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Francois Lafferriere, Business Development Director

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20031-143 Centro - Rio de Janairo

Nossa empresa esta oferecendo um uma série completa de serviços e tecnologias para melhorar o entendimento de reservatórios heterogêneos e construir modelos 3D que sejam preditivos com base na integração da informação sísmica e de poços.

Um dos maiores desafios que estamos enfrentando hoje para a caracterização de reservatórios, é a resolução em nossos modelos: a nossa capacidade de identificar sutis variações laterais e verticais de propriedades de reservatório, e como podemos apontar precisamente as potenciais zonas de alta produção e otimizar os custos de perfuração.

Por essa razão, a SIGMA³ tem desenvolvido toda um fluxo de trabalho único, baseado sobre a otimização do uso da sísmica numa escala extremamente fina. Isso passa pela aquisição e processamento sísmico de poço de alta resolução, cálculo de cubo de geopressão integrado em 3D, nova geração de ferramentas de Geofísica de reservatório para criação de modelos 3D, etc..

A era do "óleo barato ou fácil" ficou para trás. Acreditamos que nossa experiência no campo de geociências, com centenas de projetos em mais de 70 bacias em todo o mundo, pode fazer a diferença para nossos clientes na tomada de decisões e otimização das locações de poço, seja para exploração ou produção.

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English Version


Oil & Gas Technology - Brazil Edition; Printed with permission from Cavendish Group International Ltd. June 2013

Nova Metodologia para Caracterização de Fraturas

Reservatórios carbonáticos fraturados exigem novo fluxo de trabalho preditivo para melhorar as atividades de exploração offshore, perfuração e produção

Reservatórios carbonáticos fraturados continuam a desempenhar um papel importante no crescimento da exploração e produção de petróleo e gás mundialmente. Conforme empresas de petróleo buscam oportunidades para melhorar suas atividades de exploração offshore, perfuração e produção, as operadoras são forçadas a abordar múltiplos desafios, como localizar as áreas mais produtivas e rentáveis, diminuir o número de poços de produção, otimizando suas trajetórias para apontar zonas de interesse caracterizadas por propriedades físicas de rochas, como permeabilidade, porosidade, geopressão e densidade de fraturas naturais.

Fraturas desempenham um papel essencial nos programas de planejamento de perfuração e posicionamento eficiente de poços, especialmente em reservatórios carbonáticos fraturados nos quais características heterogêneas (incluindo variabilidade em taxa de produção de poços, quedas de pressão rápida e fraturas desconectadas que impedem o fluxo) criam desafios específicos para geocientistas e engenheiros. Uma compreensão plena da localização, densidade e orientação das fraturas é essencial. A nossa tecnologia integrada e em tempo real fornece um caminho otimizado para o desenvolvimento de modelos de fraturas naturais baseados no amplo uso da geofísica.

Um modelo unificado para compreensão preditiva de reservatórios
Combinando tecnologia de engenharia e geociências de ponta, os especialistas em serviços integrados da SIGMA³ contam com décadas de experiência no setor. Nosso software exclusivo, CRYSTAL gera modelos geológicos guiados pela sísmica e os dados de poços. Usando nosso fluxo de trabalho de modelagem de reservatório dinâmica em tempo real (RTDM™), dados de completação de poços são visualizados e interpretados em tempo real junto com modelos geológicos, geometrias de poços e previsões de propriedades de reservatórios, levando a melhores decisões de perfuração e melhores resultados para que os clientes possam:

  • Compreender a localização, densidade e orientação das fraturas
  • Desenvolver modelos de reservatórios preditivos que incluam fraturas naturais
  • Perfurar os poços mais prolíficos com localizações otimizadas


Uma qualidade essencial do software CRYSTAL™ é a capacidade de gerar malhas geocelulares 3D a partir de horizontes ( inclusive multi-Z) , e centenas de falhas, que são representadas diretamente no reservatório. Os usuários podem visualizar, editar e manipular atributos, definir propriedades de reservatórios em tempo ou profundidade, e fazer upscaling da malha de reservatório 3D, enquanto mantêm as feições geológicas e planejam trajetórias de poços otimizadas.

Revelando novos detalhes com imagens e inversões de altíssima resolução
Os usuários do software CRYSTAL também podem combinar inversões pre- e pós-empilhamento, além de métodos espectrais para prever propriedades de rochas, redes de fraturas e indicadores de hidrocarbonetos diretamente de dados sísmicos e de poços. Usando o ThinMAN™, uma poderosa técnica de inversão espectral, podem realizar inversão espectral "adaptativa por tempo/espaço", combinando wavelets não estacionárias com algoritmos de otimização para geração de imagens de alta resolução de seus reservatórios (figura 1).


Figure 1: Inversão sísmica de alta resolução calculada em framework falhado. Fluxos de trabalho da SIGMA³ maximizam a resolução e detectibilidade do dado sísmico, enquanto preservam a amplitude para interpretação quantitativa.


Dentro do fluxo de trabalho de modelagem geológica sequencial do SIGMA³, essas técnicas facilitam a identificação e modelagem das muitas fácies e texturas que afetam sutilmente o fluxo e produção de hidrocarbonetos em reservatórios de carbonatos (figura 2). Relações quantificáveis são estabelecidas entre dados sísmicos, tipos de fáceis, propriedades de rochas e, por fim, a produção. Etapas de controle de qualidade independentes, em cada parte do processo de modelagem, garantem o resultado desejado de previsão.


Figure 2: Modelo carbonatico fraturado construído usando o fluxo de trabalho guiado sismicamente desenvolvido pela SIGMA³ que mostra sutis fácies e diferenças de textura, importantes para fluxos de fluidos.


Desenvolvido para otimização de reservatórios fraturados

Um componente essencial da plataforma CRYSTAL, o fluxo de trabalho de modelagem de fraturas naturais contínua (CNFM™) é usado para identificar zonas produtivos de reservatório influenciados por fraturas naturais e prever propriedades definidas por usuários em todo o modelo geológico. O CNFM aproveita-se de uma rede neural exclusiva e estruturada para encontrar e classificar correlações que existem entre grandes volumes de dados de poços, de produção e atributos sísmicos. A rede neural é primeiro treinada em um subconjunto de poços disponíveis (por exemplo, usando interpretação de densidade de fraturas do FMI, etc.) e depois validada através do teste de um subconjunto separado de poços (figura 3).



Figure 3: Mapa de anisotropia mostrando orientação dominante e densidade de fraturas derivadas sismicamente em um nível estratigráfico dentro de células de uma malha geocelular 3D.


A modelagem de reservatório sísmica do CRYSTAL gera modelos 3D de Young Modulus, coeficiente de Poisson, brittleness (fragilidade da rocha) e outras propriedades chaves que afetam a produção. A SIGMA³ utilizou as previsões de CNFM para possibilitar que equipes de engenheiros de produção em todo o mundo realizassem planejamento em nível de campo e alcançasse estimativas precisas de propriedades de reservatórios.

O fluxo de trabalho de modelagem geológica sequencial da SIGMA³ otimiza a integração de geofísica de reservatório com a modelagem de reservatório. Para reservatórios de carbonatos fraturados, isso fornece uma melhor compreensão sobre as interações complexas entra estruturas, texturas, regime de tensão e fraturas naturais. Essas fraturas podem ser exportadas como parte da malha geocelular para uso em simuladores de reservatórios como Eclipse ou CMG, para prever produção do reservatório e de cada poço.

Operadoras de petróleo e gás buscam informações sobre como realizar perfurações e completação de seus poços, maximizar o potencial dos reservatórios e a eficiência operacional em longo prazo durante o ciclo de vida de seus ativos. O uso inteligente de tecnologias sob medida em um fluxo de trabalho de modelagem dinâmica em tempo real fornece às empresas de energia e petróleo a capacidade de aprimorar os esforços de produção, reduzir os custos de completação e perfuração e aumentar a lucratividade. Armados com maior compreensão de seus reservatórios, os ativos podem realizar a melhor seleção para metas de perfuração, design de completação de poços e desenvolvimento de campo em reservatórios fraturados.

Esse artigo foi escrito por Kevin McKenna, vice-presidente de soluções de tecnologia na SIGMA³ Integrated Reservoir Solutions, Inc.