Modelo geomecânico dos reservatórios do pré-sal brasileiro, Bacia de Santos, e sua relação com o regime de tensão, a potencial reativação de falhas e a orientação preferencial de trajetória de perfuração

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Rojas Caro, Daniel Mauricio, 1996-
Data de Publicação: 2022
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
Texto Completo: https://hdl.handle.net/20.500.12733/7666
Resumo: Orientador: Alessandro Batezelli
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spelling Modelo geomecânico dos reservatórios do pré-sal brasileiro, Bacia de Santos, e sua relação com o regime de tensão, a potencial reativação de falhas e a orientação preferencial de trajetória de perfuraçãoGeomechanical model of Brazilian pre-salt reservoirs, Santos Basin, and its relationship with stress regime, potential reactivation of faults and preferential orientation drilling trajectoryGeomecânicaCarbonatosPré-salFalhas (Geologia)Poços de petróleoGeomechanicsCarbonatesPre-saltFaults (Geology)Oil wellsOrientador: Alessandro BatezelliDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de GeociênciasResumo: A modelagem de reservatórios de hidrocarbonetos desempenha um papel fundamental na indústria de petróleo, tanto nos estágios de exploração quanto na produção, cumprindo uma função primordial no gerenciamento dos reservatórios e na otimização dos processos de recuperação. Especificamente, a modelagem geomecânica dos reservatórios carbonáticos é primordial para o seu estudo integral, uma vez que as suas heterogeneidades podem ser mapeadas por meio do caráter elástico, associados às variações espaciais litológicas, mecânicas e petrofísicas. Nessa linha, os reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro representam um desafio ao serem responsáveis por 70% da produção nacional de hidrocarbonetos. Além de serem altamente complexos ao estarem em águas ultra-profundas, possuem um selo criado pela seção evaporítica da Formação Ariri e geologia estrutural complexa pelo efeito da evolução do rifte. Na presente pesquisa, estabeleceu-se a relação entre o modelo 1D geomecânico, dos reservatórios carbonáticos do pré-sal na área piloto do Campo Tupi da Bacia de Santos, com o regime de tensão in-situ, a potencial de reativação de falhas e a orientação preferencial de trajetória de perfuração. Este processo integrou os modelos 1D das propriedades elásticas, de resistência, do critério de falha, da pressão de poro e do campo de tensão e os modelos de falhas e horizontes interpretados com o dados sísmico 3D. Definiu-se a orientação preferencial das tensões in-situ em função dos perfis de imagem. Em seguida, foi possível estabelecer variações nos campos de tensão nas diferentes formações de interesse. Levando a um regime de tensão duplo entre normal/transcorrente para os intervalos de produção da Formação Barra Velha e a Formação Itapema, um regime normal na Formação Piçarras e um regime duplo entre transcorrente/reverso para as rochas ígneas da Formação Camboriú. A integração das falhas e horizontes sísmicos permitiu estabelecer a compartimentalização estrutural da área de estudo em três compartimentos. Esta compartimentalização influenciou diretamente a resposta dos modelos criados tendo variações significativas no comportamento geomecânico entre eles. Somado, a avaliação individual dos modelos criados representou um desafio. Nesta linha, foram implementados os algoritmos de classificação não supervisionada de K-Means Clustering e redes neurais com o objetivo de estabelecer fácies geomecânicas. Com as quais, deu-se um melhor entendimento do comportamento mecânico das rochas in-situ. Na sequência, avaliou-se com aumentos progressivos da pressão de poro os possíveis cenários de reativação de falha no intervalo de produção BVE100 da Formação Barra Velha. Determinando-se uma relação entre esses aumentos de pressão e a profundidade de injeção. E finalmente, identificaram-se as orientações ótimas e inseguras de perfuração em função do campo de tensão e da compartimentalização. Realçando a influência das falhas regionais nestas orientaçõesAbstract: The modeling of hydrocarbon reservoirs plays a key role in the oil industry, both in the exploration and production stages, fulfilling a primary function in reservoir management and in the optimization of recovery processes. Specifically, the geomechanical modeling of carbonate reservoirs is fundamental to their integral study, since their heterogeneities can be mapped through the elastic properties, associated to lithological, mechanical and petrophysical spatial variations. In this line, the carbonatic reservoirs of the Brazilian pre-salt represent a challenge as they are responsible for 70% of the national production of hydrocarbons. Besides being highly complex as they are in ultra-deep waters, and seal created by the evaporitic section of the Ariri Formation and complex structural geology because of rift evolution. In the research, the relationship between the 1D geomechanical model, of the pre-salt carbonate reservoirs in the pilot area of the Tupi Field of the Santos Basin, with the in-situ stress regime, the potential fault reactivation and the preferred drilling path orientation was established. This process integrated the 1D models of elastic properties, strength, failure criterion, pore pressure and stress field and fault and horizon models with the 3D seismic data. The principal orientation of the in-situ stresses field as a function of the image profiles was defined. Following this, it was possible to establish variations in stress fields in the different formations of interest. This leads to a dual normal/transcurrent stress regime for the production intervals of the Barra Velha Formation and the Itapema Formation, a normal regime in the Piçarras Formation, and a dual transcurrent/reverse regime for the igneous rocks of the Camboriú Formation. Added together, with the integration of faults and seismic horizons, it was possible to establish the structural compartmentalization of the study area into three compartments. This compartmentalization directly influenced the response of the models created, with significant variations in geomechanical behavior between them. In addition, the individual evaluation of the models created represented a challenge. For this, the unsupervised classification algorithms of K-Means Clustering and neural networks were implemented to establish geomechanical facies. With which, a better understanding of the mechanical behavior of the rocks in-situ was given. Subsequently, the possible fault reactivation scenarios in the BVE100 production interval of the Barra Velha Formation were evaluated with progressive increases in pore pressure. A relationship between these pressure increases, and injection depth was determined. And finally, the optimal and unsafe drilling orientations were identified as a function of stress field and compartmentalization. Emphasizing the influence of regional faults on these orientationsMestradoGeologia e Recursos NaturaisMestre em GeociênciasFuncamp43325-22[s.n.]Batezelli, Alessandro, 1972-Hartmann, Gelvam AndréVelloso, Raquel QuadrosUniversidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Instituto de GeociênciasPrograma de Pós-Graduação em GeociênciasUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASRojas Caro, Daniel Mauricio, 1996-20232022-11-29T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf1 recurso online (166 p.) : il., digital, arquivo PDF.https://hdl.handle.net/20.500.12733/7666ROJAS CARO, Daniel Mauricio. Modelo geomecânico dos reservatórios do pré-sal brasileiro, Bacia de Santos, e sua relação com o regime de tensão, a potencial reativação de falhas e a orientação preferencial de trajetória de perfuração. 2023. 1 recurso online (166 p.) Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/7666. Acesso em: 3 set. 2024.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/1260526Requisitos do sistema: Software para leitura de arquivo em PDFporreponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)instname:Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)instacron:UNICAMPinfo:eu-repo/semantics/openAccess2023-02-28T16:36:33Zoai::1260526Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2023-02-28T16:36:33Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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