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

[pt] Injeção de CO2 em reservatórios depletados tem ocorrido nos últimos anos como uma forma efetiva de recuperação avançada de óleo e gás. Mais recentemente, a injeção de CO2 em depósitos geológicos vem sendo considerada uma alternativa viável para a redução da emissão de gases de efeito estufa na atmosfera. Nesses dois cenários, o CO2 injetado reage com a rocha, alterando algumas de suas propriedades petrofísicas e geomecânicas. Um dos principais depósitos são os reservatórios carbonáticos. O objetivo desta tese é aprimorar o entendimento em relação aos efeitos mecânicos da injeção de CO2 em rochas carbonáticas. Esse tópico é de grande interesse para a indústria de óleo e gás, devido aos procedimentos de sequestro de CO2 e recuperação avançada de óleo. Nesses dois cenários, o CO2 é injetado em reservatórios carbonáticos, alterando algumas das propriedades petrofísicas e geomecânicas da rocha reservatório. Essas alterações podem aumentar os riscos relacionados à produção, uma vez que essas mudanças na estrutura porosa da rocha tendem a modificar o fluxo de óleo e também de provocar a compactação do reservatório. Com o objetivo de melhorar a compreensão da interação CO2 e rochas carbonáticas, nesta tese foram feitos ensaios de laboratório e modelos numéricos. Para os ensaios de laboratório, uma solução de CO2 e água deionizada foi injetada em amostras de Indiana Limestone e coquina. Também foram executados ensaios mecânicos antes e depois da injeção de CO2, com o objetivo de avaliar os efeitos nas propriedades mecânicas das rochas carbonáticas. A caracterização mecânica foi realizada a partir de ensaios de compressão uniaxial e triaxial. Foram observadas consideráveis reduções nas resistências à compressão e nos módulos de Young das amostras de coquina e Indiana Limestone, quando submetidas ao ensaio de injeção de CO2. Houve também um aumento na porosidade medida pelo MicroCT e pelo porosímetro na amostra de coquina sujeita a injeção de solução de CO2. Os resultados experimentais foram utilizados para calibração e validação dos modelos numéricos. Com relação aos modelos numéricos, o método dos elementos discretos (DEM) foi utilizado. Para simular de forma adequada o comportamento do material, uma metodologia, englobando o modelo de contato, a geração da amostra e o procedimento de calibração foi apresentada. A calibração dos parâmetros do DEM foi feita considerando os resultados dos ensaios mecânicos realizados antes e depois do ensaio de dissolução. O modelo numérico foi capaz de simular corretamente os ensaios uniaxiais e triaxiais realizados nas amostras de Indiana Limestone e coquina. Adicionalmente, a metodologia apresentada para o modelo em DEM conseguiu gerar bons resultados considerando a degradação pela injeção de CO2 das propriedades mecânicas da Indiana Limestone, e resultados satisfatórios para a coquina. / [en] CO2 injection in depleted reservoirs has been largely employed over the past years as an effective process for oil and gas enhanced recovery. More recently, the injection of CO2 in geological deposits is considered a viable alternative to reduce greenhouse gases in the atmosphere. In these two scenarios, the injected CO2 interacts with the rock deposit altering some petrophysical and geomechanical properties. One of the main deposits is carbonate reservoirs. The objective of this research is to improve the knowledge regarding the mechanical effects of CO2 injection on carbonate rocks. Changes to the rock pore structure may change oil flow, cause reservoir compaction and containment issues. In order to improve the insight on the interaction between CO2 and carbonate rocks, laboratory tests and numerical models were carried out in this study. For the laboratory tests, a solution of liquid CO2 and deionized water was injected through Indiana Limestone and coquina samples. In addition, mechanical tests were executed before and after CO2 injection, to evaluate the effects on the mechanical properties from the carbonate rocks. The mechanical characterization was conducted by performing uniaxial and triaxial compressive tests. From the laboratory results, significant reduction on the unconfined compressive strength and on Young s moduli from the coquina and Indiana Limestone samples when subjected to the CO2 injection test was observed. In addition, an increase in porosity was also noted from MicroCT scans and porosimetry measurements on the coquina sample after the injection of CO2 solution. These results were used for the numerical model calibration and validation. Regarding the numerical model, the Discrete Element Method (DEM) was adopted. To accurately simulate the material behavior, a methodology encompassing the contact model, the sample generation and the calibration procedure is presented. The calibration of the DEM parameters used the results from the mechanical tests on the rocks prior and after the dissolution tests. The numerical model was able to accurately simulate the uniaxial and triaxial tests on the Indiana Limestone and coquina samples. In addition, the methodology presented for the DEM model managed to accurately reproduce the mechanical degradation due to CO2 injection on Indiana Limestone and to a lesser degree, on coquina samples.