Modelagem estocastica de facies para caracterização da distribuição espacial das heterogeneidades de reservatorio

Os modelos de fácies permitem ao geólogo entender a gênese e as propriedades do sistema deposicional, tomando possível prever-se a distribuição espacial e qualitativa dos reservatórios de hidrocarbonetos. Dados numéricos associados a esta caracterização espacial possibilitam a quantificação das unidades de fluxo. A transformação de dados geológicos em numéricos, através de técnicas geoestatísticas de modelagem estocástica, é o objetivo deste trabalho. Inicialmente é realizado estudo geológico em reservatórios turbidíticos com a finalidade de fornecer os alicerces para a mOdelagem. Este, começa com o reconhecimento das fácies em poço tipo testemunhado e a correlação destas (lobos canalizados, lobos, franja de lobos e hemipelágica), através de perfis elétricos e radioativos, para todo o sistema deposicional nos 25 poços utilizados. É feita também uma análise das escalas de lieterogeneidades de reservatório, desde a micro até a gigaescala, relacionando-as à definição de fácies. As fácies, pela sua íntima associação com unidades de fluxo, foram utilizadas como variáveis categóricas no tratamento geoestatístico. Todo o estudo variográfico, bem como as modelagens estocásticas, foram realizados em coordenadas estratigráficas. Para a simulação das fácies foi utilizadá a metodologia das componentes principais indicadoras. Apresentam-se os resultados obtidos com três modelos de variogramas: esférico, exponencial e cúbico, e os resultados são comparados com o modelo geológico interpretado. A simulação das propriedades petrofísicas Oporosidade e permeabilidade) é feita respeitando-se os resultados da modelagem de fácies. No caso da porosidade simulou-se com e sem esta restrição sendo utilizada simulação gaussiana seqüencial; para a permeabilidade absoluta foi utilizada a metodologia de Monte Carlo, respeitando-se o resultado da modelagem de fácies. Também foi discutida a transferência de escala de propriedades equivalentes, para os casos simulados, em coordenadas estratigráficas e estruturaisThe genesis and properties of a depositionaI system can be understood by the use of facies modeIs, which permit the prediction of its spatial distribution and reservoir qualities. The qualitative approach associated to nurnerical data allows the quantification of flow units. The method presented herein is intended to translate geological data into nurnerical data by applying geostatistical techniques of stochastic modelling. Geological description of turbidite reservoirs was performed in order to provide the basis for stochastic modelling. Four facies were initially recognized in welI cores: channelized lobe, lobe, lobe fringe and hernipelagic. Then, these facies were then correlated throughout the reservoir by using well-Iog data from 25 welIs. It was also performed reservoir heterogeneity analysis from micro to gigascale. The heterogeneity scales were related to the facies,concept. In this geostatistical treatment, facies were considered as categorical variables, due their dose relation to flow units. The variographic study and stochastic modelling were performed in stratigraphic coordinates. Indicator principal components were used in the modeling of facies. The results were obtained using three variograrn models (spherical, exponential and cubic) and then compared to the geological model. Two simulations were performed for porosity: conditioned and nonconditioned to facies modelling results. In both cases, it was applied a gaussian sequential simulation. Absolute permeability simulation was conditioned to the facies modelling results. In this case, the Monte Cado methodology was applied. It was also presented the upscaling of the equivalent properties in stratigraphic and structural coordinates for the simulated case