Dias e horas das apresentações
24 setembro 2018
14h30 - Geofísica aplicada nos reservatórios do pré sal brasileiro | by Carlos Jesus
16h30 - Modelagem 3D de Rock Types em Reservatórios Carbonatados | by Maria Olho Azul e Pricilla Souza
25 setembro 2018
14h30 - Características gerais dos carbonatos do pré sal nas áreas de concessão da Petrogal | by Michelle Mepen
16h30 - A importância dos reservatórios siliciclásticos no portfólio da Petrogal| by Patricia Takayama
26 setembro 2018
14h30 - Geofísica aplicada nos reservatórios do pré sal brasileiro | by Carlos Jesus
16h30 - Modelagem 3D de Rock Types em Reservatórios Carbonatados | by Maria Olho Azul e Pricilla Souza
27 setembro 2018
14h30 - Características gerais dos carbonatos do pré sal nas áreas de concessão da Petrogal | by Michelle Mepen
16h30 - A importância dos reservatórios siliciclásticos no portfólio da Petrogal | by Patricia Takayama
A importância dos reservatórios siliciclásticos no portfólio da Petrogal
Por Patricia Takayama
Por muito anos os depósitos siliciclásticos, em especial os turbiditos da Bacia de Campos, representaram os principais reservatórios produtores de petróleo do Brasil. Com a descoberta do pré-sal este cenário tem mudado, e atualmente a produção do pré-sal corresponde a 53,2%* do total produzido no Brasil.
Mas, a Galp estima que ainda há potencial para descoberta de óleo nos depósitos siliciclásticos das bacias brasileiras e tem investido na avaliação de bacias onshore e offshore, sendo elas Potiguar, Barreirinhas, Pernambuco-Paraíba e Parnaíba. A diversidade de ambientes deposicionais, descobertas e desafios serão apresentados nesta apresentação.
*Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP – Julho/2018
Características gerais dos carbonatos do pré sal nas áreas de concessão da Petrogal
Por Michelle Mepen
O objetivo dessa apresentação é mostrar brevemente mapas estruturais e sessões sísmicas onde pode-se observar, a partir das sismofacies e geometria externa, carbonatos de diferentes características, de acordo com seu respectivo ambiente deposicional e efeitos da diagênese;
Geofísica aplicada nos reservatórios do pré sal brasileiro
Por Carlos Jesus
Uma proposta de fluxo de trabalho sobre como combinar atributos geométricos e decomposição espectral híbrida (HSD), para identificar mounds carbonáticos com eficiência, que representa reservatório de boa qualidade na zona do pré-sal brasileiro.
Os “mounds” carbonatos do pré sal brasileiro, como descritos neste trabalho, frequentemente apresentam características sísmicas, tais como alta densidade de falhas, fraturas e baixa amplitude. Para uma melhor identificação desses “mounds” carbonatos e extrair geo-corpos dentro do volume sísmico, nossa metodologia para caracterizar é dividida em quatro estágios: revisão da aquisição de dados sísmicos e visão geral de processamento, pré-condicionamento de dados sísmicos usando filtragem estrutural, cálculo de atributos sísmicos; e classificação de fácies sísmicas.
Enquanto os atributos de coerência e curvatura são usados para identificar zonas de falha e fratura com altas densidades, que representam uma das características mais importantes das zonas carbonáticas de interesse, o emprego de HSD é necessário para discriminar as zonas de baixa amplitude com boa qualidade de reservatório das zonas de argilas de alta amplitude ( não reservatório). Finalmente, uma classificação de fácies multi-atributo é usada para gerar um resultado geologicamente significativo e para conduzir uma extração de geo-corpo final que é calibrada por dados de poço e que pode ser usada como indicação espacial de boa distribuição de qualidade de reservatório para modelagem estática.
Modelagem 3D de Rock Types em Reservatórios Carbonatados
Por Maria Olho Azul e Pricilla Souza
Prever a distribuição da qualidade de um reservatório, é um aspecto critico desde as fases iniciais de qualquer projecto, primeiro para o estabelecimento de um plano de desenvolvimento adequado e posteriormente para optimização da produção durante todo o ciclo de vida do projecto.
Modelos estáticos 3D focam em variações da qualidade do reservatório ao nível da escala do campo e as suas caracteristicas de fluxo devem captar a heterogeneidade ao nivel em que esta poderá ter impacto na produção.
No entanto, os niveis de incerteza em cada fase do projeto, bem como os dados disponiveis para calibração de um modelo, determinam grandemente a abordagem a ser utilizada na caracterização 3D de um dado reservatório.
Muito frequentemente em dominios carbonatados, modelos puramente deposicionais são soluções não unívocas para descrever a qualidade actual da rocha, pois estas tendem a ser fortemente afectadas por processos diagenéticos e propensas a uma alteração extensa das suas caracteristicas primárias.
Geomodeladores frequentemente necessitam balancear entre modelos puramente deposicionais e modelos mais petrofisicos de rock typing que possam ser utilizados como uma aproximação à qualidade actual do reservatório.
Esta é uma componente chave nos fluxos de modelagem de reservatórios carbonatados que a Galp aplica no momento em seus assets do pré-sal da Bacia de Santos.