Modelagem faciológica de reservatórios petrolíferos de morfologia intrincada com geoestatística multiponto

Abstract

O amadurecimento, declínio e exaustão dos reservatórios petrolíferos comuns têm forçado a expansão das fronteiras exploratórias na indústria do petróleo em direção a projetos com contextos geológicos desafiadores ao mesmo tempo em que a economia torna-se cada vez mais marginal. Um dos desafios é mapear os tipos de rocha, ou fácies, de corpos geológicos compostos por elementos de geometria complexa dos reservatórios que deverão suprir a cada vez crescente demanda pela commodity. Um dos empregos do mapa de fácies é ser uma das entradas da simulação de fluxo, que subsidia relevantes estudos e tomadas de decisão durante o desenvolvimento do campo de petróleo, como por exemplo a otimização da quantidade e posição dos poços produtores e injetores. Um aspecto importante nas simulações de fluxo é como corpos geológicos com características permoporosas diferentes estão conectados entre si. Porém, como obter o mapa desses corpos intricados em face da incerteza proporcionada pelos dados esparsos de poços e de levantamentos sísmicos com resolução não muito menor do que os corpos que se pretende modelar? Este trabalho tem por objetivo responder essa questão avaliando a geoestatística multiponto para gerar, a partir dos dados disponíveis na fase exploratória, mapas equiprováveis de fácies de litotipos de um reservatório de petróleo. Foi empregado o algoritmo conhecido por SNESIM para executar simulações condicionadas a dados como perfis de poços, interpretações geológicas e levantamentos sísmicos, onde a forma dos elementos arquiteturais (ex.: canais distributários) foi reproduzida. Foram também apresentados e aplicados diversos controles de qualidade sobre as realizações e os resultados julgados satisfatórios. Este trabalho conclui que a geoestatística multiponto aproxima mais a modelagem geoestatística das geociências assim como acrescenta reprodução de geometrias e relações espaciais entre as fácies à capacidade de condicionamento aos dados das técnicas mais tradicionais.

The maturing, declining and exhaustion of common hydrocarbon reservoirs started to push the exploratory edge in industry towards projects within challenging geological contexts while economy turns more marginal. One such challenge is to map rock types, or facies, of geological bodies composed by elements of complex geometry in reservoirs due to supply the ever growing demand for the commodity. One application of a lithotype map is to serve as an input to the flow simulation, which subsidizes relevant studies and decision making during the oil field development, for instance, optimizing the number and position of producer and injector wells. One important aspect of flow simulations is how geological bodies with different permo-porosity characteristics are connected with each other. However, how to obtain the map of such intricate bodies in the presence of uncertainty emerged from sparse well data and seismic surveys with resolution not much smaller than the bodies to model? This work aims at answering this question by evaluating multiple-point geostatistics to generate, from data available at exploration phase, equiprobable lithotype maps of a hydrocarbon reservoir. An algorithm known as SNESIM was used to run simulations conditioned to data such as well logs, geological interpretation and seismic surveys, where the shapes of architectural elements (e.g.: distributary channels) were reproduced. Several quality controls were also presented and applied on the realizations and the results were deemed satisfactory. This work concludes that multiple-point geostatistics brings the geostatistical modeling closer to the geosciences as well as adds geometry reproduction and spatial relations between facies to the data conditioning capabilities of the more traditional simulation techniques.