Mod Relat Final Pesquisa 31-07-2013

Universidade Federal do Espírito SantoPrograma Institucional de Iniciação Científica

Relatório Final de Pesquisa

Título do Subprojeto

Identificação:Grande área do CNPq: Ciências Exatas e da TerraÁrea do CNPq: Modelagem Matemática e ComputacionalTítulo do Projeto: Interpretação Integrada de dados Geofísicos da Bacia doEspírito Santo utilizando o software Petrel na Caracterização e modelagem de Reservatórios.

Professor Orientador: Prof. Carlos André Maximiano da Silva (DCN/CEUNES)Estudante PIBIC/PIVIC:

Resumo: Este trabalho utiliza primordialmente as técnicas de perfilagem geofísica com o propósito de

qualificar os reservatórios de conceição da barra, localizado na bacia do espirito santo, e utiliza a

interpretação sísmica com o intuito de identificar o topo e a base do reservatório. A área de Conceição

da Barra, de 12,83km2 de extensão, localiza-se no município de mesmo nome, Estado do Espírito Santo,

situada a cerca de 254 km de Vitória . A caracterização do reservatório tem como objetivo central a

obtenção das propriedades petrofísicas das rochas constituintes do reservatório tais como espessura,

litologia, porosidade, permeabilidade e saturação de água/hidrocarboneto. Buscou-se essas

propriedades a partir de descrições de testemunhos e da suíte de perfis geofísicos mais utilizados na

indústria do petróleo, Mais por questões técnicas e burocráticas da ANP(Agencia nacional de petróleo e

gás ), só nos forneceu os perfis de gamma (GR), resistividade(ILD) e sônico (DT),limitando assim o

processo de caracterização do reservatório( como saturação de óleo e permeabilidade efetiva),sendo

que muitos dos resultados apresentados nesse artigo, são dados dos testemunhos cedidos pela antiga

empresa operadora do campo . Como resultado final da análise dos dados de sísmica de reflexão foi

obtida a delimitação do reservatório identificando o topo e base do mesmo entre outras características

do reservatório.

Palavras chave: Campo marginal – Modelagem geofísica – Perfilagem

1 – Introdução

As atividades de exploração e produção de petróleo no país se iniciaram de forma mais intensa

durante o final dos anos 30 e início dos anos 40. Destacaram-se, em tal período, as descobertas realizadas

no âmbito onshore e na Região Nordeste. Alguns anos mais tarde, com a descoberta de reservas

consideráveis no âmbito offshore, as atenções petrolíferas nacionais se voltaram preponderantemente para

tal realidade. Os campos de petróleo em terra, responsáveis pelo início da indústria do petróleo no país,

foram, de certo modo, relegados a um segundo plano. (PINHEIRO, 2014)

Hoje, grande parte dos campos inicialmente descobertos se encontra em fase de declínio produtivo.

Pelo declínio de produção que os acomete, tais campos não se revelam interessantes aos empreendedores

de grande porte. Podem, todavia, mediante estímulos e uma adequada regulação, se revelar como

interessantes pontos de investimento para os empreendedores de pequeno e médio porte. Os campos

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petrolíferos, ainda que marcados por uma produção declinante, são fortes elementos de promoção do

desenvolvimento. Ainda que em declínio produtivo, tais campos geram empregos diretos e indiretos,

promovem a circulação de renda, o recolhimento de tributos, o pagamento de royalties, dentre outros

fatores. (KÜNG, 2009)

Atualmente a ANP vem buscando alternativas para incentivar a exploração e produção de campos

em terra. A maneira encontrada é a realização de leilões específicos com regras próprias para campos

onshore inativos contendo acumulações marginais. Já foram realizados até então duas rodadas as quais

atraíram diversas empresas, até mesmo não pertencentes ao setor petrolífero. Este é o caso do campo de

Conceição da Barra, bacia do Espírito Santo onshore (KÜNG, 2009)

Dessa forma, o objetivo principal desse estudo e produzir um material de consulta para futuros

alunos e profissionais da área, sobre o campo maduro de conceição da barra e avaliar potencial volume in

place da Formação mariricu, realizando a modelagem geofísica do reservatório, através de dados de

sísmica de reflexão e perfilagem de poços do campo.

1.1 - Área Conceição da Barra

A área de Conceição da Barra, de 12,83km2 de extensão, localiza-se no município de mesmo

nome, Estado do Espírito Santo. A área inclui, além do antigo campo de Conceição da Barra, os poços 1-

FSM-1-ES e 1-FSM-2D-ES. O antigo campo de Conceição da Barra foi descoberto em 10/10/1987,

através da perfuração do poço 9-PSG-1-ES. Nesta área, situada a cerca de 254 km de Vitória, ES, foram

realizados 36km de linhas sísmicas 2D e perfurados 13 poços. O campo entrou em produção em

07/11/1987 e produziu, até 1993, um volume acumulado de 75 mil m³ (471 mil barris) de óleo de 15°API

e 924 mil m³ de gás, a partir de reservatórios situados a cerca de 1450m de profundidade. O campo foi

desativado e entregue à ANP em 1998. Os volumes originais de óleo e gás in situ, estimados pelo antigo

operador, são de 502 mil m 3 (3,16 milhões de barris) e 6,73 milhões de m 3 , respectivamente.

(Oliveira,2014)

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Figura 17 – Locação dos poços perfurados na Área de Conceição da Barra. Fonte: ANP.

1.2 - Aspectos Geológicos

A acumulação de óleo e gás do campo de Conceição da Barra ocorre em reservatórios areníticos da

Formação Mariricu/Membro Mucuri. Tal acumulação possui forma dômica, alongada na direção NNW-

SSE. A oeste é limitada por uma falha de direção NNE-SSW, que controla estruturalmente a acumulação.

Ao sul, o limite se dá pelo mergulho das próprias camadas-reservatório, ao norte, o controle da

acumulação é diagenético, pois os arenitos, mesmo dentro da zona de óleo, apresentam-se fechados, sem

porosidade, não havendo condições de produção. A leste, a acumulação é controlada pelo adelgaçamento

da seção arenosa e, novamente, pela perda da porosidade, causada pela diagênese. Os reservatórios são

dados por arenitos siliciclásticos depositados em ambiente deltáico, interdigitados com folhelhos,

carbonatos e anidritas, que representam curtos períodos de transgressão marinha. O arenito é constituído

por grãos de quartzo subarredondados de granulação de média a muito grossa, por vezes apresentando

zonas piritosas e micáceas. (Oliveira (2014)

Tabela 1 – Características dos poços com relação a sua comercialidade segundo o antigo

operador e o estado no qual se encontram. Fonte: www.anp.gov.br.

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2 – Objetivos

O objetivo principal deste trabalho é caracterizar os reservatórios areníticos da Formação

Mariricu/Membro Mucuri localizado no antigo Campo Conceição da barra, Bacia do Espirito Santo,

através da análise das técnicas de perfilagem geofísica e da reinterpretação de dados sísmicos, e buscar

incentivar o retorno da produção de poços abandonados ou fechados temporariamente, e a descoberta de

novos reservatórios e a perfuração de novos poços baseados em uma nova reinterpretação sísmica, o que

consequentemente resulta no aumento da empregabilidade na região .

3 – Metodologia

Os dados de Geofísica de Poço utilizados neste trabalho, referentes ao Campo de Conceição da

barra, são de perfis de poço, integrados com informações a partir da descrição de testemunhos, quando

existentes. Tais dados, analisados em conjunto, permitem uma melhor avaliação das propriedades

petrofísicas e geológicas das rochas em subsuperfície (Oliveira (2014). Além desses dados, são utilizados

dados de sísmica de reflexão 2D como apoio na caracterização do reservatório. Todos os dados descritos

acima foram fornecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). Após um

controle de qualidade dos dados foram pré-selecionadas 5 sísmicas 2D pós-stack e 3 poços exploratórios

adquiridos no formato padrão .LAS. A figura 2 mostra a distribuição dos dados dos poços no Campo de

Conceição da Barra

3.1 - Variáveis geológicas e geofísicas disponíveis:

Raio Gama (GR) – Detecta a radioatividade natural da formação geológica (U, Th, K).Utilizado para a

identificação da litologia, a identificação de minerais radioativos e para o cálculo do volume de argila ou

argilosidade. Os folhelhos têm normalmente alto teor de K40, razão pela qual esse perfil tem grande

importância na identificação de folhelhos entre as rochas não argilosas. Dessa forma, esse perfil permite

distinguir folhelhos e/ou argilas dos demais perfis litológicos.(Oliveira (2014)

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Resistividade (ILD) – Indica a habilidade de um material em resistir à condução elétrica, sendo o inverso

da condutividade. A resistência das rochas depende da porosidade, da natureza do fluido contido em seus

poros e do conteúdo de sal nele dissolvido. Os hidrocarbonetos não 28 são bons condutores, isto é,

possuem alta resistividade, enquanto a salmoura é uma boa condutora, dessa forma, baixa resistividade. A

água doce indica alta resistividade. Dessa forma, podendo induzir a um erro de interpretação. Isso mostra

a complementariedade entre os perfis para uma melhor análise. Quanto a porosidade, este perfil indica a

redução de acordo com aumento da profundidade, grau de compactação da rocha.( Oliveira (2014)

Sônico (DT) – Mede a diferença nos tempos de trânsito de uma onda mecânica através das rochas. A

velocidade do som varia de acordo com o meio em que se propaga. Ela é maior que nos sólidos que nos

líquidos e gases. Maior velocidade de propagação, menor tempo. É utilizado para estimativas da pressão

de poros, correlação poço a poço, estimativas de grau de compactação da rocha (USB) ou estimativa das

constantes elásticas, detecção de fraturas e apoio a sísmica (KÜNG, 2009).

Densidade (RHOB) – Tal perfil é um registro contínuo das variações das massas especificas (a

densidade) das rochas atravessadas por um poço. O mecanismo de medição se baseia em uma fonte de

raios gama aplicados à parede do poço. Com esta aplicação, ocorrerá uma interação entre o raio gama e o

material devido essencialmente à colisão entre os raios e os elétrons. Como o número de elétrons em um

átomo é aproximadamente proporcional à sua densidade, quanto mais denso for o material, maior o

número de colisões. Desta forma, a ferramenta de densidade mede a resitência da radiação do raio gama,

já que a atenuação do raio gama é diretamente dependente da densidade da formação. Além da densidade

das camadas, permite o cálculo da porosidade, a identificação das zonas de gás e em profundidades mais

rasas de investigação torna os registros mais sensíveis ao estado da parede do poço: desmoronamentos,

espessrua dee reboco, hidratação das argilas. (KÜNG, 2009).

Porosidade neutrônica (NPHI): Índice de hidrogênio da formação. Seu funcionamento se baseia no

princípio de que o nêutron não possui carga elétrica e tem massa semelhante ao hidrogênio. Os nêutrons

penetram a formação geológica, e “perfuram” a eletrosfera colidindo diretamente com os átomos dos

diferentes elementos. Ao colidirem, esses nêutrons desaceleram e reduzem-se a níveis termais que

chegam aos detectores. Essa porosidade é dada em PU (Unidade de porosidade) (KÜNG, 2009).

Qualquer que seja o tipo de perfil empregado na avaliação de um poço, eles não fornecem diretamente as

propriedades de interesse, como, por exemplo, porosidade, permeabilidade, saturação de fluidos etc. São

inferidas pelos parâmetros registrados por cada um deles (PINHEIRO, 2014) .

Tabela 2 – Relação entre os parâmetros medidos pelos perfis e suas propriedades derivadas. (Fonte:

AZEVEDO e ROCHA, 2007).

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Neste campo os perfis de poços disponíveis são:

Tabela 3 – Relação entre poços e os perfis sísmicos disponíveis em formato LAS.

Perfis Poços

9-PSG-4-ES 9-PSG-1-ES 7-CB__0011__ES

GR x x x

DT x

RHOB

NPHI

ILD x x x

4 – Resultados

Os dados de sísmica e poços (Figura 1) foram carregados no Petrel, Onde os dados de sísmica estão

no formato “SEG-Y”,

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Figura 1: Poços e linhas sísmicas selecionadas.

Os poços foram carregados inicialmente pela cabeça do poço, onde estão informações de

coordenadas, profundidade e mesa rotativa de cada poço. Em seguida foram carregados os perfis de poços

(Figura 2) que foram utilizados na amarração com a sísmica, tais como sônico, raios gama.

Figura 2: Geração do sismograma sintético

4.1 - ANÁLISE DOS POÇOS

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Após o carregamento de dados foi feito um controle de qualidade das curvas existentes em cada poço

e posteriormente foram gerados os perfis compostos com a finalidade de analisar os reservatórios do

Campo. A análise dos poços foca a avaliação quantitativa e qualitativa das curvas da suíte básica no

intervalo de interesse para os cálculos petrofísicos, que se restringe às zonas petrolíferas dos reservatórios

de Conceição da Barra datado do Cretáceo. Essas zonas, aqui denominadas de reservas, são definidas

como sendo os intervalos do poço onde as interpretações dos perfis geofísicos indicam possível presença

de hidrocarbonetos.

Figura 3: Exemplo de interpretação de perfil do poço (1ª coluna :perfil ILD; 2ª coluna; Gamma , poço 3;

3ª coluna: perfil DT.

4.2. INTERPRETAÇÃO DOS DADOS

O foco principal na interpretação sísmica foi identificar os traços sísmicos das geradoras que foram

amostrados em poços, pois através desses horizontes foi possível identificar a profundidade aproximada

dos reservatórios areníticos, já que estão localizadas entre a Fm. Mariricu/Membro Mucuri. Depois de

delimitada a profundidade de ocorrência das principais rochas reservatórios, buscou-se identificara

estruturas trapeadoras que pudessem ter acumulado os hidrocarbonetos, anticlinais associados à

falhamentos, além de possíveis condutos de migração, representados por falhas ou diques que conectem

as rochas geradoras às rochas reservatórios.

Mais por causa da baixa qualidade da sísmica na região e a falta de literatura sobre a formação ,

os resultados provenientes da integração dos dados de sísmica e poços, só permitiram realizar a

interpretação dos horizontes do reservatório , tais como a base e o topo do reservatório.

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Figura 24: Topo e base do reservatório de Conceição da Barra (Poço 9-PSG-4-ES)

A partir desses horizontes foram definidas as superfícies chamadas aqui de topo e base,

totalizando duas superfícies (superfície topo, superfície base) (Fig. 4).

Figura 4: Superfícies de referência para a interpretação de horizontes

Por último, foram criados os layers, para maior detalhamento da área de estudo. Como resultado

dessas subdivisões, definiu-se o grid dos dados de células 3D. Onde no final desse processo, tem-se um

modelo 3D, como na Fig. 5, apresentado abaixo:

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Figura 6: Modelo petrofísico para porosidade. (Vermelho = 2.5 m3/m3; azul escuro = -1 m3/m3

Figura 7: Modelo petrofísico para permeabilidade. (Vermelho = 1 mD; Violeta = 0.001 mD).

5 – Discussão e Conclusões

O reservatório Conceição da barra foi caracterizado com base na interpretação de dados de sísmica

de reflexão e com base nas propriedades petrofísicas da rocha. Como resultado final foi possível

identificar o topo e a base do reservatório, sua porosidade e permeabilidade, e comprovar através dos

métodos geofísicos e dados de testemunhagem a existência de um pequeno volume de “óleo in place”. De

acordo com o antigo operador do campo, o reservatório de Conceição da Barra possui reservas originais

de óleo e gás in situ, de 502 mil m 3 (3,16 milhões de barris) e 6,73 milhões de m 3 , respectivamente.

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Dessa forma, a elaboração de modelos 3D é de grande auxílio em complemento a estudos como

geoquímica, sísmica, bioestratigrafia, etc, e demais informações, o estudo do arcabouço geológico, bem

como suas estruturas e condicionantes são de grande auxílio na obtenção de informações mais precisas,

que ao serem cruzadas entre si, permitem maior segurança na determinação de áreas com potencial

produtor de óleo e gás.

Atualmente, os campos maduros têm sido citados corriqueiramente em diversos meios de

comunicação tendo bastante importância na política de incentivos da ANP. Sendo assim, o trabalho

apresentou uma modelagem e caracterização simplificada que visa a, criação de mais dados sobre o

campo que pó, possuir um baixo volume de “óleo in place”, é alvo de pouquíssimos estudos que visem a

sua futura reativação, o que é viável, segundo inúmeros casos citados na literatura sobre campos

marginais , além de ajudar no desenvolvimento sustentável da região incrementando a receita da cidade

com ganho de Royalties, atendendo a filosofia da Agenda 21.

5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Como consideração final, para aumentar os conhecimentos do reservatório do Campo de Conceição

da Barra introduzidos neste trabalho, sugere-se acrescentar em projetos futuros os seguintes tópicos:

Maior abordagem da Sísmica na caracterização do reservatório de Conceição da Barra através da

utilização de sísmica 3D, aumentando assim, a curacidade das informações; e

Caracterização mais abrangente ,utilizando mais perfis geofísicos do reservatório, através do maior

enfoque das fácies que compõem o reservatório.

6 – Referências Bibliográficas

MAKLER, M. Aplicação dos atributos de inversão sísmica na caracterização litológica do Campo de

Peregrino – Bacia de Campos. Niterói. 2010. Dissertação (mestrado em geologia e geofísica

marinha). Universidade Federal Fluminense.

OLIVEIRA, Gabriella Martins Baptista de. ESTUDO DE RESERVATÓRIO NÃO CONVENCIONAL

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Federal Fluminense, Niterói (rj, 2014.

MORANI, B.M. Caracterização Petrofísica de Reservatório Petrolífero na Formação Carapebus, Bacia de

Campos. Rio de Janeiro. 2012.Graduação em Geologia. Universidade Federal do Rio de Janeiro –

UFRJ

PREDA, W.N.; Pereira, I.E.M.; Ramos, E.M.; Alves, A.C. Caracterização dos Reservatórios da Formação

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PEREIRA, L. A. G. R. 2009. Atributos Sísmicos na Caracterização de Reservatórios de Hidrocarbonetos.

Dissertação de Mestrado da Universidade de Aveiro

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KÜNG, Stephan de Carvalho. PROJETO DE DESENVOLVIMENTO DO CAMPO DE

ACUMULAÇÃO MARGINAL DE CONCEIÇÃO DA BARRA NA BACIA DO ESPÍRITO

SANTO. 2009. 80 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenheiro do PetrÓleo, Engenharia do PetrÓleo,

Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2009.

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