Estudo de pressão de poros a partir de dados de poços no Terciário da Bacia de Campos

O trabalho aqui apresentado teve como objetivo, avaliar o método de Eaton (1975) aplicado ao cálculo de pressão de poros das formações rochosas em subsuperfície, utilizando dados de perfis de poços no que diz respeito a porosidade, tais como, o Tempo de Transito da onda compressional, Resistividade, Densidade e Neutrão. Posteriormente foi avaliado o resultado alcançado por esta técnica e confrontado com o dado obtido pelo registro de pressão real da formação, adquirido pela ferramenta de perfilagem MDT. Distribuídos em 6 poços perfurados na porção sul da Bacia de Campos, o intervalo cronoestratigráfico estudado está compreendido no período geológico Terciário, e os registros de pressão real da formação foram adquiridos nos reservatórios turbidíticos da Formação Carapebus (Eoceno). Apesar de existir um mecanismo causador de anomalia de pressão na bacia (Desequilíbrio de Compactação Difícil migração dos fluidos ao longo do tempo geológico) devido ao forte aporte sedimentar sustentado pelo soerguimento da Serra do Mar no Eoceno, os resultados encontrados não apontaram qualquer tipo de alteração nas respostas dos perfis utilizados, onde a referência foi a assinatura do perfil sônico em um trend normal de compactação compreendido por rochas argilosas dentro do intervalo cronoestratigráfico estudado. O presente trabalho atesta que a boa calibração do trend de ompactação normal em rochas argilosas, juntamente com a similaridade entre o resultado obtido pelo cálculo da pressão de poros a partir do perfil sônico, e os valores reais registrados diretamente na formação, pela ferramenta de registro de pressões (MDT), comprovam a aplicabilidade do método de Eaton (1975) para o cálculo de geopressões a partir de um conjunto básico de perfis de poços tais como: Raios Gama, Resistividade, Velocidade Acústica, Densidade e Neutrão

Avaliação da origem de hidrocarbonetos observados na região limítrofe entre as bacias de Almada e Jequitinhonha, BA

O presente estudo aborda a caracterização geológica em termos estruturais e estratigráficos do sistema petrolífero responsável pela ocorrência de exsudações de óleos encontradas sobre o embasamento cristalino na região limítrofe entre as bacias de Almada e Jequitinhonha. A partir das amostras de óleo coletadas no campo, foram feitas análises geoquímicas (Isótopos e biomarcadores) que permitiram definir duas famílias de óleo: (a) Família I, com altas proporções de esteranos C28, predominância do terpanos tricíclico C23 e proporções elevadas do Hopano C29, características de óleos gerados em ambiente marinho carbonático, provavelmente de idade albiana a turoniana; e (b) Família II, com valores δ13C de -26,8, e presença marcante de gamacerano, que sugere uma rocha geradora formada em um ambiente hipersalino, característico do Aptiano. A interpretação das linhas sísmicas possibilitou a definição de um sistema de migração, para os óleos analisados, da rocha geradora até a superfície. O arcabouço estrutural sugere um processo de migração das falhas do rifte para os altos estruturais ao longo de um sistema de falhas NW-SE, encontradas na região associada às zonas de transferência de Ilhéus. A ausência de um selo efetivo favoreceu a migração do óleo até a superfície. A interpretação geológica integrada à caracterização geoquímica dos óleos indica a existência de sistemas petrolíferos ativos e sugere o controle estrutural na distribuição das exsudações de óleo. Adicionalmente, se fez uma caracterização faciológica, palinológica e geoquímica (%COT, RI, %S, isótopos de carbono e biomarcadores) dos sedimentos aflorantes entre as cidades de Ilhéus e Una, que foram associados neste estudo à Formação Rio Doce. A partir da correlação dos afloramentos estudados observa-se que os mesmos representariam a porção mais superior da Formação Rio Doce depositada no Mioceno, segundo as análises palinológicas. Esta deposição ocorreu dentro de uma progressiva tendência de raseamento, no contexto de um trato de sistema de mar alto, onde teriam-se desenvolvido espessos pacotes de folhelhos sílticos de água rasa, intercalados com barras arenosas em um contexto estuarino.

Caracterização do reservatório Marlim por inversão acústica

Exploracionistas tem grande interesse em sistemas turbidíticos, pois em geral estes compõem prolíficos plays exploratórios. No entanto, estes potenciais reservatórios se encontram muitas vezes perto ou abaixo de resolução sísmica. Dessa forma, no processo de inversão, é importante integrar os dados sísmicos com qualidade de resolução obtida a partir do seu pré-condicionamento, para que o resultado final possua características detalhadas das camadas. O pré-condicionamento possibilita melhora na resolução dos dados sísmicos, através da atenuação dos ruídos aleatórios. Como objetivo final, foi realizada a inversão acústica em dados sísmicos post stack, migrados em tempo, a um sistema de turbiditos na Bacia de Campos. O principal objetivo da inversão sísmica é transformar o dado de reflexão em propriedades petrofísicas quantitativas. A inversão para impedância acústica é comumente utilizada para predição de porosidade. O fluxo de trabalho proposto foi dividido em cinco estágios principais: pré-condicionamento sísmico do dado 3D, correlação poço-sísmica, construção do modelo de baixa frequência, inversão do dado, e estimativa da porosidade. Os resultados mostraram que o cubo de impedância acústica invertido possui resolução muito superior quando comparado com o dado em amplitude sísmica, possibilitando melhor visualização das feições geológicas do Campo de Marlim. Além de suas limitações, como desconsiderando os efeitos das variações de fluido e variações litológicas complexas sobre a relação porosidade/impedância, o método fornece uma ferramenta confiável para exploração sísmica. Detalhes mais precisos das propriedades petrofísicas podem ser obtidos através de métodos de inversão mais sofisticados, a partir de dados pre stack.