Submitted by Luana Fernandes do Nascimento (luanaf_n@yahoo.com.br) on 2016-12-14T18:53:09Z No. of bitstreams: 1 Luana_Unesp_Mestrado_Final.pdf: 15010826 bytes, checksum: d648b060d92f0de0538ad7924f8a3ce0 (MD5) / Approved for entry into archive by Felipe Augusto Arakaki (arakaki@reitoria.unesp.br) on 2016-12-19T17:24:32Z (GMT) No. of bitstreams: 1 nacimento_lf_me_rcla.pdf: 15010826 bytes, checksum: d648b060d92f0de0538ad7924f8a3ce0 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-12-19T17:24:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 nacimento_lf_me_rcla.pdf: 15010826 bytes, checksum: d648b060d92f0de0538ad7924f8a3ce0 (MD5) Previous issue date: 2016-10-21 / Outra / A área de estudo corresponde a um campo produtor de hidrocarbonetos situado no sudoeste da Bacia de Campos a 80 km da costa. Esta região produz hidrocarbonetos de diversos níveis estratigráficos, entre eles, os carbonatos do Albiano, foco deste estudo. O alto interesse econômico dos carbonatos no setor petrolífero mundial e a complexidade da sua análise nos dados geofísicos, justifica a importância desta pesquisa na definição de um método que auxilie na caracterização da distribuição regional da propriedade da rocha reservatório, neste caso, a porosidade. Neste contexto, este trabalho objetiva a determinação da heterogeneidade lateral e vertical das propriedades das rochas reservatórios, por meio da construção de um modelo geológico 3D de porosidade dos dois principais reservatórios identificados na Formação Quissamã (Grupo Macaé). Com esta finalidade, o método incluiu seis etapas principais: análise dos perfis geofísicos e correlação de poços, interpretação sísmica, conversão tempo x profundidade, análise de atributos sísmicos, análise geoestatística e modelagem geológica por meio da aplicação de Simulação Sequencial Gaussiana. Como níveis de referência, foram interpretados os intervalos estratigráficos correspondentes à Formação Outeiro e, na Formação Quissamã, os níveis Q1 e reservatórios R1 e R2 (principais produtores do campo). Estes níveis foram definidos com base na mudança do padrão geométrico dos perfis geofísicos de raio gama (RG), densidade (RHOB) e porosidade (Nphi). Os intervalos estudados estão distribuídos em um alto estrutural com eixo principal de direção NW-SE delimitado por falhas e pela própria geometria do banco carbonático. Na porção central do campo, este alto estrutural apresenta valores altos de porosidade (>21%), e se destacou no mapa de resistividade como portador de hidrocarbonetos nos reservatórios R1 e R2. Estas fácies carbonáticas variam para norte e nordeste da área com valores de porosidade mais baixos (<18%), representando a diminuição da qualidade dos reservatórios para estas regiões; esta observação, aliada à influência das falhas a sudoeste e nordeste do banco, permitiu classificar a trapa destes reservatórios como estrutural-estratigráfica. O sistema de falhas predominante na área de estudo corresponde ao NW-SE, que originou estruturas do tipo rollovers e horsts com potencial reservatório. Estas falhas abateram os blocos a sudeste e sul, que foram realçados nos mapas de atributos sísmicos como portadores de alta porosidade, comprovados por gráficos de correlação com coeficiente R2>0,65. Esta análise foi utilizada para determinar o modelo geológico 3D de porosidade, gerado por Simulação Sequencial Gaussiana. O resultado consistiu em uma representação coerente, com maior grau de certeza no alto estrutural central, que possui maior quantidade de dados de poços. Apesar das áreas a sudoeste e sul não apresentarem dados de poços, o método de Simulação Sequencial Gaussiana extrapolou altos valores de porosidade em 23% das 30 realizações geradas. / The study area is an ancient field and hydrocarbon producer, located in the southwest of the Campos Basin, in a water depth of approximately 100 m and 80 km distant from the coast. This region produces hydrocarbon from multiple stratigraphic layers, among them, there are the Albian carbonates, the focus of this research. The high economic interest in carbonates plays by the global oil industry and the complexity of their analysis in geophysical data, justifies the importance of this research to define a method, which determine the regional distribution of the property of the reservoir rock, in this case, the porosity. In this context, this study aims to determine the lateral and vertical heterogeneity of the properties of the reservoir rocks through the construction of a 3D geologic model of porosity from two main reservoirs in Quissamã formation (Macae Group). For this purpose, the method includes six major steps: analysis of well log and correlation of wells, seismic interpretation, conversion time vs. depth, analysis of seismic attributes, geostatistical analysis and geological modeling through the application of Gaussian simulation. The stratigraphic intervals such as Outeiro Formation and Quissamã Formation, which include level Q1, R1 and R2 reservoirs (main producers of the field) were interpreted as reference levels. These intervals were defined based on the change of the geometric standard of the geophysical profiles, as gamma ray (GR), density (RHOB) and porosity (Nphi). These levels are distributed in a carbonate bank with main axis in NW-SE direction, delimited by faults and its geometry. It was observed a structural high in the central portion of the field presenting high porosity values (> 21 %) that was highlighted in the resistivity maps as filled by oil in the reservoirs R1 and R2. These carbonate facies vary to the north and northeast of the area with lower values representing the decline in the quality of the reservoirs for these regions; this observation combined with the influence of the faults , in the southwest and northeast of the bank, allowed to classify the trap of these reservoirs as structural-stratigraphic. The predominant fault system in the study area corresponds to the NW-SE, which formed structures like rollovers and horsts with potential of being reservoir. These faults shot down the block to the southwest and south, which were highlighted in the maps of seismic attributes as having high porosity, supported by cross plots with correlation coefficient of R2> 0.65. This analysis was used to determine the 3D geologic model of porosity, generated by Gaussian simulation, most appropriate to the context of the geological area. The result was a coherent representation with greater certainty in the central structural high that presents a higher amount of well data. Despite the southwest and south areas do not present well data, the method was efficient in interpolate high values of porosity in 23% of 30 generated realizations. / PRH 05: 6000.0082154.13.4