Uma área exploratória teve um único poço pioneiro...

Uma área exploratória teve um único poço pioneiro perfurado, encontrando óleo de boa qualidade. Localizado em águas profundas da Bacia de Pelotas descobriu reservatórios carbonáticos, em maior parte rudstones, diretamente em contato com as geradoras. A dimensão da área de interesse, de fechamento estrutural, é de grande dimensão. Pouco se conhece sobre as características petrofísicas do reservatório. O reservatório foi constatado a −3000m, com espessura total de 60m e contato água óleo a -3050m. A sísmica fornece uma resolução estrutural adequada, com o topo e a base do reservatório claramente definidos, porém apresenta baixa resolução nas reflexões externas. Foram adquiridos neste poço Raio Gama, Porosidade, Neutrão, Sônico, Indução e MDT com amostragem do óleo e da água. A resistividade apresentou altos valores e marcante contato óleo água, a interpretação de porosidade foi realizada pelo par densidade neutrão e apresentou elevada amplitude e variância dos dados. A porosidade é predominantemente baixa. Foram efetuados 30 pontos de mini testes de MDT, dos quais 14 foram secos, sem indicação de permeabilidade.

Nesta fase exploratória serão perfurados mais dois poços visando a obtenção de dados para avaliar a economicidade da descoberta e prosseguir com o projeto.

Dados da interpretação de perfis:

Phie médio: 7%

Saturação de água irredutível: 40%

NTG (Razão espessura do reservatório e total):

60% (utilizando um corte de porosidade de 6% de campos análogo)

50% (com corte de porosidade de 5%)

30% (com corte de porosidade de 7%)

O perfil sônico apresenta sinais da presença de fraturas.

Dados de pré-teste indicam permeabilidade baixa com muitos pontos fechados e outros com permeabilidade muito alta.

A análise do óleo amostrado pelo MDT é leve, sem contaminantes, de 30° API.

Bo=1,2 (Fator de encolhimento do óleo)

RGO= 120 (Razão Gás-Óleo)

Dados de volume vindos do mapeamento sísmico (sísmica 3D processada com migração em tempo):

Volume de rocha do contato água óleo até o topo do reservatório: 2.000 M m3.

a. Com os dados disponíveis e seu conhecimento, crie três cenários: otimista, base e pessimista, indicando as respectivas probabilidades de ocorrência. Calcule o volume de óleo in place para cada cenário e o volume ponderado pelos cenários de incerteza.

Para simplificação apresente todos os resultados em m³.

b. Apresente um plano detalhado de coleta de dados para os dois poços a serem perfurados, incluindo asuíte de perfis, análises de rocha e testes. Descreva o fluxo de trabalho e os softwares utilizados com o objetivo de obter petrofácies para a modelagem 3D do reservatório.

c. Após a modelagem geológica concluída, como é realiza a mudança de escala para o simulador de fluxo?