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O Campo do modelo em estudo tem uma área aproximada de 44km², com profundidade média de 200m, óleo pesado, viscosidade superior a 800 cp e Grau API entre 14 e 17º.

Com o objetivo de dar suporte a um projeto de injeção contínua de vapor, no Nordeste do Brasil, em malha de 141m, foi elaborado um estudo piloto de injeção contínua, com dois five spot (malha de cinco pontos) invertidos.

Na revisão de todos os dados disponíveis do reservatório, observa-se o topo, a base e os contatos óleo/água, bem como a elaboração de novas seções estratigráficas, a atualização na interpretação de perfis e a migração dos dados do software Logcalc 2.5 para o PetroWorks (versão 1998.5), fazendo a modelagem geoestatística.

A área escolhida para montagem do modelo e caracterização geológica foi aumentada com a finalidade de minimizar imprecisões nas bordas do modelo, totalizando 76 poços. Para a modelagem geoestatística, foram utilizadas 24 camadas.

Os estudos fizeram uso de testemunhos (540m analisados) descritos, texturas e estruturas sedimentares, intercalado com argilitos típicos. O reservatório era subdividido em 16 litofáceis sedimentares, sendo a zona escolhida, após análises e correlações rocha-perfil, a com melhor porosidade e permeabilidade para o projeto de injeção contínua.

4.2.1 Caracterização quantitativa dos reservatórios

Com base nos históricos de produção nos perfis elétricos radioativos e injeção nos poços do campo, foi feita a caracterização da zona do modelo utilizado neste estudo. Foram determinadas três eletrofáceis: a “1”, com os melhores reservatórios, a “2”, com reservatórios

secundários e a “3”, relativo aos selantes. Por características análogas a um campo vizinho, foram estimadas as permeabilidades horizontais.

Os parâmetros para a zona em estudo foram as porosidades efetivas superiores a 19% e a diferença entre as leituras dos perfis neutrão e as densidades inferiores a 4%.

4.2.2 Interpretação dos perfis

As interpretações quantitativas dos perfis foram feitas por meio do software da Landmark (PetroWorks 1998.5), que corrigiu as curvas originais conforme as ferramentas utilizadas, baseando-se nos parâmetros obtidos dos poços durante a perfuração.

Para tanto, foram determinados valores médios que afetaram a interpretação, procedeu-se o cálculo dos volumes de argila, o modelo mineralógico considerado foi de 2,65

3 / cm

g para obtenção dos valores de porosidade efetiva e para o cálculo das saturações de

óleo. Foram utilizadas as equações de Waxman-Smits, normalizadas em conjunto com o método da saturação de zona invadidas.

Os valores de fator de cimentação (m), coeficiente de tortuosidade (a) e expoente de saturação (n) utilizados foram: m=1, a=2 e n=2 (dados para reservatórios arenosos, encontrados normalmente nos livros sobre reservatórios).

4.2.3 Modelagem geoestatística

A modelagem foi elaborada por meio do software Isatis, procedendo à correção dos dados iniciais através da reinterpretação dos perfis disponíveis.

Os cálculos e a modelagem dos variogramas experimentais, relativos às eletrofáceis consideradas as propriedades petrofísicas do reservatório, foram utilizados para a geração de mapas de isoproporções para cada eletrofáceis estudada e analisada em conjunto com os dados disponíveis do campo.

Neste estudo, foram encontradas direções preferenciais (resultado da injeção de vapor), sendo definida a direção N60W como a de maior continuidade espacial e a direção N30E como a de menor continuidade (observar que no modelo os dados estão rotacionados de 45 graus no sentido horário). Para melhor avaliação, foram gerados vários semi-variogramas

horizontais, em muitas direções, confirmando mais uma vez uma continuidade maior na direção N60W.

A quantificação das heterogeneidades do reservatório foi feita em poços com distância mínima de 70m, ou seja, sem muita precisão. As heterogeneidades devem ocorrer em distâncias menores que esta.

O problema foi resolvido com estudos e análise dos semi-variogramas em quatro poços horizontais (do mesmo campo), principalmente em um dos poços perfurados na maior direção de continuidade (N60W), no qual foi definido um alcance de 30m. Esses resultados foram utilizados no ajuste do modelo.

Não foram feitos os semi-variogramas das permeabilidades horizontais. Foi feita uma co-simulação entre porosidade e permeabilidade, sendo a porosidade considerada como uma variável secundária, dispensando os semi-variogramas relativos às permeabilidades. Já nas direções verticais e horizontais, foram feitos vários semi-variogramas, obtendo mais uma vez resultados que indicaram maiores continuidades na direção N60W.

Para a definição do grid ou malha de simulação, levou-se em conta a geometria da malha de perfuração. Para a demarcação das dimensões horizontais e do número de blocos a serem simulados, foi utilizada uma área de aproximadamente 2,2km2, totalizando 76 poços, com espaçamento mínimo de 70 metros.

Foi definida uma malha tridimensional de 64 células nas direções leste e norte e 24 (layers) camadas, com dimensões de 23,3m x 23,3m no plano horizontal e na direção vertical, variando de 1,1m a 2,0m.

No reservatório do modelo, devido às grandes heterogeneidades, foi feita a modelagem estocástica das eletrofáceis, encontrando as eletrofáceis 1 (melhores reservatórios), igual a 59,3%, as eletrofáceis 2 (reservatórios secundários), igual a 18,2%, e as eletrofáceis 3 (selante), igual a 22,5%. Elas apresentaram-se lateralmente muito descontínuas, porém, não ultrapassaram a dimensão de 500m. Os melhores reservatórios estão homogeneamente distribuídos na seção vertical.

Concluindo, os resultados obtidos pelas simulações das eletrofáceis estão de acordo com o modelo geológico, principalmente quanto à continuidade lateral dos reservatórios e dos selantes.

Para as simulações das propriedades petrofísicas, considerando-se as distribuições das eletrofáceis para os selantes, foi adotada a de 13,5% de porosidade, permeabilidades em 0,01md, devendo essas rochas serem consideradas no estudo térmico, pois absorvem calor, principalmente devido ao seu volume de água conata.

As simulações condicionais foram desenvolvidas utilizando-se de algoritmos Turning Bands e Collocated Cosimulation, relativos às porosidades e às permeabilidades. Os reservatórios apresentam valores de permeabilidade de até 10.000 md nas medidas petrofísicas de permeabilidade, sendo bastante friáveis e de difícil amostragem, o que prejudica a determinação de parâmetros petrofísicos, porém, os resultados foram considerados satisfatórios.

Os mapas necessários à montagem do modelo de fluxo, mapa do topo estrutural da zona, do contato óleo/água e da espessura total da zona, foram gerados através de um algoritmo de krigagem linear.