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Seismic data, borehole image logs, and conventional well logs were used to investigate the distribution and characteristics of paleokarst features in the Aptian carbonates of the Barra Velha Formation in a pilot area of the Santos Basin, Brazil. Multiple seismic attributes were used to enhance details on the seismic data and highlight key seismic parameters including strata deformation and geometry, continuity of seismic events, and fault patterns. The study found that karst structures are controlled by faults and fractures along structural highs, which served as a conduit for the flow of dynamic fluids that dissolved the carbonate materials. Several closed, circular depressions and bright spots identified in the northeastern portion of the study area represent possible sinkhole structures. Epigenic and hypogenic processes due to the action of meteoric water, hydrothermal activity, and intra-formation acidity along regional unconformities in the Barremian-Aptian may have been responsible for the dissolution. Limitations of this study are related to the difficulty of integrating multiple datasets with various scales. However, the higher confidence for the occurrence of the karst features is provided by borehole images at the sub-seismic scale. The findings of this study hold significant relevance for the strategic planning of energy development and carbon sequestration initiatives in the Brazilian continental margins, thereby aiding in informed decision-making.

Orientador: Alexandre Campane Vidal Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências Resumo: A compreensão da tectônica que impacta a subsuperfície é crítica para o sucesso de caracterização de reservatórios de petróleo. Elementos estruturais, como falhas e fraturas, podem definir a distribuição de sedimentos durante a deposição na evolução da bacia e atuar como barreiras ou condutos para o fluxo de fluido, influenciando o armazenamento de hidrocarbonetos. Os dados sismicos permitem detectar esses elementos estruturais. geralmente visualizados como descontinuidades nos refletores sismicos. A interpretação estrutural de reservatórios carbonáticos é particularmente desafiadora devido à alta heterogeneidade, caracterizada pela baixa continuidade espacial e por estruturas de pequena escala, como fraturas sub-sísmicas e características relacionadas a carstificação. O objetivo principal deste estudo foi investigar os elementos estruturais das rocha carbonática do pré-sal através da interpretação de falhas e fraturas. Para isso, foi usado sísmica tridimensional e análise de dados de poços na Bacia de Santos. Com base nesses dados, foi possivel obter informações sobre a morfologia das falhas e a interação entre as estruturas regionais. Nesse sentido, a interpretação foi feita utilizando técnicas de processamento sísmico e atributos sísmicos que aprimorou o processo interpretativo. Com base em um fluxo de trabalho sistemático, ruído coerente e randômico do volume sísmico foi removidos. A caracterização das descontinuidades baseada em analise atributos sísmicos permitiu compreender entender a deformacao estrutural e a relação entre as estruturas regionais. A orientação das descontinuidades foi fundamental para detectar regiões regioes potencialmente fraturadas. Uma vez selecionados os diversos atributos sísmicos, a análise multi-atributos, baseada em uma rede neural artificial não supervisionada, foi possivel detectar e caracterizaras áreas com alta probabilidade de falha. Na fase de validação, as características estruturais de perfis de imagem de poço calibraram o azimute das descontinuidades sísmicas e o campo de tensões tectônica local, confirmando as tendências interpretadas a partir dos atributos sísmicos Abstract: Understanding the tectonic activity that impacts the subsurface is critical for the successful characterization of petroleum reservoirs. Structural elements, such as faults and fractures, may constrain the sediment distribution during deposition into the basin evolution and perform as barriers or conduits for fluid flow, influencing hydrocarbon storage. These structural elements are commonly detected using seismic data are often imaged as discontinuities on the seismic reflectors. In particular, carbonate reservoirs are structurally challenging due to the high heterogeneity, which often presents low spatial continuity and sub-seismic fractures and karst-related features. The main objective of this study is to increase the scientific knowledge of faults and fractures interpretation in the pre-salt reservoirs based on three-dimensional seismic and well data analysis in Santos Basin. This study provides insights into the fault morphology and the interaction among structures. In that sense, the identification of structural elements was carried out using seismic processing techniques and seismic attributes, which improved the interpretive process. A systematic data conditioning workflow removed coherent and random noise from the seismic volume. The characterization of the structural elements based on seismic attributes allowed understanding the structural deformation and the relation with regional structures. The discontinuities orientation was the key to predicting potential fractured regions. Once we selected the seismic attributes, the multi-attribute analysis approach, based on the unsupervised artificial neural network, characterized the areas with a high probability for fracturing. In the validation stage, structural features from the borehole image calibrated the azimuth of the seismic discontinuities and the local tectonic stress field, which confirmed the main structural trends interpreted from the seismic attributes Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo FAPESP 2020/02039-5

Orientador: Alexandre Campane Vidal Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências Resumo: O interesse nos estudos de reservatórios carbonáticos se deve as grandes reservas de hidrocarbonetos armazenadas nestas rochas. Reservatórios carbonáticos são altamente heterogêneos e complexos devido às características deposicionais e diagenéticas, que afetam a distribuição de porosidade e permeabilidade, tornando sua avaliação uma tarefa difícil. Compreender as diferentes escalas de heterogeneidades que ocorrem nessas rochas é um dos grandes desafios na caracterização dos reservatórios carbonáticos. A integração de dados em multiescala pode ser crítica para melhores resultados na avaliação de reservatórios. Os reservatórios carbonáticos do pós- e pré-sal representam prolíficos plays exploratórios distribuídos ao longo das bacias marginais brasileiras. Neste contexto, foi realizada uma análise de ciclicidade sedimentar e caracterização estrutural utilizando perfis de imagem acústica de poços em reservatórios carbonáticos do pós- e pré-sal das Bacias de Campos e Santos, SE Brasil. O padrão deposicional cíclico é uma característica comum dos carbonatos de águas rasas, marinhos ou lacustres. Entretanto, a detecção de padrões de ciclos sedimentares pode ser desafiadora devido à presença de eventos sobrepostos no registro geológico, que podem representar diferentes ordens de ciclicidade. Desta forma, foi proposto um método de análise espectral multiescala para auxiliar na detecção da ciclicidade sedimentar, utilizando dados de poço de um reservatório carbonático Albiano da Bacia de Campos. Primeiro, foi aplicado o variational mode decomposition (VMD) para decompor os perfis de raios gama em componentes distintos e, em seguida, foi gerado um cyclicity log a partir do mapeamento da frequência instantânea de um componente selecionado. Foram reconhecidas duas ordens hierárquicas de ciclicidade: ciclos de escala métrica, relacionados a variações locais, e ciclos mais espessos, associados a sequências deposicionais. Esses ciclos maiores apresentaram uma boa correlação lateral na área de estudo para as principais unidades estratigráficas. O método proposto também foi aplicado para auxiliar na análise da ciclicidade sedimentar de um reservatório carbonático do pré-sal da Bacia de Santos. Com base em perfis de raios gama espectral foram identificadas três ordens de ciclicidade na sucessão: alta, média e baixa frequência. Os ciclos de média frequência possibilitaram distinguir três sequências dentro do intervalo sag, indicando alternância de períodos úmidos e secos. Os ciclos de baixa frequência foram associados a duas unidades maiores, Sag Inferior e Superior, também reconhecidas em sísmica. Os ciclos de escala maior apresentaram boa correlação lateral e unidades estratigráficas definidas por esses ciclos mostraram bom controle na distribuição de porosidade e permeabilidade. Desta forma, a análise de ciclicidade é uma ferramenta valiosa para auxiliar na caracterização da evolução estratigráfica local e na predição da distribuição das propriedades de reservatório. Por fim, foi desenvolvida uma análise estrutural baseada em ferramentas de imagem acústica para o reservatório do pré-sal. Esta análise fornece informações estruturais sub-sísmicas relevantes, incluindo análise do mergulho (dip) estrutural, avaliação de fraturas e estimativa da orientação do stress local atual. Dentre as feições mais importantes dos reservatórios do pré-sal, foi investigado o padrão de distribuição das fraturas e vugs, que indicaram um controle estratigráfico. A partir de borehole breakouts e fraturas induzidas, a direção de tensão (stress) local foi estimada, bem como sua relação com a orientação das fraturas abertas, devido à importância significativa para o fluxo do fluido. Estes estudos integrados para a caracterização de reservatórios carbonáticos podem contribuir para melhorar a previsão da distribuição das propriedades do reservatório e fornecer condicionantes importantes à modelagem de reservatórios, o que pode reduzir as incertezas associadas à exploração e produção Abstract: The increasing research interest in carbonate reservoirs is related to the large hydrocarbon reserves hosted by these rocks. Carbonate reservoirs are highly heterogeneous and complex due to depositional and diagenetic characteristics, which affect the porosity and permeability distribution and make their evaluation a difficult task. To integrate the different scales of heterogeneities that occur in these rocks is one of the great challenges in the characterization of carbonate reservoirs. Integrating different approaches that address datasets across different scales may be critical for better results in reservoir evaluation. The post- and pre-salt carbonate reservoirs represent prolific exploratory plays distributed along the Brazilian marginal basins. In this context, we performed sedimentary cyclicity analysis and acoustic borehole image structural characterization in post- and pre-salt carbonate reservoirs from the Campos and Santos Basins, SE Brazil. The cyclic depositional pattern is a common feature of marine or lacustrine shallow-water carbonates. However, the detection of sedimentary cycle patterns can be challenging due to the presence of superimposed events in the geological record, which may represent different orders of cyclicity. In this way, we proposed a multiscale spectral analysis method to assist in the detection of the sedimentary cyclicity using well log data of an Albian carbonate reservoir from the Campos Basin. First, we applied the variational mode decomposition (VMD) to decompose the gamma-ray logs into distinct components and, then, we created a cyclicity log by mapping the instantaneous frequency of a selected component. We recognized two hierarchical orders of cyclicity embedded in the geological record: meter-scale cycles, related to local variations, and long-term cycles, associated with depositional sequences. These long-term cycles enabled us to establish a good lateral correlation of the main stratigraphic units across the area. The proposed method was also applied to assist in the sedimentary cyclicity analysis of a pre-salt carbonate reservoir from the Santos Basin. Based on spectral gamma-ray logs, we identified three orders of cyclicity in the succession: high-, medium-, and low-frequency cycles. The medium-frequency cycles enabled us to distinguish three main sequences within the sag interval, indicating humid vs. dry periods. The low-frequency cycles were associated with two major units, Lower and Upper Sag, which were also recognized in the seismic data. The long-term cycles presented good lateral correlation and the stratigraphic units defined by these cycles showed reasonable control in the distribution of porosity and permeability. Thus, the cyclicity analysis is a valuable tool to assist in the characterization of the local stratigraphic evolution and to predict the distribution of reservoir properties. In addition, we developed a structural analysis based on acoustic imaging tools for this pre-salt reservoir. This analysis provides key sub-seismic structural information, including structural dip analysis, fractures evaluation, and estimation of the present-day in-situ stress direction. Among the most important features of the pre-salt reservoir, we investigated the fractures and vugs distribution patterns, which indicated a stratigraphic control. From borehole breakouts and drilling-induce fractures, the in-situ stress direction was estimated, as well as its relationship with the orientation of the open fractures, due to the significant importance to fluid flow. These integrated studies for the characterization of carbonate reservoirs may contribute to improve the prediction of the reservoir properties distribution and provide valuable constraints to reservoir modeling, which may reduce uncertainties associated with exploration and production Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo CAPES 001

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Eddy Ruidiaz Muñoz Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica Resumo: To investigate the effects of reducing total salinity and NaCl in the injection water on carbonate plugs under real reservoir conditions, a set of three coreflooding experiments for each case were performed. The results allowed the identification of the effects of low salinity water injection in oil recovery, and the influence of some rock mineral dissolution or precipitation in the permeability of the porous media. Experiments were performed under reservoir conditions, reservoir core plugs and live oil. The experimental apparatus was designed to mimic a secondary, tertiary and ultimate stage of the oil production. Firstly, the reservoir plugs were cleaned, dried, saturated with formation water and flooded with dead oil to obtain the initial saturation of water. Secondly, the samples were aged for at least two weeks to restore the wettability of the rock. Thirdly, cores were assembled in a hassler core-holder to switch the oil phase, from crude oil to live oil present in the rock, and finally, three brines in each case with different salinities and different concentrations of NaCl were injected in the rock to evaluate its oil recovery in each test. Experiments showed which brine would have the best oil recovery in a secondary stage; however, no additional oil recovery was obtained by the reduction of the total salinity or reduction in NaCl in the injection brine. Values of pressure drop obtained during the test by pressure transducers installed in the apparatus showed a decrease in some cases with the injection of some reduced brine salinity, leading to think that the permeability of the porous media had an increase because of mineral dissolution Abstract: Para investigar os efeitos da redução da salinidade total e NaCl na água de injeção em carbonatos sob condições reais de reservatório, um conjunto de três experimentos de dislocamento forçado para cada caso foi realizado. Os resultados permitiram a identificação dos efeitos da injeção de água com baixa salinidade na recuperação de óleo ea influência de alguma dissolução ou precipitação do mineral na permeabilidade do meio poroso. Os experimentos foram realizados sob condições de reservatório, amostras de reservatório e óleo vivo. O aparato experimental foi projetado para imitar um estágio secundário, terciário e final da produção de petróleo. Primeiramente, as amostras foram limpas, secos, saturados com água de formação e inundados com óleo morto para obter a saturação inicial da água. Em segundo lugar, as amostras foram envelhecidas por pelo menos duas semanas para restaurar a molhabilidade da rocha. Em terceiro lugar, os núcleos foram montados em um porta-núcleo hassler para trocar a fase oleosa do petróleo morto para o óleo vivo presente na rocha e, finalmente, três salmouras em cada caso com diferentes salinidades e diferentes concentrações de NaCl foram injetadas na rocha. avaliar sua recuperação de óleo em cada teste. Experimentos mostraram qual salmoura teria a melhor recuperação de óleo em um estágio secundário; no entanto, nenhuma recuperação adicional de óleo foi obtida pela redução da salinidade total ou redução de NaCl na salmoura de injeção. Valores de queda de pressão obtidos durante o teste por transdutores de pressão instalados no aparelho mostraram uma diminuição em alguns casos com a injeção de salinidade de salmoura reduzida, levando a pensar que a permeabilidade dos meios porosos teve um aumento devido à dissolução mineral Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo Funcamp 01-P-27842/2016