Banca de DEFESA: ANDERSON HENRIQUE DE MELO

Uma banca de DEFESA de DOUTORADO foi cadastrada pelo programa.
DISCENTE : ANDERSON HENRIQUE DE MELO
DATA : 29/07/2021
HORA: 14:30
LOCAL: Videoconferencia -
TÍTULO:

ANÁLISE ESTRATIGRÁFICA INTEGRADA DO ALBIANO AO CAMPANIANO DA BACIA POTIGUAR: DA ESCALA SÍSMICA À DE RESERVATÓRIOS

PALAVRAS-CHAVES:

Estratigrafia de sequências; escala sísmica; escala de reservatórios; gerenciamento de reservatórios; Bacia Potiguar.

PÁGINAS: 146
RESUMO:

O intervalo estratigráfico compreendido entre o Albiano e o Campaniano da Bacia Potiguar é muito importante do ponto de vista econômico e acadêmico. Contudo, não há para este intervalo um arcabouço estratigráfico em escala sísmica completo e atualizado que descreva as sequências e tratos de sistemas que o compõem. Adicionalmente, em escala de reservatórios, o desenvolvimento dos campos produtores na Formação Açu é baseado em zoneamentos litoestratigráficos que nem sempre representam as heterogeneidades críticas ao fluxo de fluidos nos reservatórios, o que aumenta as incertezas geológicas associadas à caracterização das zonas de produção e ao comportamento de poços produtores. Visando suprir essas demandas, a presente tese tem o objetivo de fornecer para o intervalo estudado um arcabouço estratigráfico integrado, que descreva sequências, padrões de empilhamento e superfícies estratigráficas nas diversas escalas de observação. Em escala sísmica, a análise integrada de dados sísmicos, de poços e bioestratigráficos levou a definição de cinco sequências deposicionais de 3a ordem e seus respectivos tratos de sistemas e superfícies estratigráficas. A Sequência Deposicional 1 compreende depósitos siliciclásticos e carbonáticos de idade albiana. O Trato de Sistemas do Estágio de Queda da Sequência 1 (TSEQ 1) está preservado no cânion submarino C1. O Trato de Sistemas de Mar Baixo da Sequência 1 (TSMB 1) é composto por depósitos fluviais restritos a vales ou não confinados amalgamados, além de depósitos deltaicos. Rochas carbonáticas marinhas (Formação Ponta do Mel) e seus equivalentes fluviais na porção continental representam os Tratos de Sistemas Transgressivo 1 (TST 1) e de Mar Alto 1 (TSMA 1). A Sequência Deposicional 2 compreende depósitos de idade cenomaniana média a inferior. O cânion submarino C2 é preenchido com o TSEQ 2 e com o TSMB 2. Na porção continental da bacia, o TSMB 2 é composto por sistemas fluviais entrelaçados. O TST 2 ocorre em onlap sobre a Superfície de Regressão Máxima (SRM 2) na porção marinha e é representado por depósitos fluviais meandrantes na porção continental. O TSMA 2 ocorre em downlap sobre a Superfície de Inundação Máxima 2 (SIM 2) e tem uma ocorrência terrestre muito restrita. Os depósitos da Sequência Deposicional 3 estão compreendidos entre o Cenomaniano Superior e o Turoniano. O TST 3 ocorre em onlap sobre a SRM 3 nas porções marinhas e é representado por sistemas fluviais e estuarinos no continente. O TSMA 3 ocorre em downlap sobre a SIM 3 na porção marinha e é composto por depósitos carbonáticos e seus correlatos siliciclásticos no continente. As sequências deposicionais 4 e 5 estão completamente inseridas no contexto das rochas carbonáticas da Formação Jandaíra, de idade Turoniana a Campaniana, onde apenas os tratos transgressivos e de mar alto foram interpretados. A Formação Açu, a principal produtora de hidrocarbonetos da Bacia Potiguar, está inserida nas sequências deposicionais 1, 2 e 3 e é fortemente afetada pelas variações laterais e verticais dos sistemas deposicionais, típica dos tratos de sistemas. O arcabouço estratigráfico definido em escala sísmica serviu de ponto de partida para o refinamento estratigráfico em escala de reservatórios de parte da porção continental do TST 2 – nos domínios fluviais da Formação Açu – e de parte da porção marinha do TSMA 1 – nos domínios carbonáticos da Formação Ponta do Mel. A análise integrada de dados de rocha, perfis de poços e de dados produção de um campo maduro de óleo pesado levou à subdivisão do TST 2 em 9 sequências deposicionais de 4a ordem. Estas sequências são ciclos assimétricos onde apenas o trato transgressivo está preservado, sendo composto por uma sucessão de depósitos de canais e planícies fluviais, limitadas no topo por níveis de paleossolo. Os paleossolos são o único registro estratigráfico do evento regressivo de 4a ordem e constituem as feições diagnósticas a partir das quais são interpretadas as discordâncias subaéreas que limitam as sequências. Constatou-se que os níveis de paleossolos e, consequentemente, as discordâncias subaéreas de alta frequência, são correlacionáveis ao longo de toda a área do campo produtor e que controlam o fluxo de fluidos de seus reservatórios, constituindo assim as principais heterogeneidades verticais. Com isso, as nove sequências deposicionais de alta frequência do TST 2, mais o TSMB 2, passaram a representar o zoneamento de reservatórios do intervalo estudado, em substituição às quatro zonas litoestratigráficas anteriores. O novo zoneamento permitiu uma caracterização mais detalhada dos reservatórios, o que resultou em uma melhor representação dos sistemas fluviais em modelos geológicos 3D e na correção de erros de mapeamento. O novo entendimento do fluxo de fluidos nos reservatórios levou ao fechamento de intervalos prejudiciais à produção bem como a identificação de intervalos com óleo remanescente ainda não produzido, responsáveis pelo aumento da vida útil de poços submetidos a injeção cíclica de vapor. Tais resultados não seriam possíveis  sem a utilização do zoneamento cronoestratigráfico de alta frequência e reforçam a importância da estratigrafia de sequências de alta resolução como ferramenta na busca pelo incremento do fator de recuperação de campos maduros. A mesma metodologia foi utilizada no refinamento estratigráfico de parte dos depósitos carbonáticos do TSMA 1 e permitiu a subdivisão deste intervalo em quatro sequências genéticas de 4a ordem. Estas sequências são compostas por tratos regressivos e transgressivos que representam diferentes configurações paleofisiográficas das plataformas carbonáticas com borda, cujo empilhamento compõe a porção marinha do TSMA 1. Embora este intervalo não seja portador de hidrocarbonetos, o refinamento estratigráfico proposto serve como analogia para o estudo e descrição de heterogeneidades estratigráficas em reservatórios carbonáticos marinhos. Por fim, a metodologia multi-escalar utilizada neste trabalho pode ser replicada em outras áreas e intervalos estratigráficos da Bacia Potiguar, bem como em qualquer outra bacia sedimentar, onde resultados similares podem contribuir com a indústria do petróleo tanto em escala exploratória quanto de reservatórios.

MEMBROS DA BANCA:
Presidente - 1161652 - FRANCISCO PINHEIRO LIMA FILHO
Externo à Instituição - CLAITON MARLON DOS SANTOS SCHERER - UFRGS
Externo à Instituição - CLAUDIO RICCOMINI
Externo à Instituição - GUILHERME PEDERNEIRAS RAJA GABAGLIA - PETROBRAS
Externo à Instituição - MAURO ROBERTO BECKER