Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho

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

Resumo: A presença de fraturas em reservatórios portadores de petróleo impõe ao meio um sistema adicional de poros idade, conduzindo assim a uma anisotropia de permeabilidade. A descrição deste sistema de fraturas, a partir da determinação de suas direções preferenciais e de sua densidade, é de...

Resumo: A presença de fraturas em reservatórios portadores de petróleo impõe ao meio um sistema adicional de poros idade, conduzindo assim a uma anisotropia de permeabilidade. A descrição deste sistema de fraturas, a partir da determinação de suas direções preferenciais e de sua densidade, é de fundamental importância para o desenvolvimento e para a gerência da lavra de petróleo, principalmente para o posicionamento de poços horizontais. Na presente tese, buscou-se avaliar sob que condições de aquisição, considerando-se uma geometria de Perfil Sísmico Vertical, pode-se garantir a obtenção de dados sísmicos que permitam inferir as direções preferenciais de fraturamento a partir dos dados de polarização de ondas quase-cisalhantes qS 1 e qS2. Para tanto, considerou-se um modelo geológico composto por quatro camadas plano-horizontais, onde somente o meio fraturado foi assumido anisotrópico. Os dados utilizados na modelagem sísmica referem-se a um reservatório carbonático fraturado situado no Campo de Enchova, Bacia de Campos, e incluem, entre outras, informações de perfis de poços, análises de velocidade, e dados petrofisicos de laboratório. A determinação dos parâmetros elásticos do meio equivalente anisotrópico ao reservatório fraturado foi conduzida utilizando-se a abordagem proposta por Hudson (1980, 1981), que considera fraturas planas, circulares, alinhadas ou aleatoriamente dispersas, com baixas densidade de fraturamento e razão de aspecto. Tal abordagem permite avaliar as respostas da propagação de ondas em um meio isotrópico heterogêneo, substituindo-o por um ànisotrópico homogêneo, reduzindo assim as complexidades associadas à propagação em meios heterogêneos. A modelagem sísmica foi conduzida utilizando-se o programa ANRAY89 (Gajewski & Pseník, 1989), e permitiu determinar, além da geometria de aquisição que fornecesse a máxima conversão da onda P em onda S, as direções principais de fraturamento do meio reservatório modelado. Com base nestas informações, é possível afirmar que a análise de dados de polarização pode ser inconclusiva caso somente dois perfis sísmicos com azimutes fonte-receptor ortogonais sejam utilizados, sendo necessária a avaliação de, no mínimo, três azimutes fonte-receptor. Observou-se ainda a maior sensibilidade dos dados de polarização às variações impostas à densidade de fraturamento quando comparada com as variações de razão de aspecto

Abstract: Fractured reservoirs commonly present a dual porosity system, which combined, usually lead to penneability anisotropy. An optimum development project, based on the best location of producing and injector wells and on the correct orientation of horizontal drilling, depends, therefore, on...

Abstract: Fractured reservoirs commonly present a dual porosity system, which combined, usually lead to penneability anisotropy. An optimum development project, based on the best location of producing and injector wells and on the correct orientation of horizontal drilling, depends, therefore, on the detailed knowledge of fracture orientation and density. The main task of this thesis was to evaluate the conditions under which the seismic data, considering a VSP acquisition geometry, could be used to infer the fracture main direction, using polarization analysis from qS 1 and qS2 waves. A four-Iayer plane-horizontal geological model was considered, one ofwhich anisotropic; representing the fractured reservoir. The data under consideration refers to a fractured limestone reservo ir from the Enchova Field, Campos Basin, and includes well logs, velocity analysis functions and petrophysical data, among others. The Hudson's equivalent media approach (198O, 1981) was used to compute the reservoir elastic parameters. Lt considers flat, circular, aligned or randomly oriented fracture system, with low fracture density and aspect ratio. This approach enables the study of the wave propagation response in a inhomogeneous isotropic media, which is replaced by a homogeneous anisotropic one, reducing the mathematical complexities related to wave propagation in heterogeneous media. The seismic modeling, using ANRA Y89 (Gajewski & Psenk, 1989) ray-tracing code, revealed the optimum acquisition configuration that enables the maximum P to S conversion, and also the reservo ir main fracture direction by means of quasi-shear waves polarization diagrams analysis. Based on this information, it is possible to state that, considering only two orthogonal seismic profiles, the results obtained may be non-conclusive, being necessary to evaluate at least three distinct source-receiver azimuths to ensure that fracture main direction can be obtained. Another issue is the greater sensitivity of polarization data on fracture density variations when compared to aspect ratio variations