Relações entre atributos sismicos e parametros petrofisicos na formação açu
Maria Tereza Andreotti Spizzirri
DISSERTAÇÃO
Português
T/UNICAMP Sp49r
Campinas, SP : [s.n.], 1998.
141f. : il.
Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias
Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros estudos de relações com o objetivo de estabelecer um elo de ligação entre os atributos sísmicos (velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S (Vs) e...
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Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros estudos de relações com o objetivo de estabelecer um elo de ligação entre os atributos sísmicos (velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S (Vs) e fator de qualidade para onda P (Qp)) e parâmetros petrofisicas (porosidade (cjJ), permeabilidade (K), percentual de argila (C), percentual de cimento (Cim)), tendo sido concluído que: Vp versus Vsrelação crescente forte (campo e afloramento); Vp/Vs versus Vp - relação fraca, no entanto existe um limite visível de argilosidade acima e abaixo de 15%; Vp e Vs versus pressão - estabiliza após o fechamento das micro fraturas; Vp e Vs versus cjJ - relação decrescente forte (campo), sendo que há um forte aumento da relação (campo e afloramento) considerado-se C; Vp e Vs versus log K - relação decrescente fraca (campo) e crescente média (afloramento); log K versus cjJ - relação crescente fraca (campo e afloramento), no entanto pode ajudar a identificar arenitos limpos e arenitos; Vp e Vs versus C total- relação decrescente média (campo e afloramento); Vp e Vs versus Cim - relação crescente forte (campo); Vp e Vs versus C mais Cim - relação decrescente fraca (campo) e decrescente média (afloramento). Foram realizadas modelagens com a equação de Biot e aproximação de Geertsma-Smit para as equações de Biot, observando que: não há uma coincidência entre a velocidade de perfil e a modelada, devido a terem sido obtidas em freqüências e escalas diferentes; para um mesmo valor de porosidade, a velocidade de onda P cresce na seguinte ordem: amostra seca, amostra totalmente saturada com óleo, amostra saturada na condição do reservatório (39% água e 61% de óleo) e amostra totalmente saturada com água. No caso do fator de qualidade as considerações são todas para rochas saturadas do campo, sendo: fator de qualidade Q normalizado (Qp,) versus Vp - relação crescente forte; QpN versus pressão - mesmo comportamento de Vp e Vs; QpN versus cjJ - relação decrescente média, se considerada argilosidade, a relação é forte; QpN versus 10gK - relação decrescente fraca; QpN versus C - relação decrescente forte (poucos pontos); QpN versus Cim - relação crescente média; QpN versus C mais Cim - relação crescente fraca. De um modo geral, as equações de regressão do afloramento não são confiáveis para aplicação no reservatório devido ao intemperismo
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Abstract: This work analyses 45 samples &om 2 shallow wel1s (drilled in outcrop) and two deep wells (drilled in the field). Several relationships studies have been accomplished aiming the establishment of a link between seismic parameters (P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs) and P wave...
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Abstract: This work analyses 45 samples &om 2 shallow wel1s (drilled in outcrop) and two deep wells (drilled in the field). Several relationships studies have been accomplished aiming the establishment of a link between seismic parameters (P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs) and P wave quality factor (Qp)) and rock physics parameters (porosity (f/J), permeability (K), clay percent (C), cement percent (Cim). It has been concluded that: Vp versus Vs strong growing relationship (field and outcrop); Vp/Vs versus Vp weak relationship although it can been observed a visible argilosity limit above and below 15% value; Vp and Vs versus pressure it stabilizes after the micro&actures closure; Vp and Vs versus f/J strong decreasing relationship (field) with a more strong improvement in the relationship (field and outcrop) when considering C; Vp and Vs versus logK weak decreasing relationship (field) and medium growing relationship (outcrop); logK versus f/J weak growing relationship, although can help the identification of clean sandstone and sandstone; Vp and Vs versus total C medium decreasing relationship (field and outcrop); Vp and Vs versus Cim strong growing relationship (field); Vp and Vs versus C plus Cim weak decreasing relationship (field) and medium decreasing (outcrop); Based on modeling using Biot and Geertsma-Smit approximations of Biot's equations it was possible to verify: that there is no coincidence between the modeled and welllog velocities since they have been generated at different sequencies and scales; for a given porosity value the P wave velocity increase according to the following sequence: dry sample, fully oil saturated sample, saturated sample at the reservoir condition (39% water and 61 % oil) and fully water saturated sample. In the case of quality factor it has been considered only water saturated fiel samples analyzes: normalized quality factor (QpN) versus Vp strong growing relationship; QpN versus pressure same behavior as Vp and Vs; QpN versus <I> medium decreasing relationship, changing to strong when argilosity is taken into account; QpN versus logK weak growing relationship; QpN versus C strong dereasing relationship (few data points); QpN versus Cim medium growing relationship; QpN versus C plus Cim weak growing relationship. On the whole, the outcrop's regression equations aren't confiable in the reservo ir application due to weathering
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