Orientadores: Paulo Tibana e Armando Zaupa Remacre

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias

Resumo: Neste trabalho são definidas e caracterizadas espacialmente as unidades de fluxo de um reservatório carbonático da Bacia de Campos, que, ao possuírem propriedades petrofísicas bastante diversas, representam heterogeneidades internas do reservatório. É proposto inicialmente o modelo...

Resumo: Neste trabalho são definidas e caracterizadas espacialmente as unidades de fluxo de um reservatório carbonático da Bacia de Campos, que, ao possuírem propriedades petrofísicas bastante diversas, representam heterogeneidades internas do reservatório. É proposto inicialmente o modelo deposicional que foi utilizado para embasar a correlação rocha-perfil. Dezessete fácies sedimentares foram agrupadas em nove fácies-reservatório e fácies-barreira, representando os tipos de rocha que se buscou identificar pela correlação rocha-perfil. É enfatizada a necessidade de se caracterizarem também as rochas que atuam como barreiras ao fluxo de fluidos. Foi testada a técnica estatística multivariada da análise. discriminante na identificação das eletrofácies. A utilização das variáveis categóricas - "modelo deposicional" e "subzona" -, além dos perfis, foram determinantes na discriminação das oito eletrofácies com boa margem de acerto. Posteriormente, descreveu-se a geometria externa das unidades de fluxo por mapas e seções estratigráficas elaboradas através de correlação geológica, sendo escolhida uma para posterior comparação com os resultados dos modelos geoestatísticos. A modelagem estocástica permitiu gerar algumas imagens bidimensionais de mesma direção da seção geológica escolhida, utilizando-se dois modelos de ajuste dos semivariogramas experimentais, um contínuo e outro mais pepítico

Abstract: Carbonate reservoirs have lower recovery factors than those found in turbidite fields of Campos Basin, due to the presence of heterogeneities in several scales. In the studied reservoir, the most prominent heterogeneity is related to the flow units with different petrophysicals values,...

Abstract: Carbonate reservoirs have lower recovery factors than those found in turbidite fields of Campos Basin, due to the presence of heterogeneities in several scales. In the studied reservoir, the most prominent heterogeneity is related to the flow units with different petrophysicals values, which cause higbly nonuniform fluid flow patterns. Identification of the electrofacies was performed by discriminant analysis. The categorical variables - "depositional model" and "subzone" - proved to be useful discriminators. The proposed geological depositional model supported the identification of the electrofades. Flow units of the studied reservoir were defined based on both geological and geostatistical description. The results obtained from the stochastic modelling were compared with those of geologica1 interpretation. Several possible interwell distributions of the flow units were generated by indicator sequential simulation, using theoretical, continuous and pepitic sem1variogram models