Please use this identifier to cite or link to this item: http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/330908
Type: DISSERTAÇÃO DIGITAL
Degree Level: Mestrado
Title: Integração de dados geológicos e geofísicos por métodos de simulação estocástica para a modelagem geológica do Campo de Peregrino, Bacia de Campos
Title Alternative: Integration of geological and geophysical data by stochastic simulation methods for geological modeling of Peregrino Field, Campos Basin
Author: Krettelys, Mateus de Godoy, 1990-
Advisor: Ricardi-Branco, Fresia, 1963-
Abstract: Resumo: Processos sedimentares e tectônicos relacionados à evolução da margem passiva da America do Sul formaram importantes depósitos de hidrocarbonetos, principalmente na Bacia de Campos. Nesta bacia localizada na costa do estado do Rio de Janeiro foram depositados pacotes sedimentares maciços durante o Cretáceo, que deram origem aos reservatórios turbidíticos, como a Formação Carapebus que compõe o Campo de Peregrino. A caracterização de um reservatório é dependente de dados de diversas áreas como geologia, geofísica e engenharia. Este trabalho se baseia na integração de dados de poços e sísmicos por meio de métodos de simulação geoestatística estocástica, gerando 100 modelos equiprováveis para o campo. Para este fim, o estudo utilizou descrições de testemunho de 5 poços e lâminas delgadas de 3 poços; 33 poços com perfilagem geofísica; dados laboratoriais como: Routine Core Analysis (RCA), Special Core Analysis (SCAL), difração de raio X (XRD); e cubo sísmico pós stack em profundidade. A metodologia aplicada contou com quatro principais fases: análise de poços; interpretação geológica-geofísica; modelagem estocástica; cálculo de volume e análise de cenários. Na análise de poços está inserida a identificação das principais rochas da Formação Carapebus, a correlação entre dados de laboratório e perfilagem geofísica, classificação de eletrofácies e cálculo petrofísicos (volume de folhelho, porosidade efetiva e saturação de água). A interpretação geológica integra a etapa de delimitação do topo e base nos poços e na sísmica, gerando horizontes que representam o topo da Formação Carapebus e Grupo Macaé, constituintes do grid geológico assim como do modelo conceitual. Através da simulação sequencial de indicatriz (SIS) e sequencial Gaussiana (SGS), o grid foi populado com eletrofácies e propriedades petrofísicas, gerando assim o volume de óleo inicialmente in place (STOIIP) e as probabilidades de ocorrência correspondentes. O cálculo de volume de óleo foi utilizado principalmente na análise dos resultados geoestatísticos, uma vez que é intrínseco a incerteza de todas as fases do trabalho. As rochas no Campo de Peregrino são principalmente conglomerados, arenitos seixosos a muito finos, siltitos e lamitos, que foram reclassificadas em eletrofácies 1 (reservatório), eletrofácies 2 (possível reservatório) e eletrofácies 3 (não reservatório). A eletrofácies 1 e eletrofácies 2 possuem porosidade efetiva média de 27,7% e 14,8%; e saturação de água média igual a 22% e 40% respectivamente. A interpretação sísmica e de poços evidenciou a presença de dois intervalos no reservatório separados por uma superfície de máxima inundação composta por siltitos e lamitos, sendo o segundo intervalo possivelmente formado por fluxos turbidíticos de alta densidade, enquanto o primeiro intervalo foi formado por fluxos de baixa densidade, posteriormente erodidos por canais. O reservatório apresenta maiores espessuras na direção do mergulho deposicional alcançando até 298 metros. Após a modelagem a proporção de eletrofácies 1 encontrada é igual a 45,1%, eletrofácies 2 igual a 32,8% e eletrofácies 3 igual a 22,1%. O volume de óleo inicialmente in place localizado acima do contato óleo/água (2355 metros) varia de 2 ¿ 2,25 bbl, com o caso base igual 2,159 bilhões de barris

Abstract: Sedimentary and tectonic process related to evolution of the passive margin of South America formed important hydrocarbon deposits, principally in Campos Basin. In this basin located at Rio de Janeiro coast massive sedimentary packages were deposited throughout Cretaceous, which originated turbiditic reservoirs such as Carapebus Formation which forms the Peregrino Field. The reservoir characterization is dependent on data from different areas such as geology, geophysics and engineering. This work is based on integration of wells and seismic data by the stochastic geoestatistic simulation methods, generating 100 equiprovable models for the field. For this purpose, the study used 5-well core descriptions and 3-well thin sections; 33 wells with geophysical logs; laboratory data such as: Routine Core Analysis (RCA), Special Core Analysis (SCAL), X ray difraction (XRD); and post-stack depth seismic cube. The applied methodology follows four main phases: well analysis; geological-geophysical interpretation; stochastic modeling; volume calculation and scenario analysis. In the well analysis is inserted the identification of the main rocks of the Carapebus Formation, the correlation between laboratory data and geophysical logs, electrofacies classification and petrophysical calculation (shale volume, effective porosity and water saturation). The geological interpretation integrates the stage of top and base delimitation in the wells and in the seismic, generating horizons that represent the top of the Carapebus Formation and Macaé Group, constituents of the geological grid and the conceptual model as well. By the indicator sequential simulation (SIS) and Gaussian sequential simulation (SGS), the grid was populated with electrofacies and petrophysical properties, generating the oil initial in-place volume (STOIIP) and the corresponding probabilities of occurrence. The calculation of oil volume was mainly used in the analysis of the geostatistical results, since it is intrinsic to the uncertainty of all phases of the work. The rocks in the Peregrino Field are mainly conglomerates, pebbly ¿ very fine sandstones, siltstones and mudstones. The rocks was divided into electrofacies 1 (reservoir), electrofacies 2 (possible reservoir) and electrofacies 3 (non-reservoir). The electrofacies 1 and electrofacies 2 have average effective porosity of 27.7% and 14.8%; and average water saturation equal to 22% and 40% respectively. The seismic and well interpretation showed the presence of two intervals in the reservoir separated by a surface of maximum flood, composed by siltstones and mudstones, the second interval being possibly formed by high density turbiditic flows, while the first interval was formed by low density flows, later eroded by channels. The reservoir has thicknesses increasing in the direction of depositional dip reaching up to 298 meters. After stochastic modeling the proportion of electrofacies 1 found was equal to 45.1%, electrofacies 2 equal to 32.8% and electrofacies 3 equal to 22.1%. The volume of oil initially in place located above the oil / water contact (2355 meters) ranges from 2 - 2.25 bbl, with the base case equal to 2.159 billion barrels
Subject: Geologia - Métodos estatísticos
Poços de petroleo - Registro
Petrofísica
Campos petrolíferos
Petroleo - Campos, Bacia de (RJ)
Language: Português
Editor: [s.n.]
Citation: KRETTELYS, Mateus de Godoy. Integração de dados geológicos e geofísicos por métodos de simulação estocástica para a modelagem geológica do Campo de Peregrino, Bacia de Campos. 2017. 1 recurso online (128 p.). Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/330908>. Acesso em: 3 set. 2018.
Date Issue: 2017
Appears in Collections:IG - Tese e Dissertação

Files in This Item:
File SizeFormat 
Krettelys_MateusDeGodoy_M.pdf7.12 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.