Texte remanié de: Dissertation--Philosophische Fakultät--Universität Zurich, 2000. / Bibliogr. p. 139-144.

Os dados utilizados no estudo de reservatórios de petróleo são obtidos a partir de testemunhos de sonda, perfis de poços e registros sísmicos e como tais apresentam diferentes escalas de amostragem. A geoestatística multivariada proporciona uma maneira de integrar esses dados permitindo estimar uma variável escassamente amostrada com base nas suas próprias informações e naquelas de uma variável densamente amostrada. Nesse estudo, utilizou-se a cokrigagem ordinária, a cokrigagem colocalizada e a krigagem com deriva externa para coestimar a porosidade no Campo de Namorado a partir da impedância acústica. As co-estimativas obtidas por cada método foram comparadas quanto à correlação com a porosidade amostral, à reprodução das estatísticas descritivas amostrais e à correlação com a impedância acústica. A correlação entre os valores co-estimados e amostrais de porosidade é de aproximadamente 0.7, diminuindo apenas ao se utilizar a cokrigagem ordinária aplicada a dados heterotópicos. Quanto à reprodução das estatísticas amostrais, a média, mediana e o desvio padrão das co-estimativas são sempre menores que os respectivos amostrais. Os valores de máximo e mínimo das co-estimativas revelam ocorrência do efeito de suavização, exceto ao se utilizar cokrigagem colocalizada com Modelo de Markov. As co-estimativas obtidas por esse método correlacionaram-se melhor com as medidas de impedância acústica, mas essa correlação é muito baixa e inferior à obtida a partir dos dados amostrais. Adicionalmente, foi feita a caracterização petrofísica das fácies litológicas descritas para esse campo, elaborado o modelo tridimensional de fácies e calculado o volume poroso do reservatório. A fácies 1 constitui o reservatório de melhor qualidade, pois apresenta maiores valores de porosidade e permeabilidade. A fácies 2 representa um reservatório de qualidade inferior por ser porosa e menos permeável que a primeira. As fácies 3 e 4 são rochas capeadoras devido aos seus baixos valores de porosidade e permeabilidade. No modelo faciológico, as fácies 1, 2 e 4 ocorrem intercaladas, enquanto a fácies 3 apresenta distribuição mais ampla e contínua. Quanto aos volumes porosos, os maiores valores foram obtidos para os reservatórios definidos com base nos modelos de porosidade estimados pela cokrigagem colocalizada com utilização do Modelo de Markov e pela cokrigagem ordinária a partir dos dados heterotópicos. / Data used for studying petroleum reservoirs are obtained through drill core, well logs, seismic records and, as a consequence, they present different sampling scales. Multivariate geostatistics is a manner of integrating these data in order to co-estimate a poorly sampled variable based not only on its own information but also on a densely sampled variable. In this study, ordinary cokriging, collocated cokriging and kriging with external drift were applied to co-estimate porosity in the Namorado Oil Field based on measures of acoustic impedance. Correlation coefficients between co-estimates and sample porosity values, sample statistics and correlation coefficients between co-estimates and acoustic impedance measures have been examined. Correlation between co-estimated and sample values of porosity is about 0.7. Lower correlation was obtained by ordinary cokriging applied to heterotopic data. Co-estimates statistics such as mean, median and standard deviation are always lower than their equivalent sample statistics. Values of maximum and minimum indicate that co-estimates were smoothed except for collocated cokriging with Markov Chain results. Co-estimates obtained by this last method also presented the best correlation to acoustic impedance measures, though this correlation is very low and lower than that calculated through sample data. In addition to that, it was done petrophysical characterization of lithologic facies described for this oil field, elaborated 3D facies model and calculated the porous volume of the reservoir. Facies 1 constitutes a high quality reservoir rock since it presents the highest values of porosity and permeability. Facies 2 represents a inferior quality reservoir rock because it is porous but less permeable than the first. Facies 3 and 4 are seal rock for their low porosity and permeability values. In 3D model, facies 1, 2 and 4 are intercalated to each other while facies 3 presents a wider and more continuous distribution. Finally, the porous volumes were higher for the reservoirs defined based on porosity models estimated by collocated cokriging with Markov Chain and ordinary cokriging applied to heterotopic data.

Os dados utilizados no estudo de reservatórios de petróleo são obtidos a partir de testemunhos de sonda, perfis de poços e registros sísmicos e como tais apresentam diferentes escalas de amostragem. A geoestatística multivariada proporciona uma maneira de integrar esses dados permitindo estimar uma variável escassamente amostrada com base nas suas próprias informações e naquelas de uma variável densamente amostrada. Nesse estudo, utilizou-se a cokrigagem ordinária, a cokrigagem colocalizada e a krigagem com deriva externa para coestimar a porosidade no Campo de Namorado a partir da impedância acústica. As co-estimativas obtidas por cada método foram comparadas quanto à correlação com a porosidade amostral, à reprodução das estatísticas descritivas amostrais e à correlação com a impedância acústica. A correlação entre os valores co-estimados e amostrais de porosidade é de aproximadamente 0.7, diminuindo apenas ao se utilizar a cokrigagem ordinária aplicada a dados heterotópicos. Quanto à reprodução das estatísticas amostrais, a média, mediana e o desvio padrão das co-estimativas são sempre menores que os respectivos amostrais. Os valores de máximo e mínimo das co-estimativas revelam ocorrência do efeito de suavização, exceto ao se utilizar cokrigagem colocalizada com Modelo de Markov. As co-estimativas obtidas por esse método correlacionaram-se melhor com as medidas de impedância acústica, mas essa correlação é muito baixa e inferior à obtida a partir dos dados amostrais. Adicionalmente, foi feita a caracterização petrofísica das fácies litológicas descritas para esse campo, elaborado o modelo tridimensional de fácies e calculado o volume poroso do reservatório. A fácies 1 constitui o reservatório de melhor qualidade, pois apresenta maiores valores de porosidade e permeabilidade. A fácies 2 representa um reservatório de qualidade inferior por ser porosa e menos permeável que a primeira. As fácies 3 e 4 são rochas capeadoras devido aos seus baixos valores de porosidade e permeabilidade. No modelo faciológico, as fácies 1, 2 e 4 ocorrem intercaladas, enquanto a fácies 3 apresenta distribuição mais ampla e contínua. Quanto aos volumes porosos, os maiores valores foram obtidos para os reservatórios definidos com base nos modelos de porosidade estimados pela cokrigagem colocalizada com utilização do Modelo de Markov e pela cokrigagem ordinária a partir dos dados heterotópicos. / Data used for studying petroleum reservoirs are obtained through drill core, well logs, seismic records and, as a consequence, they present different sampling scales. Multivariate geostatistics is a manner of integrating these data in order to co-estimate a poorly sampled variable based not only on its own information but also on a densely sampled variable. In this study, ordinary cokriging, collocated cokriging and kriging with external drift were applied to co-estimate porosity in the Namorado Oil Field based on measures of acoustic impedance. Correlation coefficients between co-estimates and sample porosity values, sample statistics and correlation coefficients between co-estimates and acoustic impedance measures have been examined. Correlation between co-estimated and sample values of porosity is about 0.7. Lower correlation was obtained by ordinary cokriging applied to heterotopic data. Co-estimates statistics such as mean, median and standard deviation are always lower than their equivalent sample statistics. Values of maximum and minimum indicate that co-estimates were smoothed except for collocated cokriging with Markov Chain results. Co-estimates obtained by this last method also presented the best correlation to acoustic impedance measures, though this correlation is very low and lower than that calculated through sample data. In addition to that, it was done petrophysical characterization of lithologic facies described for this oil field, elaborated 3D facies model and calculated the porous volume of the reservoir. Facies 1 constitutes a high quality reservoir rock since it presents the highest values of porosity and permeability. Facies 2 represents a inferior quality reservoir rock because it is porous but less permeable than the first. Facies 3 and 4 are seal rock for their low porosity and permeability values. In 3D model, facies 1, 2 and 4 are intercalated to each other while facies 3 presents a wider and more continuous distribution. Finally, the porous volumes were higher for the reservoirs defined based on porosity models estimated by collocated cokriging with Markov Chain and ordinary cokriging applied to heterotopic data.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:26:13Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2004-10-15Bitstream added on 2014-06-13T20:34:00Z : No. of bitstreams: 1 lima_fm_me_rcla.pdf: 3201581 bytes, checksum: 6f8ab2edf8d2fedb1f3490ac48177861 (MD5) / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) / Das unidades litoestratigráficas que compõem a Formação Macaé, Albiano/Cenomaniano da Bacia de Campos, o Complexo Turbidítico do Campo de Namorado corresponde à unidade escopo desta dissertação. Na área de estudo, situada na porção centro-oeste da Bacia de Campos, a aproximadamente 80 Km da costa, foi elaborado um estudo estratigráfico, utilizando informações de perfis e testemunhos de vinte e três poços. Os objetivos desse trabalho foram: determinar as fácies reservatórios e não reservatórios; entender as associações verticais e laterais das fácies por meio da correlação de poços; elaborar um arcabouço estratigráfico; definir os limites principais da distribuição do Arenito Namorado na área de estudo; avaliar a direção principal do aporte sedimentar e identificar o tipo de reservatório estudado conforme classificação de Bruhn (1998). Foram elaboradas cinco seções estratigráficas, alinhadas aproximadamente nas direções longitudinais (dip) e transversais (strike) ao mergulho deposicional, que permitiram o reconhecimento de três grandes ciclos de deposição para o Arenito Namorado: ciclo basal ou da base, intermediário e ciclo do topo. As fácies reservatórios mapeadas foram interpretadas como complexos de lobos canalizados com base na comparação dos parâmetros geométricos descritivos do modelo de Bruhn & Moraes (1988). Na análise espacial dos mapas de espessuras e imagens simuladas observou-se que o Arenito Namorado mostra tendências de maiores espessuras preservadas orientadas segundo a direção NW-SE, podendo definir assim o eixo deposicional principal do complexo de lobos turbidíticos canalizados. Quando comparado à classificação proposta por Bruhn (1998) para reservatórios brasileiros formados em águas profundas, o modelo que mais se ajustou ao reservatório estudado é o tipo GSLc (Confined, Gravel/Sand-Rich Lobes) - Lobos Ricos em Cascalho e Areia Confinados em Calha. / The Namorado Turbiditic Complex, Albian/Cenomanian in the Campos Basin, is focused in this work. In the studied area, located in the center-west of Campos Basin, was elaborated one stratigraphic analysis using logs and cores provided by twenty three wells. This work aims i) to determine the reservoir facies and non reservoir facies; ii) to understand vertical and lateral facies association by using well correlation; iii) to compose a stratigraphic framework; iv) to define the main limits of the Namorado Sandstone spatial distribution in the studied area; v) to evaluate the main direction of the sand supply, and vi) to identify the type of the reservoir according to Bruhn (1998) classification. Five stratigraphic cross sections were composed and allowed to the recognition of three depositional cycles for the Namorado Sandstones: bottom, intermidiate and top cycle. The mapped reservoir facies were interpreted as channel lobe complex in comparison with geometrical parameters description according to Bruhn & Moraes (1988) model. Spatial analysis of net sand maps and simulated images suggest a NW-SE orientation for the depositional axis of turbiditic sandstones. According to the Bruhn (1998) s classification for the Brazilian deep water reservoirs, the type that better represents the studied reservoir is the GSLc type - Confined, Gravel/Sand-Rich Lobes.

Made available in DSpace on 2015-03-03T13:59:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FranciscoWFA.pdf: 1362232 bytes, checksum: 33548c2a28a5c7d6034cf165f163a691 (MD5) Previous issue date: 2009-05-22 / ?Peng was the first to work with the Technical DFA (Detrended Fluctuation Analysis), a tool capable of detecting auto-long-range correlation in time series with non-stationary. In this study, the technique of DFA is used to obtain the Hurst exponent (H) profile of the electric neutron porosity of the 52 oil wells in Namorado Field, located in the Campos Basin -Brazil. The purpose is to know if the Hurst exponent can be used to characterize spatial distribution of wells. Thus, we verify that the wells that have close values of H are spatially close together. In this work we used the method of hierarchical clustering and non-hierarchical clustering method (the k-mean method). Then compare the two methods to see which of the two provides the best result. From this, was the parameter ? (index neighborhood) which checks whether a data set generated by the k- average method, or at random, so in fact spatial patterns. High values of ? indicate that the data are aggregated, while low values of ? indicate that the data are scattered (no spatial correlation). Using the Monte Carlo method showed that combined data show a random distribution of ? below the empirical value. So the empirical evidence of H obtained from 52 wells are grouped geographically. By passing the data of standard curves with the results obtained by the k-mean, confirming that it is effective to correlate well in spatial distribution / Peng foi o primeiro a trabalhar com a T?cnica DFA (Detrended Fluctuation Analysis), uma ferramenta capaz de detectar auto-correla??o de longo alcance em s?ries temporais com n?o-estacionaridade. Nesse trabalho, a t?cnica de DFA ? utilizada para obter o expoente de Hurst (H) do perfil el?trico de Porosidade Neutr?nica dos 52 po?os petrol?feros Campo de Namorado, situado na Bacia de Campos ? RJ. A finalidade ? saber se o expoente de Hurst pode ou n?o ser usado para se caracterizar uma distribui??o espacial dos po?os. Assim, queremos verificar se os po?os que apresentam valores pr?ximos de H est?o espacialmente pr?ximos entre si. Neste trabalho foi utilizado o m?todo de agrupamento hier?rquico e o m?todo de agrupamento n?o hier?rquico (m?todo do k-m?dia). Em seguida comparamos os dois m?todos para ver qual dos dois fornece o melhor resultado. A partir disso, foi criado o par?metro (?ndice de vizinhan?a) o qual verifica se um conjunto de dados gerados pelo m?todo km?dia, ou de forma aleat?ria, forma de fato padr?es espaciais. Altos valores de indicam que os dados est?o agregados, enquanto que baixos valores de indicam que os dados est?o espalhados (sem correla??o espacial). Com aux?lio do m?todo de Monte Carlo observou-se que dados agrupados aleatoriamente apresentam uma distribui??o de inferior ao valor emp?rico. Portanto os dados emp?ricos de H obtidos dos 52 po?os est?o agrupados espacialmente. Ao cruzar os dados das curvas de n?vel com os resultados obtidos pelo k-m?dia, confirmam que este ? eficaz para correlacionar po?os em distribui??o espacial

Orientador: José Alexandre de Jesus Perinotto / Banca: Antonio Roberto Saad / Banca: Carlos Henrique Lima Bruhn / Resumo: Das unidades litoestratigráficas que compõem a Formação Macaé, Albiano/Cenomaniano da Bacia de Campos, o Complexo Turbidítico do Campo de Namorado corresponde à unidade escopo desta dissertação. Na área de estudo, situada na porção centro-oeste da Bacia de Campos, a aproximadamente 80 Km da costa, foi elaborado um estudo estratigráfico, utilizando informações de perfis e testemunhos de vinte e três poços. Os objetivos desse trabalho foram: determinar as fácies reservatórios e não reservatórios; entender as associações verticais e laterais das fácies por meio da correlação de poços; elaborar um arcabouço estratigráfico; definir os limites principais da distribuição do Arenito Namorado na área de estudo; avaliar a direção principal do aporte sedimentar e identificar o tipo de reservatório estudado conforme classificação de Bruhn (1998). Foram elaboradas cinco seções estratigráficas, alinhadas aproximadamente nas direções longitudinais (dip) e transversais (strike) ao mergulho deposicional, que permitiram o reconhecimento de três grandes ciclos de deposição para o Arenito Namorado: ciclo basal ou da base, intermediário e ciclo do topo. As fácies reservatórios mapeadas foram interpretadas como complexos de lobos canalizados com base na comparação dos parâmetros geométricos descritivos do modelo de Bruhn & Moraes (1988). Na análise espacial dos mapas de espessuras e imagens simuladas observou-se que o Arenito Namorado mostra tendências de maiores espessuras preservadas orientadas segundo a direção NW-SE, podendo definir assim o eixo deposicional principal do complexo de lobos turbidíticos canalizados. Quando comparado à classificação proposta por Bruhn (1998) para reservatórios brasileiros formados em águas profundas, o modelo que mais se ajustou ao reservatório estudado é o tipo GSLc (Confined, Gravel/Sand-Rich Lobes) - Lobos Ricos em Cascalho e Areia Confinados em Calha. / Abstract: The Namorado Turbiditic Complex, Albian/Cenomanian in the Campos Basin, is focused in this work. In the studied area, located in the center-west of Campos Basin, was elaborated one stratigraphic analysis using logs and cores provided by twenty three wells. This work aims i) to determine the reservoir facies and non reservoir facies; ii) to understand vertical and lateral facies association by using well correlation; iii) to compose a stratigraphic framework; iv) to define the main limits of the Namorado Sandstone spatial distribution in the studied area; v) to evaluate the main direction of the sand supply, and vi) to identify the type of the reservoir according to Bruhn (1998) classification. Five stratigraphic cross sections were composed and allowed to the recognition of three depositional cycles for the Namorado Sandstones: bottom, intermidiate and top cycle. The mapped reservoir facies were interpreted as channel lobe complex in comparison with geometrical parameters description according to Bruhn & Moraes (1988) model. Spatial analysis of net sand maps and simulated images suggest a NW-SE orientation for the depositional axis of turbiditic sandstones. According to the Bruhn (1998)’s classification for the Brazilian deep water reservoirs, the type that better represents the studied reservoir is the GSLc type - Confined, Gravel/Sand-Rich Lobes. / Mestre