Orientadores: Paulo Tibana e Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-20T22:31:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guimaraes_MarcusMoretzsohn_M.pdf: 4692711 bytes, checksum: d07c3e8659ebb91b130761e03663c7b7 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Neste trabalho são definidas e caracterizadas espacialmente as unidades de fluxo de um reservatório carbonático da Bacia de Campos, que, ao possuírem propriedades petrofísicas bastante diversas, representam heterogeneidades internas do reservatório. É proposto inicialmente o modelo deposicional que foi utilizado para embasar a correlação rocha-perfil. Dezessete fácies sedimentares foram agrupadas em nove fácies-reservatório e fácies-barreira, representando os tipos de rocha que se buscou identificar pela correlação rocha-perfil. É enfatizada a necessidade de se caracterizarem também as rochas que atuam como barreiras ao fluxo de fluidos. Foi testada a técnica estatística multivariada da análise. discriminante na identificação das eletrofácies. A utilização das variáveis categóricas - "modelo deposicional" e "subzona" -, além dos perfis, foram determinantes na discriminação das oito eletrofácies com boa margem de acerto. Posteriormente, descreveu-se a geometria externa das unidades de fluxo por mapas e seções estratigráficas elaboradas através de correlação geológica, sendo escolhida uma para posterior comparação com os resultados dos modelos geoestatísticos. A modelagem estocástica permitiu gerar algumas imagens bidimensionais de mesma direção da seção geológica escolhida, utilizando-se dois modelos de ajuste dos semivariogramas experimentais, um contínuo e outro mais pepítico / Abstract: Carbonate reservoirs have lower recovery factors than those found in turbidite fields of Campos Basin, due to the presence of heterogeneities in several scales. In the studied reservoir, the most prominent heterogeneity is related to the flow units with different petrophysicals values, which cause higbly nonuniform fluid flow patterns. Identification of the electrofacies was performed by discriminant analysis. The categorical variables - "depositional model" and "subzone" - proved to be useful discriminators. The proposed geological depositional model supported the identification of the electrofades. Flow units of the studied reservoir were defined based on both geological and geostatistical description. The results obtained from the stochastic modelling were compared with those of geologica1 interpretation. Several possible interwell distributions of the flow units were generated by indicator sequential simulation, using theoretical, continuous and pepitic sem1variogram models / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Emilson Pereira Leite / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T18:29:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cataldo_RafaelAmaral_M.pdf: 3826932 bytes, checksum: 2389a2a5e78d7644118f034812b852e6 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: Esta pesquisa mostra a aplicação do método de inversão simultânea em dados sísmicos pré-empilhamento em um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, Brasil. Este método tem sido utilizado com sucesso em diversos reservatórios areníticos em várias regiões do mundo. O objetivo desta pesquisa foi o de avaliar e estudar a aplicação deste método em rochas carbonáticas albianas da Formação Quissamã. Com base em descobertas em campos próximos, esta Formação tem o potencial de possuir acumulações de hidrocarbonetos que podem ser revelados com o auxílio de modelos de inversão. Curvas de velocidades de ondas P (Vp), S (Vs) e densidade (?) ao longo de sete poços serviram como parâmetros de entrada para a construção de modelos iniciais tridimensionais. Os poços que não continham curvas de Vs e densidade foram calculados através de equações estabelecidas junto a literatura disponível. Assim, foram realizadas análises dos resultados da inversão ao longo dos poços. Com o intuito de criar os modelos iniciais de inversão, foram usados dados de impedâncias das ondas P (Zp), S (Zs) e ? ao longo dos poços. Os modelos tridimensionais finais foram calculados a partir dos desvios das relações lineares entre os logaritmos de Zs e Zp, assim como entre ? e Zp, os quais foram combinados com os modelos iniciais. Foram testados e analisados diversos parâmetros e filtros para a criação dos modelos iniciais e finais. As interpretações dos resultados da inversão foram conduzidas com base nos padrões encontrados em perfis de resistividade, raios gama, densidade, porosidade neutrão e sônico. Estas análises forneceram os critérios para selecionar os melhores modelos finais que são discutidos em detalhe. Os modelos finais mostram anomalias de baixa impedância consistentes com os estudos realizados junto aos perfis dos poços. Além disso, de acordo com as interpretações, um poço em particular possui alto potencial para conter hidrocarbonetos. O padrão de distribuição de impedâncias neste poço foi utilizado como referência para a identificação de outras regiões com alto potencial, dentro de todo o volume sísmico pré-empilhado disponível / Abstract: We have applied a method of simultaneous inversion of prestack seismic data of a hydrocarbon field located in the Campos Basin, Brazil. This method has been successfully applied to several sandstone reservoirs around the world. The purpose of this research was to test and study the application of this method to Albian carbonate rocks of the Quissamã Formation. Based on what is found in near fields, this Formation potentially contains hydrocarbon accumulations that could be revealed with the help of the inverted models. P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs) and density curves along seven wells were used as inputs to construct 3D initial models of acoustic impedance (Zp), shear impedance (Zs) and density (?). Wells without Vs and ? curves had those values calculated from well-established equations available in the literature. Analysis of the inversion results along wells were carried out. Final 3D models were calculated from deviations in linear relationships between the logarithms of Zs and Zp, as well as between density and Zp, which were merged with the initial models. We have tested and analyzed several parameters and filters to create initial and final models. Interpretations of the inversion results were conducted based on patterns found in logs such as resistivity, gamma ray, density, neutron porosity and sonic along the wells. These analyses provided criteria to select the best final models that are discussed in detail. The inverted models show low impedance anomalies that are consistent with previous studies performed with the well logs available. Furthermore, one well in particular was interpreted as having high potential to contain hydrocarbons. This well shows an impedance pattern that allowed us to highlight other areas with the same pattern throughout the entire prestack seismic volume / Mestrado / Geologia e Recursos Naturais / Mestre em Geociências