Impacts of diagenetic processes in formation evaluation of the pre-salt carbonates reservoirs of Barra Velha formation
| Autor: | Tamoto, Hugo |
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| Přispěvatelé: | Pestilho, André L. S., Universidade Federal do Paraná. Setor de Ciências da Terra. Programa de Pós-Graduação em Geologia, Rumbelsperger, Anelize Manuela Bahniuk, 1982 |
| Rok vydání: | 2022 |
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| Zdroj: | Repositório Institucional da UFPR Universidade Federal do Paraná (UFPR) instacron:UFPR |
| Popis: | Orientadora: Profa. Dra. Anelize Manuela Bahniuk Rumbelsperger Coorientador. Dr. André Luiz Silva Pestilho Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências da Terra, Programa de Pós-Graduação em Geologia. Defesa : Curitiba, 01/09/2022 Inclui referências Resumo: O Pré-Sal brasileiro, localizado na Bacia de Santos constitui uma das mais importantes províncias de hidrocarbonetos do mundo. Os hidrocarbonetos estão armazenados em reservatórios carbonáticos, responsáveis por aproximadamente 75% da produção brasileira de petróleo. Apesar das boas qualidades petrofísicas do reservatório do Pré-Sal (atingindo porosidades > 15 % e permeabilidade > 100 mD), ainda existem desafios relacionados à falta de entendimento sobre os controles petrofísicos resultantes de uma complexa história deposicional e diagenética. A fim de melhor compreender essa problemática, esse estudo provê uma avaliação petrofísica geral dos reservatórios carbonáticos da Formação Barra Velha no campo de Sapinhoá, localizado na Bacia de Santos, utilizando um extenso conjunto de dados, que incluem informações de perfilagem de poços, petrofísica e difração de raios X. Os resultados permitiram a identificação de heterogeneidades de fácies, distribuição petrofísica variada, e identificação de cinco unidades de fluxo. De modo geral, os melhores intervalos de porosidade e permeabilidade encontram-se nos poços localizados no alto estrutural e compreendem as unidades de fluxo 4 e 5, compostas principalmente de litofácies Shrubs e grainstones. Além disso, a unidade de fluxo 3, composta por de Shrubs, esferulititos, grainstones, packstones e laminitos, apresenta características intermediárias de porosidade e permeabilidade, sendo encontrada em todos os poços. Por fim, dentre todas as unidades, as unidades de fluxo 1 e 2, compostas por todas as fácies apresentaram valores de porosidade e permeabilidade mais baixas características petrofísicas mais baixas e são encontradas principalmente nos poços fora do alto estrutural. Por fim, os resultados indicam que processos diagenéticos, como a dissolução de minerais argilosos e a dolomitização, são elementos notáveis que comumente aprimoram as propriedades petrofísicas; e a silicificação pervasiva diminui a qualidade petrofísica do reservatório. Essas características são frequentemente encontradas nos poços localizados no alto estrutural, e nos poços localizados nos flancos do alto estrutural do campo de Sapinhoá. Abstract: The Pre-Salt succession located at the marginal basins of Brazil are one among the most important hydrocarbon reservoirs found worldwide. These reservoirs are responsible for approximately 75% of the Brazilian offshore oil production. Despite the excellent reservoir qualities (reaching porosities > 15 % and permeability > 100 mD) found in the Pre-Salt reservoirs, there are still challenges related to the lack of understanding on the petrophysical controls. This situation is resultant from a complex depositional and diagenetic history of the carbonate rocks. To address such problems, an overall petrophysical evaluation of the carbonate section of the Aptian Barra Velha Formation in the Sapinhoá field, Santos Basin is provided. This way done by using an extensive dataset of well-logging, petrophysics, and X-ray diffraction. The results allowed the identification of facies heterogeneities and variated petrophysical distribution, which characterizes five hydraulic flow units. Overall, the best petrophysical intervals (i.e., highest porosity and permeability) are found in the wells located at the structural high and comprise the flow units 4 and 5 that and mostly consist of Shrub-rich facies and grainstones. These are followed by the intermediary flow unit 3 found in all wells, comprised of shrub-rich facies, spherulitites-rich facies, grainstones, packstones, and laminites. Moreover, among all units, the flow units 1 and 2 presented the lowest petrophysical features and are mainly found in wells located at the basinward area of the Sapinhoá field. Finally, the results indicate that key diagenetic features such as the dissolution of clay mineral, and dolomitization are notable elements that commonly enhanced the petrophysical properties. Additionally, the pervasive silicification process decrease the reservoir quality. These processes are often found in the wells located at both the structural high and the basinward area of the Sapinhoá field. |
| Databáze: | OpenAIRE |
| Externí odkaz: |
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