2005) interpretaram estas falhas
transversais como sendo constituídas por duas falhas de alívio, geradas para
compensar a variação do rejeito ao longo das falhas de Salvador (falha de borda do
Recôncavo) e de Tombador (limite leste do Alto de Aporá) (Magnavita et al., 2005).
45
Figura 3.1: Localização da Bacia do Recôncavo no contexto do Rift Recôncavo-
Tucano- Jatobá. Modificado de Sbrissa (2008).
Figura 3.2: Seção geológica esquemática NW-SE, ilustrando o sistema de meio-graben
da Bacia do Recôncavo. Modificado de Milhomem et al. (2003).
46
A seção sedimentar da Bacia do Recôncavo, com espessura máxima acima
de 6 km no Baixo de Camaçari, é composta da base para o topo, pelas Formações
Afligidos, Aliança, Sergi, Itaparica, Água grande, Candeias, Maracangalha, Marfim,
Pojuca, Taquipe, Salvador, São Sebastião, Marizal, Sabiá e Barreiras (Caixeta et al,
1994) (Figura 3.3). Estas formações estão agrupadas em quatro grandes grupos:
Brotas, Santo Amaro, Ilhas e Massacará. Destacam-se três seqüências
sedimentares:
Sequência pré-rifte: Composta por sedimentos depositados em clima árido,
em sistemas deposicionais tais como o fluvial, o lacustre e o eólico. Inclui as
formações Aliança, Sergi, Itaparica e Água grande. As formações Aliança e Sergi
testemunham um amplo sistema aluvial, desenvolvido durante o Neojurássico (Andar
Dom João), sob clima árido e em fase inicial de flexuramento crustal.
Sequência rifte: Composta por sedimentos correspondentes a um clima mais
úmido, e sistemas deposicionais lacustre,fluvial, deltaico e leques aluvionares. Inclui
as formações Candeias, Maracangalha, Marfim, Pojuca, Taquipe, Salvador e São
Sebastião. Supõe-se que a sucessão estratigráfica identificada na bacia do
Recôncavo tenha sido caracterizada por um estágio inicial de lago profundo,
progressivamente assoreado em estágios mais tardios. Os folhelhos, calcilutitos e
arenitos turbidíticos do Membro Gomo da Formação Candeias testemunham a fase
inicial de incremento batimétrico, resultante da conjugação de um clima mais
úmido à intensificação da atividade tectônica e estruturação da bacia em áreas
plataformais pouca subsidentes, relativamente estáveis, e depocentros com
elevadas taxas de subsidência. Nessa época, como ao longo de todo o Rio da Serra,
oscilações do nível do lago relacionadas a variações climáticas podem ter resultado
na exposição e erosão destas áreas plataformais. Calcarenitos oolíticos/oncolíticos
associam-se subordinadamente às áreas mais estáveis e rasas.
Sequência pós-rifte: Engloba as formações Marizal, Sabiá e Barreiras. A
fase sin-rifte terminou no Eoaptiano. Uma discordância angular separa a tectono-
seqüência do Cretáceo Inferior (Da Silva, 1993 apud Magnavita et al.) dos depósitos
aluviais de conglomerados, arenitos e ocasionais folhelhos e calcários da Formação
Marizal, de idade Alagoas. Esta unidade cobre cerca de 75% do Rifte Recôncavo-
47
Tucano-Jatobá, tendo uma menor área de exposição na Bacia do Recôncavo, onde
sua espessura é da ordem de 50m. A discordância na base da Formação Marizal
correlaciona-se com a discordância de ruptura continental que comumente precede
a fase de deriva continental.
Os principais reservatórios do Recôncavo são de natureza siliciclástica e
envolvem fácies fluvio-eólicas, deltaicas ou vinculadas a fluxos gravitacionais. As
características permoporosas desses sedimentos são controladas, basicamente,
pela atuação heterogênea dos processos diagenéticos superimpostos,
desenvolvidos desde pequenas profundidades, ainda sob influência deposicional,
até condições de soterramento elevado. Folhelhos dos membros Tauá e Gomo da
Formação Candeias representam os intervalos geradores da bacia.
48
Figura 3.3: Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo segundo Caixeta et al (1994).
49
3.2 O CAMPO DE ESTUDO
O Campo de estudo situa-se na porção nordeste da Bacia do Recôncavo, a
cerca de 100 km de Salvador (Figura 3.4), abrangendo uma área aproximadamente
de 7 km2. Os primeiros trabalhos desenvolvidos no campo deve-se a prospecção
gravimétrica, o qual detectou um alto do embasamento, e aos métodos de sísmicas
de refração e reflexão que vieram comprovar o alto do embasamento indicado pela
gravimetria, além de mostrar um dobramento em um certo refletor do atual Grupo
Ilhas ( Passos, 1969).
As acumulações de hidrocarboneto neste campo está associada a dois tipos
de anomalias estruturais nos reservatórios profundos. Sendo a feição estrutural
dominante representada por blocos falhados com inclinações para NE. Falhas
normais com direção NE ou NW com inclinações em torno de 70º constitui o
segundo tipo. Nos reservatórios rasos a estrutura é tipicamente dômica, alongada na
direção NE-SW e cortada por falhas normais com direção aproximadamente NE e
NW. A estrutura do campo foi definida em grande parte durante o cretáceo Inferior,
quando uma atividade tectônica intensa originou falhamentos devido a esforços de
tensão. Nessa época houve surgimento de uma falha que constitui em um dos
principais componentes estruturais do Campo, cortando-o em toda a extensão, na
direção SW-NE com inclinação em torno de 70º e rejeito atingindo 200m (Passos,
1969).
Segundo Passos (Op. Cit.) A estratigrafia do Campo de estudo constitui um
pacote sedimentar com espessura de 3,3 km. Os sedimentos são pertencentes ao
Jurocretáceo, representado pelas Formações Aliança, Sergi, Itaparica, Candeias,
Marfim, Pojuca, e São Sebastião e ao Terciário, representado pela Formação
Barreiras (Figura 3.5).
50
Figura 3.4: Mapa de localização aproximado do
Campo de estudo, situada a nordeste da Bacia
do Recôncavo. Modificado de Milhomem et al.
(2007).
Figura 3.5: Seção Estratigráfica esquemática do Campo de estudo
representando o Membro Santiago na Formação Pojuca.
51
3.3 O MEMBRO SANTIAGO
Os arenitos do intervalo estratigráfico chamado Membro Santiago
pertencente a Formação Pojuca, ocorre no Campo de estudo a uma profundidade
entre 1100 e 1250 metros de profundidade. São registros da sedimentação fluvio-
deltaica proveniente de noroeste. As camadas possuem espessura de
aproximadamente 100 metros e consiste predominantemente de arenitos. Porém,
argilas, siltitos e calcarenitos ocorrem de forma subordinadas. A porosidade (entre
20% e 25%) desses arenitos é de origem secundária, e resulta principalmente da
dissolução de cimento de calcita. (Freitas, 1969 apud Couto Anjos & Carozzi, 1987).
Um estudo realizado por Freitas (1969) no Campo de estudo, cujo objetivo foi
dividir o Membro Santiago em intervalos estratigraficamente independentes, teve
como resultado a divisão do Membro Santiago em cinco intervalos denominado do
topo para a base em S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5 (Figura 3.6). Neste estudo foram
construídas seções estratigráficas, através do campo, mostrando a divisão dos
corpos e a correlação através de toda a área.
Segundo Freitas (1969) , o intervalo S-3 constitui o principal corpo de arenito
do reservatório Santiago e melhores características permoporosas e continuidades
através do campo. Os intervalos S-2 e S-4, embora bem definidos em quase todos
os poços do campo, apresentam uma correlação mais pobre, indicando uma maior
heterogeneidade (maior quantidade de argila) em relação ao intervalo S-3. A
extensão e volume do corpo S-4 é maior do que o S-2. Os intervalos S-1 e S-5
contêm maiores quantidade de argilas que os demais intervalos, apresentando
dessa forma, baixa permeabilidade e pouca continuidade através do campo.
Horschutz (1971) desenvolveu um mapa regional do paleoambiente ,
indicando que os arenitos do Membro Santiago foram depositados em ambiente de
planície deltaica (Figura 3.7). Dentro dessa arquitetura, os subambientes dos
reservatórios do Campo estudado foram estabelecidos a partir da média de dados
derivados da análise da formas das curvas de SP, mapas isólitas de areia e
comparação com análogos deltaicos recentes. Os corpos de arenitos intercalados
com folhelhos foram depositados em baia interdistributária de ambiente deltaico. As
melhores rochas reservatórios ocorrem em depósitos de barra de desembocadura.
52
Figura 3.6: Seção Estratigráfica esquemática representando os cinco intervalos
reservatórios (S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5) definido por Freitas, 1969. Modificado de Couto
Anjos & Carozzi (1987).
Figura 3.7: Ambiente deposicional do
Membro Santiago na Bacia do
Recôncavo, onde o Campo de estudo
está localizado a nordeste da área de
estudo. Modificado de Horschutz, (1971).
53
4. MODELAGEM GEOLÓGICA DO OBJETO DE ESTUDO
Neste trabalho a modelagem geológica 3D será aplicada ao Membro Santiago
de um Campo produtor de óleo e constituirá apenas as três primeiras etapas da
modelagem. A construção do modelo petrofísico, apesar de ser objetivo final de
uma modelagem de reservatório, não será escopo deste trabalho. As demais etapas
serão descritas de forma que se obtenha como resultado final um modelo de
distribuição de fácies, utilizando os dados de poços cedidos pela Petrobras.
A malha de poços do Campo estudado representada na Figura 4.1 mostra a
distribuição dos poços disponíveis para a realização deste trabalho. A seleção
destes poços foi em função da suíte de perfis e da distribuição espacial de cada
poço.
Os nomes originais de cada poço foram substituídos por nomes fictícios
(representado pelas letras do alfabeto em maiúscula) para que mantivesse a
preservação de informação dos poços, uma vez que o campo encontra-se
atualmente em produção.
A atividade de modelagem tridimensional no Membro Santiago envolveu
apenas os intervalos reservatórios S-2, S-3 e S-4, sendo que o intervalo S-4 está
divido nos subintervalos S-4a e S-4b. Os intervalos S-1 e S-5 foram excluídos por
não apresentarem características favoráveis de reservatório. Os topos e bases de
cada intervalo foram definidos a partir da interpretação dos dados de perfis de
poços. A Figura 4.2 mostra o exemplo de um mapa de superfície gerada para o topo
do intervalo S-2 contendo os poços selecionados.
54
0 200m
Figura 4.1: Malha de distribuição dos poços do Campo de estudo.
Figura 4.2: Mapa de superfície do topo
do intervalo S-2 apresentando a
distribuição dos poços na área de
estudo.
55
4.1 DADOS DISPONÍVEIS
Os dados utilizados neste trabalho foram cedidos pela Petrobras e constam
de dados de 19 poços com perfis Sônico, GR, ФN, Densidade, SP, Resistividade
profundo e Resistividade média, todos medidos de 20 em 20 cm, sendo que nem
todos os perfis estavam presentes em todos os poços. Na Tabela 4.1 estão
relacionados o conjunto de perfis para cada poço.
Além dos dados de perfis, foram disponibilizados:
Seções de perfis elétricos interpretadas
Perfis calculados de VCL e Фe
Dados de testemunho de poço.
Tabela 4. 1: Relação de dados de perfis de poços. As células marcadas com “X” indicam a disponibilidade do dado de perfil no respectivo poço, enquanto as células vazias indicam a ausência destes dados.
56
4.2 ETAPAS DA MODELAGEM
As etapas para a realização deste trabalho consistem no carregamento dos
dados disponíveis para o Campo estudado em software específico de modelagem.
Em seguida fez-se uma análise desses dados buscando selecionar os poços de
acordo com a suíte de perfil (disponibilidade de perfis elétricos) e de sua distribuição
espacial no campo.
Utilizando um mapa dos poços, foram traçadas seis seções, sendo três dip
(SW-NE) e três strike (NW-SE) como apresentada na Figura 4.3, de forma a
representar cortes no sentido transversal (T1, T2 e T3) e longitudinal (L1, L2, L3) da
paleocorrente do delta que originou os depósitos do Membro Santiago, cujo modelo
conceitual postula que foi proveniente de noroeste. Como exemplo dessas seções ,
nas Figuras 4.4, 4.5, 4.6 e 4.7 estão representadas seções estruturais e
estratigráficas referentes às seções L2 ( dip) e T2 (strike), mostrando os poços de
referências, juntamente com as curvas de perfil SP e resistividade.
Figura 4.3: Mostra a disposição das seções traçadas de forma a representar o sentido transversal (T1, T2 e T3) e longitudinal (L1, L2 e L3) do paleodepósito deltaico do Membro Santiago decorrente de noroeste.
57
0 200m
Figura 4.4: Seção strike estrutural - T2
57
58
0 200m
Figura 4.5: Seção strike estratigráfica - T2
58
59
0 200m
Figura 4.6: Seção dip estrutural - L2
59
60
0 200m
Figura 4.7: Seção dip estratigráfica - L2
60
61
4.3 DADOS DE TESTEMUNHO
Os dados de testemunho disponibilizados correspondem a 75 metros do poço
“T” e consta de dados interpretados de litofácies, marcação de topo e base dos
intervalos reservatórios, além de fotomosaico. Na análise destes testemunhos foram
interpretadas fácies associadas a prodeltas (Prd), frente deltaicas distal(Frd) e frente
deltaica proximal (Frp).
As fácies associadas a prodelta estão representadas por material fino como
folhelhos, argilas e siltes de coloração cinza claro a escuro. Apresentam-se
bioturbados e sem algum indício de estruturas indicativo de ambientes subaéreos
como marcas de raiz ou gretas de ressecamento. Estas fácies são depositados em
ambientes de baixa energia, onde o processo de decantação é atuante.
As fácies associadas à frente deltaica distal estão representadas por arenitos
finos a muito finos, intercalaminados de argilas e estruturas sedimentares tais como
ripples e climbing ripples. São depositados em ambiente de energia mais alta que os
de prodelta, mas sem um peso de sobrecarga que realize a fluidização.
As fácies associadas à frente deltaica proximal. São constituídos por arenitos
médios a finos sem presença de argilas e representadas por estruturas
sedimentares tais como estratificações plano paralelas e cruzadas. São
normalmente depositados em ambiente de alta energia.
Dispondo das litofácies interpretadas e relacionando-as com os elementos
deposicionais do sistema deltaico é possível entender como se deu o empilhamento
estratigráfico a partir das sucessões de fácies. A Figura 4.8 é uma coluna litológica
esquemática representando todo o intervalo testemunhado. A finalidade de se
montar essa coluna é de associá-la com os perfis elétricos do poço testemunhado e
correlacionar aos poços não testemunhados para se obter suas respectivas
eletrofácies.
Após a identificação e extrapolação das associações de litofácies para todos
os poços, foi possível identificar um padrão de sucessões verticais de fácies. Este
padrão de empilhamento inclui folhelhos de prodelta, sucedidos por arenitos
argilosos de frente deltaica distal e acima destes ocorrem arenitos não argilosos de
frente deltaica proximal. Neste caso a granulometria engrossa para o topo,
62
apresentando um padrão de empilhamento coarsening de ciclos deltaicos
progradacionais/retrogradantes.
A partir da análise de fotomosaicos dos testemunhos, juntamente com as
descrições das litofácies e considerando o modelo conceitual do sistema deltaico,
tentou-se por associação de fácies interpretar os elementos deposicionais que
caracterizam cada litofácies. Nas Figuras 4.9, 4.10, 4.11, 4.12 mostram uma
sequencia de fotos do testemunho onde estão marcados os contatos das fácies
definido pelos seus respectivos elementos deposicionais.
Empilhamento coarsening-up, progradacional (subambientes mais rasos rumo ao topo)
Afogamento
Retrogradação
Progradação
Figura 4.8: Coluna litológica esquemática dos intervalos testemunhados. Mostrando um
padrão de empilhamento coarsening de ciclos deltaicos progradacionais/retrogradantes.
63
Figura 4.9: Fotomosaico de testemunho do intervalo S2, destacando os contatos das fácies relacionadas aos
subambientes deltaicos de prodelta e Frente deltaica distal.
63
64
Figura 4.10: Fotomosaico de testemunho do intervalo S3, destacando os contatos das fácies relacionadas aos
subambientes deltaicos de prodelta , Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal.
64
65
Figura 4.11: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4a, destacando os contatos das fácies relacionadas aos
subambientes deltaicos de prodelta , Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal.
65
66
Figura 4.12: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4b, destacando os contatos das fácies relacionadas aos
subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal.
66
67
4.4 CORRELAÇÃO ROCHA - PERFIL
Esta etapa consiste em comparar os perfis geofísicos existentes, procurando
obter padrões de eletrofácies, de forma a efetuar predições de fácies nos poços não
testemunhados.
Tomou-se como base os dados de testemunho e os padrões de perfil SP, GR e
resistividade, os quais foram interpretados para os poços vizinhos com a mesma
assinatura. O resultado desta etapa estabeleceu identificar as fácies e definir os
limites de superfícies (topo e base) dos intervalos reservatório para o Membro
Santiago definido como: zona S-2_t e S-2_b; S-3_t e S-3_b; S-4a_t e S-4a_b; S-4b_t
e S-4b_b, onde as letras “t” e “b” após o underscore (_) significam, respectivamente,
topo e base.
Nas Figuras 4.13 e 4.14 abaixo, mostram as seções estrátigraficas T2 e L2,
onde estão apresentadas os aspectos das rochas observadas em testemunhos e
das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica
distal e frente deltaica proximal.
68
Fácies associadas a
prodelta
Fácies associadas a frente deltaica proximal
Fácies associadas a frente deltaica distal
Figura 4.13: seção strike estrátigrafica T2, onde estão apresentados os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta,
frente deltaica distal e frente deltaica proximal.
68
69
Fácies associadas a prodelta
Fácies associadas a frente deltaica distal
Fácies associadas a frente deltaica
proximal
Figura 4.14: seção dip estrátigrafica L2, onde estão representados os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal.
69
70
4.5 CONSTRUÇÃO DO MODELO ESTRUTURAL
Após a análise dos dados do testemunho e a correlação rocha-perfil, iniciou-
se a modelagem do arcabouço estrutural, com falhas e superfícies de topo e base
dos intervalos S-2, S-3, S-4a e S-4b. Nesta etapa são realizadas as interpolações
dos reservatórios e divisão de células, as quais para este trabalho foi definida o
tamanho e a geometria com malha de 15 x 15 metros.
Inicialmente foram construídas as superfícies, considerando o topo da Zona
S-2 e a base da zona S-4b como está indicado na Figura 4.15.
Figura 4.15: Mostra que as superfícies geradas para o modelo estrutural incluiu o topo
da zona S-2 e a base da Zona S-4b.
O modelo de falhas foi gerado a partir das interpretações feitas ao
correlacionar os perfis de poços, onde se notou, na área entre os poços P e L, a
presença de uma falha.
O modelo de falha sem as superfícies e a interceptação desta com as
superfícies de topo de cada intervalo são mostradas nas Figuras 4.16.
O modelo estrutural do reservatório Santiago na área de estudo ficou limitado
pelas superfícies e a disposição de uma falha interpretada entre os poços P e L
(Figuras 4.17).
71
Figuras 4.16: Construção do modelo de falha. Em (A) A falha é geometricamente
modelada em forma de pilares com pontos editáveis. Em B, C, D e E mostram,
respectivamente, a falha interceptando as superfícies dos topos das zonas S-2, S-3,
S-4a e S-4b.
A
B
E D
C
72
Figura 4.17: Arcabouço estrutural limitada pelas superfícies e falhas. As linhas verticais
correspondem aos poços da área estudada.
4.6 CONSTRUÇÃO DO MODELO ESTRATIGRÁFICO
Após a construção do modelo estrutural, onde foi definida a geometria externa
do reservatório, deu-se inicio a construção dos horizontes estratigráficos. Nesta
etapa foram geradas quatro zonas, limitadas pelas respectivas superficies de topos e
bases, separadas por camadas de folhelhos (Figura 4.18)
73
Figura 4.18: Seção mostrando os intervalos definidos na etapa do modelo estratigráfico.
A geometria interna do grid consiste no último passo da construção dos
horizontes estratigráficos, procura-se, portanto, representar da melhor forma a
arquitetura e heterogeneidade do reservatório. Realizou-se então o processo
chamado de layering, onde são informados o tamanho e geometria das células e
podem ser dispostas em seguindo a base, o topo, proporcional entre outros (Figura
4.19). A princípio houve a escolha de “seguindo a base”, mas o resultado se mostrou
incoerente com o padrão de depósito apresentado pelo Membro Santiago que se
mostra predominantemente como de frente deltaica distal. Assim optou-se pela
disposição “proporcional”, o qual se ajusta melhor ao padrão de deposição de Frente
deltaica distal.
Figura 4.19: Disposição das zonas. Optou-se pela
disposição “proporcional”.
O reservatório a ser modelado, considerando a espessura total e o grau de
heterogeneidade internas, foi definido por uma divisão vertical proporcional de 38
layers de aproximadamente um metro. O tamanho do layer foi definido a partir da
74
menor espessura de fácies dentro do reservatório, a fim de conseguir representar as
heterogeneidades do reservatório. A divisão dos layers estabeleceu 4 layers para a
zona 2, 16 layers para a zona S-3, 10 layer para a zona S-4a e 7 layers para a zona
S-4b. Cada folhelho, no entanto, é representado por apenas um layer de acordo com
sua espessura (Figura 4.20).
Com este procedimento foi gerada então o modelo estratigráfico representado
na Figura 4.21, onde estão presentes os zoneamentos e as divisões em layers de
cada zona.
Figura 4.20: Mostra o processo que define o layering, o tamanho e geometria das
células e pode ser disposta em seguindo a base, o topo, proporcional entre outros.
Optou-se pela disposição “proporcional”. O número de layers é mostrado na penúltima
coluna.
75
Figura 4.21: Modelo estratigráfico onde estão presentes os
zoneamentos e as divisões em layers de cada zona. Acima mostra o
grid geológico a partir dos parâmetros informados na figura 4.20.
76
4.7 MODELO DE FÁCIES
Concluído o arcabouço estrutural e estratigráfico do reservatório, foi iniciada a
construção do modelo de fácies que teve como ponto inicial a interpretação das
fácies de testemunho e perfis elétricos de SP, Resistividade e GR.
Foram identificadas as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e
frente deltaica proximal partindo da correlação rocha-perfil em etapa anterior.
Nesta etapa foi realizada a discretização dos perfis de fácies, cujo objetivo é
incorporar os dados de perfis originais dos poços para a escala vertical do grid 3D
utilizado para modelagem. A transferência de escala, mostrados de 20 em 20 cm
para a escala do grid, com suporte de um metro na vertical foi realizada através do
processo de upscalling.
Para interpolação das fácies no espaço entre poços foram aplicadas técnicas
geoestatísticas, onde se estabeleceu curvas de proporção vertical das fácies e foram
obtidos variogramas. Utilizando algoritmos, que neste caso foi escolhida a simulação
seqüencial da indicatriz (SSI), de modo a obter uma matriz de proporções de fácies,
que forneça a probabilidade de ocorrência de cada uma das fácies em cada célula
do grid de simulação geoestatística. Variogramas experimentais foram calculados,
considerando a quantidade de amostras, as dimensões da área em estudo, as
direções de paleodeposição e espessuras da zona modelada. A Figura 4.22, 4.23 e
4.24 mostram o resultado das curvas de proporção vertical e o cálculo de
variogramas experimentais para os intervalos S-4b, S-4b e S-3. Para o intervalo S-2
não foi gerado curva de proporção nem variograma porque constitui-se apenas de
uma fácies.
O resultado da modelagem geológica 3D obteve um modelo de fácies de
acordo com os dados interpretados. Partiu-se do modelo conceitual de depósitos de
deltas em conjunto com o dado de testemunho disponibilizado. Com estes dados,
as fácies foram definidas em todos os poços e correlacionadas com os dados de
perfis, gerando um modelo de eletrofácies. A partir da correlação rocha-perfil, este
modelo identificou e classificou as fácies por características de perfis. Com as fácies
definidas para todos os poços, deu-se o inicio da construção do modelo de fácies
aplicado ao Membro Santiago, seguindo todas as etapas precedentes. As Figuras
4.25, 4.26, 4.27 e 4.28 que seguem são o resultado do modelo de fácies,
77
representado pelo topo de cada intervalo considerado. Nota-se uma coerência na
distribuição das fácies, os quais mostram orientadas para noroeste, estando de
acordo com a paleocorrente do Membro Santiago.
Na Figura 4.29 foi construída uma seção estrutural-estratigráfica vista de leste
onde se observa a forma dômica do objeto modelado, a disposição da falha e a
relação entre as camadas reservatório e folhelhos. A figura 4.30 apresenta a
distribuição tridimensional dos poços sobre o topo do intervalo S-3.
Figura 4.22: Análise dos dados para o intervalo S-3. Acima, a
curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para
esse intervalo.
78
Figura 4.23: Análise dos dados para o intervalo S-4a. Acima, a
curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para
esse intervalo.
Figura 4.24: Análise dos dados para o intervalo S-4b. Acima, a
curva de proporção vertical e abaixo a análise variográfica para
esse intervalo.
79
Figura 4. 25: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-2.
Constituída totalmente pela litofácies de frente deltaica distal.
Figura 4.26: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-
3. Constituída pela litofácies de frente deltaica proximal e
frente deltaica distal.
80
Figura 4. 27: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-
4a. Constituída pelas litofácies de frente deltaica proximal, frente
deltaica distal e litofácies de prodelta.
Figura 4. 28: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-
4a. Constituída pelas litofácies de frente deltaica proximal, frente
deltaica distal e litofácies de prodelta.
81
Figura 4.29: Seção estrutural-estratigráfica vista de leste,
onde se observa a forma dômica do objeto modelado, a
disposição da falha e a relação entre as camadas
reservatório e folhelhos.
Figura 4.30: distribuição tridimensional dos poços sobre o
topo do intervalo S-3.
82
4.8 INCERTEZAS NA MODELAGEM E ESTUDO DE ANÁLOGOS
Incertezas na modelagem geológica estão associadas à falta de
conhecimento e entendimento da própria geologia de uma área. Nas áreas que
envolvem campos petrolíferos, as incertezas estão presentes desde as fases de
avaliação até a etapa de desenvolvimento. E no caso de reservatórios as incertezas
são envolvidas pela complexidade herdada do ambiente deposicional que o originou.
Quando se pretende realizar um modelo 3D de um reservatório devem ser
consideradas as variedades de incertezas que afetam em sua modelagem (Figura
4.31). Segundo Monteiro, (2005) apud Neves, (2007) os reservatórios são
classificados quanto às incertezas em: incertezas geológicas e incertezas
relacionadas a propriedades dos fluxos.
Figura 4.31: Visão simplificada da variedade de incertezas que afetam um
modelo dereservatório. Modificado de Neves (2007).
83
Antes do processo de análise das incertezas é importante que seja
identificado o contexto geológico no qual a região alvo para exploração está inserido.
Importante também que durante a construção desses modelos sejam considerados
os aspectos qualitativos, que está baseado na interpretação das informações
exploratórias e que depende da experiência adquirida, e os aspectos quantitativos
que estão relacionados com os dados geológicos, geoquímicos e geofísicos, e
desse modo é possível analisar as incertezas dos atributos geológicos num modelo
tridimensional.
Segundo Neves (2007), a modelagem 3D de reservatório se fundamentam em
interpretações geológicas com um forte componente subjetivo, porque está se dando
com uma realidade desconhecida. Devemos conviver com o fato de que a realidade
nunca é por completo acessível e sempre haverá um grau de incertezas nos
modelos. A subjetividade, no entanto, é minimizada quando se extrai o máximo de
informações dos dados disponíveis a respeito do reservatório estudado.
As incertezas no processo de modelagem 3D de reservatório podem ser
agrupadas e relacionadas a dois tipos: a) incertezas associadas aos próprios dados
utilizados na modelagem, os quais estão relacionadas às limitações advindas da
natureza dos dados utilizados e b) incertezas associadas as interpretações e aos
modelos construídos e/ou assumidos durante a modelagem. A interpretação
estrutural é uma das maiores fontes de incertezas, devido aos erros inerentes a sua
construção decorrente dos dados diretos esparsos, da baixa resolução da sísmica,
entre outros, que afetam diretamente os modelos. O modelo estratigráfico apresenta
como incertezas, as correlações que são estabelecidas nos espaços entre poços. As
demais atividades desenvolvidas no processo de modelagem de reservatório como a
correlação rocha-perfil, as interpretações de perfis e análise de testemunhos, são
presentes as incertezas.
Os estudos de análogos de reservatório para serem aplicados na modelagem
3D são algumas das ferramentas tecnológicas que o mercado petrolífero vem
otimizando, pois sua aplicação envolve a união de dados de conhecimentos
geológicos, ferramentas de engenharia de reservatório, além de suprir carências de
informações de um determinado campo petrolífero, auxiliando no planejamento e
previsão do comportamento futuro de campos de petróleo.
84
Estudos multiescalares detalhados com objetivo de que sejam elaborados
modelos reais e/ou conceituais precisos para que as atividades explotatórias sejam
direcionadas é de grande importância. Segundo Paim et al., (2003), simulações a
partir de modelos digitais numéricos que permitam extrapolações para outras áreas,
são realizadas através de dados reais e conhecimentos geológicos consistentes.
A identificação de heterogeneidades e de barreiras de permeabilidade e
porosidade nem sempre são identificáveis em subsuperfície. Os afloramentos
surgem como a melhor opção para os estudos de reservatórios análogos. Um
análogo ideal é aquele que seja geologicamente comparável com o sistema em
estudo, que possua uma excelente exposição em 3D numa área que seja grande o
suficiente para capturar as escalas das heterogeneidades pesquisadas. Assim, os
estudos de análogos ajudam numa melhor elaboração dos modelos geológicos,
permitindo o reconhecimento de propriedades internas e externas importantes.
Os afloramentos análogos não pertencem, necessariamente, à mesma
formação geológica ou grupo estratigráfico de um reservatório em estudo, mas é
necessário que ambos tenham se originados de processos geológicos semelhante
(Figura 4.32). Dados oriundos de análogos podem ser usados para o complemento
de dados estatístico, uma vez que estes são dificilmente encontrados em quantidade
suficientes e confiáveis. As heterogeneidades de um reservatório ocorrem em
diferentes escalas, e o entendimento dessa variabilidade deve ser considerado para
um bom desempenho dos processos de interpretação e modelagem. Os dados
extraídos de análogos podem ser utilizados em cada uma das etapas desenvolvidas
em uma modelagem. Cada etapa utiliza os dados com o propósito comum a suas
necessidades.
.
85
Figura 4.32: A e B - Afloramento de análogo de depósitos deltaicos na
Bacia de Neuquém, Argentina. Foto Interpretada de acordo com os
elementos deposicionais deltaicos. Observa-se nas camadas basal de
cores mais escuras um deposito associado a prodelta, enquanto as
rochas mais claras sobrepostas estão associadas a fácies de Frente
deltaicas. Foto: Brandão, A.T. (2008).
FÁCIES
PRODELTA
FÁCIES DE FRENTE DELTAICA DISTAL
FÁCIES DE FRENTE DELTAICA PROXIMAL
A
B
86
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Neste trabalho foi apresentado um modelo geológico 3D com dados de 19
poços de um campo de óleo situado na Bacia do Recôncavo, os quais constam de
dados de perfis elétricos e dados de 75 metros de testemunho. Foram identificadas 3
litofácies, as quais foram associadas aos elementos deposicionais de frente deltaica
proximal, frente deltaica distal e prodelta.
Considera-se fundamental adotar a análise dos dados e interpretação dos
ambientes através da correlação de rocha-perfil, que originou as fácies, antes das
etapas de construção de modelos de reservatórios.
A metodologia aqui usada tentou seguir uma rotina de trabalho de modelagem
de reservatório seguindo etapas onde inicialmente houve análise e interpretação dos
dados. Em seguida estabeleceu-se um arcabouço estrutural com falhas e superfícies
de topo e base. Construído o arcabouço estrutural, geraram-se os horizontes
estratigráficos e por fim realizou-se a distribuição das fácies, usando algoritmos de
simulação geoestatística.
O modelo de fácies gerado neste trabalho deve subsidiar a distribuição de
propriedades petrofísicas, de forma que se obtenha a distribuição espacial das
características de permoporosidade do reservatório de acordo com as variações de
fácies e assim conhecer a variabilidade das heterogeneidades que afetam o fluxo de
fluidos.
O modelo de fácies proposto foi considerado satisfatório aos objetivos
específicos, uma vez que representou bem o modelo conceitual do reservatório em
estudo. As análises e interpretações dos dados de perfis e as interpretações de
testemunho, foram de suma importância na construção do modelo de fácies.
87
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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