Integraçao de dados de poços e afloramentos para a caracterizaçao de arenitos fraturados : estudo de caso nos arenitos Vila Velha

Abstract

Resumo: O estudo de rochas em superfície análogas a reservatórios em subsuperfície vem cada vez mais ganhando importância na indústria petrolífera, de modo que heterogeneidades geológicas imperceptíveis em investigações de grandes profundidades possam ser reconhecidas e modeladas. A presente dissertação é um estudo em um reservatório análogo, que promove a integração de dados de poços e afloramentos em um ambiente computacional comum, de modo que possam ser diretamente correlacionados. Os trabalhos foram focados em um platô constituído principalmente por arenitos finos a médios, com intercalações de folhelhos e siltitos, pertencentes à Formação Campo Mourão, Grupo Itararé, da Bacia do Paraná, localizado na fazenda Rivadávia, nas proximidades do Parque Estadual de Vila Velha, estado do Paraná. Os lineamentos estruturais reconhecidos em uma base topográfica de escala 1:50.000 foram traçados e as direções obtidas foram comparadas com os padrões encontrados em escalas de afloramento, mostrando a concordância entre os diferentes dados. A caracterização faciológica teve como base a descrição de testemunhos de sondagens e a delimitação de fácies sobre foto-mosaicos de afloramentos. Outras informações de subsuperfície foram obtidas por poços tubulares perfurados, que forneceram amostras de calhas as quais foram descritas texturalmente e feitas analises granulométricas, gerando curvas de granulometria média e valores de desvio padrão. Os poços também foram perfilados com ferramentas geofísicas como leitores de raios-gama, sônicos e de resistividade. Os valores de porosidades foram obtidos por três técnicas: análise de imagens binárias de lâminas; estimativa por perfis sônicos; e análise laboratorial por injeção de mercúrio. Ao comparar as curvas de desvio padrão, que correspondem ao grau de seleção, com os valores de porosidade, verificou-se que altos graus de seleções correspondem a baixas porosidades. Comparando as curvas de raios-gama com as de granulometrias médias, verificou-se que não existe uma relação direta entre ambas, evidenciando que a primeira delas não pode ser utilizada como um perfil granulométrico, mas apenas litológico. Os dados de afloramentos foram materializados como pseudo-poços ou poços sintéticos, de forma que tiveram coordenadas espaciais e foram tratados da mesma forma que os poços reais. Assim, foram interpolados atributos específicos, como graus de seleção, granulometrias médias e valores de raios gama, sendo representados tridimensionalmente na forma de sólidos, diagramas em cerca e seções longitudinais. A utilização de pseudo-poços como uma ferramenta para a integração de dados de poços e afloramentos mostrou-se eficiente para a caracterização de reservatórios análogos, porém incertezas devem ser levadas em considerações, e entre elas, o conhecimento de que os efeitos telodiagenéticos afetaram as rochas aflorantes e sub-aflorantes, alterando as características originais das rochas enquanto que os mesmos processos não têm muita influência em reservatórios profundos. Palavras Chave: Integração de dados, heterogeneidades de reservatórios, pseudopoços.

Abstract: The study of outcrops analogues to subsurface reservoirs is an important tool in petroleum exploration. This approach is based in the assumption that macroscopic and mesoscopic reservoir heterogeneities cannot be observed in subsurface with usual seismic data. Detailed 3D outcrop survey provides qualitative and quantitative analysis of sedimentological and structural heterogeneities can be evaluated and modeled. The aim of the present work is the application of several tools in the analysis of a reservoir analogue of the Late Paleozoic Itararé Group located in the eastern flank of the Paraná Basin, in southeastern Paraná State. The study was focused in a thick sandstone package that represents the uppermost and better exposed stratigraphic unit of the Vila Velha sandstone. Data base includes 1:10.000 aerial photos, detailed digital topographic models, vertical outcrop sections, architectural photomosaics and geophysical logs and core data from shallow wells. Collected data were organized and integrated in a common computational environment. Based on the general structural trends recognized in 1:50.000 digital elevation models, structural features observed in outcrop were analyzed and correlated with the regional tectonic framework. Models of lateral and vertical facies changes were taken from core and outcrop description, grain-size and sorting profiles and well-log data. Porosity values for selected lithofacies were obtained by binary images of thin sections, sonic log estimation and mercury injection. Some vertical lithofacies variations not detected by the gamma-ray profiles were observed in grainsize curves of most of the wells sampled. A direct relation of sorting profiles and porosity was also verified. The spatial distribution of lithofacies attributes was used to generate pseudo-wells or synthetic wells. Based on these information, several types of data, as grain-size, sorting and mud content, were used to build three-dimensional models, fence diagrams and cross sections. Stratigraphic aspects like depositional patterns and lateral facies changes were also observed. The integration of different data in the analysis of a well-exposed sandstone unit revealed efficient to recognize reservoir heterogeneities. However, direct application of the models in the hydrocarbon exploration is limited because some of the characteristics observed in outcrops certainly resulted from telodiagenetic modifications that did not affected these rocks in subsurface. Key Words: Data integration, reservoir heterogeneities, pseudo-wells.