Orientadores: Olindo Gomes de Souza Junior, Carlos Henrique Lima Bruhn / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-24T22:27:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Braga_MarioSergiodosSantos_M.pdf: 5596494 bytes, checksum: 3b53e925a65ef6e172be5a5cc02f4ab9 (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: A matriz de proporção de fácies é uma ferramenta que permite estabelecer modelos 3D da distribuição espacial das heterogeneidades dos reservatórios, a partir das informações obtidas nos poços e na sísmica. O presente trabalho objetivou a construção de matrizes de proporção de fácies dos depósitos sedimentares deltaicos da Formação Pojuca da Bacia do Recôncavo, segundo diferentes metodologias. Precedendo a construção das matrizes de proporção, foi efetuada a correlação rocha-perfil através da utilização de duas abordagens não-paramétricas, uma supervisionada e outra não-supervisionada. O resultado da correlação permitiu a definição de quatro litotipos (conjuntos de fácies permo-porosas) cuja análise do arranjo espacial mostrou que o intervalo estratigráfico estudado poderia ser dividido em três zonas com características litológicas distintas. As matrizes de proporções de fácies, construí das para estas zonas e para o intervalo total, possibilitaram compreender as relações de continuidade lateral e vertical existentes entre os litotipos. Além disto, as três matrizes de proporção construí das para a zona predominantemente arenosa mostraram distintos padrões de continuidade dos litotipos. Por fim, os arranjos espaciais dos litotipos tanto desta zona como do intervalo estratigráfico total, obtidos das matrizes de proporção, foram simulados através de um algoritmo estocástico gaussiano truncado. As imagens geradas confirmaram que os padrões de continuidade dos litotipos variaram em função da matriz de proporção utilizada e ratificaram a importância do emprego da matriz de proporção na modelagem de reservatórios heterogêneos / Abstract: The facies proportion matrix is a tool wich enables the construction of 3D models for the distribution of reservo ir heterogeneities by using well and seismic information. This work aimed to build proportion matrixes of the deltaic facies of the Pojuca Formation in the Recôncavo Basin through different methodologies. The fIrst step before building the proportion matrixes was to perfom a core vs. log estimation based on two different nonparametric approaches, one supervised and another non-supervised. As a result of such estimation, four lithotypes (different facies grouped by similar porosity and permeability characteristics) were defIned. By its turn, the spatial distribution of these lithotypes determined the division of the studied stratigraphic section into three zones with distinctive lithological characteristics, one of them sand-rich and more important in relation to reservo ir aspects. The facies proportion matrixes built for these zones and for the studied stratigraphic section signifIcantly improved the understanding of the relations in horizontal and vertical continuities that exist among the lithotypes. Finally, the spatial distribution of the lithotypes (i) of the whole stratigraphic section and (ii) of the sand-rich zone were simulated through a truncated Gaussian algorithm. The generated images confIrm that the lithotype patterns of continuity depend on the type of proportion matrix wich is used, they also corroborate the importance in using proportion matrixes to model heterogeneous reservoirs / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Orientador : Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:39:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barros_ArmandoPaulo_M.pdf: 5165235 bytes, checksum: 9170738053be4f3455b999525d408dfa (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Esta dissertação aborda a caracterização geológica de um reservatório flúvio-eólico do Cretácio Inferior de um campo da Bacia do Recôncavo. A caracterização envolveu principalmente: (1) o estudo de litofácies e associações de litofácies, bem como os processos deposicionais relacionados; (2) a interpretação dos sistemas deposicionais e o estudo de estratigrafia de alta resolução e geometria do reservatório; (3) a correlação rocha-perfil e identificação de eletrofácies para permitir o mapeamento das heterogeneidades e propriedades Petrofísicas do reservatório; e (4) o estudo da qualidade da rocha e do fluido, e do comportamento da pressão e da produção do reservatório. Na parte inferior do reservatório estudado ocorrem sedimentos fluviais nterpretados como depositados por rios meandrantes com canais poucos sinuosos. No topo, o reservatório é constituído JX>r arenitos eólicos depositados em dunas de areias. Foram identificadas oito litofácies (seis fluviais e duas eólicas). A calibração rocha-perfil mostrou que há uma boa correspondência entre os perfis e a litologia, notadamente em função da textura e diagênese. As oito litofácies foram agrupadas em quatro eletrofácies, sendo três fluviais e uma eólica. Técnicas estatísticas foram empregadas com o objetivo de identificar as eletrofácies nos poços não testemunhados. Os dados de produção e pressão sugerem compartimentalização do reservatório relacionada à variações nas características do óleo. No topo da estrutura há uma região com baixíssima produção acumulada de óleo (baixa fluidez), apesar de conter as litofácies mais permeáveis encontradas neste estudo. A alta percentagem de parafina presente no óleo produzido (26%) e a baixa temperatura desta região (ao redor do ponto de fluidez do seu óleo- 25-40°C), sugere precipitação de parafinas no interior do reservatório. A erosão de espessa seção de sedimentos sotopostos ao reservatório estudado deve ser a causa do abaixamento da temperatura desta jazida. A porção média da acumulação é a mais produtiva do reservatório, apesar de sua menor permeabilidade, o que pode ser explicado pela temperatura desta região que está acima do ponto de fluidez do seu óleo. Quatro classes de qualidade das rochas-reservatório foram definidas com base nas impregnações de petróleo, na porosidade e na permeabilidade. As principais heterogeneidades que controlam o fluxo de fluidos no reservatório são: (1) camadas descontínuas de folhelhos e de arenitos de baixa permeabilidade; (2) arecorrência vertical das litofácies; e, (3) a região com óleo de baixa fluidez / Abstract: This dissertation presents a detailed study of an Early Cretaceous, fluvial-aeolian reservoir from the Recôncavo Basin, northeastern Brazil. This study, developed at the oil field scale, inc1uded essentially: (1) the description of lithofacies and lithofacies associations, as well as their depositional processes; (2) the interpretation of depositional systems, high-resolution stratigraphy and geometry ofthe studied reservoir; (3) log-rock correlation, and identification of electrofacies toallow the mapping of reservoir heterogeneities and petrophysical properties; and (4) the study of rock and fluid quality, and of reservoir behavior. The studied sandstone reservoir was deposited in low-sinuosity fluvial and aeolian (dune settings) systems. Eight lithofacies (two aeolian and six fluvial) were identified. There is good correlation between lithofacies and well log signatures, which are related main1y with the rock texture and diagenesis. The eight lithofacies were grouped into four electrofacies (one Aeolian and three fluvial). Statistical techniques were used to trace these electrofacies in the uncored wells.Production and pressure data suggest reservoir compartmentalization along the studied oil field, which are related with variation fi the quality of the oil. There is very low oi! production from the reservoir upper portion, despite of the fact that it contains the most permeable lithofacies. This is probably related with paraffin precipitation, as suggested by the high content (26 %) of paraffin in the recovered oil, and the low reservoir temperature (25 - 40 °C, around the pour point). Erosion of a thick section of over1ying sediments may have been responsible for the present reservoir low temperature. The mid portion of the reservoir is the best production zone, despite its lower permeability; this is explained by the fact that this portion presents temperatures above the pour point of the oil. Four classes of reservoir rocks where recognized on the basis of porosity, permeability, and types of oil shows. Major reservoir heterogeneities that control oil flow are: (1) discontinuous beds of low-permeability sandstones and mudstones; (2) frequent interbedding of distinct lithofacies; and (3) occurrence of oil with low temperature (around pour point) / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios