Made available in DSpace on 2015-03-13T17:08:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1
FilipeSL_DISSERT.pdf: 18861623 bytes, checksum: dec06565f69ab3657111750b25f78441 (MD5)
Previous issue date: 2013-06-27 / The Camorim Oilfield, discovered in 1970 in the shallow water domain of the
Sergipe Sub-basin, produces hydrocarbons from the Carm?polis Member of the Muribeca
Formation, the main reservoir interval, interpreted as siliciclastics deposited in an
alluvial-fluvial-deltaic context during a late rifting phase of Neoaptian age, in the
Sergipe-Alagoas Basin. The structural setting of the field defines different production
blocks, being associated to the evolution of the Atalaia High during the rift stage and
subsequent reactivations, encompassing NE-SW trending major normal faults and NWEW
trending secondary faults. The complexity of this field is related to the strong facies
variation due to the interaction between continental and coastal depositional
environments, coupled with strata juxtaposition along fault blocks. This study aims to
geologically characterize its reservoirs, to provide new insights to well drilling locations
in order to increase the recovery factor of the field. Facies analysis based on drill cores
and geophysical logs and the 3D interpretation of a seismic volume, provide a high
resolution stratigraphic analysis approach to be applied in this geodynamic transitional
context between the rift and drift evolutionary stages of the basin. The objective was to
define spatial and time relations between production zones and the preferential directions
of fluid flow, using isochore maps that represent the external geometry of the deposits
and facies distribution maps to characterize the internal heterogeneities of these intervals,
identified in a 4th order stratigraphic zoning. This work methodology, integrated in a 3D
geological modelling process, will help to optimize well drilling and hydrocarbons
production. This methodology may be applied in other reservoirs in tectonic and
depositional contexts similar to the one observed at Camorim, for example, the oil fields
in the Aracaju High, Sergipe Sub-basin, which together represent the largest volume of
oil in place in onshore Brazilian basins / O Campo de Camorim, descoberto em 1970 na por??o de ?guas rasas da Subbacia
de Sergipe, produz hidrocarbonetos do Membro Carm?polis/Forma??o Muribeca,
principal intervalo reservat?rio, interpretado como silicicl?sticos depositados em um
contexto al?vio-fl?vio-deltaico na fase tardia do rifteamento da Bacia Sergipe-Alagoas,
Neoaptiano. O arcabou?o estrutural, que subdivide o campo em blocos produtores, est?
associado ? evolu??o do Alto de Atalaia durante a fase rifte e reativa??es posteriores,
apresentando falhas normais principais de dire??o NE-SW e falhas secund?rias de
dire??es NW-SE e E-W. A complexidade do campo est? ligada ? intensa varia??o
faciol?gica, resultante da intera??o entre os ambientes deposicionais continentais e
costeiros, e a justaposi??o dos estratos associada ? evolu??o estrutural. Este trabalho tem
como objetivo a caracteriza??o geol?gica dos reservat?rios para dar subs?dios ?s novas
perfura??es de po?os destinados a aumentar o fator de recupera??o do campo. Deste
modo, a partir da an?lise faciol?gica realizada em testemunhos e perfis geof?sicos, em
conjunto com a interpreta??o do volume s?smico 3D, prop?e-se uma metodologia que se
baseia na an?lise estratigr?fica de alta resolu??o, aplicada em um contexto geodin?mico
transicional entre os est?gios rifte e drifte de evolu??o da bacia, capaz de determinar as
rela??es espaciais e temporais das zonas produtoras e as dire??es preferenciais do fluxo
de fluidos, empregando para este fim, mapas de is?coras que representam a geometria
externa, e mapas de distribui??o de f?cies para as heterogeneidades internas destes
intervalos identificados em um zoneamento estratigr?fico de 4? ordem. Esta metodologia
de trabalho, integrada em um processo de modelagem geol?gica 3D, vai ser utilizada para
estabelecer a geometria da malha de po?os injetores/produtores do intervalo de interesse
e pode ser aplicada em outros reservat?rios cujo contexto tect?nico-deposicional seja
semelhante ao observado em Camorim, caso dos campos localizados no Alto de Aracaju,
Sub-bacia de Sergipe, que juntos comp?em o maior volume de ?leo in place na por??o
terrestre das bacias brasileiras
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufrn.br:123456789/18837 |
| Date | 27 June 2013 |
| Creators | Lira, Filipe Silva |
| Contributors | CPF:06892922449, http://lattes.cnpq.br/4094827215552998, Sousa, Debora do Carmo, CPF:91530962404, http://lattes.cnpq.br/3244080713189448, Para?zo, Paulo Lopes Brand?o, CPF:74942972787, Sa, Emanuel Ferraz Jardim de |
| Publisher | Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Programa de P?s-Gradua??o em Geodin?mica e Geof?sica, UFRN, BR, Geodin?mica; Geof?sica |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | English |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/masterThesis |
| Format | application/pdf |
| Source | reponame:Repositório Institucional da UFRN, instname:Universidade Federal do Rio Grande do Norte, instacron:UFRN |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
Page generated in 0.0022 seconds