[pt] Nos projetos de engenharia de poço, o conhecimento das pressões é fundamental para o planejamento do poço e otimização do processo construtivo. Em geral, as estimativas de pressão de poros são feitas baseadas em análises unidimensionais de poços de correlação e dependem da experiência do analista responsável. Tais estimativas não contemplam todos os dados de uma região e muitas vezes dados não são bem aproveitados. Neste trabalho, é apresentada uma metodologia para estimativa de pressão de poros tridimensional, onde as propriedades dos poços da mesma região foram extrapoladas para toda área através da ferramenta geoestatística. A partir desta extrapolação, foi possível obter-se perfis sintéticos em qualquer locação dentro da região delimitada com maior confiabilidade, enriquecer a compreensão global da região modelada e finalmente construir um cubo tridimensional de pressão de poros utilizando os modelos de Eaton e Bowers, baseando-se no critério que a região apresenta a mesma tendência de compactação. / [en] The knowledge of pore pressures of rocks is critical to several aspects of petroleum the well design and planning. Usually, in the petroleum industry, estimations are based on 1D analyses of the analogues wells and depend on the professional experience. Moreover, estimations do not consider the whole base data of the field. In this dissertation, is presented a methodology for 3D pore pressure estimation, where well data is calculated for the whole area applying a geostatistical tool to build the 3D properties model. From that, it was possible to make more credible synthetics well logs at any location, enrich the whole area comprehension, and also, to build the pore pressure cube based on Eaton and Bowers pore pressure estimations models.

[pt] As falhas geológicas são estruturas tipicamente interpretadas em duas dimensões, como superfícies, nos dados sísmicos e da mesma maneira são representadas em modelos geológicos de reservatórios de petróleo. Entretanto, as falhas são zonas tridimensionalmente complexas que representam regiões de fraquezas que concentram fraturas e rochas altamente e heterogeneamente deformadas. Portanto, a representação adequada destas zonas é importante para o gerenciamento e avaliação econômica de um campo de petróleo, com impacto nas áreas de perfuração, completação e locação de poços, estratégias para aumento de fator de recuperação e até na estimativa da reserva recuperável. Devido a grande importância dos reservatórios carbonáticos fraturados, mais de 60 por cento das reservas provadas de óleo e 40 por cento das reservas de gás no mundo [1] estão presentes nesses reservatórios, o trabalho proposto tem como objetivo a modelagem geológica estrutural de uma falha em rochas carbonáticas do reservatório de Gawar da Arábia Saudita a partir de parâmetros de deformabilidade obtidos por Ameen et al. [2]. O trabalho também aborda os impactos da resolução espacial dos dados sísmicos na intepretação destas estruturas, através da simulação da imagem sísmica da falha. Os resultados mostram que o método de elemento discreto é uma ferramenta adequada para modelagem realística de falhas geológicas, entretanto, alguns modelos obtiveram resultados não realísticos devido à dificuldade da manutenção da tensão confinante durante a produção da falha. Os estudos mostraram que apesar da interpretação volumétrica destas estruturas através das metodologias de interpretação baseadas em atributos sísmicos serem possíveis, existe uma considerável limitação devido a resolução espacial e na dificuldade dos algoritmos em formar a imagem sísmica da zona de falha, onde há contraste lateral de propriedades acústicas. / [en] Faults are structures typically interpreted in two dimensions, such assurfaces, in seismic data and are similarly represented in geological models of oil reservoirs. However, faults are three-dimensionally complex zones that represent regions of weakness that concentrate fractures and highly heterogeneously deformed rocks. Therefore, the adequate representation of these zonesis important for the management and economic evaluation of an oil field, withan impact on the areas of drilling, completion and location of wells, strategies for increasing the recovery factor and even on estimating the recoverable reserve. Due to the great importance of fractured carbonate reservoirs, more than 60 percent of the proven oil reserves and 40 percent of the gas reserves in the world[1] are present in these reservoirs, the proposed work aims at the geomechanical modeling of a geological fault in carbonate rocks of Saudi Arabia s Gawar reservoir from deformability parameters obtained by Ameen et al. [2]. The work also addresses the impacts of the spatial resolution of seismic data on the interpretation of these structures, through the simulation of the fault seismic image. The results show that the discrete element method is an adequate tool for realistic modeling of geological faults, however, some models obtained unrealistic results due to the difficulty of maintaining the confining stress during fault production. The studies showed that although the volumetric interpretation of these structures through interpretation methodologies based on seismic attributes are possible, there is a considerable limitation due to the spatial resolution and the inadequacy of the seismic data to adequately deal with the lateral contrast of acoustic properties present in areas close to the damage zones.

[pt] No Brasil, a partir de Março de 2006 com a constatação de indícios de gás e condensado de óleo na Locação Paraty (poço 1-RJS-617D do bloco BM-S-10) e poucos meses depois, em Agosto, com a descoberta da acumulação de óleo (poço 1-RJS-628A do bloco BM-S-11, pioneiro da área atualmente declarada como LULA) nos reservatórios carbonáticos de idade Aptiana e localizados na camada Sub-Sal da Bacia de Santos, estes reservatórios adquiriram importância estratégica para o desenvolvimento econômico e tecnológico do Brasil. A pesquisa realizada neste projeto visa desenvolver metodologia para estimativa de cenários 3D de propriedades mecânicas elásticas estáticas de deformabilidade: módulo de elasticidade e coeficiente de Poisson e do fator de acoplamento fluído-mecânico: coeficiente de Biot-Willis, integradas ao dado sísmico e que destinam-se a alimentar simulador mecânico, mitigando incertezas e riscos econômicos e de SMS ao longo da vida produtiva dos diversos campos do PPSBS. O pioneirismo do presente estudo encontra-se em: (I) realização de inversão sísmica determinística CSSI (constrained sparse spike) baseada em modelo inicial de Impedância-P ao longo de toda a sequência estratigráfica da Bacia de Santos: Pós-Sal, Sal e Pré-Sal considerando o efeito do soterramento em dado sísmico 0-offset cedido pela ANP (Agência Nacional do Petróleo), (II) desenvolvimento de Modelo de Física de Rochas (MFR) para toda a sessão estratigráfica da Bacia de Santos, com base em perfis de poços cedidos pela ANP e furos geotécnicos, para estimativa das propriedades mecânicas elásticas dinâmicas a partir da Impedância-P obtida na inversão sísmica e (III) realização de ensaios mecânicos simultâneos em análogo mecânico (bloco de travertino romano) da camada Pré-Sal da Bacia de Santos para determinação de relação de equivalência estático vs. dinâmico, como também emprego de mais duas relações de equivalência estático vs. dinâmico advindas de trabalhos científicos totalizando três cenários de propriedades mecânicas de deformabilidade estáticas e de coeficiente de Biot-Willis. Como resultado foi constatado que os três cenários 3D de propriedades mecânicas elásticas estáticas de deformabilidade e coeficiente de Biot-Willis, herdaram o nível de detalhamento da sísmica HD (High Definition) empregada, a saber: resolução vertical de aproximadamente 35m e resolução horizontal de aproximadamente 600m. Ao comparar o mais rígido dos três cenários com o menos rígido deles, observou-se que o módulo de elasticidade estático chega a variar até 35 por cento, o coeficiente de poisson estático chega a variar até 22 por cento e o coeficiente de acoplamento fluídomecânico de Biot-Willis chega a variar até 8 por cento, sendo que a maior variação está especialmente nos carbonatos do Pré-Sal de idade Aptiana, nos carbonatos do Pós- Sal de idade Albiana e nos arenitos do Pós-Sal do Paleógeno e Cretáceo Superior. / [en] In Brazil, in March 2006, with evidence of gas and oil condensate in the Paraty location (well 1-RJS-617D of block BM-S-10) and a few months later, in August, with the discovery of oil accumulation (well 1-RJS-628A of the block BMS- 11, pioneer of the area currently declared as LULA) in the Aptian-age carbonate reservoirs and located in the Sub-Salt layer of the Santos Basin, these reservoirs have acquired relevance for the economic and technological development of Brazil. The research carried out in this project aims to develop methodology for estimating 3D scenarios of static elastic mechanical properties of deformability: modulus of elasticity and Poisson s coefficient and the fluid-mechanical coupling factor: Biot- Willis coefficient, integrated to the seismic data and destined to feed mechanical simulator, mitigating uncertainties and economic and SMS risks throughout the productive life of the various PPSBS deposits. The pioneerism of the present study is: (I) performing deterministic CSSI (constrained sparse spike) seismic inversion based on the initial P-Impedance model throughout stratigraphic sequence of the Santos Basin: Post-Salt, Salt and Pre-Salt taking into account burial depth effect on the seismic trace, (II) development of Rock Physics Models (RFM) for the entire stratigraphic column of the Santos Basin, based on well logs and geotechnical holes, in order to estimate the dynamic elastic mechanical properties from the PImpedance obtained in the seismic inversion and (III) realization of simultaneous mechanical tests on mechanical analogue rock (Roman Travertine block) of Santos Basin Pre-Salt layer to determine static vs. dynamic relation, as well as using two static vs. dynamic relations from scientific studies to build three scenarios of static elastic mechanical properties of deformability and Biot-Willis coeficient. As a result, it was verified that the three 3D scenarios of static elastic mechanical properties of deformability, as well as, Biot-Willis coeficient inherited the level of detail of the HD (High Definition) used seismic, that is: vertical resolution of approximately 35m and horizontal resolution of approximately 600m. When comparing the most rigid of the three scenarios with the least rigid, it is observed that the static elasticity modulus vary up to 35 percent, static poisson s ratio vary up to 22 percent and the Biot-Willis coefficient variy up to 15 percent. The greater variation is especially in the carbonates of the Pre-Salt of Aptian age, in the carbonates of the Post-Salt of Albian age and in the sands of the Pos-Salt of Paleogeno and Upper Cretaceous.