Modelação de um reservatório petrolífero no Campo Gullfaks, Noruega

Abstract

Ao longo dos anos tem havido grandes inovações nos métodos de aquisição sísmica, sendo a mais comum a aquisição de sísmica de reflexão 3D. Neste trabalho foram usados dados cedidos pela empresa Schlumberger para utilização no software Petrel 2010.2, criado pela mesma empresa. Estes dados incluem um bloco de reflexão sísmica 3D com aproximadamente 70,5 km2 e que engloba toda a zona do reservatório, um conjunto de 15 poços com os respectivos logs e check shots, um conjunto de well tops para cada poço e para cada uma das unidades estratigráficas da bacia. Sendo assim, e com pesquisa prévia da geologia da zona em estudo, foi possível, usando o software e todos os dados disponíveis, criar um modelo tridimensional da zona do reservatório do campo petrolífero Gullfaks, no Mar do Norte, Noruega. Primeiro identificaram-se as maiores descontinuidades regionais que marcam as principais unidades sismo-estratigráficas e efectuaram-se as respectivas caracterizações geológicas por correlação com os dados dos poços, pela correlação espacial das principais falhas e através da criação de um modelo estrutural do reservatório. Por último o modelo do reservatório foi populado com propriedades petrofísicas através de aplicação de técnicas geoestatísticas aos dados de poço o que permitiu também a criação de um modelo de contactos de fluidos.

Over the last years, there’s been an improvement in seismic acquisition methods, and the most used is the 3D seismic reflection acquisition. In this work Schlumberger seismic data were used in software Petrel 2010.2. This includes seismic data from a cube with approximately 70,5km2, a set of 15 wells with logs, check shots, and a set of well tops for each well and stratigraphic unit of the basin. So, with a previous knowledge of the study area was possible with all the data and the software build a tridimensional model for the reservoir in Gullfaks oilfield in North Sea, Norway. Firstly the main stratigraphic units and these geological features were identified from the correlation with wells data, spatial correlation of the main faults, and the creation of the structural model of the reservoir. At last, the reservoir model was filled with petrophysical properties with geostatistical methods to the wells data, and for that we were able in create a fluid contact model.