GEOLOGICAL SETTINGS AND SEISMIC ATTRIBUTES IN ALBIAN CARBONATES RESERVOIRS - SOUTHWEST OF CAMPOS BASIN (RJ - BRAZIL)

Abstract

ABSTRACT. The importance of carbonates reservoirs in the global oil stage justifies studies aimed to determine the distribution of their physical properties. Moreover, as these reservoirs are considered complex in a geophysical context, it is necessary to reduce the geological uncertainty related to the main reservoir facies distribution. Based on this previous issue, this work outlines a method of obtaining pseudo-physical properties such as porosity (φ) and density (Ï) of two carbonate reservoirs using quantitative analysis of seismic attribute maps. These intervals were delimited by a structural-stratigraphic trap (faults and lateral variation of carbonate facies) at the Albian level from the Southwest of Campos Basin, where an oil producer field is located in a structural high. The reservoirs are of good quality, with an average porosity of 20%, directly calculated from well logs (mainly NPhi). This property features a high variation throughout the field, justified by the heterogeneity of the carbonate rock. Qualitatively, the reservoir distribution was obtained from the integration of structural, isoproperties and seismic attribute maps, which were applied above each reservoir surface maps; among them, the Maximum Negative Amplitude, Maximum Absolute Amplitude and Minimum Amplitude showed a linear relation at the correlation crossplot of density and porosity (R2>0.74). So, such process showed to be successful in characterization of the mentioned properties.

Keywords: porosity, seismic interpretation, carbonates physical properties, well correlation.

RESUMO. A importância dos reservatórios carbonáticos no cenário petrolífero mundial justifica estudos que objetivam determinar a distribuição de suas propriedades físicas. Além disso, como estes reservatórios são considerados complexos de serem caracterizados no âmbito geofísico, é necessário diminuir a incerteza geológica associada à distribuição das principais fácies reservatórios. Com base neste contexto, este trabalho apresenta um método de obtenção de pseudopropriedade, como porosidade (φ) e densidade (Ï), de dois reservatórios carbonáticos com base em análise quantitativa de mapas de atributos sísmicos. Estes intervalos foram delimitados por uma trapa estrutural-estratigráfica (falhas e variação lateral de fácies carbonáticas) no nível Albiano do sudoeste da Bacia de Campos, onde um campo produtor de hidrocarbonetos está situado sobre um alto estrutural. Nesta região, os reservatórios são de boa qualidade com porosidade média de 20%, calculada diretamente de perfis de poços (NPhi). Esta propriedade apresenta alta variação ao longo do campo, justificada pela heterogeneidade da rocha carbonática. Qualitativamente, a distribuição do reservatório foi obtida pela integração de mapas estruturais, de isopropriedades e de atributos sísmicos, os quais foram calculados nos mapas de cada reservatório; entre eles, Máxima Amplitude Negativa, Máxima Amplitude Absoluta e Mínima Amplitude apresentaram uma relação linear nos gráficos de correlação com a densidade e porosidade (coeficiente R2>0.74). Assim, esse processo se mostrou eficaz na caracterização das propriedades mencionadas.

Palavras-chave: porosidade, interpretação sísmica, propriedades físicas dos carbonatos, correlação de poços.