Top PDF Caracterização de um reservatório de hidrocarbonetos usando modelagem sísmica 2D

Falhas identificadas na sísmica, ou reconhecidas em secções transversais, formam uma das principais descontinuidades em larga escala, ou heterogeneidades, como citado acima, encontrada em muitos reservatórios. Algumas falhas são selantes, ou seja, elas não deixam o fluxo se estabelecer dentro do reservatório, e se comportam como barreiras que isolam completamente uma parte de um reservatório de outra. Em outros casos, as falhas podem se tornar dutos ao longo das quais os fluidos podem migrar para cima e para baixo entre as diferentes zonas internas de um reservatório. O conhecimento da existência, características, localização e transmissibilidade de falhas são necessárias e muito importantes na caracterização, construção do modelo estrutural, simulação e, conseqüentemente, para um gerenciamento correto de um reservatório. A figura 10 abaixo mostra um exemplo de um mapa de isópacas.

A análise petrofísica é essencial para caracterização de reservatórios de hidrocarboneto, fornecendo parâmetros para avaliação do potencial econômico do campo. Este estudo foi realizado em um reservatório carbonático fraturado da Formação Quissamã, Bacia de Campos, composto predominantemente por calcarenitos e calcirruditos da Formação Quissamã, o qual foi denominado de Campo B. Este reservatório é essencialmente microporoso, com porosidade média a alta (15-30%) e, em geral, apresenta baixa permeabilidade de matriz (0,1-10 mD). As relações petrofísicas podem ser bastante complexas em reservatórios carbonáticos, em função da maior heterogeneidade na distribuição de fácies e porosidade nestas rochas. O grau de complexidade torna-se ainda mais elevado para o caso de reservatórios fraturados. Foi desenvolvido neste estudo um fluxo de trabalho para caracterização petrofísica da matriz deste reservatório carbonático, através da utilização de dados de perfis elétricos e de plugues. O objetivo do trabalho foi identificar possíveis comportamentos de fluxo distintos e definir regiões do campo com provável contribuição de fluxo intergranular. Para isto, é indispensável entender a relação entre os controles geológicos e o comportamento dinâmico do reservatório. A partir da análise das propriedades petrofísicas da matriz foram reconhecidas duas regiões do reservatório com comportamentos de fluxo distintos, diretamente influenciados pela heterogeneidade do sistema poroso. Na área sul foi constatado baixíssima permeabilidade de matriz, decorrente do amplo predomínio de microporosidade, que confere esta característica de fluxo às rochas. Na área norte foram observados os melhores índices de permeabilidade de matriz para o campo, associados à contribuição de fluxo intergranular, devido à preservação de porções

O presente trabalho trata da caracterização do sistema poroso e da predição por modelagem numérica de propriedades petrofísicas de rochas reservatório de petróleo a partir de imagens 3-D adquiridas com microtomografia computadorizada de raios-X. A escala espacial de análise é a do chamado “core plug”, amostras, em geral cilíndricas (com diâmetro típico de cerca de 2,5 cm) retiradas de testemunhos do reservatório. Assim, este trabalho tem como objetivo geral o estudo de técnicas de cálculo de propriedades petrofísicas por meio de análise de imagens. Para tanto, utiliza-se uma representação do sistema poroso em rede de poros e ligações, possibilitando a simulação numérica do escoamento monofásico através do meio poroso e a determinação da permeabilidade absoluta. Também, simulam-se processos de deslocamento de fluidos, na condição de equilíbrio mecânico, de forma a se obter curvas de pressão capilar.

85 do mais, o processo de seleção dos consórcios bacterianos de rocha enriqueceram o gênero Ochrobactrum pouco descrito quanto a sua capacidade de síntese de biossurfactantes. Enquanto a metodologia usada na seleção do consórcio proveniente de água de produção favoreceu a seleção de um consócio mutualista entre procariotos e eucariotos. A análise dos resultados funcionais, corroborando com o perfil metabólico obtido após análise in silico, confirmam o banco de dados customizado BIOSURFDB como uma excelente ferramenta, específica para estudos de genes sobre biossurfactantes, biodegradação e metabolismo de enxofre de modo integrado. Adicionalmente, muitas sequências mesmo não classificados em bancos de dados globais do NCBI foram anotados para as funções de interesse quando comparados com bancos de dados específico. Desse modo, a caracterização das comunidades microbianas de reservatório de petróleo mostrou integração e a riqueza de microrganismos tanto já bem descritas como também não classificadas ou mesmo novos como envolvidos na degradação de hidrocarbonetos, síntese de moléculas surfactantes e no metabolismo de enxofre.

DO CORTE GEOLÓGICO B-B’ (VER FIGURA 11) (MODIFICADO DE GLENNIE, 1998 CITADO POR KATATA, 2013). ......................................................................................... 15 FIGURA 11 – CORTE GEOLÓGICO DO PERFIL B - B’ NA DIREÇÃO NE – SW QUE ATRAVESSA O GRABEN CENTRAL HOLANDÊS E ÁREAS CIRCUNDANTES ( MODIFICADO DE DUIN , 2006 CITADO POR KATATA , 2013). ............................................................................. 16 FIGURA 12 – FLORESTA PANTANOSA DO CARBÓNICO SUPERIOR , HÁ 300 MILHÕES DE ANOS ; NELA ENCONTRAM - SE AS MAIS IMPORTANTES ROCHAS GERADORAS DE HIDROCARBONETOS DO MAR DO NORTE ( IN BRITAIN ’S OFFSHORE OIL AND GAS – NORTH SEA . NATURAL GAS DEPOSITS AND PETROLEUM DEPOSITS ). ....................... 17 FIGURA 13 – SECÇÃO TRANSVERSAL QUE MOSTRA A RELAÇÃO ENTRE A BACIA SEDIMENTAR ROTLIEGEND E OS ESTRATOS PRÉ – PÉRMICO ERODIDOS; (D – DEVONIANO, D1 – DINANTIAN, N – NAMURIANO, A – VESTEFALIANO A, B – VESTEFALIANO B, CD – VESTEFALIANO C-D (ADAPTADO POR GLENNIE, 1998). ........ 18 FIGURA 14 – DESERTO DO PÉRMICO, HÁ 270 MILHÕES DE ANOS. LOCAIS ONDE EXISTIAM LAGOS, ATUALMENTE CORRESPONDEM AOS RESERVATÓRIOS DA FORMAÇÃO DE ROTLIEGEND NO MAR DO NORTE (ADAPTADO POR BRITAIN ’ S OFFSHORE OIL AND GAS – NORTH SEA . NATURAL GAS DEPOSITS AND PETROLEUM DEPOSITS , SEM DATA DE

As informações hidrogeológicas clássicas têm sido cada vez mais complementadas com as informações geofísicas subsuperficiais que permitem obter imagens mais precisas de sistemas aqüíferos (Schwinn & Tezkan, 1997; Unsworth et al., 2000; Krivochieva e Chouteau, 2003; Meju et al., 2003; Kafri & Goldman , 2005; Pedersen et al., 2005; Mota e Monteiro dos Santos, 2006). Falgàs et al. (2011) caracterizam a estrutura litológica complexa e o estado de intrusão da água do mar combinando informações hidrológicas, dados audiomagnetotelúricos (AMT) e modelos de reflexão e refração sísmica. Assim, eles determinaram a espessura e continuidade das unidades aqüíferas, bem como a morfologia e a profundidade do aquífero.

Para a simulação da indicadora utilizou-se a rotina sisim da GSLIB. A opção escolhida foi a categórica, com as categorias não-reservatório e reservatório (0 e 1), com percentagem de ocorrência de 43 e 57% respectivamente. O arquivo de dados continuou sendo o mesmo. Construi-se uma malha de 140 x 1 x 80, com (20 x 0,5 x 2,0) m. Ou seja, um retângulo de (2800 x 0,5 x 160) m. O raio da elipsóide de procura foi de (700 x 700 x 40) m, sendo que na direção x a distância (700 m), foi baseada em duas vezes a separação dos poços; na direção z, baseado no número de grandes ciclos sedimentares (dois), com espessura de 40 m. Como só são duas categorias, os variogramas e seus modelos são iguais, portanto os parâmetros para o modelo ajustado em vmodel.par é copiado e colado.

Segundo Lowry & Jacobsen (1993), a compreensão do arranjo das camadas, bem como de suas propriedades internas, é bastante estratégica no desenvolvimento de um campo petrolífero, uma vez que exercem um impacto significativo no comportamento da produção de fluidos. Outro fator que influencia na movimentação de fluxos de fluidos é a presença de clastos argilosos, camadas de folhelho, quase sempre com boa continuidade lateral. Hand et al. (1994) observaram que estes folhelhos contínuos disseminados num reservatório podem fazer com que a capa de gás, ao se expandir, deixe para trás óleo aprisionado, daí advindo a importância do mapeamento de heterogeneidades. A identificação de heterogeneidades em microescala, bem como da interação rocha/fluido durante os processos de injeção devem ser realizadas dada à necessidade de se prever danos à formação durante a perfuração e produção, pois tais danos em reservatórios areníticos podem ocorrer pela migração de partículas, expansão das argilas, etc.

O Campo de Ilha da Caçumba localiza-se na Bacia do espirito santo, no município de Caravelas (BA), a 6 km sul da cidade de Caravelas. O estudo desse campo teve como principal motivação, a localização do campo. O campo situa-se em uma das bacias mais prolíficas do brasil, a bacia do Espírito Santo, onde nela são encontradas importantes acumulações de hidrocarbonetos. Um dos exemplos mais notáveis dessa bacia é o campo de Cação. Outro fator de atração neste campo é a importância dos arenitos fluviais e estuários do membro Mucuri, que são formações reservatório do campo da ilha de Caçumba e de imensos reservatórios carbonáticos lacustres do “pré-sal”, onde o estudo desses arenitos possibilita angariar informações sobre a evolução tectonossedimnetar dos principais reservatórios dessa camada “pre-sal”. O estudo dessa formação reservatório foi realizado através da caracterização geológica. A caracterização desse campo ocorreu por meio da interpretação e correlação, dos perfis de poços em conjunto com a sísmica 3D do campo, onde se buscou compreender a evolução tectonossedimentar do principal reservatório, localizado entre o Aptiano ao Eoalbiano, e suas estruturas de migração e trapeamento. Onde através dessa caracterização geológica do campo, se chegou à conclusão que a formação, em ambiente marinho, e o desenvolvimento (evolução) do principal reservatório convencional arenítico do campo da ilha de Caçumba, possui trapeamento do tipo estrutural, com anticlinais em rollovers associados a falhas lístricas. Sendo esse conjunto, falhas lístricas e dobras em rollover, a combinação perfeita para a migração e o acúmulo de hidrocarbonetos.

Tipicamente, os dados sísmicos são medidos de acordo com uma geometria regular; os traços sísmicos são medidos em vários locais ao longo de direções ortogonais (chamados de inline e crossline). O con- junto de dados inclui as medidas de tempo de trânsito da onda e de suas amplitudes sísmicas. Por sua vez, os dados de poços são geralmente usados na caracterização do reservatório para uma validação dos resul- tados da inversão. Além disso, os dados dos poços fornecem medições diretas das propriedades das rochas e dos fluidos, como velocidade de onda-P e S, densidade, porosidade e saturação de fluido, entre outras. Estas informações são essenciais para a estimativa do pulso sísmico (ou wavelet ) ( DE FIGUEIREDO et al. , 2014) e a calibração do modelo de fí- sica de rocha ( GRANA; ROSSA , 2010). A estimativa do pulso sísmico afeta os resultados da inversão sísmica, diferenças em sua fase causam alterações na posição vertical das interfaces das rochas e além disso, equívocos em relação a energia do pulso causam variações nos valores das propriedades.

É o método estratigráfico para interpretar dados sísmicos a fim de melhor compreender a evolução tectonossedimentar de uma bacia, segundo Severiano Ribeiro (2001). A sismoestratigrafia baseia-se na reflexão sísmica, que, por definição, é o registro temporal de percurso de ondas sísmicas (considerando ida e volta) artificialmente gerada em superfície e refletida nas interfaces físicas das rochas. As interfaces, por sua vez, demarcam o contraste de impedância acústica entre dois pacotes rochosos e contínuos. Vale ressaltar que a impedância acústica é definida como o produto da velocidade que a onda P atravessa um pacote rochoso pela densidade do pacote (Martins, 2001).

Tamb´ em tentamos utilizar outras fun¸c˜ oes de distˆ ancia como a distˆ ancia de Haus- dorff, por´ em obtemos resultados melhores usando a Equa¸c˜ ao 3.2, pois foi mais fre- quente encontrarmos correspondˆ encias erradas ao utilizarmos a distˆ ancia de Haus- dorff. Essas correspondˆ encias erradas acontecem porque a distˆ ancia de Hausdorff ´ e dada pela maior distˆ ancia m´ınima entre pares de pontos dos dois conjuntos, e por- tanto por¸c˜ oes semelhantes das duas curvas n˜ ao s˜ ao levadas em considera¸c˜ ao, ou seja mesmo se houver pontos de uma curva pr´ oximos a pontos da outra curva, a distˆ ancia de Hausdorff depender´ a apenas da maior distˆ ancia. Consequentemente uma curva c pode ter a mesma distˆ ancia de Hausdorff para um par de outras curvas, mesmo que uma dessas possua pontos mais pr´ oximos de c do que a outra. Por sua vez, a distˆ ancia param´ etrica fornece valores que levam em conta pontos pr´ oximos. Um exemplo disso pode ser observado na Figura 3.9.

O objetivo desse trabalho de mestrado foi desenvolver uma ferramenta para simular a fase de preenchimento do processo de moldagem por inje¸c˜ao, com um fluido n˜ao Newtoniano, considerando a influˆencia da temperatura, e usando o m´etodo de volumes finitos e malhas n˜ao estruturadas. A escolha pela utiliza¸c˜ao de malhas n˜ao estruturadas foi baseada nas dificuldades de utiliza¸c˜ao de malhas estruturadas em geometrias complexas, comumente utilizadas com moldes em processos de moldagem por inje¸c˜ao. Para implementa¸c˜ao da solu¸c˜ao num´erica associada ao problema do preenchimento de moldes foram utilizados o m´etodo de volumes finitos e uma estrutura de dados topol´ogica denominada SHE - Singular Handle Edge [Nonato et al., 2002, Nonato et al., 2003, Nonato et al., 2004].

2.7 ESTUDOS ANTERIORES NA BACIA HIDROGRÁFICA DO VACACAÍ MIRIM Alguns estudos já foram desenvolvidos no reservatório do Vacacaí Mirim: Gastaldini et al. (2000) realizaram um estudo sobre a influência das características hidrológicas na avaliação da qualidade da água do reservatório do arroio Vacacaí Mirim. O monitoramento hidrológico foi realizado por meio de uma estação fluviométrica e outra pluviométrica; com relação aos dados de qualidade da água, o monitoramento foi feito com coletas mensais em quatro pontos do reservatório. Foram utilizados os dados de 24 campanhas de coletas de amostras e análises realizadas no período de 1996 e 1997. A pesquisa concluiu que existe correlação entre os parâmetros hidrológicos e de qualidade, sendo os parâmetros que mostraram maior correlação com variáveis hidrológicas foram durezas, alcalinidade, turbidez e cor.

Adoptou-se apenas a acção sísmica tipo 1 (sismo de magnitude moderada a pequena distância focal e duração de 10 segundos, vulgarmente designado de sismo próximo) em virtude de ser esta a mais desfavorável para estruturas com frequências idênticas às da ponte em estudo. Foi considerada a sismicidade adequada ao local, i.e. à região Norte do País nas imediações da cidade do Porto, com uma classe de solo do tipo A (solos rijos) e aceleração máxima do solo de 0.1g, definida com base nas curvas de risco obtidas por Campos-Costa [11] para a cidade do Porto, para um sismo próximo e um período de retorno de 10000 anos.

É possível a ocorrência de camadas com Gradiente de Velocidade, no caso de gradiente positivo notamos curvas caminho-tempo curvilíneas e em gradientes negativos, a identificação direta com técnicas de refração sísmica não é possível. Podemos ter também a presença de Camadas Inclinadas, estas formam declives com um ângulo constante, para solucionar pode ser usado um ajuste, utilizando a mesma formulação matemática das camadas paralelas. A utilização de um tiro reverso detecta atrasos ou adiantamentos causados por essas camadas inclinadas, e combinando informações dos tempos de trajetória correspondentes as explosões das extremidades, estima-se a inclinação da interface.

Nas inversões linear e não-linear, o Complexo Metamórfico Santa Bárbara apresenta o topo em profundidade similar ao da modelagem 2D, aflorando na parte meridional. Na inversão linear (Fig. 6.17), a distribuição de susceptibilidade magnética se manteve próxima da distribuição adotada na modelagem 2D. Já na inversão não-linear (Fig. 6.18), as profundidades dos corpos 3 e 4 são de aproximadamente 430m e 800m, porém o corpo 4 apresenta mergulho para sudeste. O corpo 5 correspondente ao Grupo Itabira, apresentou uma geometria mais acentuada. O corpo 10 mergulha para nordeste e os corpos 8 e 9 se apresentam subverticais com profundidades médias de 2000m, os quais podem ser corpos gabróicos, já que estes afloram nas imediações da geometria modelada. A geometria do sinclinal Gandarela está de acordo com o resultado apresentado pela modelagem 2D.

A análise estrutural foi realizada considerando a acção sísmica através da introdução de espectros de resposta definidos no Eurocódigo 8, NP EN 1998-1 (2010) [8]. A verificação de segurança foi efectuada para os estados limite últimos, considerando as combinações de acções preconizadas na referida regulamentação, ao nível dos pontos críticos da estrutura, identificados através da análise das tensões máximas obtidas. Os valores limite considerados para a resistência à tracção e à compressão foram de 0,326 N/mm 2 e 1,467 N/mm 2 , respectivamente, correspondentes a dois

- a parte 4298 (1998): Materials and Workmanship for Earth Buildings estabelece requisitos de materiais e mão-de-obra a utilizar para este tipo de construção, cuja concepção[r]

em sete áreas contaminadas por derivados de petróleo. Prommer et al.(2002) avaliaram diferentes métodos e esquemas numéricos: diferenças finitas (DF), diminuição da variação total (TVD), método das características (MOC) e o método híbrido das características, para simular, a partir de dados observados em campo, o transporte e atenuação de hidrocarbonetos sob condições de fluxo transiente, utilizando o MT3DMS para a simulação. Os autores observaram menor dispersão numérica dos resultados quando aplicado o método híbrido das características, porém demandando maior esforço computacional quando comparado com os demais. Os autores compararam, ainda, os resultados da simulação em estado transiente e em estado estacionário, observando que o modelo em estado transiente melhor representou os processos que regem o transporte do contaminante.