Definição de petrofáceis com base nas principais características petrográficas que controlam a qualidade das rochas sedimentares como reservatórios de hidrocarbonetos

Abstract

Este trabalho visa discutir o conceito de petrofácies de reservatório e sua aplicação para a avaliação da qualidade dos reservatórios de hidrocarbonetos, e para a compreensão dos principais fatores deposicionais e diagenéticos que definem as características das rochas sedimentares. O termo petrofácies é utilizado na literatura essencialmente como forma de agrupar diferentes amostras, litologias ou intervalos com características semelhantes, e é definido segundo parâmetros divergentes, que variam segundo o autor. A composição primária essencial de arenitos e conglomerados, relacionada com padrões de proveniência sedimentar, constitui o parâmetro mais comumente usado para definição de petrofácies em estudos de bacias sedimentares. Na exploração de petróleo, petrofácies foram comumente definidas exclusivamente com base em parâmetros petrofísicos (porosidade, permeabilidade), ignorando as características petrográficas. Outros tipos de agrupamento compreendem petrofácies relacionadas a tipos litológicos, ou a microfácies carbonáticas. O conceito de petrofácies de reservatório foi proposto como uma ferramenta para caracterização e predição da qualidade de reservatórios. Petrofácies de reservatório são definidas a partir da análise sistemática uma série de parâmetros petrográficos que afetam os tipos e a distribuição da porosidade e permeabilidade em reservatórios de hidrocarbonetos e nas litologias não-reservatório associadas. Dessa forma, são definidos grupos que apresentam gênese eou qualidade de reservatório semelhantes. Neste trabalho, foram analisados casos de estudo de unidades das bacias brasileiras do Solimões, da Margem Equatorial, de Sergipe-Alagoas, do Jequitinhonha e de Campos, e da Bacia de Talara, no Peru. Adicionalmente, os conjuntos de dados dos diferentes casos de estudo foram analisados por ferramentas computacionais, como forma de se avaliar modos de definição semi-automática de petrofácies. Essas ferramentas mostraram-se importantes aliadas para a redução do tempo consumido na busca de critérios e na definição de agrupamentos. Este estudo concluiu que as petrofácies de reservatório constituem uma ferramenta robusta para a caracterização e predição da qualidade de reservatórios. Petrofácies de reservatório adequadamente definidas são consistentes quanto aos parâmetros petrofísicos, assinaturas sísmicas e de perfis geofísicos, o que permite a sua integração a modelos geologicamente realistas de reservatórios.

This work aims to discuss the concept of reservoir petrofacies and its application as a tool to evaluate the quality of hydrocarbon reservoirs and to understand the main depositional and diagenetic factors that define the characteristics of sedimentary rocks. The term petrofacies is used in the literature essentially as a way of grouping different samples, lithologies or intervals with similar characteristics, and it is defined according to divergent parameters, which vary according to the author. The essential primary composition of sandstones and conglomerates, related to sedimentary provenance patterns, is the most commonly used parameter for the definition of petrofacies in sedimentary basin studies. In oil exploration, petrofacies were commonly defined solely based on petrophysical parameters (porosity, permeability), ignoring the petrographic characteristics. Other types of grouping comprise petrofacies related to lithologic types, or carbonate microfacies. The concept of reservoir petrofacies was proposed as a tool for the characterization and prediction of reservoir quality. Reservoir petrofacies are defined from the systematic analysis of a series of petrographic parameters that affect the types and the distribution of porosity and permeability in hydrocarbon reservoirs, and associated non-reservoir lithologies. In this sense, groups that present a similar genesis and reservoir quality are defined. In this work were analyzed case studies of units from the Brazilian basins of Solimões, Equatorial Margin, Sergipe-Alagoas, Jequitinhonha and Campos, and from the Talara Basin in Peru. Additionally, the data sets of the different case studies were analyzed by computational tools, in an attempt to evaluate semi-automatic petrofacies definition tools. These algorithms have proved to be valuable allies for the reduction of the time consumed in the search of criteria, and for the definition of groupings. This study concluded that reservoir petrofacies constitute a robust tool for the characterization and prediction of reservoir quality. Properly defined reservoir petrofacies are consistent with regard to petrophysical parameters, seismic signatures and geophysical logs, which allows their integration into geologically-realistic reservoir models.