Incertezas na modelagem e estudo de análogos

Incertezas na modelagem geológica estão associadas à falta de conhecimento e entendimento da própria geologia de uma área. Nas áreas que envolvem campos petrolíferos, as incertezas estão presentes desde as fases de avaliação até a etapa de desenvolvimento. E no caso de reservatórios as incertezas são envolvidas pela complexidade herdada do ambiente deposicional que o originou. Quando se pretende realizar um modelo 3D de um reservatório devem ser consideradas as variedades de incertezas que afetam em sua modelagem (Figura 4.31). Segundo Monteiro, (2005) apud Neves, (2007) os reservatórios são classificados quanto às incertezas em: incertezas geológicas e incertezas relacionadas a propriedades dos fluxos.

Figura 4.31: Visão simplificada da variedade de incertezas que afetam um modelo dereservatório. Modificado de Neves (2007).

Antes do processo de análise das incertezas é importante que seja identificado o contexto geológico no qual a região alvo para exploração está inserido. Importante também que durante a construção desses modelos sejam considerados os aspectos qualitativos, que está baseado na interpretação das informações exploratórias e que depende da experiência adquirida, e os aspectos quantitativos que estão relacionados com os dados geológicos, geoquímicos e geofísicos, e desse modo é possível analisar as incertezas dos atributos geológicos num modelo tridimensional.

Segundo Neves (2007), a modelagem 3D de reservatório se fundamentam em interpretações geológicas com um forte componente subjetivo, porque está se dando com uma realidade desconhecida. Devemos conviver com o fato de que a realidade nunca é por completo acessível e sempre haverá um grau de incertezas nos modelos. A subjetividade, no entanto, é minimizada quando se extrai o máximo de informações dos dados disponíveis a respeito do reservatório estudado.

As incertezas no processo de modelagem 3D de reservatório podem ser agrupadas e relacionadas a dois tipos: a) incertezas associadas aos próprios dados utilizados na modelagem, os quais estão relacionadas às limitações advindas da natureza dos dados utilizados e b) incertezas associadas as interpretações e aos modelos construídos e/ou assumidos durante a modelagem. A interpretação estrutural é uma das maiores fontes de incertezas, devido aos erros inerentes a sua construção decorrente dos dados diretos esparsos, da baixa resolução da sísmica, entre outros, que afetam diretamente os modelos. O modelo estratigráfico apresenta como incertezas, as correlações que são estabelecidas nos espaços entre poços. As demais atividades desenvolvidas no processo de modelagem de reservatório como a correlação rocha-perfil, as interpretações de perfis e análise de testemunhos, são presentes as incertezas.

Os estudos de análogos de reservatório para serem aplicados na modelagem 3D são algumas das ferramentas tecnológicas que o mercado petrolífero vem otimizando, pois sua aplicação envolve a união de dados de conhecimentos geológicos, ferramentas de engenharia de reservatório, além de suprir carências de informações de um determinado campo petrolífero, auxiliando no planejamento e previsão do comportamento futuro de campos de petróleo.

Estudos multiescalares detalhados com objetivo de que sejam elaborados modelos reais e/ou conceituais precisos para que as atividades explotatórias sejam direcionadas é de grande importância. Segundo Paim et al., (2003), simulações a partir de modelos digitais numéricos que permitam extrapolações para outras áreas, são realizadas através de dados reais e conhecimentos geológicos consistentes.

A identificação de heterogeneidades e de barreiras de permeabilidade e porosidade nem sempre são identificáveis em subsuperfície. Os afloramentos surgem como a melhor opção para os estudos de reservatórios análogos. Um análogo ideal é aquele que seja geologicamente comparável com o sistema em estudo, que possua uma excelente exposição em 3D numa área que seja grande o suficiente para capturar as escalas das heterogeneidades pesquisadas. Assim, os estudos de análogos ajudam numa melhor elaboração dos modelos geológicos, permitindo o reconhecimento de propriedades internas e externas importantes.

Os afloramentos análogos não pertencem, necessariamente, à mesma formação geológica ou grupo estratigráfico de um reservatório em estudo, mas é necessário que ambos tenham se originados de processos geológicos semelhante (Figura 4.32). Dados oriundos de análogos podem ser usados para o complemento de dados estatístico, uma vez que estes são dificilmente encontrados em quantidade suficientes e confiáveis. As heterogeneidades de um reservatório ocorrem em diferentes escalas, e o entendimento dessa variabilidade deve ser considerado para um bom desempenho dos processos de interpretação e modelagem. Os dados extraídos de análogos podem ser utilizados em cada uma das etapas desenvolvidas em uma modelagem. Cada etapa utiliza os dados com o propósito comum a suas necessidades.

Figura 4.32: A e B - Afloramento de análogo de depósitos deltaicos na Bacia de Neuquém, Argentina. Foto Interpretada de acordo com os elementos deposicionais deltaicos. Observa-se nas camadas basal de cores mais escuras um deposito associado a prodelta, enquanto as rochas mais claras sobrepostas estão associadas a fácies de Frente deltaicas. Foto: Brandão, A.T. (2008).

FÁCIES PRODELTA FÁCIES DE FRENTE DELTAICA DISTAL FÁCIES DE FRENTE DELTAICA PROXIMAL A B

5. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Neste trabalho foi apresentado um modelo geológico 3D com dados de 19 poços de um campo de óleo situado na Bacia do Recôncavo, os quais constam de dados de perfis elétricos e dados de 75 metros de testemunho. Foram identificadas 3 litofácies, as quais foram associadas aos elementos deposicionais de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e prodelta.

Considera-se fundamental adotar a análise dos dados e interpretação dos ambientes através da correlação de rocha-perfil, que originou as fácies, antes das etapas de construção de modelos de reservatórios.

A metodologia aqui usada tentou seguir uma rotina de trabalho de modelagem de reservatório seguindo etapas onde inicialmente houve análise e interpretação dos dados. Em seguida estabeleceu-se um arcabouço estrutural com falhas e superfícies de topo e base. Construído o arcabouço estrutural, geraram-se os horizontes estratigráficos e por fim realizou-se a distribuição das fácies, usando algoritmos de simulação geoestatística.

O modelo de fácies gerado neste trabalho deve subsidiar a distribuição de propriedades petrofísicas, de forma que se obtenha a distribuição espacial das características de permoporosidade do reservatório de acordo com as variações de fácies e assim conhecer a variabilidade das heterogeneidades que afetam o fluxo de fluidos.

O modelo de fácies proposto foi considerado satisfatório aos objetivos específicos, uma vez que representou bem o modelo conceitual do reservatório em estudo. As análises e interpretações dos dados de perfis e as interpretações de testemunho, foram de suma importância na construção do modelo de fácies.

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