UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS CURSO DE GEOLOGIA

i UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS CURSO DE GEOLOGIA ULISSES COSTA SOARES ELABORAÇÃO DE UM MODELO DE FÁCIES PARA MODELAGEM GEÓLOGICA 3D DE RESERVATÓRIOS PETROLÍFEROS EXEMPLO DE UM CAMPO DA BACIA DO RECÔNCAVO, BAHIA. Salvador - BA 2009

ii ULISSES COSTA SOARES ELABORAÇÃO DE UM MODELO DE FÁCIES PARA MODELAGEM GEÓLOGICA 3D DE RESERVATÓRIOS PETROLÍFEROS EXEMPLO DE UM CAMPO DA BACIA DO RECÔNCAVO, BAHIA. Monografia apresentada ao Curso de graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia. Orientadora: Geóloga Msc. Jaciara Barreto dos Santos Co-orientadora: Profª. Drª. Olívia Maria Cordeiro de Oliveira Salvador - BA 2009

iii TERMO DE APROVAÇÃO ULISSES COSTA SOARES ELABORAÇÃO DE UM MODELO DE FÁCIES PARA MODELAGEM GEÓLOGICA 3D DE RESERVATÓRIOS PETROLÍFEROS EXEMPLO DE UM CAMPO DA BACIA DO RECÔNCAVO, BAHIA. Monografia aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora: Jaciara Barreto dos Santos - Orientadora Mestre em 2003 pela Universidade Federal da Bahia Petrobras Olivia Maria Cordeiro de Oliveira - Co-orientadora Doutora em 2000 pela Universidade Federal Fluminense Universidade Federal da Bahia Aglaia Trindade Brandão - Examinadora Mestre em 2007 pela Universidade Federal da Bahia Petrobras Michael Strugale - Examinador Mestre em 2002 pela Universidade Federal do Paraná Petrobras Salvador, 18 de Dezembro de 2009

iv DEDICATÓRIA A Meus pais, Creuza Gomes Soares e Francisco Costa Soares pelo esforço, dedicação e confiança que sempre depositaram em mim. Meus irmãos, Ubiratan, Ubiracy, Ulindembergue e Wilson pelo apoio e incentivo.

v AGRADECIMENTOS Sonho que se sonha só é só um sonho que se sonha só, mas sonho que se sonha junto é realidade! (Raul Seixas) Ao iniciar esta página com a frase acima, pretendo postar meus sinceros agradecimentos aqueles que, de uma forma ou de outra, contribuíram na construção deste tão almejado sonho, que foram anos, dias e horas tão esperadas. Agradeço: A meus pais, Creuza Gomes Soares e Francisco Costa Soares, principais educadores, que pelos castigos e ensinamentos, foram responsáveis na formação de minha personalidade. E mesmos nos momentos de dificuldade e ausência, nunca faltaram-me com o Amor. Aos meus irmãos Ubiratan, Ubiracy, Ulindembergue e Wilson pelas lições, companherismo e fraternidades. Aos demais familiares: tios, tias, primos, cunhadas e minha avó Zilda, que sempre torceram por esse dia. A Engenheira da Petrobras Maria Olívia, chefe setorial do ATP-N/RES (UN- BA), que sem sua compreensão e apoio tudo seria mais difícil. A Petrobras pelos dados fornecidos na elaboração deste trabalho. A Geóloga Msc. Jaciara Barreto, primeiramente por ter aceitado carinhosamente o convite de orientadora e segundo pelas sugestões, criticas e orientações na construção desta monografia. A Co-orientadora Drª Olívia Maria pelos ensinamentos técnicos em sala e sugestões na confecção desta monografia. Aos Geólogos da Petrobrás César Henrique, Krombauer, Daiana Leite, José Domingos e Wladston pelas dicas, sugestões e pelo paciente auxilio no uso do software de modelagem. Aos técnicos da sala 415 do ATP-RES (UN-BA) Jeanne Mello, Jailton Fernandes, Josias Simões, Aurelice Avelar, Jair Laranjeiras e Armando pelo

vi convívio, momentos de risadas, por me fazerem sentir-se em casa e pela compreensão quando eu me ausentava, devido a faculdade. Aos demais colegas da Petrobras: Iara Brasileiro (e também colega da turma 2007.1 de Geologia da UFBA), Marcelo Berenguer, Tereza Lúcia, Cintia Paz, Rosani Alves, Elzinha, Ezequiel e Cristiane Paixão, pela amizade, afeto e recepção. Aos amigos e colegas do Curso de Geologia da UFBA, Cleiton Santos, Cleisson Mercês, Joel Nazário, Dante Palmeira, Giselle Damasceno, Erisson Tiano, Leidiane Sampaio, Carlos Balogh, Tatiana Moreno, Maria Araújo, Ana luíza e Ana Maciel. E também aos colegas do Curso de Geologia da UFRN, Arnóbio, Alex (porca), Allany (Jackson), Ajosenildo, Jack (fumaça), Luciano, Felipe (Danado) e Henrique (Resenha) pelos momentos vividos nesta fase de estudante de graduação em Geologia durante as viagens de campo, em salas de aulas, nos corredores ou na seletiva para formar as equipes de campo e seminários. A todos os professores da UFBA e UFRN que doaram parte de seus conhecimentos a minha pessoa: Aos que, possuindo sabedoria, transmitiram-na com amor, o meu preito de imorredoura gratidão. Aos que souberam suprir as limitações, doando-se por inteiro, meu perene reconhecimento. Aos que simplesmente me passaram alguma informação: Muito obrigado E aos que carecendo de luz, foram incapazes de se doar, que não seja julgado, mas compreendido. (Adaptado de Goethe)

vii Nenhuma parte substancial do Universo é tão simples que possa ser compreendida e controlada sem abstração. A abstração consiste em substituir a parte do universo em estudo por um modelo semelhante, porém de estrutura simples. Os modelos constituem, portanto, uma necessidade primordial de qualquer procedimento cientifico. Rosemblueth & Weiner (1945)

viii SUMÁRIO DEDICATÓRIA... iv AGRADECIMENTOS... v LISTA DE FIGURAS... x LISTA DE TABELA... xv LISTA DE SIMBOLOS... xvi RESUMO... xvii ABSTRACT... xviii 1. INTRODUÇÃO 19 1.1 JUSTIFICATIVA E MOTIVAÇÃO... 20 1.2 OBJETIVOS... 22 1.3 PROBLEMÁTICA... 23 1.4 METODOLOGIA... 23 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 25 2.1 Sistema deposicional deltaico... 25 2.1.1 Introdução 25 2.1.2 Fatores que controlam a formação de um Delta 26 2.1.3 Classificação de Deltas 27 2.1.4 Elementos deposicionais e fácies sedimentares deltaicos 28 2.2 Reservatórios petrolíferos... 30 2.2.1 Rocha reservatório 30 2.2.2 Heterogeneidades de reservatórios 31 2.3 Modelagem geológica 3D... 33 2.3.1 Introdução 33 2.3.2 Modelo conceitual 34 2.3.3 Modelo estrutural 35 2.3.4 Modelo estratigráfico 35 2.3.5 Modelo de fácies 36 2.3.6 Modelo petrofísico 36 2.4 Geostatística... 36 2.4.1 Conceitos fundamentais 36 2.4.2 Ferramentas utilizadas pela geoestatística 37 2.4.2.1 Semivariograma 38 2.4.2.2 Krigagem 39 2.4.3 Modelagem Geoestatística de reservatórios 40 2.4.3.1 Algoritmos de simulação 41

ix 3. CONTEXTO GEOLÓGICO DA ÁREA DE ESTUDO 44 3.1 Bacia do Recôncavo... 44 3.2 O Campo de estudo... 49 3.3 O Membro Santiago... 51 4. MODELAGEM GEOLÓGICA DO OBJETO DE ESTUDO 53 4.1 Dados disponíveis... 55 4.2 Etapas da modelagem... 56 4.3 Dados de testemunho... 61 4.4 Correlação Rocha - Perfil... 67 4.5 Construção do Modelo Estrutural... 70 4.6 Construção do Modelo Estratigráfico... 72 4.7 Modelo de Fácies... 76 4.8 Incertezas na modelagem e estudo de análogos... 82 5. CONSIDERAÇÕES FINAIS 86 6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 87

x LISTA DE FIGURAS Figura 1.1: Os quatro estágios básicos desenvolvidos na atividade de uma modelagem geológica 3D. Modificado de Neves, (2007).... 21 Figura 1.2: A) Mapa de situação do Estado da Bahia. B) Mapa de localização da Bacia do Recôncavo no contexto do Rifte Recôncavo-Tucano Jatobá e Localização do Campo de estudo na Bacia do Recôncavo. Modificado de Sbrissa, (2008).... 22 Figura 2.1: Classificação genética de deltas, baseada nas intensidades de fornecimento de sedimentos e dos fluxos de energia de ondas e marés, segundo três membros extremos: Deltas dominados por rios, Deltas dominados por ondas e Deltas dominado por marés, estabelecido por Galloway (1971). (Modificado de Galloway, 1975)..... 28 Figura 2.2: Diagrama simplificado dos principais elementos deposicionais do sistema deltaico. Modificado de Soares (1997).... 29 Figura 2.3: Aspectos de uma rocha porosa e permeável, onde os poros se encontram interconectados permitindo o fluxo de fluidos (A.1) e de uma rocha porosa e impermeável, cujos poros não estão interconectados (A.2). Em (B) mostra os principais constituintes sólidos e poros de uma rocha reservatório.... 31 Figura 2.4: Escalas de heterogeneidades: A) Escala de heterogeneidade mesoscópica representada pelas camadas de rochas não reservatórios e de baixa permeabilidade (camadas escuras). B) Escala de heterogeneidade macroscópica representada por litofácies com níveis impermeáveis (níveis escuros) e C) Escala de heterogeneidade microscópica representada por cimentação (áreas escuras)..... 33 Figura 2.5: Mostra os quatro estágios básicos de uma modelagem tridimensional. Modificado de Neves (2007)... 35 Figura 2.6: Principais parâmetros no ajuste de um variograma. Modificado de Réyes-Perez (2008)..... 39 Figura 2.7: Mostra dois tipos de modelagens estocásticas para um mesmo reservatório: A) Modelo baseado a pixel. B) modelo baseado a objeto (Booleano). Modificado de Neves, (2007)... 41

xi Figura 3.1: Localização da Bacia do Recôncavo no contexto do Rifte Recôncavo- Tucano- Jatobá. Modificado de Sbrissa (2008)..... 45 Figura 3.2: Seção geológica esquemática NW-SE, ilustrando o sistema de meiograben da bacia do Recôncavo. Modificado de Milhomem et al. (2003).... 45 Figura 3.3: Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo segundo Caixeta et al (1994)..... 48 Figura 3.4: Mapa de localização aproximado do Campo de estudo, situada a nordeste da Bacia do Recôncavo. Modificado de Brandão, (2007)..... 50 Figura 3.5: Seção Estratigráfica esquemática do Campo de estudo representando o Membro Santiago na Formação Pojuca.... 50 Figura 3.6: Seção Estratigráfica esquemática representando os cinco intervalos reservatórios (S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5) definido por Freitas, 1969. Modificado de Couto Anjos & Carozzi (1987).... 52 Figura 3.7: Ambiente deposicional do Membro Santiago na Bacia do Recôncavo, onde o Campo de estudo está localizado a nordeste da área. Modificado de Horschutz, (1971).... 52 Figura 4.1: Malha de distribuição dos poços do Campo de estudo..... 54 Figura 4.2: Mapa de superfície do topo do intervalo S-2 apresentando a distribuição dos poços na área de estudo..... 54 Figura 4.3: Mostra a disposição das seções traçadas de forma a representar o sentido transversal- strike (T1, T2 e T3) e longitudinal dip (L1, L2 e L3) do paleodepósito deltaico do Membro Santiago decorrente de noroeste...... 56 Figura 4.4: Seção strike estrutural - T2...... 57

xii Figura 4.5: Seção strike estratigráfica - T2...... 58 Figura 4.6: Seção dip estrutural - L2.... 59 Figura 4.7: Seção dip estratigráfica - L2... 60 Figura 4.8: Coluna litológica esquemática dos intervalos testemunhados. Mostrando um padrão de empilhamento coarsening de ciclos deltaicos progradacionais/retrogradantes...... 62 Figura 4.9: Fotomosaico de testemunho do intervalo S2, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta e Frente deltaica distal...... 63 Figura 4.10: Fotomosaico de testemunho do intervalo S3, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal...... 64 Figura 4.11: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4a, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal...... 65 Figura 4.12: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4b, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal...... 65 Figura 4.13: Seção strike estrátigrafica T2, onde estão apresentados os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal.... 68 Figura 4.14: Seção dip estrátigrafica L2, onde estão representados os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal... 69

xiii Figura 4.15: Mostra que as superfícies geradas para o modelo estrutural incluiu o topo da zona S-2 e a base da Zona S-4b.... 70 Figura 4.16: Construção do modelo de falha. Em (A) A falha é geometricamente modelada em forma de pilares com pontos editáveis. Em B, C, D e E mostra, respectivamente, a falha interceptando as superfícies dos topos das zonas S-2, S-3, S-4a e S-4b..... 71 Figura 4.17: Arcabouço estrutural limitada pelas superfícies e falhas. As linhas verticais correspondem aos poços da área estudada...... 72 Figura 4.18: Seção mostrando os intervalos definidos na etapa do modelo estratigráfico.... 73 Figura 4.19: Disposição das zonas. Optou-se pela disposição proporcional...... 73 Figura 4.20: Mostra o processo que define o layering, o tamanho e geometria das células e pode ser disposta em seguindo a base, o topo, proporcional entre outros. Optou-se pela disposição proporcional. O número de layers é mostrado na penúltima coluna.... 74 Figura 4.21: Modelo estratigráfico onde estão presentes os zoneamentos e as divisões em layers de cada zona. Acima mostra o grid geológico a partir dos parâmetros informados na figura 4.20.... 75 Figura 4.22: Análise dos dados para o intervalo S-3. Acima, a curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo..... 77 Figura 4.23: Análise dos dados para o intervalo S-4a. Acima, a curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo..... 78 Figura 4.24: Análise dos dados para o intervalo S-4b. Acima, a curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo..... 78

xiv Figura 4.25: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-2. Constituída totalmente pela litofácies de frente deltaica distal.... 79 Figura 4.26: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-3. Constituída pela litofácies de frente deltaica proximal e frente deltaica distal.... 79 Figura 4.27: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-4a. Constituída pelas litofácies de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e litofácies de prodelta... 80 Figura 4.28: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-4a. Constituída pelas litofácies de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e litofácies de prodelta... 80 Figura 4.29: Seção estrutural-estratigráfica vista de leste, onde se observa a forma dômica do objeto modelado, a disposição da falha e a relação entre as camadas reservatório e folhelhos.... 81 Figura 4.30: Distribuição tridimensional dos poços sobre o topo do intervalo S-3... 81 Figura 4.31: Visão simplificada da variedade de incertezas que afetam um modelo dereservatório. Modificado de Pacheco Neves (2007).... 82 Figura 4.32: A e B - Afloramento de análogo de depósitos deltaicos na Bacia de Neuquém, Argentina. Foto Interpretada de acordo com os elementos deposicionais deltaicos. Observa-se nas camadas basal de cores mais escuras um deposito associado a prodelta, enquanto as rochas mais claras sobrepostas estão associadas a fácies de Frente deltaicas. Foto: Brandão, A.T. (2008)...... 84

xv LISTA DE TABELAS Tabela 4.1: Relação de dados de perfis de poços...... 55

xvi LISTA DE SIMBOLOS = Letra grega Delta Φ = Phi Porosidade ФN= PhiN Porosidade neutrão Фe= PhiE Porosidade calculada º = Grau

xvii Soares, U.C. Elaboração de um modelo de fácies para modelagem geológica 3D de reservatórios petrolíferos - Exemplo de um campo da Bacia do Recôncavo, Bahia. Monografia. Universidade Federal da Bahia / Instituto de Geociências / Departamento de Geologia e Geofísica Aplicada / Salvador, BA. 2009. 90 p. RESUMO Este trabalho aborda a modelagem tridimensional de reservatório, realizado para o Membro Santiago da Formação Pojuca em um campo de petróleo da Bacia do Recôncavo, Estado da Bahia. O Membro Santiago é constituído por depósitos de origem deltaica com direção de paleocorrente para noroeste. Um estudo realizado por Freitas em 1969, dividiu-o em cinco intervalos reservatórios, definidos como: S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5. A modelagem 3-D visa seguir as etapas básicas de uma modelagem com objetivo de se obter um modelo de fácies. Para isso, fez-se uso de dados de 19 poços disponibilizado pela Petrobras, os quais constam de perfis elétricos e dado de testemunho. A análise do testemunho permitiu definir três fácies para o Membro Santiago, sendo duas fácies areníticas e uma fácies folhelhos, os quais foram associados aos elementos deposicionais deltaicos. Foram realizadas correlações dos poços a partir das interpretações definidas a partir de testemunho, e assim determinaram-se os topos e bases dos intervalos do Membro Santiago. A modelagem iniciou com a modelagem estrutural, onde foi definido o modelo de falhas e o modelo de superfícies, estabelecendo a arquitetura e a geometria externa do reservatório. Em seguida foi construído o modelo estratigráfico onde se definiram as superfícies que limitam as principais unidades dos reservatórios, bem como o número de layers estratigráficos. Por fim gerou-se o modelo de fácies utilizando curvas de proporção vertical e variogramas, de modo a representar, da melhor forma possível, as características das rochas reservatórios e sua variação espacial. Como resultado obteve-se um modelo de fácies definido em quatro intervalos: S-2, S-3, S- 4a e S-4b, onde o intervalo S-3 mostra-se como o melhor reservatório. Palavras-chave: MODELAGEM GEOLÓGICA 3D; MODELO DE FÁCIES; GEOESTATÍSTICA.

xviii ABSTRACT This work approaches the three-dimensional modeling of reservoir, carried through for the Santiago Member of the Pojuca Formation in a field of oil of the Basin of the Recôncavo, Bahia. The Santiago Member is constituted by deposits of deltaica origin with direction for the northwest. A study carried through for Freitas in 1969, it divided in five intervals reservoirs, defined as: S-1, S-2, S-3, S-4 and S-5. The modeling 3-D aims at to follow the basic stages of a modeling with objective of getting a facies model. For this, use of data of 19 wells became available by Petrobra's, which consist of electric profiles and data of well core. The analysis of the well core allowed to define three fácies for the Member Santiago, being two sandstone and one shales fácies, which had been associates to the deltaicos deposicionais elements. Correlations of the wells from the interpretations defined from well core had been carried through, and thus the top and bases of the intervals of the Santiago Member had been determined. The modeling initiated with the structural modeling, where it was defined the model of imperfections and the model of surfaces, having established the architecture and the external geometry of the reservoir. After that the estratigráfico model was constructed where if they had defined the surfaces that limit the main units of the reservoirs, as well as the number of layers estratigráficos. Finally created the facies model using vertical proportion curves and variograms in order to present the best possible characteristics of the reservoir rocks and their spatial variation. As result got a facies model defined in four intervals: S-2, S-3, S-4a and S-4b, where the S-3 interval reveals as optimum reservoir. Keywords: GEOLOGICAL MODELLING 3D; FACIES MODEL; GEOESTATISTIC

19 1. INTRODUÇÃO A elaboração de modelos de fácies de reservatórios é uma atividade continuamente desenvolvida em empresas do setor petrolífero. Desde a exploração de um campo e durante toda a sua vida de produção exercem um papel fundamental na predição do comportamento do fluxo nos reservatórios. O objetivo de se criar um modelo de fácies é reconstituir a geometria das principais associações de fácies e/ou dos elementos arquiteturais, refletindo a relação espacial e a continuidade entre as camadas. Para tanto, deve ser levado em consideração dois importantes fatores que afetam na movimentação dos fluidos: as propriedades permo-porosas e as heterogeneidades presentes (Souza Jr., 2006). Por haver diferenças nas escalas de heterogeneidade e das várias fontes de dados, gerar um modelo tridimensional constitui uma hierarquização das etapas percorridas neste processo. Dessa forma a modelagem geológica 3D é desenvolvida em quatro etapas básicas (Figura 1.1): i) Modelo estrutural; ii) Modelo estratigráfico; iii) Modelo de fácies e iv) Modelo petrofísico. Portanto o fluxo do trabalho na geração de um modelo 3D requer a integração de conhecimentos e junção de diferentes dados. Um modelo geológico tridimensional é uma representação simplificada de fenômenos naturais complexos e pouco conhecidos. Essa complexidade do fenômeno natural torna limitado o conhecimento geológico de certa área. Portanto a modelagem geológica de reservatório, como um processo de construção de um modelo, não consegue reproduzir por completo as heterogeneidades geólogicas. O conhecimento das informações diretas se faz através de dados de testemunhos ou amostras laterais de poços, que na verdade são informações muito úteis, porém pontuais. As informações indiretas são obtidas por dados provenientes de levantamentos sísmicos, testes de formação e perfis de poços. Deve-se ressaltar que no processo de modelagem geológica o objetivo não é apenas criar um modelo, mas também cubar a reserva, selecionar locais promissores, bem como determinar os melhores métodos de otimização da produção e recuperação de hidrocarbonetos (Gauw, 2007 Apud Reyes-Pérez, 2008).

20 Dessa forma, na geração de um modelo de distribuição espacial das propriedades petrofísicas, por exemplo, são utilizadas técnicas geoestatísticas, que na verdade são modelos probabilísticos usados para estimar ou simular valores nas posições espaciais onde não existem dados amostrados, reduzindo assim as incertezas. Com o avanço da informática e a necessidade de se conhecer a arquitetura, bem como entender o comportamento dos fluidos de um reservatório petrolífero, as empresas do ramo de petróleo e gás aderiram fortemente aos recursos computacionais. Existem atualmente vários softwares no mercado, desenvolvidos especificamente para gerar modelos geológicos digitais e para aplicações na engenharia de reservatórios. A proposta para realização da presente Monografia cumpre um dos requisitos para a obtenção do título de Graduação em Geologia pela Universidade Federal da Bahia. Neste trabalho serão apresentadas as etapas do processo na criação de um modelo de fácies de um reservatório petrolífero, utilizando dados de poços, ferramentas geoestatística e software de modelagem geológica. O reservatório estudado pertence a um campo produtor de óleo, situado na Bacia do Recôncavo, Estado da Bahia (Figura 1.2). A produção de hidrocarbonetos neste campo é realizada atualmente pela Petrobras. 1.1 JUSTIFICATIVA E MOTIVAÇÃO Na indústria petrolífera um dos maiores problemas é conhecer a arquitetura real de um reservatório. Diversos processos geológicos produzem distribuições espaciais complexas que afetam a qualidade das propriedades permoporosas. Estas complexidades são o que se entende por heterogeneidades de subsuperfície e o seu total conhecimento são raramente compreendidas. Portanto as incertezas são sempre presentes neste tipo de abordagem e o desafio é combinar o maior número de componentes relevantes das incertezas sobre as propriedades permoporosas. Desta forma, caracterizar um reservatório, através de estudo faciológico e modelagem das fácies deposicionais de um determinado reservatório é de fundamental importância para guiar a distribuição das características petrofísicas do reservatório, impactando no cálculo de volume de hidrocarboneto e no modelo de fluxo.

21 Figura 1.1: Os quatro estágios básicos desenvolvidos na atividade de uma modelagem geológica 3D. Modificado de Neves, (2007).

22 Figura 1.2: A) Mapa de situação do Estado da Bahia. B) Mapa de localização da Bacia do Recôncavo no contexto do Rift Recôncavo -Tucano-Jatobá e Localização do Campo de estudo na Bacia do Recôncavo. Modificado de Sbrissa, (2008) 1.2 OBJETIVOS Por ser uma etapa importante na caracterização de reservatório nas Empresas do ramo petrolífero, o desenvolvimento de um modelo tridimensional de fácies proposto neste trabalho dará subsídio para representar a melhor ligação entre os conhecimentos geológicos e as ferramentas da engenharia de reservatórios. O objetivo principal deste trabalho é propor um modelo tridimensional de fácies através da modelagem geológica de um reservatório petrolífero, utilizando procedimentos, informações e ferramentas geoestatísticas, geológicas e de recursos computacionais, tendo como base dados de poços de um campo produtor de óleo na Bacia do Recôncavo.

23 O objetivo específico deste trabalho é integrar dados de perfis elétricos de dezenove (19) poços do reservatório Santiago (Formação Pojuca) com o intuito de construir um modelo tridimensional de fácies. 1.3 PROBLEMÁTICA A geologia de subsuperficie é formada por processos geológicos de natureza complexa e, portanto é raramente compreendida em sua plenitude e mesmo em alguns locais é totalmente desconhecida. Em reservatórios de petróleo tal dificuldade também se faz presente. O conhecimento que se tem de alguns campos de petróleo são através de dados indiretos e/ou incompletos, sejam através de perfilagem, testemunhos, amostras laterais da formação ou integração de todos esses dados para se criar um modelo tridimensional. No entanto criar um modelo geológico tridimensional integrando dados que possam reproduzir a complexidade do ambiente de subsuperfície é a melhor maneira para se obter uma compreensão das características envolvidas na subsuperfície. 1.4 METODOLOGIA A metodologia aplicada neste trabalho consistiu no levantamento bibliográfico referente ao Membro Santiago, o qual é o objeto de estudo, levantamento de dados de perfil de poços e intervalos testemunhados. A segunda fase consistiu na análise e interpretação dos dados de poços do campo em estudo, os quais foram cedidos pela petrobras e constam de dados de perfil de 19 poços e de 75 metros de testemunho de um poço. os perfis analisados foram os raios gama (GR), potencial espontâneo (SP) e resistividade profunda. Os dados de testemunho foram descritos qualitativamente onde foram identificado fácies associadas a prodelta e frente deltaica proximal e distal. foram construídas seções dip e strike na área de estudo de acordo com a direção de deposição dos sedimentos do membro santiago que foram provenientes de noroeste. Com a análise dos perfis e dos dados de testemunho foi realizado uma correlação rocha-perfil para todas as seções, de forma a elaborar um modelo de eletrofácies para os poços não

24 testemunhados. A partir dessas eletrofácies em cada poço foi possível definir as superfícies de topo e base dos intervalos reservatórios. Nesta etapa foi aplicada ainda técnicas geoestatísticas, possibilitando estimar a correlação entre dados de poços, analisar a continuidade espacial e realizar simulações a partir das eletrofácies.

25 2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA Este capítulo apresenta uma revisão de temas, cujos conceitos e informações são inerentes ao objetivo deste trabalho. Inicia com o tema sobre ambiente deposicional deltaico, uma vez que o Membro Santiago (Formação Pojuca), o qual será o objeto a ser modelado, é classicamente definido como depositado em um ambiente de deltas. O segundo tópico refere-se aos reservatórios petrolíferos, propondo apresentar as principais características de um corpo reservatório, descrevendo suas propriedades e parâmetros que controlam o fluxo de fluidos. O terceiro tópico faz uma abordagem sobre as principais etapas de uma modelagem geológica 3D. Por fim este capítulo encerra com os conceitos e ferramentas da geoestatística, bem como sua aplicação na modelagem tridimensional de fácies. 2.1 SISTEMA DEPOSICIONAL DELTAICO 2.1.1 Introdução O termo delta foi usado pela primeira vez por Heródotus no ano de 400 A.C em referência a configuração exibida pela porção subaérea da Foz do Rio Nilo (Bhattacharya & Walker, 1992 apud Soares, 1997). A planície aluvial desta área está situada entre dois distributários principais e apresenta grande semelhança com a letra grega delta ( ). Barrell (1912) Apud Suguio (2003) usou o termo delta para designar um depósito parcialmente subaéreo construído por um rio no encontro com um corpo permanente de água. Trownbridge (1930) Apud Suguio (2003) ao estudar o delta do Rio Mississipi concluiu que o termo delta seria empregado para os sedimentos depositados por um rio nas vizinhanças de sua desembocadura. Assim, deltas compreendem um sistema de sedimentação ocupando uma posição intermediária entre ambientes continentais e marinhos, formando depósitos nas áreas onde ocorre o encontro de rios com oceanos, mares semi-restritos ou lagos. A formação de deltas necessita de uma corrente aquosa transportando uma carga sedimentar, que flua em sentido a um corpo permanente de água. Quando o

26 fluxo encontra a bacia receptora, os sedimentos de fração mais grossa se depositam próximo a borda do depocentro, enquanto os sedimentos de fração mais fina são transportados para áreas mais distais (Soares, 1997). Segundo Della Fávera (2001), o tipo de depósito resultante da descarga de um rio num corpo aquoso marinho ou lacustre, depende essencialmente do processo sedimentar dominante. Assim, poderão formar-se deltas dominados por rios, marés ou ondas. Os depósitos deltaicos têm grande importância econômica. Devido ao grande acúmulo de sedimentos que este sistema desenvolve constituindo ótimos plays para prospecção de combustíveis fósseis. 2.1.2 Fatores que controlam a formação de um Delta Os processos de sedimentação deltaica são controlados por vários fatores, os quais sofrem bastantes mudanças e conseqüentemente originam diferentes tipos de deltas. Os fatores que influem na sedimentação deltaica, segundo Coleman & Wright (1971 e 1975), são relacionados ao clima, flutuação da descarga fluvial e da carga sedimentar, processos associados à desembocadora fluvial, energia das ondas, regimes de marés, ventos, correntes litorâneas, declividade da plataforma, tectônica e geometria da bacia receptora. Os regimes fluviais, a depender do padrão de canal, afetam na granulometria e seleção das partículas transportadas. Assim os rios com grandes flutuações de descargas contribuem com sedimentos grossos e pobrementes selecionados, enquanto as descargas homogêneas favorecem a deposição de sedimentos finos e bem selecionados. Outro elemento que depende das variações de descarga, além da composição litológica da rocha matriz da bacia de drenagem, é o volume de sedimentos supridos, que tem importância na taxa e no padrão de crescimento dos deltas. Os processos costeiros na formação de deltas são representados principalmente pelos efeitos de ondas e marés. As ondas têm um papel importante na seleção e redistribuição dos sedimentos supridos pelos rios. Quando os sedimentos transportados pelos rios são lançados em ambientes com elevadas amplitudes de marés, estes têm importante papel na determinação das características dos corpos arenosos deltaicos. Nas áreas de desembocaduras dos

27 rios submetidos à macromarés, os deltas são formados exibindo sedimentos com feições típicas de planícies de marés e se distinguem das formadas sob condições de micromarés. O tipo de clima, como um fator de controle na formação de deltas, determina a intensidade da atuação dos processos físicos, químicos e biológicos de um sistema fluvial. Em áreas tropicais os rios transportam principalmente materiais solúveis e partículas finas em suspensão e poucos sedimentos grossos. Em climas áridos os regimes fluviais constituídos por canais instáveis e padrões entrelaçados transportam sedimentos com excesso de carga de fundo em relação à carga em suspensão. No que se referente ao comportamento tectônico, este tem forte controle na geometria dos litossomas em seqüência sedimentares deltaicas. A rápida subsidência forma pacotes espessos de areias deltaicas, enquanto uma lenta subsidência resulta em finas sequência deltaicas, atingindo apenas algumas dezenas de metros. 2.1.3 Classificação de Deltas Lyell (1832), considerando a natureza da bacia receptora, classificou os deltas em continentais e marinhos. Outras classificações como as de Moore (1966), baseados em Lyell (1832) e Bates (1953) estabelece quatro tipos principais de deltas: a) de canhões submarinos, o qual o fluxo hiperpicnal é em forma de jato; b) lacustres, quando o fluxo homopicnal é em forma de jato axial; c) mediterrâneos, quando o fluxo é em forma de jato plano d) oceânicos, o qual é construído em ambientes de macromaré. Galloway (1975) por sua vez, apresentou uma classificação genética de deltas marinhos, baseada nas intensidades de fornecimento de sedimentos e dos fluxos de energia de ondas e marés, estabelecendo grupos em um diagrama triangular (Figura 2.1.), segundo três membros extremos: i) Deltas de domínio fluvial; ii) Deltas dominados por ondas e iii) Deltas dominados por marés.

28 Figura 2.1: Classificação genética de deltas, baseada nas intensidades de fornecimento de sedimentos e dos fluxos de energia de ondas e marés, segundo três membros extremos: Deltas de domínio fluvial, Deltas dominados por ondas e Deltas dominados por marés, estabelecido por Galloway (1971). (Modificado de Galloway, 1975). 2.1.4 Elementos deposicionais e fácies sedimentares deltaicos Os deltas são subdivididos em três elementos deposicionais (Figura 2.2), denominados: Planície deltaica, predominada pelos processos fluviais, Delta frontal, afetado tanto pelos processos fluviais quanto marinhos e Prodelta, onde atuam os processos marinhos ou lacustres. A planície deltaica é constituída por uma área plana antes da desembocadura no corpo aquoso. É formada por uma rede de canais distributários, alguns ativos e outros abandonados. As áreas próximas a esses distributários, denominadas planícies interdistributárias, são formadas por pequenas baías, lagos, pântanos, mangues, áreas de planície de inundação e de maré. Todos esses elementos fisiográficos são muito influenciados pelas condições climáticas vigentes e predominam condições peculiares de sedimentação. São encontrados nos

29 ambientes de planície deltaica, depósitos sedimentares de preenchimento de canais, depósitos de diques naturais, depósitos de planície interdistributária e depósitos de pântanos e lagos. A frente deltaica forma a área frontal de deposição ativa do delta que avança sobre os depósitos de prodelta. Correspondendo a porção do sistema onde se agrupam as maiores espessuras de sedimentos. Depositam-se nessas áreas siltes e areias finas supridas pelos principais distributários deltaicos. Os principais depósitos são: os depósitos de barra distal, depósitos de barra de desembocadura de distributário, depósitos de canal distributário submerso e depósitos de dique natural submerso. O prodelta é constituído de sedimentação essencialmente argilosa transportada por suspensão. Representa, no entanto, a porção mais avançada de deposição do sistema deltaico. A granulometria das rochas nesse ambiente sofre uma tendência de aumentar tanto no sentido do continente quanto no sentido vertical. São observados ainda nestes ambientes sedimentos laminados intercalados com pelitos altamente bioturbados depositados nas partes mais profundas da bacia. As feições associadas a deposição prodeltaicas são as planícies de lama e os diápiros de lama. Figura 2.2: Diagrama simplificado dos principais elementos deposicionais do sistema deltaico. Modificado de Soares (1997).

30 2.2 RESERVATÓRIOS PETROLÍFEROS 2.2.1 Rocha reservatório Segundo Passos, (2000), uma rocha reservatório é qualquer rocha constituída de poros ou fraturas capazes de armazenar e transmitir fluidos (gás ou óleo), ou seja, tenha porosidade e permeabilidade. Esta rocha pode ter qualquer origem ou natureza, mas os poros devem está interconectados, para que haja uma característica de permeabilidade (Figura 2.3 A). Assim os arenitos, calcarenitos e todas as rochas sedimentares essencialmente dotadas de porosidade intergranular que sejam permeáveis constituem as rochasreservatórios. Alguns folhelhos e carbonatos, normalmente porosos, porém impermeáveis, quando se apresentam fraturados, podem vir a se constituir reservatórios (Thomas et al, 2001). As rochas reservatórios, além dos poros, constituem de grãos ligados entre si por um material que recebe o nome de cimento e de outro material de granulometria muito fina chamado matriz (Figura 2.3 B). A soma do volume dos materiais sólidos (grãos, cimento e matriz) e do volume dos espaços vazios (volume poroso) é chamado volume total da rocha-reservatório. A porosidade de uma rocha é definida por: Φ = Vp/Vt, e o volume total da rocha é dado pela soma Vt = Vp + Vs, onde: Φ é a porosidade; Vt é o volume total da rocha; Vp é o volume poroso; e Vs é o volume de sólidos. A porosidade depende da forma, da arrumação, da variação de tamanho dos grãos e do grau de cimentação da rocha (Thomas et al, 2001). Os poros de uma rocha normalmente se comunicam, porém a cimentação pode fazer com que os poros fiquem totalmente isolados. A razão entre o volume de todos os poros, interconectados ou não, e o volume total da rocha, chama-se porosidade absoluta. A razão entre o volume de poros interconectados e o volume total da rocha dá-se o nome de porosidade efetiva. Denomina-se porosidade primária, a porosidade que se desenvolveu quando da conversão do material sedimentar em rocha. Contudo, quando as rochas depois de formadas são submetidas a esforços mecânicos pode resultar o aparecimento de fraturas. Também é freqüente em algumas rochas calcárias a dissolução de parte dos sólidos, gerando novos espaços vazios, denominada porosidade secundária. as rochas-reservatórios são dominantemente rochas sedimentares. No entanto,

31 existem exemplos de rochas ígneas e metamórficas que constituem acumulações de hidrocarbonetos na forma de reservatórios fraturados. Para estudos de rochas reservatórios, considera-se a forma, a extensão e o padrão interno de vazios e a interação com os fluidos. Dessa forma se faz o estudo em duas etapas definidas como: Geometria externa e geometria interna. A primeira define a extensão do reservatório, espessuras e suas variações, camadas impermeáveis (heterogeneidades), limites impostos por variações estratigráficas etc. Já a geometria interna estuda o arcabouço poroso, sua forma e distribuição e o interrelacionamento entre os poros e o fluido nele contido. 1 2 Figura 2.3: Aspectos de uma rocha porosa e permeável, onde os poros se encontram interconectados permitindo o fluxo de fluidos (A.1) e de uma rocha porosa e impermeável, cujos poros não estão interconectados (A.2). Em (B) mostra os principais constituintes sólidos e poros de uma rocha reservatório. 2.2.2 Heterogeneidades de reservatórios Os parâmetros geológicos que influenciam na movimentação de fluidos no reservatório são denominados de heterogeneidades. A identificação das heterogeneidades internas dos reservatórios é um dos maiores problemas enfrentados pelos profissionais que lidam com a geoengenharia do petróleo. Essas heterogeneidades são responsáveis pelas restrições tanto

32 horizontais quanto verticais ao fluxo de fluidos. Portanto, o estudo de heterogeneidades de reservatórios é uma etapa fundamental para aumentar o fator de recuperação dos reservatórios (Soares, 1997). Segundo Barros (1994), os reservatórios petrolíferos comumente apresentam vários tipos e escalas de heterogeneidades. O tipo e o grau de heterogeneidades podem está relacionados ao ambiente deposicional, diagênese e tectônica. Enquanto as escalas são compreendidas em megascópica, mesoscópica e microscópica (Figura 2.4). As heterogeneidades em escala megascópica, relacionada à escala de bacia, envolve os conceitos de estratigrafia de sequências e tectônica de bacia. São controladas pelo arcabouço estratigráfico e estrutural da bacia e seus atributos são reconhecidos a partir do registro das arquiteturas deposicionais, onde se identifica a relação de distribuição espacial entre as rochas-reservatórios e as rochas geradoras. A escala mesoscópica envolve dimensões próximas a de regiões entre poços, afloramentos e de testemunhos. Os elementos arquiteturais, a faciologia e o trend de permeabilidade definem a heterogeneidade com forte controle do contexto deposicional. A escala microscópica compreende uma escala de lâmina delgada de amostras representativas de intervalos específicos. Onde são feitas a identificação e quantificação da porosidade e permeabilidade. Uma análise integrada das heterogeneidades de intervalos reservatórios consta de uma importante ferramenta para a aproximação de conhecimentos de diferentes escalas, possibilitando reduzir as incertezas sobre os procedimentos a serem adotados no desenvovilmento e na produção de campos petroliferos. (Paim et al, 2007).

33 Figura 2.4: Escalas de heterogeneidades: A) Escala de heterogeneidade mesoscópica representada pelas camadas de rochas não reservatórias e de baixa permeabilidade (camadas escuras). B) Escala de heterogeneidade macroscópica representada por litofácies com níveis impermeáveis (níveis escuros) e C) Escala de heterogeneidade microscópica representada por cimentação (áreas escuras). 2.3 MODELAGEM GEOLÓGICA 3D 2.3.1 Introdução Segundo Mallet apud Souza Jr., (2006), a modelagem geológica consiste no conjunto de todos os métodos matemáticos que permita modelar, de maneira unificada, a topologia, a geometria e as propriedades físicas de objetos geológicos, considerando quaisquer tipos de dados relativos a esses objetos.

34 Os modelos geológicos permitem a manipulação experimental de sistemas reais e possibilitam avaliar a maneira como a alteração de certos aspectos influencia o comportamento do mesmo (Reyes-Pérez, 2003). A modelagem geológica tridimensional exerce um papel central no entendimento e predição de elementos chaves da geologia, geofísica e engenharia de reservatório, estando presente desde a exploração até o abandono de um campo. A construção de modelos 3D de reservatórios mostram vários benefícios já que os mesmos são resultados da integração de conhecimentos e da junção de dados variados. Segundo Caers (2005) são empregados vários tipos de dados, sendo os mais importantes: - Dados geológicos (Testemunhos, interpretações sedimentologicas e estratigráficas da área e dados de análogos). - Dados geofísicos (Perfis geofísicos, interpretações de horizontes e falhas na sísmica, atributos sísmicos e dados das propriedades físicas das rochas) - Dados de engenharia de reservatório (Dados de pressão/ temperatura do reservatório, dados de teste de produção etc.) A elaboração do modelo geológico 3D, portanto, desafia integrar vários dados oriundos de diversas fontes, cada uma com sua própria escala de informação, em um único modelo computacional. Uma atividade rotineira de modelagem geológica de reservatório consiste de quatro etapas básicas (Figura 2.5): i) Modelo estrutural; ii) Modelo estratigráfico; iii) Modelo de fácies e iv) Modelo petrofísico. 2.3.2 Modelo conceitual Segundo Deutsch (2002), uma atividade de modelagem de reservatório, no entanto, não tem algum significado se antes não é definido um modelo conceitual. Tal modelo é um subsídio teórico fundamentado em estudos de análogos de afloramentos, testemunhos e modelos geológicos já conhecidos, os quais serão úteis para balizar o processo de elaboração do modelo geológico em questão, relacionando-os ao sistema deposicional e a consequente correlação espacial. Deve-se, portanto, ter um julgamento acurado do modelo conceitual ao aplicá-lo na elaboração de um modelo geológico de reservatório.

35 Figura 2.5: Mostra os quatro estágios básicos de uma modelagem tridimensional. Modificado de Neves (2007). 2.3.3 Modelo estrutural Arcabouço onde as fácies são populadas. Construído através de duas etapas: i) construção de um modelo de falhas e ii) construção de superfícies geológicas. Dessa forma é estabelecido o arcabouço estrutural, a arquitetura e a geometria do reservatório. 2.3.4 Modelo estratigráfico Descreve como as superfícies de correlação se apresentam ao longo do reservatório. Define, no entanto, as superfícies que limitam as principais unidades dos reservatórios, bem como o número de layers estratigráficos, baseados nas

36 variações verticais e laterais de espessura do reservatório, observáveis em dados de poços e dados sísmicos 2.3.5 Modelo de fácies Nesta etapa é realizado o preenchimento do arcabouço geométrico, anteriormente construído. O objetivo é interpolar as fácies descritas nos dados de poços para as regiões não amostradas, utilizando curvas de proporção vertical e variogramas, de forma que apresente o melhor possível, as características das rochas reservatórios e sua variação espacial. Segundo Cosentino (2001) o modelo de fácies é construído ao integrar um modelo deposicional-sedimentológico com um modelo de definição e classificação das fácies e, posteriormente efetuando-se a distribuição probabilística destas fácies. O primeiro modelo é desenvolvido a partir de conceitos geológicos e dado de testemunhos que é aplicado aos poços testemunhados. As fácies são definidas em todo os poços do campo e correlacionadas com dados de perfis, gerando um modelo de eletrofácies. Este modelo final vai identificar e classificar as fácies por características de perfis, a partir da correlação rocha-perfil. Após a definição das fácies em todos os poços do campo pode-se gerar uma distribuição 3D das eletrofácies a partir do agrupamento de litofácies com características similares em perfil ao longo do reservatório. 2.3.6 Modelo petrofísico Etapa onde são estabelecidos atributos como porosidade e permeabilidade, provenientes de dados gerados a partir da interpretação quantitativa de perfis, correlação rocha-perfil, modelo de eletrofácies e de dados de teste de formação. 2.4 GEOSTATÍSTICA 2.4.1 Conceitos fundamentais O termo Geoestatística encontra-se consagrado como um tópico especial da estatística aplicada que trata de problemas referentes às variáveis regionalizadas, as quais possuem comportamentos espaciais mostrando características intermediárias

37 entre as variáveis verdadeiramente aleatórias e aquelas completamente determinísticas (Reyes-Pérez, 2003). A função da geoestatística, como ferramenta preditiva, é estimar valores esperados e distribuições de probabilidades de ocorrências de um fenômeno em áreas não amostradas. Trabalha no universo das funções aleatórias, representadas por variáveis aleatórias que são referendadas a pontos específicos no espaço (Daudt, 2007). As variáveis são manifestadas pela propriedade que elas têm de apresentar valores muitos próximos em pontos vizinhos e progressivamente mais diferentes quanto mais distantes os pontos estão entre si. Outros conceitos importantes no entendimento da geoestatística são: - Variância: Medida de quão diferente os membros de uma população são em relação a si mesmo. Cita-se, por exemplo, dados de porosidade em um intervalo totalmente arenoso que terá menor variância quando comparados a dados de porosidade medidos em intervalos arenosos com lentes argilosas. - Correlação: Medida de duas populações separadas, porem relacionadas de alguma maneira. Cita-se como exemplo a correlação de dois poços pertencente a um mesmo campo produtor de óleo. - Anisotropia: uma maneira pelo qual mede se a variância dentro de uma população está determinada por diferentes direções. Exemplo deste atributo é um sistema turbidítico canalizado que apresenta uma distribuição de propriedades permoporosa acompanhada pela forma e direção do eixo deposicional principal. Assim, se o canal tem direção norte-sul tais propriedades se propagam de forma mais continua nesta direção e menos continua na direção leste-oeste. 2.4.2 Ferramentas utilizadas pela geoestatística Ao se estudar o comportamento das variáveis regionalizadas faz-se uso de duas ferramentas fundamentais do método geoestatístico, a saber, o semivariograma e a krigagem.

38 2.4.2.1 Semivariograma Segundo Azevedo & Veneziani Jr. (2005), a maioria dos estudos envolvidos na área de geociências são baseados em coletas de amostras. O valor das variáveis é estimado por interpolação para as porções não amostradas na área de estudo, com base no valor das amostras coletadas. A variabilidade espacial é analisada para avaliar a dependência espacial de valores de uma variável obtida em intervalos regulares, onde cada ponto é relacionado com valores situado a certa distância. O variograma então representa graficamente a variabilidade espacial ponto a ponto, e expressa o comportamento espacial das variáveis regionalizadas mostrando sua zona de influência, seus aspectos anisotrópicos e a presença de anomalias provocadas por erros de amostragem ou por componentes aleatórias. O semivariograma é constantemente utilizado como sinônimo de variograma. Experimentalmente, se temos uma distância h, um semivariograma é a média quadrada da diferença dos valores aproximadamente separados por esta distância h, ou seja, é uma representação da variabilidade do fenômeno geológico versus a direção e a distância euclidiana (Deutsch, 2002). Um plot dos valores de variância versus distância pode ser observado na Figura 2.6. De posse a um semivariograma experimental é necessário ajustá-lo a um modelo teórico, que é uma função que definirá os parâmetros do semivariograma, os quais são: Patamar: valor máximo atingido. Alcance: distância até onde existe correlação entre os pontos. Um maior alcance está relacionado com uma maior continuidade. Efeito pepita: valor inicial, que representa a diferença medida, onde a distancia tende a zero. Ele é uma soma dos erros experimentais e dos erros de medição. Uma vez elaborado um variograma experimental, um modelo matemático é estabelecido para melhor representar a variabilidade em estudo. Os modelos mais usuais são o esférico, o exponencial, o linear e o gaussiano.

39 Figura 2.6: Principais parâmetros no ajuste de um variograma. Modificado de Réyes-Perez (2008). 2.4.2.2 Krigagem Krigagem, segundo Landim et al. (2002), é um processo de estimativas de valores de variáveis distribuídas no espaço, a partir de valores adjacentes. Este método atribui pesos ótimos para as amostras de valores conhecidos que irão estimar os pontos desconhecidos. A Krigagem como algoritmo estimador, pode ser usada no cálculo médio de uma variável regionalizada e na previsão do valor pontual de uma variável regionalizada em um determinado local dentro do campo geométrico. Existem vários tipos de Krigagem que são utilizadas em diferentes situações. Os mais usuais são a Krigagem simples e ordinária. O primeiro tipo assume que as médias locais são relativamente constantes e de valor muito semelhante à média da população que é conhecida. A média da população é utilizada para cada estimação local, em conjunto com os pontos vizinhos estabelecidos como necessários para a estimação. Na Krigagem ordinária as médias locais não são necessáriamente próximas da média da população. Usam-se apenas os pontos vizinhos para a estimação.

40 2.4.3 Modelagem Geoestatística de reservatórios A Geoestatística teve origem na indústria mineral, em meados dos anos 50, na África do Sul, quando dois pesquisadores, D.G. Krige e H.S. Sichel, desenvolveram uma técnica própria de estimativa para cálculo de reserva mineral, a qual posteriormente recebeu um tratamento formal por G. Matheron. Foi inicialmente aplicada a situações em geologia de minas, mas posteriormente estendeu-se a outras áreas, principalmente na geologia do petróleo, onde ganhou grande impulso. Segundo Mallet apud Souza Jr, (2006), a modelagem geoestatística consiste no conjunto de todos os métodos matemáticos que permita construir um modelo unificando a topologia, a geometria e as propriedades físicas de objetos geológicos, considerando quaisquer tipos de dados relativos a esses objetos. Caers & Zhang (2002) atribuem três objetivos principais da modelagem geoestatística de reservatórios: i) Fornecer modelos de reservatórios que representem heterogeneidades geológicas aceitas como certas ou interpretadas; ii) Fornecer uma quantificação de incertezas através de modelos múltiplos de reservatórios, honrando aquelas mesmas heterogeneidades geológicas; iii) Integrar vários tipos de dados, trazendo, cada tipo, informações nas mais diferentes escalas e precisões. Os modelos geológicos, assim, representam a abstração de modelos físicos, no qual, eventos e ambientes geológicos são representados por constantes, variáveis e parâmetros. Os dois principais modelos geoestatísticos são o determinístico e o estocástico (probabilístico). Na modelagem determinística as variáveis aleatórias não são consideradas. Os dados modelados são interpolações geradas com base em interpretações de dados diretos e indiretos de reservatórios, pelo que, os algoritmos produzem um único modelo não levando em consideração as incertezas. Como exemplo de aplicação determinística, pode ser citado a krigagem, apresentada no item anterior. Na modelagem estocástica considera-se, além das variáveis, parâmetros e constantes, pelo menos uma componente aleatória desenvolvida durante o desenrolar do processo. Assim as variáveis são modeladas com base na distribuição de dados pontuais das propriedades de reservatórios. Existem vários tipos de

41 modelagem estocástica, no entanto, os mais comuns são: os modelos orientados a pixel e os modelos orientadas a objeto (Figura 2.7). Nos modelos baseado a pixel, segundo Cosentino (2001), a variável é assumida como sendo a realização de uma função aleatória contínua, cuja distribuição é caracterizada com um ponto fixo que identifica diferentes intervalos de fácies ou de propriedades petrofísicas. A modelagem orientada a objeto (Booleana) é utilizado na modelagem de fácies, gerando distribuições de corpos sedimentares, que são obtidos através da superposição de geometrias simplificadas como lençóis, discos ou senóides, simulados tipicamente dentro de uma fácies de fundo. Os corpos caracterizados por parâmetros de espessura, largura, orientação etc., obtidos em análogos. A B Figura 2.7: Mostra dois tipos de modelagens estocásticas para um mesmo reservatório: A) Modelo baseado a pixel. B) modelo baseado a objeto (Booleano). Modificado de Neves, (2007). 2.4.3.1 Algoritmos de simulação Os modelos geoestatísticos são basicamente de dois modos: Interpolação ou simulação. O objetivo da interpolação (Krigagem) é obter o melhor estimador local baseado nas medidas de correlação e nos dados condicionantes, gerando modelos suavizados. Na simulação o objetivo é reproduzir as medidas de correlação, os dados condicionantes e a variabilidade existente entre os dados. Neste modo gerase uma série de imagens equiprováveis da distribuição das propriedades, tornandose uma ferramenta útil na geração de imagens de heterogeneidades, quando a tentativa é prover um modelo alternativo para representar o meio geológico e numa

42 fase posterior prever o comportamento do deslocamento dos fluidos nos reservatórios de hidrocarbonetos. Os algoritmos de simulação são classificados em diretos e interativos. Na primeira classe constrói-se diretamente uma realização que satisfaz parâmetros estatísticos prévios. Situam-se os modelos baseados em variogramas, como os métodos Gaussiano seqüencial, Gaussiano truncado, indicatriz seqüencial e fractal. Enquanto na segunda classe modifica-se seqüencialmente uma distribuição inicial até que os parâmetros de entrada sejam satisfeitos. Os modelos são baseados em objetos como os métodos Markovinianos, os métodos de otimização tipo simulated annealing, os algoritmos de nascimento/morte e amostrador de Gibbs. A seguir são detalhados os métodos: 2.4.3.1.1 Simulação seqüencial Gaussiana (SSG) A simulação seqüencial Gaussiana é popularmente empregada na caracterização de reservatórios por ser uma ferramenta simples, requerendo para sua execução parâmetros como histogramas e variogramas. É usualmente adotada para simulação de variáveis continuas como permeabilidades e porosidade. 2.4.3.1.2 Simulação seqüencial Indicatriz (SSI) A simulação seqüencial indicatriz tem como princípio uma simulação sequencialmente nó por nó, sendo que cada simulação é dependente de todas as outras anteriores e de todos os dados originais da indicatriz. Dentre as vantagens encontradas neste método, destaca-se a possibilidade de modelar complexos padrões de heterogeneidades. 2.4.3.1.3 Simulação Gaussiana truncada (SGT) O método Gaussiano truncado é utilizado para simular variáveis categóricas ou discretas. Basea-se no conhecimento do truncamento de uma função aleatória Gaussiana em diferentes valores de corte calculados a partir da proporção dos seus litotipos. Alabert e Modot (1992) apud Normando (2005), menciona que o método de simulação Gaussiana é mais útil quando se tem particularidades como geometrias de fácies similares, fácies apresentando uma sequência bem conhecida e quando há necessidade de muita rapidez na simulação.

43 2.4.3.1.4 Simulação plurigaussiana (SP) A simulação plurigaussiana poder ser interpretado como sendo uma extensão natural do método Gaussiano truncado. Os truncamentos ao invés de serem executados sobre apenas uma Gaussiana, executa-se sobre uma combinação de Gaussianas, de forma correlacionada ou não. Assim, torna-se possível simular fácies não seqüenciais e evitar a covariância única para fácies. Zapparolli (2000) destaca que a construção do modelo de simulação plurigaussiana está regrada na própria origem e desenvolvimento do reservatório, portanto precisa incorporar o máximo de conhecimento geológico possível, sobretudo da variabilidade espacial das proporções de fácies. O objetivo é que o modelo de covariância cruzada entre as fácies seja consistente, a estratégia de truncamento seja ótima e a geração de valores condicionantes para a simulação contenha máxima relevância geológica.

44 3. CONTEXTO GEOLÓGICO DA ÁREA DE ESTUDO 3.1 BACIA DO RECÔNCAVO A Bacia do Recôncavo localizada no Estado da Bahia, Nordeste do Brasil, faz parte do Rifte intracontinental do Recôncavo-Tucano-Jatobá (Figura 3.1), formado no Eocretáceo, durante os estágios precoces da abertura do Oceano Atlântico Sul e preservado como um ramo abortado da margem Leste do Brasil. Ocupa uma área de aproximadamente 11.500 km 2. Seus limites são dados a norte e noroeste pelo Alto de Aporá (que separa a Bacia do Recôncavo da Bacia do Tucano Sul), a sul pelo sistema de falhas da Barra, a oeste pela falha de Maragogipe e a leste pelo sistema de falhas de Salvador. A unidade tectônica fundamental desta bacia é um sistema de meio-gráben, caracterizada por um sistema de falhas normais, sintéticas e antitéticas, com orientações a N30º-40ºE (Figura 3.2), cuja história tectônica e sedimentar revela o estágio inicial da evolução do Atlântico Sul, no qual o processo de rifteamento foi abortado durante o Aptiano. O trend geral NE-SW dos blocos que constituem a Bacia do Recôncavo é interrompido por zonas de falha transversal com direção NW- SE, interpretada como falhas de transferência, como a exemplo as falhas de Mata- Catu e Itanagra-Araçás (Milani & Davinson, 1988 apud Figueiredo et al., 1994). Destro et al. (2003) Apud Magnavita et al. (2005) interpretaram estas falhas transversais como sendo constituídas por duas falhas de alívio, geradas para compensar a variação do rejeito ao longo das falhas de Salvador (falha de borda do Recôncavo) e de Tombador (limite leste do Alto de Aporá) (Magnavita et al., 2005).

45 Figura 3.1: Localização da Bacia do Recôncavo no contexto do Rift Recôncavo- Tucano- Jatobá. Modificado de Sbrissa (2008). Figura 3.2: Seção geológica esquemática NW-SE, ilustrando o sistema de meio-graben da Bacia do Recôncavo. Modificado de Milhomem et al. (2003).

46 A seção sedimentar da Bacia do Recôncavo, com espessura máxima acima de 6 km no Baixo de Camaçari, é composta da base para o topo, pelas Formações Afligidos, Aliança, Sergi, Itaparica, Água grande, Candeias, Maracangalha, Marfim, Pojuca, Taquipe, Salvador, São Sebastião, Marizal, Sabiá e Barreiras (Caixeta et al, 1994) (Figura 3.3). Estas formações estão agrupadas em quatro grandes grupos: Brotas, Santo Amaro, Ilhas e Massacará. Destacam-se três seqüências sedimentares: Sequência pré-rifte: Composta por sedimentos depositados em clima árido, em sistemas deposicionais tais como o fluvial, o lacustre e o eólico. Inclui as formações Aliança, Sergi, Itaparica e Água grande. As formações Aliança e Sergi testemunham um amplo sistema aluvial, desenvolvido durante o Neojurássico (Andar Dom João), sob clima árido e em fase inicial de flexuramento crustal. Sequência rifte: Composta por sedimentos correspondentes a um clima mais úmido, e sistemas deposicionais lacustre,fluvial, deltaico e leques aluvionares. Inclui as formações Candeias, Maracangalha, Marfim, Pojuca, Taquipe, Salvador e São Sebastião. Supõe-se que a sucessão estratigráfica identificada na bacia do Recôncavo tenha sido caracterizada por um estágio inicial de lago profundo, progressivamente assoreado em estágios mais tardios. Os folhelhos, calcilutitos e arenitos turbidíticos do Membro Gomo da Formação Candeias testemunham a fase inicial de incremento batimétrico, resultante da conjugação de um clima mais úmido à intensificação da atividade tectônica e estruturação da bacia em áreas plataformais pouca subsidentes, relativamente estáveis, e depocentros com elevadas taxas de subsidência. Nessa época, como ao longo de todo o Rio da Serra, oscilações do nível do lago relacionadas a variações climáticas podem ter resultado na exposição e erosão destas áreas plataformais. Calcarenitos oolíticos/oncolíticos associam-se subordinadamente às áreas mais estáveis e rasas. Sequência pós-rifte: Engloba as formações Marizal, Sabiá e Barreiras. A fase sin-rifte terminou no Eoaptiano. Uma discordância angular separa a tectonoseqüência do Cretáceo Inferior (Da Silva, 1993 apud Magnavita et al.) dos depósitos aluviais de conglomerados, arenitos e ocasionais folhelhos e calcários da Formação Marizal, de idade Alagoas. Esta unidade cobre cerca de 75% do Rifte Recôncavo-

47 Tucano-Jatobá, tendo uma menor área de exposição na Bacia do Recôncavo, onde sua espessura é da ordem de 50m. A discordância na base da Formação Marizal correlaciona-se com a discordância de ruptura continental que comumente precede a fase de deriva continental. Os principais reservatórios do Recôncavo são de natureza siliciclástica e envolvem fácies fluvio-eólicas, deltaicas ou vinculadas a fluxos gravitacionais. As características permoporosas desses sedimentos são controladas, basicamente, pela atuação heterogênea dos processos diagenéticos superimpostos, desenvolvidos desde pequenas profundidades, ainda sob influência deposicional, até condições de soterramento elevado. Folhelhos dos membros Tauá e Gomo da Formação Candeias representam os intervalos geradores da bacia.

Figura 3.3: Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo segundo Caixeta et al (1994). 48

49 3.2 O CAMPO DE ESTUDO O Campo de estudo situa-se na porção nordeste da Bacia do Recôncavo, a cerca de 100 km de Salvador (Figura 3.4), abrangendo uma área aproximadamente de 7 km 2. Os primeiros trabalhos desenvolvidos no campo deve-se a prospecção gravimétrica, o qual detectou um alto do embasamento, e aos métodos de sísmicas de refração e reflexão que vieram comprovar o alto do embasamento indicado pela gravimetria, além de mostrar um dobramento em um certo refletor do atual Grupo Ilhas ( Passos, 1969). As acumulações de hidrocarboneto neste campo está associada a dois tipos de anomalias estruturais nos reservatórios profundos. Sendo a feição estrutural dominante representada por blocos falhados com inclinações para NE. Falhas normais com direção NE ou NW com inclinações em torno de 70º constitui o segundo tipo. Nos reservatórios rasos a estrutura é tipicamente dômica, alongada na direção NE-SW e cortada por falhas normais com direção aproximadamente NE e NW. A estrutura do campo foi definida em grande parte durante o cretáceo Inferior, quando uma atividade tectônica intensa originou falhamentos devido a esforços de tensão. Nessa época houve surgimento de uma falha que constitui em um dos principais componentes estruturais do Campo, cortando-o em toda a extensão, na direção SW-NE com inclinação em torno de 70º e rejeito atingindo 200m (Passos, 1969). Segundo Passos (Op. Cit.) A estratigrafia do Campo de estudo constitui um pacote sedimentar com espessura de 3,3 km. Os sedimentos são pertencentes ao Jurocretáceo, representado pelas Formações Aliança, Sergi, Itaparica, Candeias, Marfim, Pojuca, e São Sebastião e ao Terciário, representado pela Formação Barreiras (Figura 3.5).

50 Figura 3.4: Mapa de localização aproximado do Campo de estudo, situada a nordeste da Bacia do Recôncavo. Modificado de Milhomem et al. (2007). Figura 3.5: Seção Estratigráfica esquemática do Campo de estudo representando o Membro Santiago na Formação Pojuca.

51 3.3 O MEMBRO SANTIAGO Os arenitos do intervalo estratigráfico chamado Membro Santiago pertencente a Formação Pojuca, ocorre no Campo de estudo a uma profundidade entre 1100 e 1250 metros de profundidade. São registros da sedimentação fluviodeltaica proveniente de noroeste. As camadas possuem espessura de aproximadamente 100 metros e consiste predominantemente de arenitos. Porém, argilas, siltitos e calcarenitos ocorrem de forma subordinadas. A porosidade (entre 20% e 25%) desses arenitos é de origem secundária, e resulta principalmente da dissolução de cimento de calcita. (Freitas, 1969 apud Couto Anjos & Carozzi, 1987). Um estudo realizado por Freitas (1969) no Campo de estudo, cujo objetivo foi dividir o Membro Santiago em intervalos estratigraficamente independentes, teve como resultado a divisão do Membro Santiago em cinco intervalos denominado do topo para a base em S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5 (Figura 3.6). Neste estudo foram construídas seções estratigráficas, através do campo, mostrando a divisão dos corpos e a correlação através de toda a área. Segundo Freitas (1969), o intervalo S-3 constitui o principal corpo de arenito do reservatório Santiago e melhores características permoporosas e continuidades através do campo. Os intervalos S-2 e S-4, embora bem definidos em quase todos os poços do campo, apresentam uma correlação mais pobre, indicando uma maior heterogeneidade (maior quantidade de argila) em relação ao intervalo S-3. A extensão e volume do corpo S-4 é maior do que o S-2. Os intervalos S-1 e S-5 contêm maiores quantidade de argilas que os demais intervalos, apresentando dessa forma, baixa permeabilidade e pouca continuidade através do campo. Horschutz (1971) desenvolveu um mapa regional do paleoambiente, indicando que os arenitos do Membro Santiago foram depositados em ambiente de planície deltaica (Figura 3.7). Dentro dessa arquitetura, os subambientes dos reservatórios do Campo estudado foram estabelecidos a partir da média de dados derivados da análise da formas das curvas de SP, mapas isólitas de areia e comparação com análogos deltaicos recentes. Os corpos de arenitos intercalados com folhelhos foram depositados em baia interdistributária de ambiente deltaico. As melhores rochas reservatórios ocorrem em depósitos de barra de desembocadura.

52 Figura 3.6: Seção Estratigráfica esquemática representando os cinco intervalos reservatórios (S-1, S-2, S-3, S-4 e S-5) definido por Freitas, 1969. Modificado de Couto Anjos & Carozzi (1987). Figura 3.7: Ambiente deposicional do Membro Santiago na Bacia do Recôncavo, onde o Campo de estudo está localizado a nordeste da área de estudo. Modificado de Horschutz, (1971).

53 4. MODELAGEM GEOLÓGICA DO OBJETO DE ESTUDO Neste trabalho a modelagem geológica 3D será aplicada ao Membro Santiago de um Campo produtor de óleo e constituirá apenas as três primeiras etapas da modelagem. A construção do modelo petrofísico, apesar de ser objetivo final de uma modelagem de reservatório, não será escopo deste trabalho. As demais etapas serão descritas de forma que se obtenha como resultado final um modelo de distribuição de fácies, utilizando os dados de poços cedidos pela Petrobras. A malha de poços do Campo estudado representada na Figura 4.1 mostra a distribuição dos poços disponíveis para a realização deste trabalho. A seleção destes poços foi em função da suíte de perfis e da distribuição espacial de cada poço. Os nomes originais de cada poço foram substituídos por nomes fictícios (representado pelas letras do alfabeto em maiúscula) para que mantivesse a preservação de informação dos poços, uma vez que o campo encontra-se atualmente em produção. A atividade de modelagem tridimensional no Membro Santiago envolveu apenas os intervalos reservatórios S-2, S-3 e S-4, sendo que o intervalo S-4 está divido nos subintervalos S-4a e S-4b. Os intervalos S-1 e S-5 foram excluídos por não apresentarem características favoráveis de reservatório. Os topos e bases de cada intervalo foram definidos a partir da interpretação dos dados de perfis de poços. A Figura 4.2 mostra o exemplo de um mapa de superfície gerada para o topo do intervalo S-2 contendo os poços selecionados.

54 0 200m Figura 4.1: Malha de distribuição dos poços do Campo de estudo. Figura 4.2: Mapa de superfície do topo do intervalo S-2 apresentando a distribuição dos poços na área de estudo.

55 4.1 DADOS DISPONÍVEIS Os dados utilizados neste trabalho foram cedidos pela Petrobras e constam de dados de 19 poços com perfis Sônico, GR, ФN, Densidade, SP, Resistividade profundo e Resistividade média, todos medidos de 20 em 20 cm, sendo que nem todos os perfis estavam presentes em todos os poços. Na Tabela 4.1 estão relacionados o conjunto de perfis para cada poço. Além dos dados de perfis, foram disponibilizados: Seções de perfis elétricos interpretadas Perfis calculados de VCL e Фe Dados de testemunho de poço. Tabela 4. 1: Relação de dados de perfis de poços. As células marcadas com X indicam a disponibilidade do dado de perfil no respectivo poço, enquanto as células vazias indicam a ausência destes dados.

56 4.2 ETAPAS DA MODELAGEM As etapas para a realização deste trabalho consistem no carregamento dos dados disponíveis para o Campo estudado em software específico de modelagem. Em seguida fez-se uma análise desses dados buscando selecionar os poços de acordo com a suíte de perfil (disponibilidade de perfis elétricos) e de sua distribuição espacial no campo. Utilizando um mapa dos poços, foram traçadas seis seções, sendo três dip (SW-NE) e três strike (NW-SE) como apresentada na Figura 4.3, de forma a representar cortes no sentido transversal (T1, T2 e T3) e longitudinal (L1, L2, L3) da paleocorrente do delta que originou os depósitos do Membro Santiago, cujo modelo conceitual postula que foi proveniente de noroeste. Como exemplo dessas seções, nas Figuras 4.4, 4.5, 4.6 e 4.7 estão representadas seções estruturais e estratigráficas referentes às seções L2 ( dip) e T2 (strike), mostrando os poços de referências, juntamente com as curvas de perfil SP e resistividade. Figura 4.3: Mostra a disposição das seções traçadas de forma a representar o sentido transversal (T1, T2 e T3) e longitudinal (L1, L2 e L3) do paleodepósito deltaico do Membro Santiago decorrente de noroeste.

57 0 200m Figura 4.4: Seção strike estrutural - T2 57

58 0 200m Figura 4.5: Seção strike estratigráfica - T2 58

59 0 200m Figura 4.6: Seção dip estrutural - L2 59

60 0 200m Figura 4.7: Seção dip estratigráfica - L2 60

61 4.3 DADOS DE TESTEMUNHO Os dados de testemunho disponibilizados correspondem a 75 metros do poço T e consta de dados interpretados de litofácies, marcação de topo e base dos intervalos reservatórios, além de fotomosaico. Na análise destes testemunhos foram interpretadas fácies associadas a prodeltas (Prd), frente deltaicas distal(frd) e frente deltaica proximal (Frp). As fácies associadas a prodelta estão representadas por material fino como folhelhos, argilas e siltes de coloração cinza claro a escuro. Apresentam-se bioturbados e sem algum indício de estruturas indicativo de ambientes subaéreos como marcas de raiz ou gretas de ressecamento. Estas fácies são depositados em ambientes de baixa energia, onde o processo de decantação é atuante. As fácies associadas à frente deltaica distal estão representadas por arenitos finos a muito finos, intercalaminados de argilas e estruturas sedimentares tais como ripples e climbing ripples. São depositados em ambiente de energia mais alta que os de prodelta, mas sem um peso de sobrecarga que realize a fluidização. As fácies associadas à frente deltaica proximal. São constituídos por arenitos médios a finos sem presença de argilas e representadas por estruturas sedimentares tais como estratificações plano paralelas e cruzadas. São normalmente depositados em ambiente de alta energia. Dispondo das litofácies interpretadas e relacionando-as com os elementos deposicionais do sistema deltaico é possível entender como se deu o empilhamento estratigráfico a partir das sucessões de fácies. A Figura 4.8 é uma coluna litológica esquemática representando todo o intervalo testemunhado. A finalidade de se montar essa coluna é de associá-la com os perfis elétricos do poço testemunhado e correlacionar aos poços não testemunhados para se obter suas respectivas eletrofácies. Após a identificação e extrapolação das associações de litofácies para todos os poços, foi possível identificar um padrão de sucessões verticais de fácies. Este padrão de empilhamento inclui folhelhos de prodelta, sucedidos por arenitos argilosos de frente deltaica distal e acima destes ocorrem arenitos não argilosos de frente deltaica proximal. Neste caso a granulometria engrossa para o topo,

62 apresentando um padrão de empilhamento coarsening de ciclos deltaicos progradacionais/retrogradantes. A partir da análise de fotomosaicos dos testemunhos, juntamente com as descrições das litofácies e considerando o modelo conceitual do sistema deltaico, tentou-se por associação de fácies interpretar os elementos deposicionais que caracterizam cada litofácies. Nas Figuras 4.9, 4.10, 4.11, 4.12 mostram uma sequencia de fotos do testemunho onde estão marcados os contatos das fácies definido pelos seus respectivos elementos deposicionais. Progradação Afogamento Empilhamento coarsening-up, progradacional (subambientes mais rasos rumo ao topo) Retrogradação Figura 4.8: Coluna litológica esquemática dos intervalos testemunhados. Mostrando um padrão de empilhamento coarsening de ciclos deltaicos progradacionais/retrogradantes.

63 Figura 4.9: Fotomosaico de testemunho do intervalo S2, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta e Frente deltaica distal. 63

64 Figura 4.10: Fotomosaico de testemunho do intervalo S3, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal. 64

65 Figura 4.11: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4a, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal. 65

66 Figura 4.12: Fotomosaico de testemunho do intervalo S4b, destacando os contatos das fácies relacionadas aos subambientes deltaicos de prodelta, Frente deltaica distal e Frente deltaica Proximal. 66

67 4.4 CORRELAÇÃO ROCHA - PERFIL Esta etapa consiste em comparar os perfis geofísicos existentes, procurando obter padrões de eletrofácies, de forma a efetuar predições de fácies nos poços não testemunhados. Tomou-se como base os dados de testemunho e os padrões de perfil SP, GR e resistividade, os quais foram interpretados para os poços vizinhos com a mesma assinatura. O resultado desta etapa estabeleceu identificar as fácies e definir os limites de superfícies (topo e base) dos intervalos reservatório para o Membro Santiago definido como: zona S-2_t e S-2_b; S-3_t e S-3_b; S-4a_t e S-4a_b; S-4b_t e S-4b_b, onde as letras t e b após o underscore (_) significam, respectivamente, topo e base. Nas Figuras 4.13 e 4.14 abaixo, mostram as seções estrátigraficas T2 e L2, onde estão apresentadas os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal.

68 Fácies associadas a frente deltaica proximal Fácies associadas a prodelta Fácies associadas a frente deltaica distal Figura 4.13: seção strike estrátigrafica T2, onde estão apresentados os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal. 68

69 Fácies associadas a frente deltaica proximal Fácies associadas a prodelta Fácies associadas a frente deltaica distal Figura 4.14: seção dip estrátigrafica L2, onde estão representados os aspectos das rochas observadas em testemunhos e das respostas dos perfis para as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal. 69

70 4.5 CONSTRUÇÃO DO MODELO ESTRUTURAL Após a análise dos dados do testemunho e a correlação rocha-perfil, iniciouse a modelagem do arcabouço estrutural, com falhas e superfícies de topo e base dos intervalos S-2, S-3, S-4a e S-4b. Nesta etapa são realizadas as interpolações dos reservatórios e divisão de células, as quais para este trabalho foi definida o tamanho e a geometria com malha de 15 x 15 metros. Inicialmente foram construídas as superfícies, considerando o topo da Zona S-2 e a base da zona S-4b como está indicado na Figura 4.15. Figura 4.15: Mostra que as superfícies geradas para o modelo estrutural incluiu o topo da zona S-2 e a base da Zona S-4b. O modelo de falhas foi gerado a partir das interpretações feitas ao correlacionar os perfis de poços, onde se notou, na área entre os poços P e L, a presença de uma falha. O modelo de falha sem as superfícies e a interceptação desta com as superfícies de topo de cada intervalo são mostradas nas Figuras 4.16. O modelo estrutural do reservatório Santiago na área de estudo ficou limitado pelas superfícies e a disposição de uma falha interpretada entre os poços P e L (Figuras 4.17).

71 A B C D E Figuras 4.16: Construção do modelo de falha. Em (A) A falha é geometricamente modelada em forma de pilares com pontos editáveis. Em B, C, D e E mostram, respectivamente, a falha interceptando as superfícies dos topos das zonas S-2, S-3, S-4a e S-4b.

72 Figura 4.17: Arcabouço estrutural limitada pelas superfícies e falhas. As linhas verticais correspondem aos poços da área estudada. 4.6 CONSTRUÇÃO DO MODELO ESTRATIGRÁFICO Após a construção do modelo estrutural, onde foi definida a geometria externa do reservatório, deu-se inicio a construção dos horizontes estratigráficos. Nesta etapa foram geradas quatro zonas, limitadas pelas respectivas superficies de topos e bases, separadas por camadas de folhelhos (Figura 4.18)

73 Figura 4.18: Seção mostrando os intervalos definidos na etapa do modelo estratigráfico. A geometria interna do grid consiste no último passo da construção dos horizontes estratigráficos, procura-se, portanto, representar da melhor forma a arquitetura e heterogeneidade do reservatório. Realizou-se então o processo chamado de layering, onde são informados o tamanho e geometria das células e podem ser dispostas em seguindo a base, o topo, proporcional entre outros (Figura 4.19). A princípio houve a escolha de seguindo a base, mas o resultado se mostrou incoerente com o padrão de depósito apresentado pelo Membro Santiago que se mostra predominantemente como de frente deltaica distal. Assim optou-se pela disposição proporcional, o qual se ajusta melhor ao padrão de deposição de Frente deltaica distal. Figura 4.19: Disposição das zonas. Optou-se pela disposição proporcional. O reservatório a ser modelado, considerando a espessura total e o grau de heterogeneidade internas, foi definido por uma divisão vertical proporcional de 38 layers de aproximadamente um metro. O tamanho do layer foi definido a partir da

74 menor espessura de fácies dentro do reservatório, a fim de conseguir representar as heterogeneidades do reservatório. A divisão dos layers estabeleceu 4 layers para a zona 2, 16 layers para a zona S-3, 10 layer para a zona S-4a e 7 layers para a zona S-4b. Cada folhelho, no entanto, é representado por apenas um layer de acordo com sua espessura (Figura 4.20). Com este procedimento foi gerada então o modelo estratigráfico representado na Figura 4.21, onde estão presentes os zoneamentos e as divisões em layers de cada zona. Figura 4.20: Mostra o processo que define o layering, o tamanho e geometria das células e pode ser disposta em seguindo a base, o topo, proporcional entre outros. Optou-se pela disposição proporcional. O número de layers é mostrado na penúltima coluna.

75 Figura 4.21: Modelo estratigráfico onde estão presentes os zoneamentos e as divisões em layers de cada zona. Acima mostra o grid geológico a partir dos parâmetros informados na figura 4.20.

76 4.7 MODELO DE FÁCIES Concluído o arcabouço estrutural e estratigráfico do reservatório, foi iniciada a construção do modelo de fácies que teve como ponto inicial a interpretação das fácies de testemunho e perfis elétricos de SP, Resistividade e GR. Foram identificadas as associações de fácies prodelta, frente deltaica distal e frente deltaica proximal partindo da correlação rocha-perfil em etapa anterior. Nesta etapa foi realizada a discretização dos perfis de fácies, cujo objetivo é incorporar os dados de perfis originais dos poços para a escala vertical do grid 3D utilizado para modelagem. A transferência de escala, mostrados de 20 em 20 cm para a escala do grid, com suporte de um metro na vertical foi realizada através do processo de upscalling. Para interpolação das fácies no espaço entre poços foram aplicadas técnicas geoestatísticas, onde se estabeleceu curvas de proporção vertical das fácies e foram obtidos variogramas. Utilizando algoritmos, que neste caso foi escolhida a simulação seqüencial da indicatriz (SSI), de modo a obter uma matriz de proporções de fácies, que forneça a probabilidade de ocorrência de cada uma das fácies em cada célula do grid de simulação geoestatística. Variogramas experimentais foram calculados, considerando a quantidade de amostras, as dimensões da área em estudo, as direções de paleodeposição e espessuras da zona modelada. A Figura 4.22, 4.23 e 4.24 mostram o resultado das curvas de proporção vertical e o cálculo de variogramas experimentais para os intervalos S-4b, S-4b e S-3. Para o intervalo S-2 não foi gerado curva de proporção nem variograma porque constitui-se apenas de uma fácies. O resultado da modelagem geológica 3D obteve um modelo de fácies de acordo com os dados interpretados. Partiu-se do modelo conceitual de depósitos de deltas em conjunto com o dado de testemunho disponibilizado. Com estes dados, as fácies foram definidas em todos os poços e correlacionadas com os dados de perfis, gerando um modelo de eletrofácies. A partir da correlação rocha-perfil, este modelo identificou e classificou as fácies por características de perfis. Com as fácies definidas para todos os poços, deu-se o inicio da construção do modelo de fácies aplicado ao Membro Santiago, seguindo todas as etapas precedentes. As Figuras 4.25, 4.26, 4.27 e 4.28 que seguem são o resultado do modelo de fácies,

77 representado pelo topo de cada intervalo considerado. Nota-se uma coerência na distribuição das fácies, os quais mostram orientadas para noroeste, estando de acordo com a paleocorrente do Membro Santiago. Na Figura 4.29 foi construída uma seção estrutural-estratigráfica vista de leste onde se observa a forma dômica do objeto modelado, a disposição da falha e a relação entre as camadas reservatório e folhelhos. A figura 4.30 apresenta a distribuição tridimensional dos poços sobre o topo do intervalo S-3. Figura 4.22: Análise dos dados para o intervalo S-3. Acima, a curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo.

78 Figura 4.23: Análise dos dados para o intervalo S-4a. Acima, a curva de proporção vertical e abaixo a analise variográfica para esse intervalo. Figura 4.24: Análise dos dados para o intervalo S-4b. Acima, a curva de proporção vertical e abaixo a análise variográfica para esse intervalo.

79 Figura 4. 25: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S-2. Constituída totalmente pela litofácies de frente deltaica distal. Figura 4.26: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S- 3. Constituída pela litofácies de frente deltaica proximal e frente deltaica distal.

80 Figura 4. 27: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S- 4a. Constituída pelas litofácies de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e litofácies de prodelta. Figura 4. 28: Resultado do modelo de fácies para o intervalo S- 4a. Constituída pelas litofácies de frente deltaica proximal, frente deltaica distal e litofácies de prodelta.

81 Figura 4.29: Seção estrutural-estratigráfica vista de leste, onde se observa a forma dômica do objeto modelado, a disposição da falha e a relação entre as camadas reservatório e folhelhos. Figura 4.30: distribuição tridimensional dos poços sobre o topo do intervalo S-3.

82 4.8 INCERTEZAS NA MODELAGEM E ESTUDO DE ANÁLOGOS Incertezas na modelagem geológica estão associadas à falta de conhecimento e entendimento da própria geologia de uma área. Nas áreas que envolvem campos petrolíferos, as incertezas estão presentes desde as fases de avaliação até a etapa de desenvolvimento. E no caso de reservatórios as incertezas são envolvidas pela complexidade herdada do ambiente deposicional que o originou. Quando se pretende realizar um modelo 3D de um reservatório devem ser consideradas as variedades de incertezas que afetam em sua modelagem (Figura 4.31). Segundo Monteiro, (2005) apud Neves, (2007) os reservatórios são classificados quanto às incertezas em: incertezas geológicas e incertezas relacionadas a propriedades dos fluxos. Figura 4.31: Visão simplificada da variedade de incertezas que afetam um modelo dereservatório. Modificado de Neves (2007).