Textura e distribuiçăo tamanho de poro incorporadas na modelagem de eletrofácies objetivando uma melhor estimativa da permeabilidade em reservatórios carbonáticos

Os constantes avanços na área de aquisição e processamento de perfis RI e NMR geram uma demanda para o desenvolvimento de fluxos de trabalho que permitam incorporar informações relevantes destas ferramentas nos estudos de correlação rocha–perfil, promovendo, desta forma, melhorias na caracterização de reservatórios. Os perfis RI têm sido utilizados para estudos geológicos por várias décadas. Durante todo este período, a identificação de fácies sedimentológicas e/ou estruturais estava limitada somente a uma análise visual do interprete. Nestes últimos anos, esta técnica foi progredindo paulatinamente até incorporar rotinas automáticas que permitiram capturar com alta resolução e, de forma mensurável, características sedimentológicas e estruturais da rocha. Por outro lado, as leituras do perfil NMR independem da densidade mineral e permitem caracterizar o tipo de fluido e porosidade da matriz da rocha. A física de medição desta ferramenta é baseada na polarização dos átomos de hidrogênio, onde a constante do tempo da razão de decaimento de energia (relaxação transversal, T2) é função da distribuição do tamanho de poros e não da litologia. A curva de distribuição do tempo de relaxação T2 permite inferir vários parâmetros dos reservatórios, entre eles a porosidade, permeabilidade, etc. Em conclusão, características sedimentológicas e petrofísicas das rochas, tais como textura e distribuição de tamanho de poro, estimadas nos perfis RI e NMR, respectivamente, fornecem informações valiosas para caracterizar o reservatório, podendo ser incorporadas nos trabalhos de correlação rocha–perfil via inteligência artificial ou técnicas estatísticas. Este estudo foi realizado utilizando dados de laboratório e perfis geofísicos de poço de um reservatório presente em rochas depositadas num ambiente de plataforma carbonática extensa, com mais de 1500 km de extensão ao longo da costa das Bacias de Campos e Santos (Figura 1). A evolução sedimentar desta plataforma foi condicionada por estruturas da seção pré-albiana (Baixo de São Tomé, Altos Internos e Externos, lineamentos NW e NE). A movimentação dos evaporitos foi influenciada pela carga sedimentar, inclinação do substrato e reativações de falhamentos (direção NW/SE), controlando a geometria e distribuição de fácies. Assim, o presente trabalho tem como objetivo principal estabelecer um fluxograma que permita incorporar os perfis RI e NMR nas rotinas de correlação rocha–perfil. Desta forma, pretende quantificar o grau heterogeneidade do reservatório em termos de variação textural nas imagens de poço e distribuição de tamanho de poro no perfil de NMR, para a construção de modelos de eletrofácies que permitam refinar a permeabilidade em reservatórios carbonáticos.