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Integração multiescalar para modelagem geológica

Processo: 20/01305-3
Linha de fomento:Bolsas no Brasil - Pós-Doutorado
Vigência (Início): 01 de agosto de 2020
Vigência (Término): 31 de julho de 2022
Área do conhecimento:Ciências Exatas e da Terra - Geociências - Geologia
Convênio/Acordo: Equinor (antiga Statoil)
Pesquisador responsável:Alexandre Campane Vidal
Beneficiário:Amir Abbas Babasafari
Instituição-sede: Centro de Estudos do Petróleo (CEPETRO). Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas , SP, Brasil
Vinculado ao auxílio:17/15736-3 - Centro de Pesquisa em Engenharia em Reservatórios e Gerenciamento de Produção de Petróleo, AP.PCPE
Assunto(s):Geofísica

Resumo

O reservatório brasileiro de pré-sal (Aptiano) é composto por um conjunto de rochas carbonáticas, cuja distribuição peculiar de gênese e litofácies tem sido intensamente discutida. As fácies principais correspondem a crostas fasciculares de calcita, intercaladas com grainstones e rudstones de fragmentos de crosta retrabalhados e camadas ricas em silicatos magnesianos com esferulitos de calcita. O desafio para a geração de modelos geológicos para os reservatórios do pré-sal está relacionado à ausência de ambientes deposicionais análogos e à dificuldade de mapear as heterogeneidades devido à atenuação do sinal sísmico pela camada de sal. As incertezas quanto à distribuição faciológica do reservatório produzem modelos petrofísicos inconsistentes com os dados de produção. Reconhecer e reconciliar diferentes escalas associadas a dados de diferentes fontes é um aspecto importante da modelagem de reservatórios. Como as propriedades são heterogeneamente distribuídas no espaço, a própria heterogeneidade deve ser expandida para que as medições ajustadas reflitam corretamente a propriedade na escala mais grossa. Isso geralmente é negligenciado, apenas com o aumento tradicional das propriedades, e não sua heterogeneidade. Após mais de uma década de exploração na Bacia de Santos, o Campo Lula, com reservas estimadas entre 6,5 e 8,3 bilhões de barris de óleo equivalente, acumula mais de 95 poços, 4000 amostras laterais e 700 testemunhos, constituindo o maior banco de dados de um campo do pré-sal. Essa grande quantidade de dados permite uma metodologia inovadora para a caracterização de reservatórios, usando uma abordagem de ciência de dados, como geoestatística, aprendizado de máquina e uma abordagem de múltiplas escalas, considerando a enorme quantidade de dados disponíveis. Este projeto de pós-doutorado faz parte de um grande grupo de pesquisa de estudantes de mestrado e doutorado e o objetivo é agrupar e sintetizar os dados de outros projetos. O desafio é aplicar diferentes métodos para integrar a grande quantidade de dados e as diferentes fontes de fácies e caracterização petrofísica, estruturas cársticas, modelagem de falhas e fraturas e interpretação sísmica. (AU)

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