Davi Corrêa Tatagiba
Título
Predição da Qualidade de Rochas Reservatório Siliciclásticas da Formação Urucutuca (Cretáceo Superior), Bacia de Almada
Resumo
A predição da qualidade de rochas reservatório tornou-se, nos últimos tempos, uma das mais importantes ferramentas no processo de eleição de áreas de novas fronteiras potenciais, para a exploração de petróleo. Este trabalho tem como objetivo principal prever a qualidade de reservatórios siliciclásticos da Formação Urucutuca (Cretáceo Superior) na Bacia de Almada, em uma área que compreende o cânion do rio Almada. O estudo preditivo da qualidade de rochas reservatório compreende a integração e o entendimento de vários processos geológicos com modelagem numérica, tais como, evolução termo-mecânica de bacias, reconstrução da história térmica e de soterramento da rocha fonte e da rocha reservatório, evolução diagenética de arenitos e folhelhos, interação fluido-rocha, entre outros. A modelagem preditiva da qualidade de reservatórios envolve a combinação de modelos conceituais, baseados na caracterização de parâmetros, tais como, deposicionais e de história de soterramento, com modelos empíricos construídos com base petrográfica quantitativa. No caso do presente trabalho, tais parâmetros foram obtidos do “Poço A”, escolhido como poço calibrador. Neste poço, foram identificadas duas petrofácies, uma conglomerática (Petrofácies A) e outra petrofácies arenítica (Petrofácies B). Todos esses dados serviram como dados de entrada para os aplicativos de modelagem EXEMPLARTM e Basin Mod®. Além do “Poço A”, foram efetuadas modelagens em 17 pseudopoços. Os resultados de porosidade e permeabilidade obtidos indicam um bom ajuste entre os dados modelados no “Poço A” e os dados reais obtidos a partir de perfis geofísicos dos poços 1-BAS-0036-BA, 1-BAS- 0083-BA, 1-BAS-0102-BA. De acordo com os resultados obtidos, a área que apresenta as melhores condições de permo-porosidade, menores valores de cimentação de quartzo e de menores ocorrências de cimentos carbonáticos, encontra-se na petrofácies B distal.
Abstract
The advances made on diagenesis studies, over the last ten years, have allowed an accurate prediction of physical properties, such as porosity and permeability, in some types of sandstones without the use of wells or outcrops data. A quantitative study on prediction of reservoir quality is characterized by the numerical integration of several geological processes such as sedimentary basin tectonic evolution, burial and thermal histories of reservoir rocks, detrital characterization and diagenetic evolution of sandstones and shales. This work was done in siliciclastic reservoir of the post–rift section of a marginal basin using EXEMPLARTM and Basin Mod® softwares, which is a forward model of fisical and geochemical alteration of sandstones, and basically involves the combination of based conceptual models in the characterization of parameters, for example, petrographic data. Our main objective was determining the reservoir quality of Urucutuca Formation in the Almada Basin. In this work, the parameters were obtained from “Poço A”, in this well was determined two petrofacies: one conglomeratic (Petrofacies A) and another arenitic (Petrofacies B). The results of this work have showed a good correlation with the observed on wells 1-BAS-0036-BA, 1-BAS-0083-BA, 1-BAS-0102-BA (permoporosity data), and modeled data from “Poço A” and also in good agreement with geological evolution of the sedimentary basin. From this calibration site, others models runs were done in places in the basin where no wells have been drilled yet (17 pseudowells), but which have indicated the potential existence of siliciclastic reservoirs. In agree with the results obtained, the area that show the best conditions of permo-porosity, less quartz cementation and carbonate cementation is on the Petrofacies B distal. In this manner, we were able to takle the riscs involved in the exploration of potential reservoir before drilling.
