Caracterização geológica e geomecânica dos depósitos carbonáticos e evaporíticos da Bacia do Araripe, NE Brasil

A exploração de hidrocarbonetos em reservatórios naturalmente fraturados tem demandado um enorme esforço da indústria e da comunidade científica para a pesquisa relacionada à caracterização de sistemas de fraturas, devido à importância das estruturas para a previsão de fluxo, recuperação e integridade de reservatórios de petróleo. Este trabalho apresenta a metodologia desenvolvida e os resultados obtidos a partir da caracterização geológica e geomecânica de análogos de reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. A metodologia proposta se baseia na abordagem de diferentes técnicas: aplicação do método de scanline para a caracterização das fraturas naturais; obtenção de dados de resistência elástica com uso do Schimdt Hammer; análise da organização espacial das fraturas; descrição petrográfica; caracterização petrofísica; e construção de modelos geológicos conceituais. Este trabalho foi desenvolvido em rochas carbonáticas (Formação Crato) e evaporíticas (Formação Ipubi) que afloram na Bacia do Araripe. Estas formações foram classificadas respectivamente como análogos de reservatório fraturado e rocha selante. O produto desta pesquisa foi aplicado na construção de modelos geomecânicos estáticos, com base no método de elementos finitos, com o objetivo de produzir simulações numéricas para reservatórios naturalmente fraturados. As principais estruturas identificadas nos calcários laminados da Formação Crato foram as fraturas de cisalhamento sin-sedimentares e, juntas e veios. Na Formação Ipubi as estruturas que ocorrem com maior frequência sãos veios verticais, preenchidos por gipsita e argilas. As fraturas extensionais dos calcários laminados ocorrem preferencialmente em duas direções: set 1 - NW-SE; e set 2 - NE-SW. O set 2 possui maior número de clusters de fraturas e maior strain. Os calcários laminados apresentam porosidade intrapartícula com média de 11% e permeabilidade muito baixa ~0,1 mD o que permitiram classificá-los como um análogo de reservatório não-convencional. A metodologia desenvolvida nesta pesquisa, envolvendo a caracterização integrada de parâmentros geológicos, petrofísicos e geomecânicos de análogos de reservatório carbonático naturalmente fraturado e uma unidade evaporítica capeadora, proporcionou a construção de simulações numéricas (hidromecânica) mais realistas.ANPThe exploitation of hydrocarbons from naturally fractured reservoirs has drawn considerable attention from the fracture characterization research community and industry due to the importance of fractures in the prediction of fluid flow, recovery and reservoir integrity. In this research, we undertake multiscale surveys: application of the technique scanline; using the Schmidt Hammer; analyze the spatial distribution of natural fractures; make petrographic descriptions; petrophysics; and construct a geological model. The results of this work were applied to the geomechanical static models based on a finite element method, which aims to numerically simulate naturally fractured reservoirs. The study was conducted on two geological formations: Crato (laminated limestone) and Ipubi (evaporites), from the Araripe Basin, NE Brazil. In our model, the Crato Formation was considered as a reservoir analogue and Ipubi Formation as a seal. The main structures identified in the Crato Formation were opening-mode fractures (joints and veins) and syn-sedimentary shear fractures. The main fracture set observed in the Ipubi Formation was classified as vertical veins (filled by gypsum and clay). The opening-mode fractures of the Crato Formation strike in two main directions, NW-SE (set 1) and NE-SW (set 2), and are filled by calcite. Fractures of set 2 have a bigger strain and are more likely to be clustered than are the fractures of set 1 (NW-SE). It was also observed that the laminated limestones exhibits petrophysical characteristics (low average porosity of 11% and permeability ~ 0.1 mD) allowing us to classify them as unconventional reservoir analogue. The methodology developed in this research involving an intregrated characterization of geological, petrophysical, and geomechanical data have been used to populate computational models that consider the widespread fracture system in the numerical simulation of naturally fractured carbonate reservoirs