CENTRO DE ESTUDOS GERAIS INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEOLOGIA E GEOFÍSICA MARINHA - MESTRADO PRH-11

MARCELO MACHADO DA CRUZ

APLICAÇÃO DE PERFILAGEM GEOFÍSICA E

SÍSMICA NA CARACTERIZAÇÃO DA FACIOLOGIA DO RESERVATÓRIO

DE NAMORADO

NITERÓI 2003

ii

RESUMO

O Campo de Namorado, descoberto em 1975, localiza-se na porção centro-

norte da zona de acumulação de hidrocarbonetos da Bacia de Campos, a cerca de 80

km do litoral do estado do Rio de Janeiro, sob lâmina de água de 110 a 250m. O

reservatório, composto por arenitos arcoseanos de idade Albiano-Cenomaniana, situa-

se em um nível estrutural entre –2500 e –3300m, caracterizando-se por apresentar

uma excelente porosidade e permeabilidade. Esta unidade corresponde a um dos mais

importantes “ plays” petrolíferos da Bacia de Campos na área de plataforma

continental.

Neste trabalho, propõe-se uma aplicação da perfilagem geofísica para a

caracterização da faciologia do reservatório de Namorado, tendo como objetivo

principal a identificação das eletrofácies nos perfis elétricos deste reservatório, através

de uma metodologia robusta e consistente. A metodologia aplicada neste trabalho

envolve técnicas estatísticas, técnicas de estratigrafia de sequência aplicadas a perfis

de poço e a modelagem da geometria interna do reservatório, utilizando atributos

petrofísicos derivados de perfis (exemplo: porosidade e permeabilidade).

Para se chegar a um modelo de eletrofácies realístico, é necessário a

interferência do intérprete para a extrapolação da interpretação do conjunto de perfis

de poço, adotando uma abordagem supervisionada de modo a honrar os dados

geológicos diretos (testemunhos) para cada poço correspondente. A partir disto,

obtem-se como resposta um modelo de densidade específico para cada poço, onde

cada pico deste modelo corresponde a uma eletrofácies.

A partir de um conjunto de informações “hard” (diretas), propõe-se neste

trabalho uma caracterização do reservatório e suas fácies baseada em informações

iii

diretas de poço, de forma que sejam mais adequadas à implementação de modelos

numéricos integrados aos reservatórios, através da aplicação de perfilagem geofísica.

Este modelo, tem aplicação direta no gerenciamento do reservatório, permitindo boas

condições de controle e uma boa simulação da exploração / explotação.

Como resultado deste trabalho, obteve-se um conjunto de seis eletrofácies

aplicado para todo o reservatório, composto por rochas reservatório e não

reservatório, além de uma correlação lateral de alguns dos poços num modelo

faciológico 2D do reservatório.

iv

ABSTRACT

Namorado Field, discovered in 1975, is located in the center-north portion of

the zone of accumulation of hydrocarbons of Campos Basin, 80 km the from eastern

coast of Rio de Janeiro State, under water depths of 110 to 250 m. The reservoir,

composed by Albian-Cenomanian arcosean sands is located at structural levels

between –2500 and –3300m, being characterized by an excellent porosity and

permeability. This unit is one of the most important plays of Campos Basin in the

continental shelf.

This study, aims to apply borehole geophysics to characterize the sedimentary

facies of Namorado reservoir, with the main objective to identify the eletrofacies of

this reservoir, through a robust and consistent methodology. The methodology applied

in this study involves statistical techniques, the application of sequence stratigraphy

interpretation to well logs and the modeling of the internal geometry of the reservoir,

using petrophysical attributes such as porosity and permeability.

To create a realistic eletrofacies model, the interference of the interpreter is

required to extrapolate the interpretation of a group of well logs, adopting a

supervised approach in order to honor the direct observed geological data. Obtained

from cores for each corresponding well, specific density model for each well is

derived from this approach, where each pick of the model corresponds to an

eletrofacies.

Starting from a group of hard information, it was proposed in this study to

characterize the reservoir and its facies, based on direct information from the wells, so

that they are more adapted to the an aplication of numeric models integrated into the

reservoirs, through the application of borehole geophysics. These models can be

v

directly applied to the reservoir management, allowing good control conditions and a

good simulation of the exploration/explotation.

As a result of this study, a group of six eletrofacies, was obtained and applied

for the whole reservoir, characterizing rocks of reservoir and non reservoir quality,

and allowing a lateral correlation of some of the wells in a 2D facies model of the

reservoir.

vi

Em especial, manifesto minha gratidão a Deus pela sustentação, sabedoria e

saúde.

Expresso minha gratidão ao meu orientador Prof.º Adalberto da Silva, que

contribui para o esclarecimento, desenvolvimento e aperfeiçoamento no decorrer da

realização desta dissertação.

Agradeço aos professores, alunos e funcionários do curso de pós graduação

em Geologia e Geofísica Marinha (LAGEMAR) da Universidade Federal Fluminense,

pelo apoio no decorrer do curso.

Aos amigos da Paradigm Geophysical: Alexandre, Bianca, Ernesto e Henrique

pelo incentivo e ajuda. Aos colegas de turma Alexandre Maul e Flavia Carvalho pelo

apoio no decorre destes períodos. As colegas Maira Tanaka e Suely Ferreira pela

amizade e apoio.

Agradeço a Agência Nacional de Petróleo (ANP), pela bolsa de mestrado, que

possibilitou o custeio das minhas despesas durante este período de dedicação aos

estudos.

Dedico este trabalho,

Aos meus pais Waldemir e Marilena pela força e motivação dada. As minhas

irmãs Aline e Vanessa pelos incentivos. A minha noiva Viviane pela sua paciência e

compreensão. Dedico ainda a cada familiar que direta ou indiretamente me apoiaram

nesta etapa da minha vida.

AGRADECIMENTOS

vii

ÍNDICE

Resumo ii

Abstract iv

Agradecimentos vi

Ídice vii

Índice de Figuras viii

Anexos xiv

I – Introdução 1

II – Objetivo e Relevância 6

III – Contexto Geológico 7

III.1 – Geologia Regional 7

III.2 – Geologia Local 16

III.2.1 – Faciologia do Reservatório de Namorado 18

IV – Base de Dados e Metodologia 23

V – Resultados 36

V.1 - Sísmica 35

V.2 – Correlação de Poços 46

V.3 – Eletrofácies 52

V.3.1 – Correlação das Eletrofácies 88

VI – Conclusão 93

VII – Referência Bibliográfica 96

VIII – Software Utilizado 102

viii

ÍNDICE DE FIGURAS Fig.1 – Mapa de localização da Bacia de Campos - modificado de (Dias et al.,

1990). 2

Fig.2 – Mapa de Localização do Campo de Namorado, modificado de (GUARDADO

et al, 2000) 3

Fig.3– Carta Estratigráfica da Bacia de Campos, modificada de (RANGEL, 1993) 9

Fig.4 – Seção Esquemática Geológica da Bacia de Campos, representando as

principais formações estratigráficas da bacia, modificado de (Dias et al., 1990). 15

Fig.5 – Modelo esquemático de depósito de canal, modificada de (Souza Jr.,

1997). 22

Fig.6 – Modelo esquemático de depósito de canal de levee, modificada de (Souza Jr.,

1997). 22

Fig.7 – Mapa de Localização de alguns Poços liberados da ANP. 23

Fig.8 – Mapa de Localização das Linhas Sísmicas 2D. 24

Fig.9 – Mapa de Localização do Bloco Sísmico 3D. 24

Fig.10 – Testemunho de um poço liberado pela ANP. 25

Fig.11 – Exemplo de um modelo sísmico 3D do Campo de Namorado. 26

Fig.12 –Exemplo de alguns Perfís de Poço (7Na11A) no Campo de Namorado. 27

Fig.13 – Modelo de Eletrofácies - modificado de (O. Serra., 1986). 29

Fig.14 – Perfis de poço amarrado aos testemunhos – exemplo poço 7Na11A. 30

Fig.15 – Correlação lateral de poços – exemplo correlação entre os poços: RJS42,

Na02, Na19, Na04. 31

ix

Fig.16 - Mapa base representando as linhas sísmicas 2D e 3D do Campo de

Namorado, localização dos principais poços estudados e demarcação do Campo de

Namorado e vizinhos Cherne e Bagre. 32

Fig.17 – Modelo Sísmico do Campo de Namorado, contendo os horizontes e as

sequências mapeadas por (Johann, 1997), correlacionáveis com os horizontes deste

trabalho (amarelo e vermelho), modificado de (Johann, 1997). 34

Fig.18 - Seção Sísmica 2D (linha 241) do Campo de Namorado, representando

alguns horizontes mapeados, falhas e o reservatório de Namorado. 36

Fig. 19- Mapa de gridagem realizado em todo o reservatório, representando um

sistema canalizado. Observa-se que no geral o formato do Campo de Namorado está

encaixado dentro deste sistema canalizado. 38

Fig. 20 – Bloco Sísmico 3D do Campo de Namorado, com ênfase no corte do eixo Z

(tempo) em 2500 ms. 39

Fig.21 – Representação da superfície adquirida pelo mapeamento do horizonte

vermelho, cortada pela Xline 738, visualizando as erosões provocadas pelo canal

turbidítico. 40

Fig.22 - Representação da superfície adquirida pelo mapeamento do horizonte

vermelho, cortada pela Inline 2805, visualizando as erosões provocadas pelo canal

turbidítico. 41

Fig.23 – Superfície mapeada em função do horizonte estudado, enfatizando as

anomalias das amplitudes encaixadas dentro do canal erosional turbidítico. 42

Fig.24 – Mapa de “profundidade” em tempo suavizado do horizonte vermelho,

mapeada no Campo de Namorado. 43

Fig.25 – Bloco 3D da superfície estudada, representando os poços e a anomalia das

amplitudes dentro do canal erosional. 44

x

Fig.26 – Representação das amplitudes no tempo 2500ms, enfatizando as anomalias

no canal. 45

Fig.27 - Perfil de poço representando uma quebra do contraste da densidade e da

radioatividade. 46

Fig.28 – Seção Geológica da Bacia de Campos, representando sucessões turbidíticas

(corpos arenosos) entre as margas (Formação Lagoa Feia), modificado (Brun &

Walker, 1995). 47

Fig.29 - Correlação lateral dos marcos estratigráficos, entre 4 poços verticais

selecionados, através do método pico a pico. 48

Fig.30 - Quadro evolutivo da deposição do Arenito Namorado na seção estudada. 49

Fig.31 – Seção esquemática de uma correlação lateral entre poços, a partir das

semelhanças entre as assinaturas geofísicas. 50

Fig. 32 – Seção litológica correspondentes a seção esquemática analisadas. 51

Fig.33 – Mapa do Campo de Namorado, enfatizando os poços verticais estudados

(modificado de Silva, 1992). 53

Fig.34 – Exemplo da formulação de uma eletrofácies, através da limitação dos

campos. 54

Fig.35 – Conjunto de variáveis necessárias para a aplicação da eletrofácies. 55

Fig.36 – Histograma das variáveis RhoB e dT do poço 3Na01, representando uma

bimodalidade. 56

Fig.37 – Histograma das variáveis Gr e PhiN do poço 3Na01, representando uma

bimodalidade dos valores. 57

Fig.38– Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma de

RhoB 58

Fig.39 – Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma Gr. 59

xi

Fig.40 – Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma dT. 59

Fig.41 – Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma de

PhiN. 60

Fig.42 – Representação da população de rochas reservatório e não reservatório,

através da percentagem de porosidade, exemplo do poço 3Na04. 61

Fig.43 – Variável RhoB utilizada como sendo a principal, para a caracterização dos

seis campos específicos. 62

Fig.44 – Conjunto de Cross-plot para os poços estudado, representando uma

distribuição X-Y para um arranjo entre as variáveis de cada poço, exemplo poço

3Na01. 64

Fig.45 – Cross-plot da variável porosidade X radioatividade do poço 3Na04. 65

Fig.46 – Cross-plot da variável densidade X sônico do poço 3Na04. 66

Fig.47 – Cross-plot da variável densidade X radioatividade do poço 3Na04. 67

Fig.48 – Cross-plot da variável densidade X porosidade do poço 3Na04. 68

Fig.49 – Histograma de PhiN do poço 3Na04 – representando 6 campos de

porosidade distintas, demonstradas por cores (amar. 8-12; mar. 12-16; rosa 16-20;

verm. 20-24; verde 24-28; azul 28-32). 69

Fig.50 – Histograma de RhoB do poço 3Na04 – representando no histograma de

densidade os 6 campos de porosidade representados anteriormente, demonstradas por

cores (amar. 8-12; mar. 12-16; rosa 16-20; verm. 20-24; verde 24-28; azul 28-32). 70

Fig.51 – Cross-Plot de RhoB X PhiN para o poço 3Na04 – representando dois trends

diferentes (rochas reservatório e não reservatório). Os balões coloridos representam a

porosidade (amar. 8-12; mar. 12-16; rosa 16-20; verm. 20-24; verde 24-28; azul 28-32)

– Este cross-plot demonstra que a variável RhoB influência nos trends. 71

xii

Fig.52 – Cross-Plot de RhoB X Gr para o poço 3Na04 – representando dois trends

diferentes (rochas reservatório e não reservatório). 72

Fig.53– Conjuntos das variáveis estudadas para o poço 3Na04, contendo a litologia

referente ao testemunho, refletindo no processo supervisionado da eletrofácies. 74

Fig.54 – Histograma da variável porosidade (PhiN), representando a frequência de

cada litologia para este poço. 75

Fig.55 – Cross-plot da variável porosidade (PhiN), representando a frequência de

cada litologia para este poço, demonstrando as rochas reservatório e não

reservatório. 75

Fig.56 – Representação em frequência de cada litologia do poço 3Na04. 76

Fig.57 – Cross-plot da variável porosidade x densidade para o poço 3Na04,

representando os campos distintos de rochas não reservatório. 77

Fig.58 – Cross-plot da variável porosidade x densidade para o poço 3Na04,

representando os campos distintos de rochas reservatório. 78

Fig.59 – Modelo de densidade supervisionado Kerne l, representando cada litologia

por um pico. 79

Fig. 60 - Modelo de densidade a partir das eletrofácies respectivas, onde cada pico

representa um eletrofácies respectivamente. 80

Fig.61 – Comparação entre os perfis geofísicos de poço com os testemunhos X os

perfis geofísicos com as eletrofácies. 81

Fig.62a – Correlação entre os modelos de densidade de todos os poços verticais. 83

Fig.62b – Continuação da correlação entre os modelos de densidade de todos os

poços verticais 84

Fig.63 – Modelo de densidade base para a formulação e geração das eletrofácies. 85

xiii

Fig.64 – Modelo de eletrofácies gerado para o poço 3Na04, representando os

“pacotes” prováveis para a perfuração. 86

Fig.65– Modelo esquemático das 6 eletrofácies ident ificadas. 87

Fig.66 – Representação do marco estratigráfico utilizado para a correlação entre os

poços. 88

Fig. 67 – Mapa de localização representando a seção estudada (Centro do

Reservatório) (Modificado de Silva, 1992). 89

Fig. 68 – Correlação lateral entre os poços estudados, baseado nos marcos

estratigráfico identificado. 90

Fig.69 – Seção Geológica do Reservatório de Namorado, representando a distribuição

lateral das eletrofácies identificadas neste trabalho. 92

xiv

ANEXOS Poço1 – Exemplo do perfil de poço 3Na01, demonstrado pelo perfil de radioatividade

(Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes. 103

Poço2 – Exemplo do perfil de poço 3Na02, demonstrado pelo perfil de radioatividade

(Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes. 104

Poço3 – Exemplo do perfil de poço 3Na04, demonstrado pelo perfil de radioatividade

(Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes. 105

Poço4 – Exemplo do perfil de poço 4RJS032, demonstrado pelo perfil de

radioatividade (Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes. 106

Poço5 – Exemplo do perfil de poço 7Na07, demonstrado pelo perfil de radioatividade

(Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes. 107

1

I – INTRODUÇÃO

Bacia de Campos, principal província petrolífera do Brasil, localizada na

região Sudeste do país, na margem leste do litoral brasileiro (Fig.1), entre os estados

do Rio de Janeiro e Espírito Santo. Abrange uma área de aproximadamente 100.000

km², sendo a parte submersa até uma lâmina d’água de 3.400 metros e uma pequena

porção estendendo-se para o continente (Guardado et al, 2000). Esta bacia, limita-se

ao sul com a Bacia de Santos na região do Alto de Cabo Frio e ao norte com a Bacia

do Espírito Santo através do Alto de Vitória, coincidindo com o prolongamento para

leste da Cadeia Vitória-Trindade.

Geologicamente, esta bacia foi preenchida por uma seqüência vulcano-

sedimentar na sua base, originada pela tectônica rifte, capeada por evaporitos e acima

por um espesso pacote de rochas siliciclásticas e carbonáticas marinhas depositadas

durante a abertura gradual do Oceano Atlântico Sul.

Com a intercomunicação entre o Oceano Atlântico Sul e o Atlântico Norte,

ocorreram mudanças climáticas, acarretando alternâncias entre calcilutitos e margas,

representando uma transgressão marinha com um grande aporte sedimentar e

subsidência térmica. E por fim, uma regressão marinha associada à baixa taxa de

subsidência térmica e ao aumento do aporte sedimentar.

Os turbiditos do Cretáceo Superior, adquiriram grande importância depois da

descoberta de Roncador (outubro de 1996), um campo de petróleo gigante em águas

profundas na parte nordeste da bacia. Esta acumulação, fica em reservatórios do

Maastrichtiano com net-pay total de 153 m e porosidade média de 29%, sendo

dividido em quatro zonas principais intercaladas por folhelhos. O volume de petróleo

2

recuperável estimou-se em 2,9 bilhões de barris (Rangel et al., 1998 apud Cainelli &

Mohriak, 1998).

A Petrobrás, descobriu 71 acumulações de hidrocarbonetos, sendo oito delas

campos gigantes de petróleo. Turbiditos do Cretáceo e Terciário representam quase

90% dos 7,2 bilhões de barris de reservas explotáveis da bacia. Após 25 anos de

exploração, a Bacia de Campos tornou-se a mais importante província de

hidrocarbonetos do Brasil, respondendo por cerca de 80% das reservas explotáveis

totais e 70% da produção total do país. A produção média diária em 1998 encontrava-

se em torno de 700.000 barris de petróleo, com picos de produção que chegavam a

cerca de 1 milhão de barris/dia.

Fig.1 – Mapa de localização da Bacia de Campos – modificado de (Dias et al, 1990).

3

O reservatório Namorado, um dos mais importantes plays petrolíferos da

porção rasa da Bacia de Campos, é composto por rochas de idade albiana-

cenomaniana. O Campo de Namorado (Fig.2) situa-se na Bacia de Campos, parte

norte da plataforma continental do Estado do Rio de Janeiro, posição intermediária

entre o campo petrolífero de Garoupa na plataforma continental e o campo petrolífero

de Marlim no talude. O Campo de Namorado, um dos reservatórios da Bacia de

Campos mais bem estudados e já em 1986, contava com cerca de 121 km2 de dados

sísmicos 3D processados. Além disto, apresenta uma excelente produção de óleo

acumulado, atingindo cerca de 45,3 milhões de barris/dia em dezembro de 2000.

Fig.2 – Mapa de Localização do Campo de Namorado,

modificado de (GUARDADO et al, 2000).

4

O sistema turbidítico de Namorado é o primeiro evento deposicional

importante que se sucede à implantação da megassequência marinha transgressiva da

Bacia de Campos (Bacoccoli et al., 1980), sendo fortemente condicionado por

falhamentos de origem halocinética. São depósitos bastante encaixados,

desenvolvendo amplas feições canalizadas e alongadas, gerando jazidas com uma

expressão reduzida em área, mas com grande espessura porosa associada.

A identificação de 7 facies sedimentares e 6 sub-facies (Souza Jr., 1997), a

partir da descrição de testemunhos de 14 poços do Campo de Namorado, interpretadas

como resultantes de uma tectônica gravitacional, foi de extrema importância para esta

dissertação, pois o mesmo é utilizado como parâmetro de correlação na aplicação de

novas técnicas neste trabalho, possibilitando estabelecer uma faciologia coerente para

o reservatório de Namorado.

Para caracterizar um reservatório petrolífero é necessário definir a geometria

externa e a morfologia interna do reservatório, caracterizando um modelo geológico

para o reservatório através da integração do modelo sísmico tridimensional e do

modelo conceitual geológico.

A caracterização e a modelagem de atributos de reservatório são fundamentais

para exploração e explotação de jazidas de petróleo e gás. A faciologia e a

distribuição no espaço de propriedades das rochas-reservatório e não-reservatório se

constituem em ferramentas básicas, tanto no desenvolvimento quanto no

gerenciamento da produção.

O desenvolvimento deste trabalho de pesquisa, objetiva uma caracterização do

play para as rochas reservatório e não reservatório do campo de Namorado, tendo em

vista a boa base de dados existente e o grande interesse deste tema no âmbito da

indústria petrolífera e da pesquisa.

5

Para se modelar a faciologia do reservatório de Namorado, foram aplicadas

técnicas estatísticas aos dados de poço, utilizando o conceito de eletrofácies. Além

desta ferramenta, foram utilizadas novas técnicas de análise de perfis e procedimentos

convencionais para a correlação, adequando à elaboração de modelos numéricos de

reservatório.

6

II – OBJETIVOS E RELEVÂNCIA

Este trabalho, tem como objetivo principal modelar a faciologia do

reservatório de Namorado, fornecendo subsídios necessários para a elaboração de

modelos numéricos 2D e 3D do reservatório, promovendo uma metodologia que

envolva as técnicas estatísticas disponíveis para a identificação das eletrofácies.

A caracterização e modelamento de atributos de reservatório são fundamentais

na exploração e explotação de jazidas de petróleo e gás. A faciologia e a distribuição

no espaço de propriedades das rochas-reservatório e não-reservatório, constituem em

ferramentas básicas tanto no desenvolvimento quanto no gerenciamento da produção.

Propõe-se neste trabalho:

• Aplicar as diversas técnicas de manuseio com perfis de poço,

• Caracterizar a faciologia do reservatório como: rochas-reservatório e não

reservatório;

• Gerar um modelo da geometria interna do reservatório e de sua envoltória,

• Caracterizar as regiões do reservatório segundo atributos petrofísicos de

interesse à explotação (porosidade, permeabilidade etc.);

• Gerar um modelo de distribuição de fácies reservatório e não reservatório para

uma seção 2D do reservatório Namorado;

• Aplicar técnicas de manuseio e visualização de sísmica 2D e 3D;

• Caracterizar o reservatório na seção sísmica.

7

III – CONTEXTO GEOLÓGICO

III.1 – GEOLOGIA REGIONAL

Bacia de Campos, uma das principais províncias petrolíferas do Brasil,

localizada na região sudeste do país (Fig.1), na margem leste do estado do Rio de

Janeiro (Silva, 1992), ocupa uma superfície de aproximadamente 100.000 km2,

limitada a leste pela cota batimétrica de 3.400 m (limite do Platô de São Paulo)

(Bender et al., 1989), ao Norte, pelo Alto de Vitória e ao sul, pelo Alto de Cabo Frio

(Almeida, 1960 e Asmus, 1978).

A geologia regional da bacia sedimentar de Campos, descrita através de

inúmeros trabalhos anteriores (Figueiredo & Mohriak, 1984; Asmus, 1984; Guardado,

1989; Dias et al, 1990; Souza Cruz, 1995); e outros, baseados em dados adquiridos no

decorrer de cada estudo, elaborou modelos estratigráficos e sedimentológicos a partir

destes dados.

Como exemplo, podemos citar o trabalho de Ponte et al. (1971), que

evidenciaram as primeiras deformações do super continente Gondwana, induzindo

esta deformação inicial ao surgimento da fase rift continental pela distensão da

litosfera e deslocamento divergente das placas tectônicas.

Posteriormente a década de 70, outros trabalhos foram realizados, como o de

Figueiredo & Mohriak (1984); Dias et al. (1987); Dias et al. (1990) e outros que

identificaram a evolução tectono-sedimentar da Bacia de Campos, definindo a

estratigrafia da bacia e descrevendo a movimentação halocinética no Cretáceo.

Na Bacia de Campos, a Megasseqüência Continental (Chang et al., 1988) do

Cretáceo Inferior, unidade mais antiga, com rochas sedimentares de idade Aratú a

Jiquiá (Fig.3), depositadas sobre basaltos sub-alcalinos (Mizusaki et al., 1988).

8

Em geral, os sedimentos continentais de idade Aratú a Jiquiá de toda a

margem leste são compostos por folhelhos avermelhados, intercalados com os

arenitos arcoseanos e recobertos por arenitos que variam de finos a conglomeráticos,

depositados a partir de leques aluviais e lagos interiores (Asmus, 1984).

A extrusão dos basaltos ocorreu durante as primeiras fases do rifteamento

Mesozóico, com a quebra do Supercontinente Gondwana entre o Jurássico Superior e

o Neocomiano, após o início da separação das placas Sulamericana e Africana, com a

implantação do Proto Oceano Atlântico (Souza Cruz, 1995).

No início da fase rifte, observa-se um intenso vulcanismo (Dias et al., 1987)

provocado pelo afinamento crustal e deslocamento divergente das placas tectônicas,

associado a uma tectônica extensional. O evento vulcânico datado de 120 a 130 Ma

para os basaltos, é equivalente em tempo à grande extrusão de basalto da Serra Geral

(Cainelli & Mohriak, 1998). Os basaltos da Bacia de Campos, estão presentes em

alguns paleo-altos e são produtores em alguns campos como os de Badejo e Linguado.

Segundo Dias et al. (1988) e Guardado et al. (1989), foram estabelecidas as

seguintes fácies para a Megassequência Continental (Chang, et al., 1988) para a Bacia

de Campos: (i) leques aluviais e deltáicos; (ii) margas e folhelhos lacustres; e (iii)

calcarenitos do tipo coquinas.

As fácies de leques aluviais encontram-se nas bordas proximais do rifte,

compostas por conglomerados e arenitos. Estas rochas, depositadas em condições

semi-áridas, intercalam-se lateralmente com folhelhos finamente laminados, os quais

apresentam gretas de ressecamento devido à exposição subaérea. Em ambientes

transicionais apresentam conglomerados conchíferos laminados, folhelhos marrom-

avermelhado e pequenas lentes de coquinas.

9

Fig.3 – Carta Estratigráfica da Bacia de Campos, modificada de (RANGEL, 1993).

10

As condições extremamente anóxicas do fundo do lago com águas entre

salinas e hipersalinas de afinidades alcalinas, permitiram o depósito de folhelhos

pretos ricos em matéria orgânica, principal fonte de hidrocarbonetos da Bacia de

Campos (Cainelli & Mohriak, 1998).

Acumulações de coquinas, compostas principalmente por calcarenitos e

calciruditos, apresentam-se mais desenvolvidas ao longo dos flancos e cristas dos

altos estruturais, longe do fluxo dos sedimentos terrígenos. Estas coquinas e os

basaltos fraturados são os únicos reservatórios em produção da fase rifte na Bacia de

Campos (Dias et al., 1990).

A fase seguinte é a Megassequência Evaporítica (Chang, et al., 1988),

representada por uma mudança drástica na sedimentação, indo de fácies lacustre da

fase rifte, para fácies lacustre/lagunar até evaporitos no topo da seqüência. A

sucessão litológica varia de rochas siliciclásticas do Aptiano Inferior a evaporitos que

vão do Aptiano Superior ao início do Albiano, marcando o fim do estiramento crustal

e rifteamento da crosta continental.

A halocinese ou tectônica do sal é de extrema importância na distribuição do

petróleo por toda a Megasseqüência Marinha (Chang, et al., 1988), controlando a

migração ascendente através das falhas lístricas e a distribuição das fácies superpostas

dos carbonatos e turbiditos arenosos.

Os carbonatos Albianos e também os turbiditos Albiano/Cenomanianos foram

estruturados por movimentos subjacentes do sal através de almofadas e diápiros

perfurantes, formando uma série de trapas estruturais e estratigráficas (Figueiredo &

Mohriak, 1984), apresentando grandes ocorrências na Bacia de Campos. Nesta

acomodação geram-se depósitos terrígenos (Arenito Namorado), preenchendo

depressões controladas pela tectônica salífera.

11

Em geral, a passagem da megasseqüência Transicional evaporítica (Chang, et

al., 1988) para a megasseqüência Marinha (Chang, et al., 1988) posterior é gradual e

localmente apresenta discordâncias sub-regionais de menor amplitude. O movimento

progressivo de afastamento entre a placa Sul-Americana e a placa Africana provocou

um abrupto resfriamento e contração da litosfera, resultando em crescente subsidência

térmica. A contínua subsidência provocou um mergulho da bacia em direção a

“offshore” que começou a dissipar as barreiras de restrição do Proto-Oceano Atlântico

Sul.

Parte da megasseqüência Marinha, estende do Albiano Inferior ao

Cenomaniano Superior, ainda é marcada por instabilidade ambiental com condições

hipersalinas e anóxicas. Somente próximo ao final do Turoniano começaram a

prevalecer condições marinhas cada vez mais abertas, com maio res profundidades

batimétricas controlando a sedimentação.

A Superseqüência Marinha Restrita (Chang et al., 1988), foi também

subdividida, com base nas características ambientais e litológicas, em seqüências

nerítica e hemipelágica/batial (águas profundas).

A seqüência nerítica, do Albiano Inferior ao Médio, é marcada por um

ambiente de alta energia em que foram depositados carbonatos de água rasa na

plataforma. Sobre estes, depositaram-se as seqüências hemipelágica/batial, do Albiano

Superior ao Turoniano, representando o alargamento da plataforma

contemporaneamente ao evento anóxico de amplitude global (Turoniano), compostos

por calcilutitos, margas e turbiditos arenosos, depositados em condições profundas de

neríticas a batiais (Esteves et al., 1987; Guardado & Spadini, 1987 e Guardado et al.,

1989).

12

A seqüência Nerítica Carbonática, depositada do Albiano Inferior ao Médio,

constitui-se na base pela superseqüência Marinha Restrita (Chang et al., 1988),

formada pelas rochas carbonáticas de águas rasas (calcarenitos e dolomitos), incluídos

na Formação Macaé.

As seqüências hemipelágica e batial, depositadas entre o Albiano Superior e o

Turoniano, representam o final dos carbonatos cretácicos de água rasa na margem

brasileira. Neste período, ocorreu um aumento na paleo-batimetria da margem,

culminando no depósito de um folhelho preto rico em matéria orgânica, relacionado a

um evento anóxico mundial ocorrido nas idades Cenomaniano/Turoniano.

No início do Turoniano os estratos siliciclásticos foram depositados em

condições anóxicas, em profundidades de lâmina d`água variando de 200 a 300 m

(Guardado et al., 1989). Estes arenitos turbidíticos com cerca de 200 m de espessura,

foram depositados de forma confinada em cânions e vales, controlados por falhas

devido à intensa fase halocinética. Estes turbiditos, constituem importantes

reservatórios no Campo de Namorado, estão associados a conglomerados e depósitos

de fluxo de detritos, revelando mudanças abruptas da espessura lateral.

A Superseqüência Marinha Aberta (Chang et al., 1988) marca a fase

estritamente oceânica nas bacias orientais brasileiras, caracterizada por uma relativa

estabilidade ambiental e maior diversificação biológica. Durante o Terciário, o

gradual resfriamento da crosta continental na área oceânica provocou uma crescente

subsidência, enquanto a área continental era rejuvenescida devido à crescente rigidez

flexural e à carga sedimentar (Cainelli & Mohriak, 1998).

Em seguida, um evento transgressivo curto e de extrema importância regional

ocorreu durante o Oligoceno, resultando na formação de uma fina seção condensada

de calcilutitos pelágicos e fossilíferos. Esta seção condensada é chamada “marco

13

azul” na Bacia de Campos, associada a um grande deslocamento de dezenas de

quilômetros, em direção a terra até a borda da plataforma. O “marco azul”, um

refletor sísmico contínuo de alta amplitude, sobreposto pelos mais importantes

turbiditos arenosos da Bacia de Campos.

Os arenitos turbidíticos, mais antigos do Eoceno, são controlados por vales e

cânions sindeposicionais formados pelo movimento halocinético, por isso são restritos

lateralmente embora espessos. Já os mais novos, oligocênicos, devido ao contínuo

preenchimento destas depressões, têm maior extensão lateral.

O mecanismo primário de modificação estrutural foi a atividade tectônica do

sal, causada principalmente pela carga sedimentar. A migração dos depocentros

sedimentares causadas por períodos de rebaixamento do nível relativo do mar,

associada aos movimentos do sal subjacente, resultou na instabilidade de áreas

inteiras da plataforma e talude, provocando a transferência de enormes volumes de

sedimentos em direção às bacias, tais como fluxos de massas, principalmente de

arenitos, conglomerados e diamictitos. A cada episódio de movimento significativo do

sal nas áreas da plataforma e do talude, corresponde uma superfície erosiva

generalizada (limite de seqüência), (Peres, 1993).

Estes limites de seqüências são caracterizados pela presença de falhas lístricas,

pela erosão em grandes extensões da plataforma e pela geração de cânions

submarinos, através do desenvolvimento de turbiditos no sopé do talude continental e

nas partes mais profundas da bacia.

Posteriormente, a alta taxa de sedimentação durante o Mioceno provocou a

cobertura deste complexo de turbidítos do Oligoceno com mais de 1.000 m de

sedimentos pelíticos, acarretando num grande acúmulo de sedimentos e reiniciando a

14

movimentação das camadas de sal, desenvolvendo os conjuntos de falhas lístricas que

estruturaram os reservatórios turbiditos do Oligoceno.

Em 1979, turbiditos do Cretáceo e do Eoceno tornaram-se importantes alvos

de exploração e até 1984 os turbiditos do Eoceno e do Oligoceno representavam 50%

dos alvos (Mohriak et al., 1990). A partir de 1984, as atividades exploratórias

dirigiam-se para a província de águas profundas, e por volta de 1990 os turbiditos do

Eoceno, Oligoceno e Mioceno representavam 90% dos alvos, com um índice de

sucesso exploratório da ordem de 50%. Em 1996, turbiditos Terciários respondiam

por 60% dos alvos exploratórios, os turbiditos do final do Cretáceo por 35% e os

carbonatos do Albiano por 5%, com um índice de sucesso em torno de 60%.

Os turbiditos do Cretáceo Superior adquiriram grande importância depois da

recente descoberta de Roncador (outubro de 1996), um campo de petróleo gigante em

águas profundas na parte nordeste da bacia. Esta acumulação fica em reservatórios do

Maastrichtiano com net-play total de 153 m, porosidade média de 29% e está dividido

em quatro zonas principais intercaladas por folhelhos. O volume de petróleo

recuperável está atualmente estimado em 2,9 bilhões de barris (Cainelli & Mohriak,

1998).

O grande volume de petróleo descoberto na Bacia de Campos está diretamente

relacionado ao grande potencial de geração de hidrocarbonetos indicado pelas rochas

geradoras. Estas rochas são folhelhos depositados durante a fase rifte do Barremiano e

os folhelhos apresentam teores de carbono orgânico entre 4 e 9%. Grandes

acumulações estão distribuídas em reservatórios de diversas idades, incluindo arenitos

lacustres da Megasseqüência Continental (Chang et al., 1988), arenitos marinhos da

Superseqüência Albiana Marinha Restrita e arenitos turbidíticos da Superseqüência

Terciária Marinha Aberta.

15

Fig.4 – Seção Esquemática Geológica da Bacia de Campos, representando as principais formações

estratigráficas da bacia, modificado de Dias et al., (1990).

16

III.2 - GEOLOGIA LOCAL

O Campo de Namorado, descoberto em 1975, localiza-se na porção centro-

norte da zona de acumulação de hidrocarbonetos de Bacia de Campos, a cerca de 80

km do litoral e sob lâminas de água de 110 a 250 m (Fig.2) (Souza Jr., 1997). O

reservatório, composto por rochas de idade albiana-cenomaniana, situa-se a um nível

estrutural entre –2500 e –3300 e caracteriza-se por excelente porosidade (da ordem

de 26%) e permeabilidade (cerca de 400 mD) (Souza Jr., 1997). É constituído de

corpos arenosos turbidíticos, com excelentes características petrofísicas. Segundo

Souza Jr. (1997), a trapa do óleo pode ser estrutural ou estratigráfica, apresentando

uma estrutura ao longo da direção NW-SE, sendo os hidrocarbonetos acumulados na

direção NE-SW. O arenito Namorado corresponde a um dos mais importantes “plays”

petrolíferos da Bacia de Campos na área de plataforma continental.

A tectônica post-rift da Bacia de Campos é caracterizada pela instabilidade

gravitacional dos evaporitos aptianos e pela formação dos diápiros de sal associados

às falhas lístricas sin-deposicionais. Assim, os falhamentos halocinéticos têm uma

grande importância no controle de sedimentação, sendo que os corpos turbidíticos do

campo de Namorado encontram-se encaixados nestes falhamentos. A geometria deste

reservatório é condicionada pelas falhas existentes, além de estruturas como “pinch

out and swell” que delineam o campo petrolífero estudado. A migração e acumulação

dos hidrocarbonetos são fortemente influenciadas pela tectônica halocinética.

O sistema da sub-bacia que constitui o campo de Namorado é proveniente de

depressões topográficas, geradas pelas escavações dos cânions, onde estes são

condutos para o transporte dos sedimentos da plataforma até o talude, conduzindo

através de correntes de turbidez (Souza Jr., 1997) e por sua vez erodindo o material já

17

depositado anteriormente. Os cânions são formados devido a um forte controle

tectônico associado aos processos erosivos da corrente de turbidez.

O reservatório de Namorado é caracterizado pelo desenvolvimento de corpos

arcoseanos espessos, extensiva cimentação carbonática, e boa porosidade efetiva,

ocupando a porção superior da Formação Macaé, com idades de Albiano a

Cenomaniano (Souza Jr., 1997). É composto por brechas, conglomerados e arenitos

arcoseanos intercalados com espessos pacotes de margas e lentes de calcilutitos

(Souza Jr., 1997). Sismicamente, o pacote sedimentar apresenta velocidades bastante

elevadas, tanto pela cimentação dos arenitos quanto pela intercalação com corpos de

margas e calcilutitos.

O sistema turbidítico de Namorado, segundo Souza Jr. (1997), caracteriza-se

pela formação de três sistemas de deposição, representando as diferentes fases do

reabastecimento do canal turbidítico. A primeira fase corresponde aos depósitos

grossos ligados às correntes turbidíticas de alta densidade, que formam os ciclos

granodecrescentes caracterizados pela associação vertical dos microconglomerados e

pelas areias grossas a médias maciças. A segunda fase é representada pelos depósitos

de corrente de turbidez de baixa densidade. A última fase de reabastecimento do canal

turbidítico corresponde ao sistema de deposição de mar alto, constituindo-se por uma

associação de fácies pelíticas (argilas, margas e calcilutitos), representando a

sedimentação hemipelágica da bacia.

18

III.2.1 – Faciologia do Reservatório de Namorado

Os critérios de análise e interpretação das fácies de um depósito turbidítico,

baseiam-se nos processos de transporte e no mecanismo de deposição, através de

interpretações descritivas e genéticas (Homewood et al, 1992). Na interpretação

descritiva, as fácies turbidíticas são obtidas através de alguns parâmetros observados,

como: o aporte de areia/argila, a textura sedimentar, a geometria dos planos e a

estrutura sedimentar, obtendo uma unidade turbidítica coerente (Mutti & Ricci

Lucchi, 1972 e 1975). A interpretação genética tem como objetivo principal a

identificação de um conjunto de rochas geneticamente interligadas e definidas entre

si, gerando uma seção estritamente cronoestratigráfica, apresentando como unidade

fundamental a sequência de fácies do fluxo gravitacional semelhantemente nos termos

de composição e textura.

A partir da descrição de 552 m de testemunhos em 14 poços do campo de

Namorado, foi possível distinguir 7 fácies sedimentares e 6 sub-fácies, interpretados

como resultantes de uma tectônica gravitacional (Souza Jr., 1997) (Fig.5 e Fig.6).

Em seguida, será sumarizado o conjunto de fácies e sub-fácies descrito por

Souza Jr. (1997) da base para o topo:

• Fácies F_1 : Microconglomerados e arenito com seixos

Esta fácies corresponde a fácies de canal (Fig.5), dividindo-se em duas sub-

fácies, a primeira constituída por microconglomerados poligenéticos (sub-fácies

SF_1.1), e a segunda de granulometria grossa a média, constituída por arenitos com

seixos e matriz arenosa (sub-fácies SF_1.2). A textura destas sub-fácies compreende

grânulos centimétricos de quartzo e feldspato com arredondamento de subangular a

19

subarredondado. Esta sequência é composta por uma base erosiva, formada por uma

unidade com intervalo de arenitos/grânulos sobre um intervalo de arenito médio a

grosso, caracterizando uma sequência granodecrescente da base para o topo.

Geneticamente, estas fácies correspondem aos depósitos residuais de canal ou

escorregamentos gerados pela corrente de turbidez de alta densidade.

• Fácies F_2 : Arenitos maciços

A fácies F_2 constitui a principal rocha reservatório do Campo de Namorado,

composta por arenito arcoseano representando uma fácies de canal (Fig.5), bem

selecionado e sem matriz argilosa. A granulometria varia de muito grossa a fina,

apresentando ocasionalmente na base do corpo grânulos e seixos milimétricos. As

estruturas sedimentares desta fácies correspondem a laminação plano paralela difusa e

estruturas de escape d’água. Verticalmente, o corpo arenoso se caracteriza pelo

amalgamento das sequências granodecrescentes ascendentes separadas por uma

superfície de erosão. A espessura desta sequência varia entre 60 cm e 2,0 m.

Esta fácies corresponde ao fluxo turbidítico de alta densidade, sendo o

mecanismo de deposição a sedimentação instantânea.

• Fácies F_3 : Turbiditos de Bouma de laminação espessa

Esta fácies corresponde à fácies de canal e levee (Fig.6), apresentando um

intervalo de Bouma Ta e Tab sobre os corpos mais grossos que representa a principal

característica desta fácies. Granulometricamente este corpo apresenta areias médias,

variando entre finas a grossas, com uma base erosiva e uma espessura variando entre

50 cm e 2,0 m. Verticalmente, observam-se dois padrões distintos para esta fácies: o

primeiro é formado pela sequência de areias médias sem estrutura interna, passando

20

progressivamente a areias finas de alta corrente; o segundo representa uma passagem

brusca entre as areias médias e os siltitos bioturbados. Esta fácies representa uma

deposição de corrente de turbidez com baixa densidade, caracterizada pela presença

de pequenos canais com baixa profundidade e associada aos depósitos de inundação.

• Fácies F_4 : Turbiditos de Bouma de laminação delgada

Esta fácie é formada por corpos de areias finas alternados aos corpos de argila

laminados e bioturbados. Estão ligadas às correntes de turbidez com densidades muito

baixas, associadas aos depósitos de transbordamento de canal (Fig.5) e eventualmente

depósitos de crevasse splay (Fig.6), representam um estágio avançado do sistema

turbidítico. Em função da granulometria e da espessura dos corpos grossos, esta fácies

é subdividida em duas sub-fácies, representando a evolução proximal e distal dos

depósitos turbidíticos.

A sub-fácies SF_4.1, representa as rochas mais proximais, caracterizando uma

granulometria fina a média com espessura 3,0 m. A espessura dos bancos grossos são

em média de 30 cm, com um aporte de areia / argila na ordem de 1:5 a 1:10, sendo o

contato inferior do corpo caracterizado por uma superfície de erosão. A sub-fácies

SF_4.2, representa o depósito mais distal e caracteriza-se por uma razão areia/argila

muito baixa (1:8 a 1:14).

• Fácies F_5 – Conglomerado suportado por matriz

Na parte basal do reservatório, os depósitos de fluxo de detritos são muito

abundantes, representando uma fácies de canal (Fig.5) e a quantidade, tamanho e

natureza dos elementos são bastante variados. Duas sub-fácies foram reconhecidas em

21

função da natureza dos elementos imersos na matriz argilosa: siliciclástica e

carbonática.

A sub-fácies SF_5.1, apresenta na sua base depósitos de fluxo de detritos com

elementos carbonáticos de espessura muito variada, normalmente entre 0,5 e 2,0 m,

associados aos depósitos de slumps, representando uma base erosiva. A matriz é

constituída por carbonatos da plataforma, variando entre alguns milímetros a alguns

decímetros.

A sub-fácies SF_5.2, corresponde aos depósitos de fluxo de detrito com

elementos siliciclásticos, constituídos por areia fina a média e espessura do corpo não

passando de 10 cm.

• Fácies F_6 : Slumps

As fácies de slumps apresentam uma espessura que varia entre 30 cm e 2,5 m,

constituindo-se de sedimentos finos (calcilutitos, margas, argilas e areias finas). As

estruturas sedimentares predominantes são as dobras convolutas e as dobras

atectônicas geradas por escorregamentos (slump folds) (Fig.5).

As fácies de slumps são associadas aos escorregamentos de comportamento

elástico, que envolvem um movimento de massa coesivo dos sedimentos, sendo o

plano basal de cisalhamento relacionado à instabilidade da borda do canal (Fig.6).

• Fácies F_7 : Lamitos

Os depósitos de lamitos identificados na análise se caracterizam pela

alternância entre silte, argila, margas e calcilutitos muito bioturbados, representando

fácies de transbordamento (Fig.5). A espessura destes corpos varia entre 30 cm e 7,0

m. Os calcilutitos e as margas são normalmente ricos em calci-esferulitos e

22

foraminíferos planctônicos, tendo uma característica essencialmente hemipelágica

muito bioturbada.

Fig.5 – Modelo esquemático de depósito de canal, modificado de Souza Jr. (1997)

Fig.6 – Modelo esquemático de depósito de canal e levee, modificado de (Souza Jr., 1997)

23

IV – BASE DE DADOS E METODOLOGIA

Os dados utilizados neste estudo consistem de dados geofísicos de poço,

testemunhos, petrofísicos e sísmicos do campo escola de Namorado disponibilizados

pela ANP para as Universidades. Estes dados são compostos por 65 poços (Fig.7)

com a suite de curvas: Gama Ray (GR); Resistividade (ILD); Densidade (RHOB);

Porosidade (PHIN) e Sônico (DT) no formato padrão .LAS, 5 linhas sísmicas 2D

(0038-0027, 0038-0261, 0058-0617, 0214-0173, 0241-0007) em formato SEGY

(Fig.8), um cubo sísmico 3D Migrado (0228_CAMPOS_SUL_10A) (Fig.9),

testemunhos em formato Anasete (Fig.10) e dados petrofísicos (permeabilidade,

porosidade, pressão capilar, permeabilidade relativa nos poços e propriedades de

fluidos).

Neste trabalho, foram analisados principalmente os dados de geofísica de poço

e testemunhagem. Infelizmente, devido a ausência de uma tabela

tempoXprofundidade e da disponibilidade do perfil sônico somente no nível do

reservatório não foi possível uma correlação precisa entre os perfis sísmicos e dados

de poço. Mesmo assim, foram gerados neste estudo mapas de volumes sísmicos para

visualização do sistema turbidítico e representação do reservatório (Fig.11).

Fig.7 – Mapa de localização de alguns dos poços liberados da ANP.

24

Fig.8 – Mapa de Localização das Linhas Sísmicas 2D.

Fig.9 – Mapa de Localização do Bloco Sísmico 3D.

25

Fig.10 – Testemunho de um poço liberado pela ANP

26

Fig.11 – Exemplo de um modelo sísmico 3D do Campo de Namorado.

* Confeccionado no VoxelGeo

Neste trabalho foi analisado um conjunto de dados de poço (RhoB - densidade,

Gr - radioatividade, PhiN - porosidade e dT - sônico) (Fig.12), para aplicar a

ferramenta eletrofácies. Estes dados numéricos são utilizados como informações

principais, relacionados aos dados geológicos (rochas) de testemunhos, para a

obtenção das eletrofácies no reservatório.

Concomitantemente a este processo, foram aplicadas técnicas de estratigrafia

de sequências, correlacionando lateralmente os perfis de poço, identificando “marcos

estratigráficos” e diversos episódios deposicionais.

27

Fig.12 – Exemplo de alguns Perfís de Poço (7Na11A) no Campo de Namorado.

* Confeccionado no EasyTrace

Este estudo utilizou de uma metodologia robusta que envolve técnicas

estatísticas disponíveis para a ident ificação das eletrofácies no reservatório de

Namorado, realizada anteriormente por Souza Jr. (1997), possibilitando a

identificação de rochas reservatório e não reservatório a partir da compreensão das

28

ferramentas de eletrofácies disponíveis (Fig.13). Esta técnica é muito utilizada no

gerenciamento do reservatório em firmas de grande porte para melhor compreensão

matemática do reservatório. Neste trabalho foram aplicadas novas técnicas e

ferramentas para a obtenção das eletrofácies.

A eletrofácies é definida através da interpretação da função de densidade

multivariada, onde combina-se uma análise estatística com os dados de poço

interpretados geologicamente. Para chegar a este resultado, pode-se utilizar dois

métodos de classificação: o método sob forma supervisionada ou o método sob forma

não supervisionada.

A classificação adotada neste trabalho, foi a forma supervisionada que recebe

a informação do geólogo e direciona a pesquisa conforme os dados existentes (Ex.

Petrofísica, Bioestratigrafia, etc...), determinando em seguida o número de classes a

ser obtido. Já o método não supervisionado utiliza somente as informações de perfis

de poço para definir uma interpretação, obtendo um número de classes conforme as

características da amostragem através da detecção e análise da variação da densidade

no hiper-espaço, possibilitando a detecção dos conjuntos e resultando no número de

classes a partir do número de picos da função de densidade.

Durante esta análise estatística, os dados de poço são comparados,

apresentando como característica comum somente as unidades de medida. Para esta

interpretação litológica é necessário somente utilizar os perfis que não apresentem um

grande número de parâmetros tendenciosos, pois estes influenciariam nos valores

resultantes, dificultando a interpretação do conjunto de dados. Para controlar estes

resultados é importante que se observe os padrões de cross-plots, histogramas e perfis

obtidos durante a análise.

29

Para se chegar no resultado esperado, precisa-se de uma boa estimativa da

função de densidade (modelo estatístico), aplicando dois métodos implementados no

software EasyTrace para obter uma estimativa de densidade acurada e definir as

eletrofácies a partir de informações geofísicas (perfis elétricos) e geológicas de poço

(testemunhos).

O método de kernel (K) (manual EasyTrace, 1999), consiste na derivação da

função de densidade de Kernel para obter uma suavização dos valores de histogramas

a partir da conclusão espacial de cada histograma pela wavelet gaussiana ou

Epanechnikov (manual EasyTrace, 1999), o método de aproximação dos vizinhos

(KNN) (manual EasyTrace, 1999) retrata uma estimativa da função de densidade a

partir da suavização dos valores em relação ao número de valores dos vizinhos,

controlada pela suavização da densidade estimada.

Fig.13 – Modelo de Eletrofácies - modificado de O. Serra., (1986)

30

O termo eletrofácies foi proposto inicialmente por O. Serra (1986), onde foi

elaborada uma classificação de “fácies” através de um conjunto de perfis e sua

correlação física com a rocha. Em inglês, utiliza-se o termo "wireline log" pois a

ferramenta liga-se ao registrador por um cabo. Enfim, a transmissão do dado é por um

cabo elétrico não importando se estamos medindo raio gama, sônico ou resistividade.

O. Serra (1986), propôs por eletrofácies, pois "no jargão” trata-se genericamente por

perfil elétrico toda a aquisição geofísica de poço.

Nesta dissertação, foram definidas eletrofácies a partir da interpretação da

função de densidade (modelo estatístico de eletrofácies) e correlação com os

testemunhos disponíveis. Cada modelo de eletrofácies gerado neste trabalho baseia-se

num conjunto de perfis de poço amarrado aos testemunhos (Fig.14), permitindo uma

extrapolação da interpretação para os outros poços do reservatório.

Fig.14 – Perfis de poço

amarrados aos testemunhos –

exemplo poço 7Na11A.

* Confeccionado no EasyTrace

31

O método de correlação de poço aplicado neste trabalho é um método usual,

consistindo na identificação das assinaturas dos perfis de poço através da observação

dos trechos diferenciados nestes perfis, identificando quebras e tendências típicas

(Fig.15). Após isto, observa-se um zoneamento de cada poço, tentando correlacionar

respostas de perfis similares entre os poços lateralmente estudados. Ocasionalmente,

os eventos geológicos associados a estas características do perfil são de caráter

regional e auxiliam o geofísico no mapeamento e na definição do modelo geológico

dos reservatórios de hidrocarbonetos. A técnica de correlação de poço foi utilizada

para amarrar e nivelar os poços de acordo com os eventos deposicionais, sendo esta

técnica aplicada na correlação lateral de “marcos estratigráficos”, correlacionando os

poços entre o topo e a base do reservatório.

Fig.15 – Correlação lateral de poços – exemplo correlação entre os poços: RJS42, Na02, Na19, Na04.

* Confeccionado no EasyTrace e trabalhado no CorelDraw

32

Adicionalmente, foram analisados neste trabalho os dados sísmicos 2D e 3D,

liberados pela ANP para fins didáticos. Este conjunto de dados é composto por 5

linhas sísmicas 2D e um conjunto de linhas sísmicas 3D (Fig.16), compreendendo um

levantamento sísmico realizado pela Petrobrás próximo aos Campos de Namorado,

Viola e Cherne, enfatizando principalmente o Campo de Namorado.

Para a realização do estudo sísmico, propõe-se trabalhar com ferramentas de

ponta da indústria petrolífera, utilizando softwares avançados de interpretação e

visualização sísmica. Os softwares utilizados neste trabalho fazem parte da suíte de

produtos da Paradigm Geophysical, compreendendo de programas de interpretação e

visualização de linhas sísmicas e volume sísmico, respectivamente (SeisX e

VoxelGeo), e o Map para elaboração de mapas e contornos das superfícies elaboradas.

Fig.16 - Mapa base representando as linhas sísmicas 2D e 3D do Campo de Namorado, localização dos principais poços estudados e demarcação do Campo de Namorado e seus vizinhos Cherne e Bagre. * Confeccionado no SeisX

33

Além disto, correlacionou-se alguns trabalhos anteriores para se obter uma

melhor caracterização do reservatório de Namorado, tendo em vista a falta de

informações da localização exata do reservatório em profundidade.

O trabalho de Johann (1997), foi utilizado como fundamental para a

interpretação sísmica realizada neste trabalho, pois aplica vários atributos sísmicos

para caracterizar o reservatório, como por exemplo aplicação de volumes de

impedância acústica para se extrair porosidade que correlacionada com os dados de

poço e modelo geológico de Souza Jr, (1997), caracterizam as anomalias do

reservatório. Este trabalho demonstra que as três sequências de rochas reservatório e

não reservatório encontram-se aproximadamente entre o tempo de 2475 - 2575 ms

(Fig.17) do Campo de Namorado, indicando 3 pulsos turbidíticos neste contexto.

Tentou-se neste estudo reproduzir estas anomalias, utilizando diversas técnicas

de visualização e interpretação para os dados sísmicos. Obteve-se como resposta uma

superfície canalizada e erosional, provocada possivelmente pelas correntes de turbidez

durante o transporte do material dentro do cânion.

34

Fig.17 – Modelo Sísmico do Campo de Namorado, contendo os horizontes e as sequências

mapeados por Johann (1997), correlacionáveis com os horizontes deste

trabalho (amarelo e vermelho), modificado de Johann (1997).

35

V – RESULTADOS V.1 - SÍSMICA Nas linhas sísmicas do Campo de Namorado, foram mapeados alguns

horizontes e falhas a partir de características visíveis da sísmica e pela similaridade

das estruturas comuns no contexto geológico da Bacia de Campos, utilizando como

guia os trabalhos anteriores de Johann (1997), Souza Jr. (1997) e Souza Cruz (1995).

A partir de alguns atributos sísmicos como amplitude, identificou-se diferentes

refletores sísmicos para caracterizar geometrias realísticas com o modelo geológico

proposto por Souza Jr. (1997), e próximos ao modelo sísmico gerado por Johann

(1997).

Foram identificados 3 horizontes baseando-se nas geometrias e fatores

geológicos dos nossos dados. O horizonte azul (Fig.18) representa o fundo do mar,

composto possivelmente por sedimentos finos e recentes, demonstrando uma boa

continuidade lateral. Os horizontes vermelho e amarelo foram mapeados a partir de

semelhanças da geometria de um canal entre o tempo de 2570 – 2500 ms (Fig.17),

conforme descrito por Johann (1997).

Além dos horizontes mapeados, foram interpretadas algumas falhas normais

(vermelha), que podem ser dutos (Fig.18) para a migração do óleo até as rochas

reservatório.

36

Fig.18 - Seção Sísmica 2D (linha 241) do Campo de Namorado, representando alguns horizontes

mapeados, falhas e o reservatório de Namorado.

* Confeccionada no SeisX

Analisando as linhas sísmicas interpretadas e correlacionando com os

trabalhos anteriores da área em estudo, achou-se melhor fazer um estudo mais

detalhado do horizonte vermelho mapeado, pois o mesmo horizonte apresenta

características de feições morfoestruturais e similaridade com o horizonte base do

trabalho de Johann (1997), caracterizando uma forma de canal na sísmica (Fig. 18),

onde possívelmente as fácies do reservatório estariam associada de acordo com o

trabalho de Souza Jr (1997), representados nos modelos de faciologias (Fig.5 e Fig.6).

37

Inicialmente, procurou-se rastrear o horizonte vermelho (Fig.18) da linha de

controle 0241 (Fig.16) e nas demais linhas sísmicas 2D, a partir de algumas

características, como: similaridade, tempo (aproximadamente 2500 ms), e

principalmente através dos pontos de controle da linha transversal 0241.

A partir deste mapeamento, interpolou-se o horizonte vermelho das 5 linhas

sísmicas 2D, gerando um “grid” em tempo deste horizonte entre as linhas sísmicas

(0241-0007, 0214-0173, 0058-0617, 0038-0027 e 0038-0261), representado pelo

mapa em tempo do horizonte vermelho rastreado (Fig.19).

A parte central deste mapa, representado pela cor azul, indicando uma

“profundidade” em tempo de aproximadamente 2450 ms sugere o formato de um

“possível” canal com direção N-S na porção superior, mudando para NW-SE. Esta

feição pode ser interpretada como canal alimentador do corpo turbidítico referido por

Souza Jr. (1997), representados pelas fácies de canal. (Fig.19).

Na borda deste canal, representada pela cor verde numa “profundidade” em

tempo de aproximadamente 2500 ms, possívelmente estão as fácies de

transbordamento, referido pelo Souza Jr. (1997) (Fig.19), e as cores

amarelo/vermelho representam uma “profundidade” em tempo de aproximadamente

2575 ms, representando possívelmente as fácies de escorregamento e canal de Souza

Jr. (1997) (Fig.19), ilustrado para o campo de Cherne.

38

Fig. 19- Mapa de gridagem realizado em todo o reservatório, representando um sistema canalizado; observa-se que no geral o formato do Campo de Namorado está encaixado dentro deste sistema

canalizado. * Confeccionada no SeisX e trabalhado no CorelDraw.

39

Para facilitar a visualização do corpo turbidítico, é conveniente trabalhar com

um volume sísmico, pois a visualização dos dados em 3D permite melhor

compreender as formas do corpo bem como aplicar outras técnicas mais robustas para

facilitar a visualização e carcaterizar um reservatório. Como os dados sísmicos 3D

originais estão formatados como um conjunto de linhas 2D, necessitou-se integrá-los

para transformar-se em um volume 3D (Fig.20).

Na figura abaixo (Fig.20), mostra-se o formato do volume sísmico adquirido

pelo processamento, facilitando a visualização deste cubo sob a forma de caixa, onde

pode-se visualizar o eixo Z (Time) em 2500 ms, o eixo X (Inline) ≈ 2800 e o eixo y

(Xline) ≈ 700.

Fig.20 – Bloco Sísmico 3D do Campo de Namorado com ênfase no corte do eixo Z (tempo) em 2500 ms. * Confeccionada no VoxelGeo

40

Com os resultados analisados anteriormente, gerou-se uma superfície (Fig.21)

em tempo através do mapeamento do horizonte vermelho (Fig.18), representando

nitidamente um canal erosivo. Observa-se na interceptação desta superfície com a

Inline 664, que o horizonte estratigráfico na linha sísmica apresenta uma forma de

canal, evidenciando uma erosão do horizonte anterior.

Fig.21 – Representação da superfície adquirida pelo mapeamento do horizonte vermelho, cortada pela Xline 738, visualizando as erosões provocadas pelo canal turbidítico.

* Confeccionada no VoxelGeo.

Legenda Superfície tempo (ms)

Legenda Amplitude

41

Para melhor visualizar a estrutura canalizada NW-SE, gerou-se uma superfície

em tempo referente ao mapeamento do horizonte vermelho, interceptada pela Inline

2805 (Fig.22), constituindo-se por uma depressão alongada e um traçado sinuoso

(Fig.23), com forma de cotovelo bem marcante para as curvas ou quebras do relevo

formadas por alguma barreira natural. Em geral, os cânions em planta possuem um

traçado em forma de ziguezague característico, indicando um forte cond icionamento

estrutural, esta forma é indicadora de sua atuação como zona de passagem de

sedimentos da plataforma para águas profundas, propiciando a formação de um

sistema turbidítico.

Fig.22 - Representação da superfície adquirida pelo mapeamento do horizonte vermelho, cortada pela

Inline 2805, visualizando as erosões provocadas pelo canal turbidítico.

* Confeccionado no VoxelGeo

Legenda Superfície tempo (ms)

Legenda Amplitude

42

Outra etapa realizada foi gerar uma fatia no tempo em 2500ms, ajustando a

opacidade da paleta de cores da sísmica de forma a ressaltar as amplitudes. Observou-

se posteriormente ao se sobrepôr a superfície gerada antes, que estas anomalias estão

encaixadas no canal erosivo (Fig.23) desta superfície mapeada. Indicando numa

análise inicial, que o material depositado pode ser uma possível rocha reservatório.

Fig.23 – Superfície mapeada em função do horizonte estudado, enfatizando as anomalias das amplitudes encaixadas dentro do canal erosional turbidítico.

* Confeccionado no VoxelGeo

Legenda Amplitude

Legenda Superfície tempo (ms)

Anomalias amplitudes negativas

43

Após obter a superfície analisada, foi feito um mapa suavizado (Fig.24), do

horizonte vermelho. Este mapa reflete a “profundidade” em tempo da superfície,

indicando na parte verde a “profundidade” do canal erosivo. A parte central do canal

erosivo tem uma profundidade de 2490 ms, sendo bem representada pela figura

abaixo.

Fig.24 – Mapa de “profundidade” em tempo suavizado do horizonte vermelho, mapeada no Campo de Namorado.

* Confeccionado no Map do Ge oDepth

44

Visualizando a superfície em forma tridimensional, observa-se que alguns dos

poços estão localizados sobre estas anomalias (Fig.25), indicando a possibilidade

dessas anomalias (amplitude negativas) serem os reservatórios. Analisando as

amplitudes negativas ilustradas na figura abaixo, verifica-se que estão encaixadas nos

canais, demonstrando a veracidade das rochas reservatório estarem encaixadas no

canal turbidítico, representando o resultado descrito por Souza Jr. (1997).

Fig.25 – Bloco 3D da superfície estudada, representando os poços e a anomalia das amplitudes dentro do canal erosional.

* Confeccionado no VoxelGeo

Legenda Amplitude

Legenda Superfície

Tempo (ms)

45

A seguir, mostra-se as amplitudes (Fig.26) no corte do tempo em 2500 ms,

ajustadas em função da opacidade para melhor visualização da sua forma sem

influência da superfície mapeada, observando-se contudo que a anomalia tem uma

direção N-S e em parte NW-SE conforme foi analisado anteriormente. Foram

plotados poços do reservatório, demonstrando que alguns estão sobre as amplitudes

anômalas, enfatizando que o reservatório está diretamente relacionado à deposição de

rochas reservatório pelo turbidito, conforme demonstrado na localização dos poços

produtores 8NA22, 7NA11A, 7NA17A, sobre as anomalias de amplitude negativa,

indicando que estas anomalias realmente seriam rochas reservatório com “óleo”.

Fig.26 – Representação das amplitudes no tempo 2500ms, enfatizando as anomalias no canal. * Confeccionado no VoxelGeo

Legenda Amplitude

46

V.2 – CORRELAÇÃO DE POÇOS

Num perfíl geofísico, existem vários marcos elétricos, que podem ser

correlacionados poço a poço, correspondendo cada marco deste a um pulso

sedimentar. Observa-se que o reservatório de Namorado apresenta tanto no topo

quanto na base, assinaturas bem representativas, ocorrendo uma repetição destas

assinaturas em vários poços, possibilitando assim uma boa correlação entre estes.

Deste modo, a junção de maiores espessuras com a maior persistência lateral e

a maior adequação da resolução da ferramenta geofísica (perfil de poço), permite a

delimitação ou identificação de uma assinatura contínua.

A assinatura do sistema turbidítico Namorado é representada na base dos

perfis de poço por um contraste da densidade (RhoB) e radioatividade (Gr) (Fig.27),

compativel com o contato entre as areias turbidíticas e os carbonatos de talude do

sistema sedimentar anterior (Fig.28). O topo da sequência turbidítica é bem marcado

no perfil de raios gama, pelo registro de um forte pico de radioatividade para o corpo

argiloso do final desta sequência, representando um corpo silte-argiloso da superfície

de inundação máxima.

Fig.27 - Perfil de poço representando uma quebra do contraste da densidade e da radioatividade. * Confeccionado no Easy Trace e trabalhado no Corel Draw

47

Na parte central do Reservatório de Namorado, encontra-se uma maior

espessura sedimentar, predominando as frações arenosas. Lateralmente à região

central do reservatório, ocorre uma maior intercalação das frações mais finas e um

afinamento das camadas, diminuindo a resolução geofísica para estes pacotes.

Fig.28 – Seção Geológica da Bacia de Campos, representando sucessões turbidíticas (corpos arenosos)

entre as margas (Formação Lagoa Feia), modificado (Brun & Walker, 1995).

Correlacionando um intervalo entre dois perfis geofísicos, através do método

pico-pico, onde o perfil de radioatividade Gr cai e o perfil de densidade RhoB sobe

(Fig.29), representando um marco estratigráfico. A partir deste marco estratigráfico

pode-se correlacionar quantos poços for de interesse, lembrando que quanto mais

próximos os poços um do outro maior a probabilidade de apresentarem as mesmas

características para os marcos estartigráficos.

48

Estas assinaturas se repetem, o que pode indicar pulsos sedimentares, como

sequências “finning upward” por exemplo. A partir disto, é possível identificar e

explicar várias feições importantes como altos estruturais, ou se alguma estrutura

importante desenvolveu-se durante ou após a deposição, ou ainda a ausência de

deposição ou o acúmulo de sedimentos em determinadas regiões.

Fig.29 - Correlação lateral dos marcos estratigráficos entre 4 poços verticais selecionados,

através do método pico a pico.

* Confeccionado no Corel Draw

49

Após correlacionados os marcos estratigráficos, pelo método pico a pico, foi

proposto um separação dos diversos episódios deposicionais observados nestes poços,

resultando num quadro evolutivo da deposição para a seção estudada (Fig.30). O

método consiste no nivelamento e empilhamento vertical das sequências de acordo

com a sucessão de episódios interpretados.

Fig.30 - Quadro evolutivo da deposição do Arenito Namorado na seção estudada. * Trabalhado no CorelDraw

50

Com base nos perfís geofísicos de densidade (RhoB) e radioatividade (Gr)

analisou-se dois poços (3Na02 e o 7Na07) (Fig.31), indentificando uma correlação

lateral entre os mesmos a partir das semelhanças das assinaturas dos perfís de poço.

Inserindo informações de litologia, obtidas pelos testemunhos adquiridos na ANP.

Fig. 31 – Seção esquemática de uma correlação lateral entre poços,

a partir das semelhanças entre as assinaturas geofísicas.

* Trabalhado no CorelDraw

900 m

51

Posteriormente, foi realizada uma correlação entre as litologias destes dois

poços 7Na07 e 3Na02 (Fig.32), apresentando uma seção litológica esquemática para o

reservatório, correlacionando as litologias entre os marcos estratigráficos, respeitando

os limites destes marcos estratigráficos. Foram inseridas nestes poços as fácies mais

representativas, para facilitar na correlação lateral.

Fig. 32 – Seção litológica correspondente a seção esquemática analisada.

* Trabalhado no CorelDraw

900 m

52

V.3 – ELETROFÁCIES

A correlação entre rocha-perfil e identificação de eletrofácies, permitem uma

análise das propriedades petrofísicas do reservatório. Neste trabalho, aplicou-se

técnicas estatísticas para quantificar as heterogeneidades internas do Campo de

Namorado, Bacia de Campos.

As eletrofácies são definidas através da interpretação da função de densidade

multivariada, onde combina-se uma análise estatística aos dados de poço interpretados

geologicamente.

Para se chegar a um resultado coerente, foi necessário conhecer e aplicar

técnicas estatísticas específicas, a partir do conjunto de dados dos poços verticais

localizados no Campo de Namorado (Fig.33), aplicando-se o conceito de eletrofácies.

A classificação adotada neste trabalho foi a forma supervisionada, que recebe

a informação do geólogo e direciona a pesquisa conforme os dados existentes (Ex.

Petrofísica, Bioestratigrafia, etc...), determinando em seguida o número de classes a

ser obtido. Durante esta análise estatística, os dados de poço são comparados,

apresentando como característica comum somente as unidades. Para esta interpretação

litológica é necessário somente utilizar os perfis que não apresentem um grande

número de parâmetros tendenciosos, pois estes influenciariam os valores resultantes,

dificultando a interpretação do conjunto de dados. Para controlar estes resultados, é

importante que se observe os padrões de cross-plots, histogramas e perfis obtidos

durante esta análise.

53

Fig.33 – Mapa do Campo de Namorado, enfatizando os poços verticais estudados

(modificado de Silva, 1992).

54

Inicialmente, utilizaram-se alguns dos dados de poços verticais localizados no

reservatório de Namorado, para aplicação do modelo de eletrofácies (Fig.34)

utilizando como parâmetro de tratamento de eletrofácies as variáveis de: densidade,

radioatividade, porosidade e sônico (RhoB, Gr, PhiN e dT respectivamente) (Fig.35).

Fig.34 – Exemplo da formulação de uma eletrofácies, através da limitação dos campos.

* Confeccionado no EasyTrace e Trabalhado no CorelDraw

55

Fig.35 – Conjunto de variáveis necessárias para a aplicação da eletrofácies.

* Confeccionado no EasyTrace

56

Inicialmente, para aplicar o método de elaboração das eletrofácies, foram

confeccionados histogramas para analisar preliminarmente os dados em relação a

algumas variáveis utilizadas, interpretando uma tendência bimodal para o conjunto de

dados estudados. A bimodalidade é representada nos histogramas de RhoB e dT

(Fig.36) através da concentração de duas famílias distintas, tanto na variável de

densidade quanto no sônico, enquanto que os histogramas de Gr e PhiN (Fig.37)

representam uma assimetria dos valores de radioatividade e porosidade, indicando

também tendências bimodais.

Fig.36 – Histograma das variáveis RhoB e dT do poço

3Na01, representando uma bimodalidade

* Confeccionado no EasyTrace

57

Os valores de Rhob variam de 2.05 à 2.66, sendo a média em torno de 2.33

(g/cm3) conforme o gráfico (Fig.38). Observa-se duas famílias distintas, uma em

torno de 2.27 e a outra em torno de 2.48, distinguindo-se as rochas reservatório das

não reservatório, que objetivamos caracterizar, apresentando-se sob forma simétrica.

No histograma de GR - Gamma Ray (Fig. 39), a distribuição das frequências varia de

29.2 e máximo de 107.5, e a média fica na ordem de 59.18 (API), apresentando um

histograma assimétrico, indicando nesta análise que a variável radioatividade não é

Fig.37 – Histograma das variáveis Gr e PhiN do poço 3Na01, representando uma bimodalidade dos valores.

* Confeccionado no EasyTrace

58

uma boa ferramenta para caracterização de rochas reservatório e não reservatório, pois

o arenito Namorado é arcosiano (rico em feldspato), ou seja, superestima-se a

concentração de minerais radioativos na amostragem.

Já no histograma de dT (Fig.40) os valores variam de 52.55 à 108.6 (us/ft),

sendo a média deste reservatório em torno de 89.5 (us/ft). Observa-se que esta

variável representa uma concentração elevada de sônico em 95 (us/ft), o perfil sônico

induz através de suas propriedades no cálculo da porosidade efetiva, nos tipos de

fluidos e litologia, além de auxiliar em sismogramas sintéticos para a correlação com

a sísmica. Neste trabalho, observou-se que esta variável é de extrema importância

para a caracterização de rochas reservatório e não reservatório.

A variável PhiN representada pelo histograma (Fig.41), compreende de

valores entre 3.68 à 37.52, com a média em torno de 25.42 %, esta variável

representa uma função assimétrica, apresentando uma concentração de valores de

porosidade em torno de 26%, esta variável diferencia as rochas reservatório das não-

reservatório, proporcionando mais uma ferramenta capaz de caracterizar o

reservatório a ser explorado.

Fig.38– Representação da

população do poço 3Na02, através

do Histograma de RhoB.

* Confeccionado no EasyTrace

59

Fig.39 – Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma Gr.

* Confeccionado no EasyTrace

Fig.40 – Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma dT.

*Confeccionado no EasyTrace

60

Fig.41– Representação da população do poço 3Na02, através do Histograma de PhiN.

* Confeccionado no EasyTrace

Inserindo-se os dados concretos (testemunhos) para cada poço, representados

pelas principais litologias caracterizadas neste projeto, faz-se uma nova amostragem

estatística dos dados das variáveis, selecionando as mais significativas para a

caracterização de rochas reservatório e não reservatório. A partir da obtenção deste

resultado, separou-se a população de amostras para rochas reservatório das não-

reservatório (Fig. 42). Observou, que as rochas não reservatório apresentam uma

concentração maior de valores em torno de 22% de porosidade, representados pela

marga em forma de um histograma simétrico, enquanto que o material fino apresenta

duas famílias distintas: uma em torno de 14% e outra em torno de 26%, demonstrando

que é possível identificar as famílias de acordo com suas características,

provavelmente uma desta família deve fazer parte da matriz, enquanto que outra

família pode representar as rochas finas selantes.

61

As rochas reservatório, demonstram um histograma de forma simétrica para os

conglomerados e arenitos cimentados, apresentando uma porosidade média em torno

de 22%, diferenciando dos arenitos arcoseanos que mostram-se sob forma assimétrica

com concentração em torno de 26% de porosidade. Esta característica assimétrica

mostra que parte deste arenito está altamente alterado devido o k-feldspato ser muito

instável, transformando-se em minerais de argila.

Fig.42 – Representação da população de rochas reservatório e não reservatório,

através da percentagem de porosidade, exemplo do poço 3Na04.

* Confeccionado no EasyTrace e trabalhado no CorelDraw

62

Para a caracterização de rochas reservatório e não reservatório, foi utilizada a

variável RhoB como sendo a principal variável para a identificação de rochas,

distinguindo-se visualmente duas famílias distintas no histograma, rochas reservatório

e rochas não-reservatório (Fig.43). As rochas reservatório são caracterizadas pelos

arenitos arcoseanos, com uma distribuição simétrica da densidade em torno de 2.25

(g/cm3). As rochas não reservatório são bem representadas pelas margas e pelo

material fino, com uma distribuição simétrica da densidade em torno 2.5 (gcm3). Estes

dados foram aplicados para a construção de gráficos de correlação entre todas as

variáveis utilizadas.

Fig.43 – Variável RhoB utilizada como sendo a principal,

para a caracterização dos seis campos específicos.

* Confeccionado no EasyTrace

63

Após a análise dos histogramas, contendo valores de máximo, mínimo e média

para todas as variáveis estudadas, gerou-se um conjunto de “cross-plots” entre as

variáveis de porosidade, radioatividade, densidade e sônico (Fig.44), representando a

distribuição dos campos de concentração das variávies em cada poço estudado através

da correlação entre duas variáveis. Nesta etapa inicia-se a aplicação da eletrofácies,

definida anteriormente através da interpretação da função de densidade multivariada,

onde combina-se uma análise estatística aos dados de poço interpretados

geologicamente.

Esta análise é aplicada para observar as concentrações dos dados em relação a

cada correlação de variável, identificando os campos de maior consistência dos dados,

obtendo como resposta a direção de trend para as diferentes famílias.

Este estudo é obtido através das diferentes propriedades físicas contidas para

cada poço, podendo se identificar algumas litoclasses para a base de dados de cada

poço. A plotagem destes dados é feita para determinar alguns parâmetros

discriminantes para o limite do corpo classificado.

Na tentativa de estabelecer as precisas relações entre os limites do corpo a ser

estudado, foi obtido um conjunto de “cross-plots” para cada poço vertical,

apresentando correlações entre Porosidade X Sônico; Densidade X Radioatividade;

Porosidade X Radioatividade; Resistividade X Densidade; Densidade X Sônico e

Densidade X Porosidade. Para ilustração deste procedimento, foi analisada

separadamente cada correlação entre duas variáveis em função das suas propriedades

físicas, utilizando os dados do perfil geofísico do poço 3Na01a.

64

Fig.44 – Conjunto de Cross-plots para os poços estudados, representando uma distribuição X-Y para

um arranjo entre as variáveis de cada poço, exemplo poço 3Na01.

* Confeccionado no EasyTrace

65

Para iniciar a aplicação estatística, verificou-se que a variável resistividade não

apresentaria influência na amostragem, descartando assim esta variável. Assim a

análise estatística dos dados foi feita, utilizando somente as variáveis representativas

para uma boa correlação (porosidade, radioatividade, densidade e sônico), pois através

de análises preliminares como histogramas e cross-plots, apresentam influência na

delimitação dos campos de maior frequência.

A primeira correlação entre os dados de Gr (radioatividade) com os dados de

PhiN (porosidade) (Fig.45), apresentou uma dispersão muito grande dos valores,

identificando somente entre 20-27% e 47.5-72.5(°API) uma família de dados bem

concentrada. Em consequência, concluiu-se que a variável radioatividade não é uma

boa ferramenta para classificar alguma família.

Fig.45 – Cross-plot da variável porosidade X radioatividade do poço 3Na04.

* Confeccionado no EasyTrace

66

Apresentando uma super-estimação de valores de alta radioatividade,

conforme foi visto na análise dos histogramas, pois os reservatórios do Campo de

Namorado são arenito arcoseanos, ricos em k-feldspato, que por sua vez são minerais

com radioatividade elevada, não podendo distinguir somente com esta ferramenta as

classes de rochas reservatório e não reservatório.

Outra correlação foi feita a partir dos valores da variável RhoB (densidade)

com os valores da variável dT (sônico) (Fig.46). Esta correlação apresenta–se

significativa, compondo aparentemente uma única concentração de dados,

representando um “trend” destes valores de 2.1%,108us/ft para 2.7%,50us/ft,

demonstrando que a variável RhoB apresenta-se pouco dispersa concentrando entre

2.1-2.7%, e a variável dT demonstrando que também tem participação para um estudo

estatístico na caracterização do reservatório, através do cálculo de porosidade efetiva.

Fig.46 – Cross-plot da variável densidade X sônico do poço 3Na04.

* Confeccionado no EasyTrace

67

Outra correlação entre os dados foi feita entre os valores da variável RhoB

(densidade) com os valores de Gr (radioatividade)(Fig.47). Nesta representação,

marca-se dois trends distintos, o primeiro variando de 2.6g/cm3,22.5°API para

2.4g/cm3,122.5°API, e o segundo trend variando de 2.52g/cm3,50°API para

2.15g/cm3,65°API, demonstrando a confiança estatística da variável RhoB neste

projeto, para a demarcação dos limites entre o conjunto de rochas. Enquanto que a

variável Gr apesar de não ser uma boa variável neste projeto, associada à densidade,

demonstra ser uma variável importante para auxiliar na demarcação dos limites das

diversas famílias de rochas deste projeto.

Fig.47 – Cross-plot da variável densidade X radioatividade do poço 3Na04.

* Confeccionado no EasyTrace

Rochas não Reservatório

Rochas Reservatório

68

E por fim, foi feita uma correlação entre os dados da variável RhoB

(densidade), com a variável PhiN (porosidade)(Fig.48), demonstrando uma boa

correlação entre estas duas variáveis, apresentando dois “trends” distintos. O primeiro

“trend” varia de 2.6g/cm3,9% para 2.4g/cm3, 29%, enquanto que o segundo “trend”

varia de 2.55g/cm3,10% para 2.2g/cm3,29%. De acordo com o resultado obtido,

observa-se que a correlação entre as duas variáveis (PhiN e RhoB) marca uma boa

representação para a identificação de famílias de rochas reservatório e rochas não

reservatório. Estatisticamente, esta correlação é de extrema importância para a

caracterização de reservatórios.

Fig.48 – Cross-plot da variável densidade X porosidade do poço 3Na04.

* Confeccionado no EasyTrace

Rochas não Reservatório

Rochas Reservatório

69

Outro resultado desta parte do projeto foi obtido a partir da vizualização do

conjunto de perfis geofísicos de cada poço estudado.

Cada campo da porosidade foi representado por uma cor distinta (Fig.49),

onde de (8-12% = amarelo); (12-16% = marrom claro); (16-20% = rosa escuro); (20-

24% = vermelho); (24-28% = verde) e (28-32% = azul), mostrando que a

concentração maior é em torno de (20-24%).

Fig.49 – Histograma de PhiN do poço 3Na04 – representando 6 campos de porosidade distintas,

demonstradas por cores (amar. 8-12; mar. 12-16; rosa 16-20; verm. 20-24; verde 24-28; azul 28-32).

* Confeccionado no EasyTrace

70

Correlacionando os dados da va riável PhiN com a distribuição da variável

RhoB (Fig.50), observa-se que o campo de porosidade vermelha apresenta duas

famílias em relação a densidade, indicando que uma família em torno de 2.5g/cm3

representando possivelmente as rochas reservatório (alta porosidade e densidade) e a

outra família em torno de 2.25g/cm3 representando rochas não reservatório (alta

porosidade e baixa densidade). O campo de porosidade verde, apresenta duas famílias

em relação a variável densidade, indicando uma densidade em torno de 2.45g/cm3

representando possivelmente rochas reservatório (alta porosidade e média densidade)

e uma família em torno de 2.25g/cm3 representando possivelmente rochas não

reservatório (alta porosidade e baixa densidade).

Fig.50 – Histograma de RhoB do poço 3Na04 – representando no histograma de densidade os 6

campos de porosidade representados anteriormente, demonstradas por cores (amar. 8-12; mar. 12-16;

rosa 16-20; verm. 20-24; verde 24-28; azul 28-32). * Confeccionado no EasyTrace

71

Os cross-plots, correlacionando as variáveis em função dos campos descritos

anteriormente para porosidade em cores, simplifica melhor os trends e as diversas

famílias conforme a percentagem da porosidade (Fig.49). Para exemplificar melhor

este resultado, podemos falar da correlação RhoB X PhiN, que demonstra dois

“trends” (Fig.51), representando as cores da porosidade conforme o campo

selecionado para cada cor.

Fig.51 – Cross-Plot de RhoB X PhiN para o poço 3Na04 – representando dois trends diferentes (rochas

reservatório e não reservatório). Os balões coloridos representam a porosidade (amar. 8-12; mar. 12-16;

rosa 16-20; verm. 20-24; verde 24-28; azul 28-32) – Este cross-plot demonstra que a variável RhoB

influência nos trends. * Confeccionado no EasyTrace

72

Se selecionarmos uma correlação (cross-plot) que não tenha como variável a

porosidade, iremos ter três variáveis representadas, como exemplo, podemos citar a

correlação RhoB X Gr (Fig.52), que representa as diversas famílias de dados

conforme a cor da porosidade que seria a outra variável. Observa-se que os amarelos

(porosidade = 8-12%), estão delimitadas na parte direita e inferior da figura; enquanto

que os vermelhos (porosidade = 20-24%), apresentam-se no centro da figura e com

uma distribuição em área muito maior, devido à grande frequência deste intervalo de

dados; a família verde (porosidade = 24-28%), é representada no lado esquerdo e

centro da figura, sendo parte desta dispersa entre o campo vermelho e parte superior; a

família azul (porosidade = 28-32), é representada no cross-plot em duas

concentrações, uma na parte esquerda do gráfico e outra na parte superior,

provavelmente esta família será uma sub-família do campo de porosidade verde; o

campo de cores marrom claro (porosidade = 12-16%) e o rosa (porosidade = 16-20%),

apresentam um “trend” da base para o topo no canto direito.

Fig.52 – Cross-Plot de RhoB X

Gr para o poço 3Na04 –

representando dois trends

diferentes (rochas reservatório e

não reservatório). As cores

representam a porosidade

* Confeccionado no EasyTrace

73

Estas correlações entre as variáveis, e o auxílio com os histogramas são de

extrema importância para um entendimento inicial de qual campo seria uma rocha

reservatório e não reservatório, que é o grande interesse para este projeto.

A partir de dados reais de poços adquiridos através dos testemunhos liberados

pela ANP, foram analisados todos os poços com testemunhos para saber os tipos de

litologias existentes, observando as principais ocorrências em quantidade. Para aplicar

estas litologias neste projeto, agrupou-se algumas litologias com outras, de acordo

com suas características físicas, ocorrências etc..., obtendo como litologia principal os

arenitos cimentados, material fino interestratificado, arenito médio gradado arcoseano,

diamictito areno- lamoso, marga e conglomerado.

Foi proposto através de análises de testemunhos e do próprio resultado inicial

das eletrofácies, o agrupamento de algumas litologias no mesmo pacote, trabalhando

com rochas que podem ser reservatório (arenitos e conglomerados) e as rochas não

reservatório (margas, folhelhos, diamictitos, siltitos, material fino), separadas de

acordo com suas características petrofísicas e a sua frequência no testemunho.

Apresentando dados estatísticos, correlacionáveis nos histogramas e “cross-

plots” em função das variáveis estudadas, indicando onde se apresentam rochas

reservatório e não reservatório.

A partir destas informações, começamos a trabalhar com dados de forma

supervisionada para iniciar a formulação de uma eletrofácies, ou seja, correlaciona-se

os dados estatísticos obtidos com os dados reais de poços (principais litologias

extraídas dos testemunhos). Através do conhecimento do intérprete, obteve-se como

resposta, um perfil geofísico de poço com algumas litologias correspondentes

(Fig.53). Como exemplo, podemos demonstrar os perfis geofísicos dT; Gr; Ild; PhiN e

74

RhoB do poço 3Na04, em relação aos testemunhos do poço. Podendo caracterizar os

conjuntos de picos referentes aos arenitos reservatórios e ao material não reservatório.

Fig.53 – Conjuntos das variáveis estudadas para o poço 3Na04, contendo a litologia referente

ao testemunho, refletindo no processo supervisionado da eletrofácies.

* Confeccionado no EasyTrace

75

Após a grande quantidade de informações obtidas, gerou-se novos cross-plots

e histogramas, demonstrando pelos histogramas a frequência de cada litologia

correspondente, representado neste projeto pelo histograma (Fig.54) e pelo cross-plot

(Fig.55) do poço 3Na04.

Fig.54 – Histograma da variável porosidade (PhiN), representando a frequência de cada

litologia para este poço. * Confeccionado no EasyTrace

Fig.55 – Cross-plot da variável porosidade (PhiN), representando a frequência de cada litologia para estee poço, demonstrando as rochas reservatório e não reservatório. * Confeccionado no EasyTrace

76

Observa-se para as rochas reservatório (Fig.56) do poço 3Na04, que os

arenitos arcoseanos e cimentados apresentam uma porosidade média de 26%, e os

conglomerados uma porosidade em torno de 22%. Já nas rochas não reservatório

(Fig.56), o material fino apresenta duas famílias de porosidade (26% e 14%), as

margas com 22% de porosidade e o diamictito com 18%.

Fig.56 – Representação em

frequência de cada litologia

do poço 3Na04.

77

Utilizando as duas variáveis melhores para representar as rochas reservatório e

não reservatório, correlacionou-se os valores destas duas variáveis em “cross-plot”,

inserindo as informações de poço reais adquiridas através dos testemunhos.

Apresentando “trends” para as diferentes litologias encontradas no poço 3Na04,

rochas reservatório (Fig.57) e não reservatório (Fig.58), demonstrada na figura a

seguir.

Fig.57 – Cross-plot da variável porosidade x densidade para o poço 3Na04,

representando os campos distintos de rochas não reservatório.

* Confeccionado no EasyTrace

78

Fig.58– Cross-plot da variável porosidade x densidade para o poço 3Na04,

representando os campos distintos de rocha reservatório.

* Confeccionado no EasyTrace

79

Esta informação é fundamental para o andamento do projeto, pois a partir do

conjunto de informações estatísticas armazenadas pelo software, chegou-se a um

modelo de densidade supervisionado (Fig.59), onde cada pico deste modelo

corresponde a uma eletrofácies distinta.

Fig.59 – Modelo de densidade supervisionado Kernel, representando cada litologia por um pico.

* Confeccionado no EasyTrace.

Tendo gerado um modelo de eletrofácies para os respectivos dados,

interpretou-se cada pico de densidade conforme a ocorrência de uma determinada

eletrofácies (Fig.60). Verificou-se com esta interpretação que o perfil de eletrofácies

obtido, representa satisfatoriamente as informações do testemunho (Fig.61), indicando

uma coerência para todo o perfil, sendo este testemunhado ou não.

80

Fig. 60 - Modelo de densidade a partir das eletrofácies respectivas, onde cada pico representa

um eletrofácies respectivamente. * Confeccionado no EasyTrace

81

Fig.61 – Comparação entre os perfis geofísicos de poço com os testemunhos X os perfis

geofísicos com as eletrofácies. * Confeccionado no EasyTrace e trabalhado no CorelDraw

82

Os últimos histogramas e “cross-plot” obtidos (Fig.57 e Fig.58) delimitam os

campos da eletrofácies, sugerindo tendências características para as rochas

reservatório e não reservatório do Campo de Namorado.

Para se obter as características principais para as rochas reservatório e não

reservatório, foi gerada uma separação entre os diversos campos de um histograma,

representando cada tipo de eletrofácies. Analisando os histogramas com as

eletrofácies de um dos poços estudados, observa-se que a variável porosidade

apresenta uma média de 25% para as rochas reservatório, enquanto que as rochas não

reservatório apresentam uma porosidade em torno de 20%, além desta variável,

podemos observar as médias para densidade, radioatividade e sônico para a rocha

reservatório e não reservatório.

Após ter obtido um modelo de densidade para cada poço, fez-se uma

correlação entre os modelos de densidade – Kernel para todos os poços (Fig.62a e b),

correlacionando os picos e as eletrofácies correspondentes, obtendo um modelo de

densidade - Kernel “padrão” (Fig.63) para aplicar em todo reservatório.

83

Fig.62a – Correlação entre os modelos de densidade de todos os poços verticais.

* Confeccionado no EasyTrace e trabalhado no Corel Draw

84

Fig.62b – Continuação da correlação entre os modelos de densidade de todos os poços verticais.

* Confeccionado no EasyTrace e trabalhado no Corel Draw

85

Fig.63 – Modelo de densidade base para a formulação e geração das eletrofácies.

* Confeccionado no EasyTrace

86

Como resultado visível do modelo de densidade, obteve-se um perfil de

eletrofácies para cada poço calculado, representando para os engenheiros de

perfuração, os possíveis pacotes para a completação (Fig.64), ou seja, pacotes que

apresentem uma espessura considerável para justificar uma completação.

Fig.64 – Modelo de eletrofácies gerado para o poço 3Na04, representando os “pacotes”

prováveis para a completação.

* Confeccionado no EasyTrace e trabalhado no Corel Draw

87

E por fim, como resultado principal deste trabalho, foram definidas seis

eletrofácies (Fig.65) baseadas em técnicas estatísticas e interpretações geológicas.

Três destas eletrofácies correspondem a rochas reservatório (EF_R_1, EF_R_2 e a

EF_R_3) e as outras três eletrofácies, correspondem a rochas não reservatórios

(EF_NR_1, EF_NR_2 e EF_NR_3). A EF_R_1 são arenitos médios arcoseanos

finamente interestratificados; a EF_R_2 representa arenitos finos a médios

cimentados; a EF_R_3 são conglomerados matriz suportados. A EF_NR_1

corresponde aos folhelhos, siltitos, argilitos, etc...; a EF_NR_2 corresponde às

margas; a EF_NR_3 aos diamictitos.

Por fim, aplicou-se este modelo para alguns dos poços do reservatório, para

obter uma eletrofaciologia nos poços que não apresentam testemunho, obtendo como

resultado principal deste trabalho a definição de seis eletrofácies, correspondendo a

rochas reservatório (três eletrofácies) e a rochas não reservatórios (três eletrofácies),

conforme demonstra-se nos perfis em anexo.

Fig.65– Modelo esquemático das 6 eletrofácies identificadas.

* (EF_R_n° = Eletrofácies Reservatório); (EF_NR_n° = Eletrofácies não Reservatório)

88

V.3.1 – CORRELAÇÃO DAS ELETROFÁCIES

Nesta parte do capítulo, correlacionou-se os poços estudados através de alguns

marcos estratigráficos importantes (Fig.66), utilizando como padrão o perfil de poço

de radioatividade (Gr), pois foi adotado para o preenchimento das eletrofácies

correspondentes a cada poço. Foram utilizados nesta fase os poços verticais 3Na01,

3Na04 e 7Na07, representando uma correlação entre o centro do corpo turbidítico

(Fig.67), pois representa uma sucessão mais espessa dos sedimentos, provocada pelo

aporte sedimentar entre as falhas adjacentes.

Fig.66 – Representação dos marcos estratigráficos utilizados para a correlação entre os poços.

* Confecionado no EasyTrace e trabalhado no Corel Draw

89

Fig. 67 – Mapa de localização representando a seção estudada (Centro do Reservatório)

(Modificado de Silva, 1992)

Em seguida, correlacionou-se os poços selecionados 3Na04, 3Na01 e 7Na07

lateralmente, a partir dos marcos estratigráficos do perfil de radioatividade (Gr),

utilizando o método pico a pico, referido anteriormente na metodologia deste trabalho.

Este resultado, foi gerado pelo intérprete a partir de semelhanças nos registros das

curvas (Fig.68), separando em diferentes sequências de deposição para o reservatório,

sendo bem representada na seção modelo interpretada da correlação das eletrofácies

entre os poços 3Na04, 3Na01 e 7Na07 (Fig.69).

90

Fig. 68 – Correlação lateral entre alguns dos poços estudados, baseada nos marcos estartigráficos

identificados. * Confeccionado no Corel Draw.

91

Como último resultado deste trabalho, foi proposta uma seção modelo (Fig.69)

entre 3 poços (7Na07, 3NA01A e 3NA04), localizados no centro do reservatório de

Namorado (Fig.67). Esta seção, é composta pela correlação lateral das eletrofácies

obtidas neste trabalho, como resultado de uma análise entre os marcos estratigráficos

destes poços.

Esta correlação foi gerada pelo intérprete, a partir da similaridade entre as

eletrofácies lateralmente, respeitando os limites representados pelos marcos

estratrigráficos, correlacionados manualmente entre os poços analisados.

Observa-se que nesta seção modelo (Fig.69), existem 3 sequências de rochas

reservatório (EF_R_1), confirmando o que Johann (1997) afirmou em sua

interpretação. Analisando a seção em questão, conclui-se que a base do reservatório é

muito bem marcada, conforme a quebra do contraste de impedância entre as sucessões

arenosas turbidíticas e o material fino / carbonático da plataforma.

A presença de 3 sequências de rochas reservatório, representadas pelas

eletrofácies EF_R_1, intercaladas no geral pelas eletrofácies EF_NR_2, demonstra os

pulsos de grande quantidade de material, justificado pelo modelo deposicional

turbidítico de Souza Jr. (1997).

As intercalações das eletrofácies EF_R_2, entre as EF_R_1, demonstra a

diminuição no aporte sedimentar, e/ou a migração lateral do canal erosional

turbidítico.

92

Fig.69 – Seção Geológica Modelo do Reservatório de Namorado, representando a distribuição lateral

das eletrofácies identificadas neste trabalho.

* Confeccionado no CorelDraw

93

VI – CONCLUSÕES

Neste trabalho, são definidas e caracterizadas espacialmente as eletrofácies de

um reservatório turbidítico da Bacia de Campos, apresentando propriedades

petrofísicas bastante diversas, onde foram agrupadas algumas fácies sedimentares em

seis eletrofácies (reservatório e não reservatório), representadas pela correlação rocha-

perfil.

A metodologia adotada, mostrou-se adequada para caracterizar o reservatório

do campo de Namorado, através de técnicas que integram a descrição, quantificação e

integração de dados geofísicos de poços, sísmicos, geológicos e petrofísicos. A

aplicação desta metodologia permitiu gerar um modelo matemático representativo do

modelo geológico, e em consequência definir a distribuição de porosidade e

permeabilidade no modelo. Estas informações, são úteis para simulação do

reservatório e da percolação de fluidos.

Através deste trabalho pode-se concluir, que com a aplicação do conceito de

elétrofácies, caracteriza-se satisfatoriamente a faciologia do reservatório,

representando de forma geral uma litologia a partir de perfís elétricos, demonstrando

ser uma ferramenta muito importante tanto para o gerenciamento e caracterização de

um reservatório (forma supervisionada), como para o setor de exploração (forma não

supervisionada).

Verifica-se que a eletrofácies apresenta-se de forma consistente, quando

representando faciologias mais significativas (maior quantidade), enquanto que

faciologias com menor expressão não se apresentam de forma bem consistente.

94

Conclui-se que a ferramenta utilizada de forma supervisionada pelo intérprete,

correlaciona-se muito bem com a litologia real.

Observou-se ainda neste trabalho, que os perfis de densidade e de porosidade

são bons estimadores para a caracterização das fácies presentes neste reservatório,

enquanto que o perfil de radioatividade, apesar de menos preciso, ainda fornece

informações adicionais relevantes para a caracterização, existindo a necessidade de

uma combinação dos perfis para uma caracterização realística de eletrofácies.

No centro do reservatório de Namorado, localizam-se as faciologias mais bem

representadas. Devido a não apresentar tanta influência de estruturas como falhas, foi

possível chegar a esta análise, através da correlação lateral entre os marcos

estratigráficos e posteriormente na correlação das eletrofácies entre os mesmos

marcos, evidenciando um pacote espesso sem afinamento lateral. Isto ocorre devido à

localização da seção no centro do corpo turbidídtico, não ocorrendo assim uma

variação lateral importante da deposição.

A técnica de correlação lateral dos marcos estratigráficos nos perfis de poço

utilizado neste trabalho, demonstra que no centro do reservatório, o pacote sedimentar

encontra-se mais espesso e com maior continuidade lateral, facilitando a correlação

das assinaturas, enquanto que ao se afastar para as bordas do reservatório, a correlação

torna-se mais difícil, devido ao possível afinamento lateral do pacote turbidítico.

E por fim, esta ferramenta mostra ser muito eficiente para obtenção de

eletrofácies, e que os modelos de fácies permitem ao geólogo entender a gênese e as

propriedades do sistema deposicional, tornando possível prever a distribuição espacial

e qualitativa dos reservatórios de hidrocarbonetos, cumprindo o objetivo através da

transformação de dados geológicos em numéricos, pelas técnicas geoestatísticas de

modelagem.

95

Obtendo como resultado principal a identificação de seis eletrofácies mapeada

neste trabalho, sendo estas: três eletrofácies de rochas reservatório (EF_R_1, EF_R_2

e a EF_R_3) e as outras três eletrofácies correspondentes a rochas não reservatórios

(EF_NR_1, EF_NR_2 e EF_NR_3).

Correlacionando estas eletrofácies entre alguns poços numa seção modelo, a

partir de similaridade lateral das eletrofácies entre os marcos estratigráficos

representado, foi possível observar a existência de 3 sequências “pulsos” de rochas

reservatório (EF_R_1), demonstrando grandes aporte de material depositado sobre os

depósitos carbonáticos.

A partir da análise sísmica realizada foi possível identificar uma superfície

local no reservatório de Namorado, que apresenta uma forma de canal erosional,

representando o canal alimentador do corpo turbidítico deste reservatório. Observou-

se ainda, que as anomalias de amplitude das rochas reservatório são negativas, e que

estão encaixadas sobre o canal turbidítico encontrado a uma “profundidade” em

tempo em torno de 2500 ms.

Correlacionando os dados sísmicos retratados, com os dados de eletrofácies

obtidos, é possível gerar uma caracterização e facilitar o gerenciamento do

reservatório.

96

VII – REFERÊNCIA BIBLIOGRAFICA

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VIII – SOFTWARE UTILIZADO Poço

• EasyTrace – Advanced Log Processing and Editing – Version 1.0 IFP-Beicip FranLab 1999.

Sísmica

• Map – Map-Based Seismic Interpretation – Version PG2.0 Paradigm 2001.

• SeisX – Line-Based Seismic Interpretation - Versão 3.6.2

Paradigm 2002.

• VoxelGeo – Volume-Based Seismic Interpretation – Version 2.4.2-PC Paradigm 2002.

103

Poço1 – Exemplo do perfil de poço 3Na01, demonstrado pelo perfil de radioatividade (Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes.

104

Poço2 – Exemplo do perfil de poço 3Na02, demonstrado pelo perfil de radioatividade (Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes.

105

Poço3 – Exemplo do perfil de poço 3Na04, demonstrado pelo perfil de radioatividade (Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes.

106

Poço4 – Exemplo do perfil de poço 4RJS032, demonstrado pelo perfil de radioatividade (Gr), preenchido

pelas eletrofácies correspondentes.

107

Poço5 – Exemplo do perfil de poço 7Na07, demonstrado pelo perfil de radioatividade (Gr), preenchido pelas eletrofácies correspondentes.