seus limites, seu arcabou¸co estrutural, seu volume, suas heterogeneidades internas e a correspondente distribui¸c˜ao das propriedades de rocha e fluido. O objetivo deste processo ´e gerar um modelo capaz de prever como o campo ser´a explotado, maximizando a produ¸c˜ao e minimizando os custos por meio da determina¸c˜ao ´otima da localiza¸c˜ao dos po¸cos.
Esse objetivo do processo de caracteriza¸c˜ao de reservat´orios est´a de acordo com a defini¸c˜ao encontrada no OIL FIELD GLOSSARY (2006), que afirma que esse processo consiste na gera¸c˜ao de um modelo de reservat´orio que incorpora todas as caracter´ısticas necess´arias para armazenar e tamb´em produzir o ´oleo presente no campo. O modelo gerado nesse processo simula o comportamento dos fluidos dentro do reservat´orio sob diferentes conjuntos de circunstˆancias de modo a definir as melhores t´ecnicas que otimizam a produ¸c˜ao. Numa segunda defini¸c˜ao mais simplificada para o conceito desse processo pode-se afirmar que a caracteriza¸c˜ao de reservat´orios consiste no o ato de gerar um modelo de reservat´orio com base nas caracter´ısticas de rocha e fluido do campo.
MA et al. (2005), afirmam que a caracteriza¸c˜ao de reservat´orios ´e um pr´e-requisito crucial para se prever o potencial econˆomico de um campo bem como, para examinar diferentes cen´arios de produ¸c˜ao. Esse processo compreende a determina¸c˜ao da arquitetura do reservat´orio, o estabelecimento das tendˆencias de fluxo dos fluidos e a constru¸c˜ao de modelos capazes de identificar o potencial da reserva.
De acordo com v´arios autores, o processo de caracteriza¸c˜ao de reservat´orios consiste em reunir dados adquiridos a partir de diferentes fontes, escalas e m´etodos, tais como dados de po¸cos, dados de produ¸c˜ao, dados s´ısmicos, informa¸c˜oes sobre a f´ısica de rochas e modelos geol´ogicos com o objetivo final de gerar um modelo est´atico 3D de permeabilidade, porosidade, litologia e satura¸c˜ao. Desse modo BIONDI et al. (1995) enfatizam que existe uma necessidade reconhecida em se combinar conhecimentos provenientes da geociˆencia e da engenharia para gerar modelos quantitativos do reservat´orio de modo que se incorpore todos os tipos de dados dispon´ıveis. Esses modelos integrados s˜ao cr´ıticos para se prever, monitorar e otimizar o desempenho de um campo durante todo o seu ciclo de vida (explora¸c˜ao, produ¸c˜ao, desenvolvimento e abandono). Eles permitem que os engenheiros de reservat´orio realizem
mapeando zonas de ´oleo remanescente e monitorando as frentes de press˜ao e satura¸c˜ao do reservat´orio. Todos esses parˆametros s˜ao fundamentais para a correta realiza¸c˜ao do gerenciamento do campo. Nesse mesmo trabalho os autores destacam que entre os dados dispon´ıveis sobre o reservat´orio pode-se citar os modelos geol´ogicos conceituais, os dados s´ısmicos, as an´alises de testemunhos, os dados de perfis de po¸cos e os dados de produ¸c˜ao. Cada um desses dados carregam informa¸c˜oes medidas em diferentes escalas e com diferentes graus de precis˜ao. Segundo os autores o desafio atual na caracteriza¸c˜ao de reservat´orios ´e como integrar todos esses dados em um modelo unificado e consistente do reservat´orio. Desse modo, pode-se entender o processo de caracteriza¸c˜ao de reservat´orios como uma das mais importantes tarefas envolvidas no estudo de um campo de petr´oleo. Nesse processo o objetivo ´e descrever de maneira mais precisa poss´ıvel as caracter´ısticas petrof´ısicas de um meio poroso al´em de se estimar a quantidade de fluido e a sua dire¸c˜ao preferencial de escoamento. A descri¸c˜ao correta do reservat´orio possui um c´arater econˆomico importante por diferentes raz˜oes: permite uma boa estimativa das reservas recuper´aveis, fornece auxilio para a melhor localiza¸c˜ao de po¸cos explorat´orios, em suma subsidia as decis˜oes sobre a evolu¸c˜ao do desenvolvimento do jazimento.
O processo de caracteriza¸c˜ao de reservat´orios ´e ent˜ao indispens´avel para todo o ciclo de vida do campo desde a sua descoberta at´e a fase de decl´ınio, e os modelos gerados, s˜ao atualizados e evoluem `a medida que mais dados tornam-se dispon´ıveis.
Um ponto de partida para a gera¸c˜ao de modelos do reservat´orio, deve ser a avalia¸c˜ao de quais respostas s˜ao esperadas com uma determinada modelagem, qual a precis˜ao necess´aria, qual o n´ıvel de confian¸ca e quais as previs˜oes aceit´aveis. A complexidade do modelo pode ent˜ao aumentar `a medida que mais dados do reservat´orio s˜ao adquiridos
escalas.
O desenvolvimento da reserva estimada, a avalia¸c˜ao do campo e a defini¸c˜ao das estrat´egias de produ¸c˜ao est˜ao diretamente relacionadas `a arquitetura do reservat´orio e a sua complexidade. De uma maneira geral as reservas tendem a ser subestimadas em campos grandes e menos complexos enquanto que em campos menores e mais complexos as reservas normalmente s˜ao superestimadas. Desse modo, modelos pobres do reservat´orio resultam em um c´alculo equivocado das reservas o que pode acarretar s´erias conseq¨uˆencias econˆomicas (DEUTSCH, 1996).
Ent˜ao, para minimizar esses problemas uma correta an´alise e classifica¸c˜ao das heterogeneidades do reservat´orio ´e fundamental para sua caracteriza¸c˜ao e modelagem. Dentro dessa abordagem, existe uma classifica¸c˜ao hier´arquica das heterogeneidades, publicada pela primeira vez no trabalho de WEBER (1986). Essas heterogeneidade, dependendo da escala que s˜ao tratadas tem uma determinada influˆencia sobre a recupera¸c˜ao de ´oleo no campo. Por exemplo, na escala do campo (dimens˜oes da ordem de 1 a 10 Km horizontais e de 100m na vertical), as heterogeneidades podem determinar o grau de conectividade entre os corpos que constituem o reservat´orio. Com esse parˆametro, ou seja, a conectividade, nessa escala, se tem o primeiro fator determinante da quantidade de fluido que pode ser extra´ıdo do campo. J´a na escala do reservat´orio (aproximadamente 100 m na horizontal e 100 m na vertical) as fronteiras entre as unidades s˜ao marcadas por fortes contrastes de permeabilidade podendo assim determinar regi˜oes explor´aveis do reservat´orios. Na escala das unidades (entre 1 e 10m) o interesse ´e modelar uma variedade de estruturas sedimentares de modo a se obter um perfil das propriedades determinantes para o movimento de fluido dentro da unidade. Por fim na escala granulom´etrica (entre 10 e 100 mm), s˜ao as diferen¸cas granulom´etricas que s˜ao usadas para estimar as varia¸c˜oes nas propriedades. Nesta tese os m´etodos e as t´ecnicas estudadas para se realizar a modelagem e assim poder caracterizar as heterogeneidades estar˜ao relacionadas com a escala do reservat´orio e das unidades. A determina¸c˜ao dessas heterogeneidades , suas varia¸c˜oes e suas particularidades s˜ao de extrema importˆancia para a recupera¸c˜ao dos
presentes nos reservat´orios de petr´oleo.
Figura 2.1: Representa¸c˜ao esquem´atica das escalas de heterogeneidades encontradas em reservat´orios de petr´oleo (Modificado WEBER, 1986)
maneira mais geral, avaliar a geometria interna em termos de continuidade e conectividade entre os corpos, o processo de caracteriza¸c˜ao e modelagem faz uso de uma grande variedade de dados. Esses dados que fornecem informa¸c˜oes sobre o reservat´orio podem ser agrupados de maneira grosseira em duas categorias: os dados s´ısmicos e os dados de po¸cos.
Os dados s´ısmicos s˜ao representados pela s´ısmica 2D e 3D e s˜ao considerados a principal fonte de informa¸c˜ao para a descri¸c˜ao do reservat´orio. Eles tamb´em s˜ao chamados de informa¸c˜ao soft, ou seja, s˜ao medidas indiretas que podem ser correlacionadas com as propriedades do reservat´orio. Os dados s´ısmicos s˜ao densamente adquiridos e podem ser usados de maneira efetiva para auxiliar na interpola¸c˜ao dos parˆametros nas regi˜oes localizadas entre os po¸cos. A partir dos dados s´ısmicos pode-se realizar interpreta¸c˜oes estruturais capazes de definir a geometria de grande escala do reservat´orio. Com a correla¸c˜ao entre os dados de po¸cos e os atributos s´ısmicos pode-se identificar as propriedades de interesse do reservat´orio como a porosidade e a propor¸c˜ao de f´acies.
Outro dado importante que fornece informa¸c˜oes cruciais do reservat´orio ´e adquirido por meio dos po¸cos perfurados no campo. Essa informa¸c˜ao ´e denominada de hard, ou seja, possui propriedades conhecidas do reservat´orio em posi¸c˜oes espec´ıficas. Entre os dados provenientes dos po¸cos se tem os perfis geof´ısicos, dados de testemunhos, dados de produ¸c˜ao entre outros. Esses dados fornecem informa¸c˜oes diretas e indiretas de algumas propriedades importantes do reservat´orio como a porosidade, a permeabilidade, o tipo de rocha etc.... Embora forne¸cam uma informa¸c˜ao precisa do reservat´orio os dados de po¸cos s˜ao dispersos no campo e conhecidos em poucas localiza¸c˜oes. Desse modo, no processo de caracteriza¸c˜ao se faz necess´aria a integra¸c˜ao dessas informa¸c˜oes com o dado s´ısmico para agregar valor ao modelo.
Assim, gerar um modelo onde ocorre a integra¸c˜ao direta e correta entre a informa¸c˜ao s´ısmica e os dados de po¸cos pode aumentar o valor da interpreta¸c˜ao dos dados, melhorando o processo de tomada de decis˜ao. ´E poss´ıvel dessa forma aumentar a habilidade de interpretar os dados aumentando o entendimento e o conhecimento da subsuperf´ıcie.
ou realizada a partir de uma abordagem probabil´ıstica. Nesse contexto LATIMER (2004) descreve de maneira sucinta a evolu¸c˜ao observada no processo de modelagem de reservat´orios. Historicamente, o ge´ologo e o geof´ısico criavam seus pr´oprios modelos que eram posteriormente integrados para se criar a id´eia comum do prospecto, do campo ou da bacia. Durante o in´ıcio da d´ecada de 80 iniciou-se a tentativa de integrar a geologia e a geof´ısica onde se esperava ao final ter um modelo do reservat´orio onde os dados de po¸cos e a informa¸c˜ao s´ısmica eram interpretados conjuntamente. No final dos anos 80, e in´ıcio dos anos 90, os modelos de reservat´orio gerados incorporavam desde o come¸co do processo as duas informa¸c˜oes. Atualmente, existe um esfor¸co para que essa integra¸c˜ao continue de uma maneira mais robusta aplicando uma metodologia definida e algoritmos matem´aticos poderosos. Desse modo, ´e poss´ıvel entender que o modelo do reservat´orio usado no processo de caracteriza¸c˜ao possui de maneira integrada os dados de po¸cos (porosidade, permeabilidade, satura¸c˜ao, f´acies, etc), dados de produ¸c˜ao, dados s´ısmicos, an´alise de testemunhos, id´eias conceituais e qualquer outra informa¸c˜ao que auxilie o entendimento do campo.
Integrar essas informa¸c˜oes matematicamente n˜ao ´e uma tarefa f´acil devido `as diferen¸cas na escala e ao fato da disponibilidade dos dados serem provenientes de v´arias fontes. Para que se possa ent˜ao gerar esses modelos integrados ´e preciso antes definir fluxogramas de trabalho, onde de maneira seq¨uencial o processo de caracteriza¸c˜ao de reservat´orios ganhe vida. Por´em, definir esse fluxograma tamb´em ´e uma tarefa complicada, na se¸c˜ao seguinte, ´e realizada uma an´alise de alguns fluxogramas utilizados em trabalhos de caracteriza¸c˜ao com o objetivo de estud´a-los e posteriormente definir um para ser aplicado neste estudo.