Modelo tectono-estrutural dos campos de petróleo Namorado, Cherne e Albacora
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Data
2012
Autores
Aurélio, Stéfanie [UNESP]
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Editor
Universidade Estadual Paulista (Unesp)
Resumo
The main goal in this research is a tectono-estructural characterization of the Cherne, Albacora and Namorado Fields, located at Campos Basin, in order to investigate the relationship between the geologic evolution and the rock´s physical properties of the reservoir, and how they affect the hydrocarbon accumulation in those fields. Well correlations show that the inferior turbidites have a regional lateral continuity. Basic petrophysics analysis, calculated here, shows that the three fields present porosity values that range from 15 to 20%, shale volume range from 26 to 30% and formation water saturation range from 23 to 45%, based on formation water resistivity dada from Albacora Field. Petrophysics maps feature a trend in Albacora Field that increase the porosity values to SE, and in Cherne and Namorado Field the trend increase towards N. Seismic horizons where interpreted between the first appearance of the Namorado Sandstone and the top of Quissamã Formation. This interval presents normal listric faulting, in Cherne and Namorado Field with NWSE and NE-SW direction, and sedimentation trend to NW-SE, in Albacora Field the faulting presents a NNE-SSW and N-S direction, with a sedimentation trend to NE-SW. Seismic attribute maps present amplitude anomalies close to the producing wells, and on Namorado Field, it indicates a potential hydrocarbon accumulation in the NE region. For each field is indicated laboratory tests for a better characterization of the petrophysical properties, since that they don’t form the same reservoir level, therefore, not influencing the water saturation calculation
O objetivo desse trabalho é a caracterização tectôno-estrutural dos campos de Cherne, Albacora e Namorado, pertencentes a Bacia de Campos, com o intuito de investigar a relação entre a evolução geológica do reservatório e as propriedades físicas da rocha, que favoreceram a acumulação de hidrocarbonetos nestes campos. Correlações entre poços mostram que os reservatórios turbidíticos inferiores tem continuidade lateral regional. Análises petrofísicas básicas, calculadas nesse trabalho, mostram que os três campos têm valores de porosidade que variam de 15 a 20%, valores de volume de argila que variam de 26 a 30% e saturação da água de formação que variam de 23 a 45%, baseado em dados de resistividade de água de formação do Campo de Albacora. Mapas petrofísicos mostram que no Campo de Albacora ocorre uma tendência de aumento da porosidade para SE, enquanto nos campos de Cherne e Namorado a porosidade aumenta com uma tendência para N. Os horizontes sísmicos foram interpretados no intervalo de ocorrência do Arenito Namorado, entre a primeira aparição desse corpo até o topo da Formação Quissamã. Esse intervalo apresenta falhas normais, sendo nos campos Cherne-Namorado com direção preferencial NW-SE e NE-SW e a sedimentação possui uma tendência NW-SE, e no campo de Albacora as falhas apresentam direção NNE-SSW e N-S, com tendência de sedimentação NE-SW. Os mapas de atributos sísmicos apresentam anomalias de amplitude próximas dos poços produtores, e no Campo de Namorado, indicam uma possível área potencial de hidrocarbonetos na região NE. Por não constituírem o mesmo reservatório, é indicado testes de laboratório para cada campo, para melhor caracterização das propriedades petrofísicas da rochas, não influenciando o cálculo da saturação da água
O objetivo desse trabalho é a caracterização tectôno-estrutural dos campos de Cherne, Albacora e Namorado, pertencentes a Bacia de Campos, com o intuito de investigar a relação entre a evolução geológica do reservatório e as propriedades físicas da rocha, que favoreceram a acumulação de hidrocarbonetos nestes campos. Correlações entre poços mostram que os reservatórios turbidíticos inferiores tem continuidade lateral regional. Análises petrofísicas básicas, calculadas nesse trabalho, mostram que os três campos têm valores de porosidade que variam de 15 a 20%, valores de volume de argila que variam de 26 a 30% e saturação da água de formação que variam de 23 a 45%, baseado em dados de resistividade de água de formação do Campo de Albacora. Mapas petrofísicos mostram que no Campo de Albacora ocorre uma tendência de aumento da porosidade para SE, enquanto nos campos de Cherne e Namorado a porosidade aumenta com uma tendência para N. Os horizontes sísmicos foram interpretados no intervalo de ocorrência do Arenito Namorado, entre a primeira aparição desse corpo até o topo da Formação Quissamã. Esse intervalo apresenta falhas normais, sendo nos campos Cherne-Namorado com direção preferencial NW-SE e NE-SW e a sedimentação possui uma tendência NW-SE, e no campo de Albacora as falhas apresentam direção NNE-SSW e N-S, com tendência de sedimentação NE-SW. Os mapas de atributos sísmicos apresentam anomalias de amplitude próximas dos poços produtores, e no Campo de Namorado, indicam uma possível área potencial de hidrocarbonetos na região NE. Por não constituírem o mesmo reservatório, é indicado testes de laboratório para cada campo, para melhor caracterização das propriedades petrofísicas da rochas, não influenciando o cálculo da saturação da água
Descrição
Palavras-chave
Petrologia, Reservatórios de hidrocarbonetos, Geologia estratigráfica, Geologia fisica, Geologia estrutural, Sismologia, Campos, Bacia de (RJ), Petrology
Como citar
AURÉLIO, Stéfanie. Modelo tectono-estrutural dos campos de petróleo Namorado, Cherne e Albacora. 2012. 57 f. Trabalho de conclusão de curso (Geologia) - Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, Instituto de Geociências e Ciências Exatas de Rio Claro, 2012.