Predição De Associação De Fácies E Porosidade Por Modelagem Estratigráfica Direta: Caso De Estudo Das Rochas Carbonáticas Do Campo Sapinhoá, Bacia De Santos, Brasil
Evento - 51 º Congresso Brasileiro de Geologia
Resumo
A complexidade na predição de qualidade dos reservatórios do Pré-sal demanda estudos alternativos a fim de uma melhor estimativa na propriedade físicas destas unidades. A Formação Barra Velha (Aptiano), no campo Sapinhoá, Bacia de Santos, apresenta rochas carbonáticas com distribuições laterais e verticais de elevada heterogeneidade em um sistema que evolui de uma rampa carbonática, na base da formação, para uma plataforma carbonática em um grande ciclo transgressivo-regressivo. Assim, a modelagem estratigráfica direta se torna uma alternativa para representar tal complexidade por meio de dados de sísmica 2D e 3D e perfis geofísicos para predição de associação de fácies e suas propriedades de forma tridimensional. A análise desses dados geofísicos fornece subsídios quantitativos para geração de um arcabouço estratigráfico com base na distribuição e geometria das fácies e associação de fácies carbonáticas. A utilização da modelagem estratigráfica direta auxilia na representação desse arcabouço a partir de parâmetros fundamentais, tais como subsidência, produção, energia de ondas e eustasia. Dessa forma, o objetivo desse trabalho é simular tridimensionalmente a heterogeneidade das sequências carbonáticas da Formação Barra Velha, campo Sapinhoá, e gerar modelos de associações de fácies e porosidade com maior detalhamento vertical em comparação às sísmicas disponíveis. Para isso, as associações de fácies foram classificadas nos poços a partir da análise dos dados de fácies descritos em testemunhos em conjunto com dados petrofísicos; Foram traçados os principais horizontes cronoestratigráficos nos refletores sísmicos, com base nos dados de poços; Interpretado um modelo geológico de dispersão de associações de fácies carbonáticas por via de regras lógicas baseado em proxies de paleobatimetria e energia de ondas; Criados mapas paleobatimétricos para cada horizonte traçado; Definido o espaço deposicional entre os horizontes usando o método de backstripping; Determinado a resolução do grid, idade inicial e final da simulação, duração de cada passo de tempo, oscilação da curva do nível de base e as direções e alturas de onda para cálculo da energia de onda; Por fim, é realizado a deposição das associações de fácies por passo de tempo para gerar um volume tridimensional. Em seguida, foi simulada a porosidade para o volume de associação de fácies gerado. Para isso, foram utilizadas como entrada a distribuição de valores de porosidade fluido livre (NMRFL) dos perfis geofísicos por associação de fácies e padrões de variação espacial de porosidade, por meio de métodos fuzzy. O modelo 3D de associação de fácies gerado representou a geometria e a dispersão das unidades do modelo geológico, os padrões deposicionais e tratos de sistema e a evolução morfológica de rampa para plataforma carbonática, com acurácia média de 50% nos poços. O modelo 3D de porosidade caracterizou a variação espacial dessa propriedade, com uma transição continua entre as associações de fácies. Ambos os modelos possuem uma escala vertical sub-sísmica e são resultados complementares na caracterização e predição de propriedades essenciais de futuros prospectos exploratórios de óleo e/ou gás.