[pt] A modelagem tridimensional (3D) de gradiente de pressões de poros geralmente é feita utilizando dados sísmicos e calibrada com dados de poços, não sendo comum na indústria de petróleo a geração de modelos 3D baseados exclusivamente em dados de poços. A utilização de dados de poços para modelos unidimensionais do gradiente de pressão de poros, contudo, é trivial. Neste trabalho são apresentadas modelagens 3D de pressão de poros pelo método de Eaton e pelo método de Bowers, exclusivamente a partir de dados de poços (14) de um campo brasileiro. A metodologia utilizada foi baseada no programa Drillowrks 3D, da Knowledge Systems, sendo considerado apenas o fenômeno da subcompactação como possível mecanismo gerador das sobrepressões. Embora os dados sísmicos sejam os mais usados na indústria de petróleo e gás para a modelagem 3D de pressão de poros, um estudo de caso apresentado neste trabalho mostra que o uso de dados de poços para a modelagem 3D de pressão de poros é satisfatório, atingindo-se erros inferiores a 1ppg para ambas as metodologias, em relação a medidas diretas de pressão de poros. / [en] Tridimensional (3D) modeling of pore pressure gradient is usually based on seismic data and calibrated with well data. Tridimensional models based exclusively in well data are not common in the oil industry. However, well data are regulary used to derive unidimensional models of the pore pressure gradient. The current work presents 3D models of pore pressure gradient using the Eaton method and Bowers method, derived from 14 wells data in a Brazilian field. The methodology used was based in the software Drillowrks 3D, from Knowledge Systems. The undercompaction mechanism was considered as the overpressure generator. Although the seismic data are the most commonly used in oil and gas industry for 3D pore pressure modeling, a case study presented herein shows that using wells data for 3D pore pressure modeling is satisfactory, with errors less than 1ppg in both methods in respect to direct measurements of pore pressure.

[pt] A caracterização das pressões de poros nas bacias sedimentares marinhas é fundamental dentro da etapa de planejamento dos projetos de perfuração na indústria do Petróleo. Uma vez que o desconhecimento dessas pressões coloca em risco a integridade das pessoas nas sondas de perfuração, o ambiente, além de causar grandes prejuízos para as companhias. As metodologias para a estimativa das poropressões na indústria do petróleo tiveram grande desenvolvimento a partir da década de1950. Porém, a grande maioria delas não levam em consideração caraterísticas geológicas importantes como a diagêneses das rochas, as condições de contorno para o fluxo de fluidos, e os mecanismos de dissipação das sobrepressões durante o tempo geológico. Por isso, o principal objetivo do trabalho é fortalecer os estudos convencionais de estimativa de pressão de poros incluindo uma metodologia não convencional com abordagem na modelagem de bacias. Essa metodologia permite analisar o fenômeno como um sistema dinâmico, bem como levar em consideração os mecanismos de geração e de dissipação das pressões durante a evolução geológica da Bacia. Apresenta-se a descrição dos principais mecanismos de geração de sobrepressão, a teoria que descreve o fenômeno das sobrepressões, as metodologias convencionais utilizadas na indústria do petróleo e as hipóteses da metodologia baseada na modelagem de bacias. Utilizou-se o software SEMIMT, do instituto de pesquisa da Noruega, o SINTEF, para realizar a estimativa das poropressões na Bacia de Guajira, uma região offshore do norte da Colômbia. A estimativa das pressões considerou os contornos da bacia, o modelo geológico da região, o histórico de soterramento da Bacia, bem como de modelos de compactação e os modelos de fluxo vertical e fluxo horizontal dos fluidos. O resultado da estimativa das pressões permitiu definir quatro zonas com diferente grau de sobrepressão na área em estudo, que foram comparados com uma metodologia convencional, bem com dados históricos de poços perfurados na região. / [en] Pore pressure prediction is a critical issue for well planning in the oil and gas industry. It is even more critical for offshore environments due to high risks involved in drilling operation. Blowout is the main risk regarding pore pressure since it could cause rig explosion, and oil spills to environment. Such problems can lead a successful company to a very weak position. Therefore, since the fifties, several methodologies for pore pressure prediction have been developed for the industry. Most of them just consider the mechanism of compaction as the main cause of overpressure, ignoring other factors such as rock diagenesis, boundary conditions for fluid flow, and pressure dissipation during the geologic history. That is why the main objective of this work is improving current pore pressure studies, including an alternative methodology (developed by the Norway Petroleum Research Institute - SINTEF), from a scale of basin modeling. That methodology allows analyzing the pressure phenomenon like a dynamic system, where the interaction of the overpressure and the pressure dissipation mechanisms are considered during the geological history. In this paper, main characteristics of overpressure mechanisms are briefly described as well as common methodologies used in the Oil and Gas industry for pressure prediction. Furthermore, the most important hypothesis for basing modeling methodology is described. SEMIMT software was used to predict pore pressure in Guajira Basin, an offshore region located in north Colombia. Results of basin modeling methodology allowed defining four overpressure zones which fit adequately with wells data. Besides, that result was compared with a conventional methodology. Finally, a discussion about the results is presented, highlighting the main advantages and disadvantages observed in this research.

[pt] O tempo não produtivo (NPT) durante a perfuração de poços de petróleo pode ser responsável pela perda de milhões de dólares em atividades offshore. A má previsão da pressão de poros pode ser uma das responsáveis pelo NPT de um poço ou mesmo sua perda definitiva em campos geologicamente complexos, como em bacias evaporíticas. Nesses campos complexos, os métodos de previsão de pressão de poros convencionais nem sempre são capazes de prever bem a distribuição de pressão de poros, mesmo após a perfuração de número considerável de poços. Este trabalho estuda técnicas alternativas que atendam ao problema de previsão de pressão para esses casos. Para fundamentar os estudos, é apresentada uma revisão sobre os riscos associados à perfuração em bacias evaporíticas e sobre os métodos de previsão de pressão existentes (métodos convencionais, sísmicos, modelagem geológica geomecânica 3D, modelagem pelo método dos elementos finitos e modelagem de bacias). Avaliando os problemas de perfuração nestes campos e as dificuldades de previsão dos métodos convencionais, nota-se que a complexidade imposta pelas consequências da presença do sal pode ser reduzida pelo uso de métodos que considerem a geologia local de forma mais abrangente em seu fluxo de trabalho. Concluiu-se que a modelagem de bacias e a modelagem geológica geomecânica 3D têm forte potencial de aplicação para estes casos. As técnicas, contudo, não tem a previsão de pressão de poros por objetivo principal, mas podem ser aplicadas ou adaptadas para tal fim. Este estudo apresenta adaptações de metodologia e/ou aplicações direcionadas de ambas para fins de previsão de pressão de poros. Para validar as propostas apresentadas, estudos de caso foram desenvolvidos e apresentaram resultados considerados bastante satisfatórios. / [en] The non-productive time (NPT) while drilling oil and gas wells may be responsible for losing millions of dollars, especially in offshore activities. Bad pore pressure predictions may be responsible for large NPT or even the definitive loss of well in geologically complex fields, such as evaporate basins. On these complex fields, the conventional pore pressure prediction methods sometimes are not capable of providing good predictions, even if a considerable number of wells has been already drilled. This thesis studies alternative techniques which may attend for pore pressure prediction in these cases. In order to develop a consistent knowledge about the case, a literature review has been conducted in two ways: to understand what are the risks associated to drilling in evaporate basins; to review what are the available methods for pore pressure prediction (conventional methods, seismic methods, 3D geological and geomechanical modeling, finite element methods and basin modeling). During analyzing geomechanical drilling risks in these sites, and the difficulties found by conventional methods to predict it, it was noted that the complexity imposed by the presence of salt bodies can be reduced by using methods that make a strong use of geological knowledge on their workflow. It has been concluded that basin modeling and 3D geological and geomechanical modeling have a good potential to be applied for this goal. The techniques, nevertheless, do not have pore pressure prediction as their main goal, but can be applied to or adapted for such finality. This work presents some methodology adaptations and/or applications of both of techniques directed to pore pressure prediction goals. In order to validate the presented proposals, case studies has been developed, and their results were considered satisfactory.