Resumo: Reservatório de hidrocarbonetos foi caracterizado com a integração de informações geológicas provenientes de dados de poços (perfis e testemunhos) e sísmicos de levantamento 3D. A integração foi realizada utilizando ferramentas geoestatísticas (krigagem com deriva externa, col/ocated cokrigillg e simulação estocástica). O reservatório é composto por uma altemância de arenitos e rochas não reservatório de origem turbidítica. Cimentação calcítica constitui a principal heterogeneidade dentro dos arenitos. Relação linear entre espessura acumulada de fácies não reservatório (he), situada abaixo do limite de resolução sísmica e amplitude negativa média observada em dados reais e validada por modelagem foi utilizada para obter mapas de he empregando o referido atributo sísmico como variável secundária nos algoritmos geoestatísticos. O mapeamento de he e o cálculo de seu volume foi realizado a partir da extração da amplitude negativa média de diferentes interpretações do dado sísmico e de três dados, processados distintamente sobre um mesmo levantamento sísmico. As imagens e volumes calculados foram comparados com o objetivo de analisar como o processamento dos dados sísmicos e sua interpretação afetam este aspecto da caracterização do reservatório. As maiores diferenças nos mapas de he ocorreram com as imagens derivadas dos diferentes processamentos. Eles mostraram -diferenças superiores a 20% em tomo da metade da área mapeada. Os valores dos volumes calculados chegaram a diferir em até 15,9%. Mapa de espessura de rocha reservatório (hr) e mapa de qualidade, definido como a razão entre ~ e he, foram confeccionados a partir do mapa de espessura acumulada de rocha não reservatório gerado com a utilização dos dados do processamento mais recente Ver menos

Abstract: A petroleum reservo ir was characterized through integration of geologic information obtained from the well and 3D seismic data. The integration was accomplished by using geoestatistical tools (kriging with extemal drift, collocated cokriging and stochastic simulation). The reservoir is composed by an altemance of turbiditic sandstone and non-reservoir facies. The main heterogeneity are cemented layers inside of the sandstone. A linear relation was found between accumulated non-reservoir facies thickness (he) situated below the seismic resolution limit and average trough amplitude observed in field data and validated by modeling, was used to obtain maps of he using this seismic attribute as secondary variable in the geoestatistical algorithms. The mapping of the he and the computation of non-reservoir volume were made using the average trough amplitude of different interpretations of the seismic data and three differently processed data from the same 3D-survey. The images and computed volumes were compared with the goal of analyzing how the seismic data processing and interpretation affect this aspect of reservo ir characterization. The bigger differences in the hc maps of the hc occurred with the images derived from the different processings. They showed differences of over 20% in about half of the area. The computed volumes showed differences ofup to 15,9%. Reservoir facies thickness (h,.) and quality maps, defined as the ratio between h,. e hc, were obtained from the non-reservoir facies accumulated thickness map generated from the last seismic processing Ver menos