Relationship between geomechanical properties and the behavior of fluid flow in pre-salt carbonates, Búzios Field, Brazil
| Autor: | Cabrera Ruiz, Maria Liceth, 1995 |
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| Přispěvatelé: | Batezelli, Alessandro, 1972, Roehl, Deane de Mesquita, Mattos, Nathália Helena Secol, Universidade Estadual de Campinas. Instituto de Geociências, Programa de Pós-Graduação em Geociências, UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS |
| Jazyk: | portugalština |
| Rok vydání: | 2022 |
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| Zdroj: | Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) instacron:UNICAMP |
| Popis: | Orientador: Alessandro Batezelli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências Resumo: Os carbonatos do pré-sal brasileiro são heterogêneos em relação às suas propriedades geomecânicas e petrofísicas devido aos processos sedimentares e digenéticos que os geraram e modificaram. No entanto, as acumulações de hidrocarbonetos presentes neste complexo sistema são únicas; apresentam grandes volumes de óleo de boa qualidade e um sistema petrolífero complexo e incomum que tem instigado o desenvolvimento científico e da engenharia. Assim, com base em perfis de poços, testes de poços, dados laboratoriais e informações sísmicas, este trabalho visa caracterizar e analisar as propriedades geomecânicas e petrofísicas de dois reservatórios carbonáticos do pré-sal (Formação Barra Velha e Formação Itapema) no campo de Búzios, Bacia de Santos. Os parâmetros geomecânicos foram usados para definir as fácies geomecânicas por meio do algoritmo K-means clustering. Além disso, dados de porosidade efetiva e permeabilidade extraídos da ressonância magnética nuclear foram usados para definir as unidades de fluxo através do método do indicador de zona de fluxo. Após a calibração desses dois agrupamentos, os resultados da comparação mostraram que quando a rocha apresenta maiores valores de, as fácies geomecânicas indicam rochas menos resistentes, mais porosas ou mais fraturadas, menos rígidas e mais propensas a deformações. A presença de argilas obstruindo a conexão dos poros nas rochas, se mostrou um fator determinante na diminuição da permeabilidade. E apesar de as fácies geomecânicas apresentarem rochas com baixa resistência, as unidades de fluxo indicam rochas com perfil não-reservatório. A Formação Barra Velha apresentou comportamento heterogêneo; alguns poços apresentam intervalos não reservatório na porção superior da formação e as melhores condições de escoamento foram identificadas na parte inferior. A Formação Itapema apresentou um comportamento geomecânico mais homogêneo e, adicionalmente, mostrou melhores valores indicadores de zona de fluxo devido à sua alta permeabilidade. É importante destacar que as discussões tanto das semelhanças quanto das variações feitas para as duas formações também foram analisadas a partir de seções de poço e sísmica Abstract: The Brazilian pre-salt carbonates are heterogeneous in their mechanical and petrophysical properties due to the sedimentary and diagenetic processes. However, the hydrocarbon accumulations present in this complex system are unique in terms of petroleum quality and an unusual petroleum system, contributing to scientific and engineering development. Thus, based on well-logs, well tests, laboratory data, and seismic information, this work aims to characterize and analyze the geomechanical and petrophysical properties of two pre-salt carbonate reservoirs (Barra Velha Formation and e Itapema) in the Búzios field, Santos Basin. Once the geomechanical parameters were estimated, they were used to define the geomechanical facies through a K-means clustering algorithm. The effective porosity and permeability data extracted from the nuclear magnetic resonance were used to determine the flow units using the flow zone indicator method. After calibrating these two clusters, the comparison results showed that when the rock presents a better low zone indicator, the geomechanical facies show rocks that are less strength, more porous, or more fractured, less rigid, and more prone to deformation. However, when some clays obstruct the connection of the pores in the rocks, this decreases the permeability, and although the geomechanical facies present rocks with low strength, the flow units present rocks with a non-reservoir profile. The Barra Velha Formation a presented heterogeneous behavior, as some wells showed non-reservoir behavior in the upper part. On the other hand, the best flow conditions were identified in the lower part of the formation. The Itapema formation presented a more homogeneous mechanical behavior and, in addition, showed better flow zone indicator values due to its high permeability. It is essential to highlight that the appreciations of both the similarities and the variations made for the two formations were also analyzed from well and seismic sections Mestrado Geologia e Recursos Naturais Mestra em Geociências CAPES 88887.487390/2020-00 |
| Databáze: | OpenAIRE |
| Externí odkaz: |
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