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2024-Atual
Descrição: Este projeto de pesquisa visa desenvolver metodologias e um aplicativo de interpretação sísmica quantitativa para aprimorar a identificação, a visualização e a consequente caracterização sísmica de reservatórios. Para isto, serão desenvolvidos e implementados métodos de inversão sísmica e classificação Bayesiana de fácies sísmicas. Além dos fluxos principais, serão desenvolvidas rotinas diretamente relacionadas a eles, como estudos de viabilidade para a classificação Bayesiana, resolução sísmica, controle de qualidade e construção de modelos de baixa frequência. Estes métodos serão aplicados em um reservatório administrado pela PRIO, podendo depois ser estendido para outros campos.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci – Coordenador / Fábio Júnior Damasceno Fernandes – Integrante / Francisco Romerio Abrantes Junior – Integrante / João Vitor Alves Estrella – Integrante / Victor Salgado-Campos – Integrante / Joao Pedro dos Prazeres Reis – Integrante / Luiz Fernando Santos da Silva – Integrante / Paula Luiza de Lima – Integrante / Guilherme Oliveira Ramos dos Santos – Integrante / Joyce de Souza Ribeiro – Integrante.

Financiadora: PRIO

2024-Atual
Descrição: O principal objetivo da caracterização de reservatório sísmico é prever as propriedades da rocha e do fluido a partir de um conjunto de medições sísmicas, combinando modelos geofísicos e métodos matemáticos. As inversões sísmicas podem ser divididas em determinística e estocástica. As soluções do problema inverso determinístico são amplamente utilizadas. Entretanto, este tipo de metodologia costuma esbarrar em problemas como a impossibilidade da estimativa de incertezas e no forte enviesamento do resultado pelo modelo de baixa frequência. Para contornar isto, é preferível o uso da inversão probabilísticas, pois ela é capaz de gerar diversas realizações do modelo que buscam descrever as potenciais variabilidades das rochas em subsuperfície. Com isso, a abordagem probabilística fornece uma quantificação da incerteza da solução além do modelo mais provável. Os métodos baseados em ensemble representam uma família de algoritmos estocásticos que atualizam simultaneamente um conjunto de realizações geoestatísticas de modo que as previsões do modelo correspondam aos dados medidos. Essa abordagem é eficiente para problemas inversos não lineares para os quais o cálculo das médias condicionais e das matrizes de covariância do modelo dos dados não podem ser resolvidos analiticamente. O conjunto de realizações posteriores é então usado para prever o modelo mais provável e sua incerteza. Deep learning representa um subconjunto de métodos de aprendizado de máquina em que a solução do problema inverso é inferida a partir de um grande conjunto de dados de treinamento de acordo com abordagens supervisionadas ou não supervisionadas. Deep learning probabilístico refere-se especificamente a algoritmos de aprendizado de máquina que respondem pela incerteza do modelo e dos dados, combinando modelos probabilísticos e redes neurais profundas. Esses algoritmos são baseados em redes neurais profundas que usam camadas probabilísticas que podem representar a incerteza ou modelos probabilísticos que incorporam componentes de redes neurais profundas que capturam relacionamentos complexos entre variáveis e medições. O objetivo deste projeto é desenvolver métodos de inversão probabilísticos baseados em assimilação de dados e algoritmos de aprendizagem profunda de máquinas para prever propriedades elásticas e petrofísicas em reservatórios carbonáticos do pré-sal. Para isso, iremos utilizar a integração de dados sísmicos, perfis de poços, dados de rochas e conhecimentos geológicos.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci – Coordenador

Financiadora: PETROBRAS

2022-Atual
Descrição: Este projeto de pesquisa visa realizar uma modelagem numérica petrofísica, integrada com uma modelagem numérica estratigráfica, para entender aspectos deposicionais e características de reservatórios siliciclásticos, presentes no complexo turbidítico da Fm. Carapebus na Área do Parque das Baleias, Bacia de Campos. Para tal, usaremos dois softwares desenvolvidos pela Universidade Federal Fluminense e pela Petrobras, respectivamente, o APPy (Avaliação de Perfis em Python) e o StratBR. Através do primeiro serão reconhecidas as características petrofísicas dos reservatórios turbidíticos, estabelecendo métodos e cutoffs relativos ao volume de argila, à porosidade efetiva, à saturação de água e, finalmente, ao net pay. Esses valores irão popular o volume sísmico 3D e seções 2D, de onde serão extraídas informações relativas aos horizontes sísmicos, principais estruturas, erosões, discordâncias, além de serem aplicados atributos sísmicos, realizar a inversão sísmica e propiciar uma caracterização de reservatórios. Dados sísmicos e de poços alimentarão o modelador StratBR, com a finalidade de reconstituir os principais controles deposicionais, o tempo decorrido e a influência dos diápiros e muralhas de sal no desenvolvimento do fundo do mar e, consequentemente, na palogeografia que controlou os fluxos turbidíticos. A modelagem estratigráfica, conjugada à modelagem petrofísica, irá salientar as melhores fácies reservatório e o controle da paleotopografia de fundo no desenvolvimento dos complexos de canais e lobos. Essa metodologia poderá ser utilizada em outros intervalos estratigráficos da Bacia de Campos, bem como de outras ao longo da Margem Continental Brasileira, podendo servir como um modelo análogo a outras bacias, conferindo maior robustez e otimizando os esforços exploratórios e de desenvolvimento da produção.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador); Antonio Fernando Menezes Freire; Anderson Peixoto de Franco; Lidia Waltz Calonio; Ana Carla dos Santos Pinheiro; João Vitor Alves Estrella; Mário Martins.

Financiadora: PETROBRAS

2022-Atual
Descrição: O INCT-GP propõe o desenvolvimento de pesquisas integrado com a capacitação de pessoal, para fazer frente aos novos desafios tecnológicos e reduzir a carência de recursos humanos da indústria do petróleo e da academia. A criação do INCT-GP tem permitido a integração de grupos de pesquisa das áreas de geofísica do petróleo, engenharia de reservatórios e áreas afins, otimizando os programas existentes e os recursos necessários à formação de pessoal e ao desenvolvimento da produção científica nas universidades brasileiras. O INCT-GP é estruturado em 4 programas: Programa de Pesquisa, Programa de Formação de Recursos Humanos, Programa de Divulgação do Conhecimento, e Programa de Internacionalização. A equipe atual reúne 50 pesquisadores de 8 instituições de ensino (UFBA, UFPA, UFRN, UNICAMP, UENF, SENAI/CIMATEC-BA, UFPR e UFF) que representam a quase totalidade da experiência da universidade brasileira, na pesquisa e formação de pessoal, direcionados à geofísica aplicada à exploração e estudos de reservatórios.

Participantes: Milton José Porsani (coordenador); Wagner Moreira Lupinacci; Sérgio Adriano Moura Oliveira; Amin Bassrei; Jessé Carvalho Costa; Joerg Dietrich Wilhelm Schleicher; Walter Eugênio de Medeiros; Ivan da Cunha Lima; Francisco Romerio Abrantes Júnior; Antonio Fernando Menezes Freire; Cleverson Guizan.

Financiadora: CNPq

2022-Atual
Descrição: Como resultados principais desse projeto de pesquisa são esperados o reconhecimento e a identificação de gradientes de pressão de poros regionais, característicos dos diversos campos e áreas exploratórias do Pré-sal brasileiro, algo inédito até onde se sabe. Com estes resultados serão confeccionados gráficos de pressão característicos para cada campo de petróleo para identificar seus valores de gradientes e contatos regionais entre fluidos, possibilitando gerar mapas de gradientes de pressão e, com isso, conferir um caráter regional preditivo acerca do tipo e da qualidade dos fluidos encontrados dentro do Polígono do Pré-sal Brasileiro, conferindo maior robustez e otimizando os processos exploratórios e de desenvolvimento da produção.

Participantes: Antonio Fernando Menezes Freire (coordenador).

Financiadora: FAPERJ

2021-Atual
Descrição: O presente projeto propõe o desenvolvimento de abordagens para caracterizar fácies litológicas, unidades de fluxo e propriedades petrofísicas de reservatório utilizando a integração de dados de rocha, perfil e sísmico. A área de estudo serão os reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro Bacia de Santos. Atualmente, estes reservatórios são responsáveis por mais de 70% de toda a produção de petróleo do país e representam uma importante fonte de arrecadação de royalties do Estado do Rio de Janeiro. Os carbonatos do pré-sal são considerados reservatórios complexos e muito heterogêneos. Aliado a isso, eles se encontram em grandes profundidades e sobre uma espessa camada de sal, o que dificulta o imageamento e produção desses reservatórios. Este projeto pretende desenvolver novos métodos para o melhoramento da resolução sísmica e para a construção de modelos de propriedades de reservatórios. A partir das relações estabelecidas entre as fácies litológicas, unidades de fluxo e as porosidades e permeabilidades, elas serão extrapoladas no volume promovendo assim modelos estáticos e dinâmicos mais robustos. Para atingir este objetivo, será realizados estudos de viabilidade e de upscale usando dados de diferentes escalas: amostras laterais, testemunhos, perfis de poços e atributos sísmicos. Este projeto poderá proporcionar um aumento no fator de recuperação em campos do pré-sal, gerando assim um maior valor agregado a exploração e explotação desses reservatórios.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador).

Financiadora: FAPERJ

2020-Atual
Descrição: Dentro da estratégia de crescimento e consolidação das atividades de inovação na UFF, o Programa MAI/DAI tem como objetivos: (1) ampliar a disseminação na universidade da cultura da interação com empresas de diversos segmentos, envolvendo nove Programas de Pós-graduação, número este bastante superior aos dois participantes do Programa CNPq/DAI de 2018; (2) aumentar a competitividade das empresas parceiras através do desenvolvimento de temas inovadores importantes para elas que, pela própria dinâmica empresarial, seria difícil ou mesmo impossível de serem alcançados em desenvolvimentos internos ou projetos curtos de pesquisa ou prestação de serviços; (3) formar profissionais ao nível de doutorado, mestrado e graduação com vivência empresarial cuja adaptação à dinâmica empresarial será facilitada, permitindo a absorção dos bolsistas pelo mercado; (4) facilitar a interação universidade?empresa através da contratação por empresas de mestres e doutores, o que facilita o diálogo e entendimento mútuo no desenvolvimento de projetos de inovação e (5) tornar a UFF em geral e particularmente os Programas de Pós-Graduação participantes mais conhecidos e conceituados na interação universidade-empresa. A metodologia a ser adotada no desenvolvimento dos projetos se baseia em uma constante interação do bolsista e do orientador acadêmico com a empresa parceira. Além do cumprimento das obrigações inerentes aos respectivos programas de pós-graduação, serão estabelecidos, em conjunto com as empresas parceiras, antes do início do desenvolvimento de cada projeto, objetivos e metas específicas relativas ao desenvolvimento da inovação nas empresas. As metas e resultados esperados no Programa são, além da concretização dos objetivos já descritos anteriormente: (1) desenvolvimento e implantação nas empresas das inovações pretendidas dentro do prazo das bolsas e na qualidade esperada; (2) absorção dos bolsistas do programa pelas empresas parceiras ou por outras empresas do mercado; (3) capacitar os bolsistas em Gestão e Empreendedorismo através da participação dos mestrandos e doutorandos no curso de Empreendedorismo e Inovação para Cientistas e no caso dos graduandos no Minor de Gestão e Empreendedorismo, abrindo oportunidades para esses profissionais no futuro se tornarem empreendedores; (4) estreitamento da relação com as empresas parceiras, viabilizando novos projetos de PD&I e (5) ampliação da interação da UFF em geral e dos Programas de Pós-Graduação participantes com empresas. A estratégia de atração e captação das empresas baseou-se em alguns critérios básicos: (1) interação prévia com os Programas de Pós-Graduação no desenvolvimento de algum tipo de projeto, seja de pesquisa, consultoria ou serviços ou contato de ex-alunos; (2) perfil inovador das empresas parceiras, seja através de desenvolvimentos próprios ou em parceria com terceiros; (3) empresas nacionais, a maioria de pequeno e médio porte, com perfil de crescimento movido pela inovação.

Participantes: Ricardo Henriques Leal (coordenador); Wagner Moreira Lupinacci; Vanessa da Costa; Livia Lovatte.

Financiadora: Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq)

2020-Atual
Descrição: Este projeto de pesquisa visa aprimorar a identificação, a visualização e a consequente caracterização de reservatórios carbonáticos nos campos de Búzios e Mero da Bacia de Santos, através da integração de dados de rocha-perfil-sísmica e análogos. Para tal fim, o presente estudo propõe o desenvolvimento de fluxos de trabalho, utilizando ferramentas de pré-condicionamento de dados sísmicos, atributos sísmicos, modelos de física de rocha, técnicas geoestatísticas e aprendizagem de máquina, calibrados com dados de rocha e de perfis de poços e com o conhecimento geológico.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador).

Financiadora: Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq)

2019-Atual
Descrição: O volume de descoberta de petróleo nas seções sedimentares, abaixo da camada evaporítica na Bacia de Santos, representa a descoberta de recursos mais significativa da última década. De acordo com o conhecimento atual das rochas brasileiras do Pré-sal, as principais litologias dos reservatórios do Pré-Sal são microbialitos, que foram depositados em águas hipersalinas rasas e apresentam porosidades variando entre 9% e 12% com permeabilidades médias de 100 mD (baseado em dados de teste de formação). Nesta província, os reservatórios de Coquina foram descobertos mais tarde e também estão se tornando reservatórios muito importantes. Colunas de óleo de até 400 metros sem contato óleo/água detectável foram perfuradas em alguns poços nesta bacia e alguns poços apresentam um índice de produção de 40 . A área de ocorrência desses reservatórios é denominada Alto Externo de Santos. Esta área tinha um potencial inicial recuperável estimado de 60 bilhões de barris de óleo equivalente (Carminatti, Wolff e Gamboa, 2008). Além dos microbialitos, também foram encontrados excelentes reservatórios de coquina em alguns desses campos. No entanto, a caracterização sísmica desses reservatórios ainda precisa ser melhorada, assim como as relações estratigráficas e a distribuição espacial dos microbialitos e coquinas ainda precisam ser determinadas. Neste projeto, investigaremos a caracterização e as relações estratigráficas entre esses reservatórios usando ferramentas sísmicas multiatributos, integradas com dados de rochas. Uma grande variedade de rochas calcários foi recuperada de vários poços nesta área de estudo e indicam que, além das mudanças batimétricas locais no terreno, possivelmente atividade vulcânica e hidrotermal adicional coeva com a deposição de calcários foi responsável pela origem e alterações de fácies destes reservatórios. A erosão e intemperismo desses reservatórios também parece ter desempenhado um papel importante na geração de porosidade secundária. Características dolina-like e intervalos void podem ser identificados a partir de dados sísmicos, indicativos de processos de formação de cavernas foram encontrados em alguns poços. É uma afirmação justa dizer que, mesmo com essa magnitude de produção potencial, a natureza exata desses reservatórios ainda está em discussão. Assim, a caracterização sísmica, associada a características petrológicas específicas dessas rochas, representa um importante parâmetro necessário para a produção futura desses reservatórios. Este projeto de pesquisa tem como objetivo melhorar a identificação e caracterização dos reservatórios carbonáticos do pré-sal, utilizando uma abordagem integrada entre as rochas perfuradas, perfis de poço e volumes sísmicos em associação com os análogos modernos. Um método de análise de fluxo de trabalho será desenvolvido usando atributos sísmicos e modelagem de física de rocha, calibrados por amostras laterais e testemunhos, e também pela comparação com análogos modernos. Ênfase será dada para desenvolver uma compreensão dos ambientes deposicionais da coquina (Formação Itapema) e dos microbialitos (Formação Barra Velha). A fronteira entre estas duas formações será estudada em detalhe.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador); Luiz Antônio Pierantoni Gamboa; Antonio Fernando Menezes Freire; Rafaella Antunes; Igor Lima de Jesus; Raquel Macedo Dias; Tuany Younis Abdul Fatah; Eberton Rodrigues de Oliveira Neto; Mariana Bittencourt Seabra Lebre; Maíra Cordeiro do Carmo; Thiago Rebeque Carvalho dos Santos; Bernardo Peluso Erthal De Souza.

Financiadora: EQUINOR

2019-Atual
Descrição: Os reservatórios do pré-sal são complexos e heterogêneos. Sua deposição é principalmente governada por processos físicos e químicos mistos, que consequentemente afetam as distribuições de fácies, porosidade e permeabilidade. Este projeto tem como objetivo propor novas metodologias a partir do uso de técnicas avançadas de modelagem de processos geológicos, classificação de sismofácies utilizando algoritmos de redes neurais, inversão sísmica e geoestatística para a modelagem de fácies, porosidade e permeabilidade dos reservatórios carbonáticos do pré-sal, Bacia de Santos.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador); Francisco Romerio Abrantes Júnior; Danilo Jotta Ariza Ferreira; Thais Mallet Castro; Carlos Seabra; Vitor Leal de Mello; Pedro Henrique Cunha de Macedo; Débora Barreto; Raisa Carvalho da Silva.

2019-Atual
Descrição: Técnicas que relacionam a razão das concentrações de carbono orgânico total e nitrogênio total (COT/NT) e a assinatura dos isótopos estáveis de carbono orgânico (delta13Corg) e nitrogênio (delta15N), presentes na matéria orgânica (MO), são amplamente aplicadas para inferir a origem da MO nos sedimentos marinhos quaternários. A relação entre o conteúdo de COT (% em peso) e o conteúdo de NT (% em peso) dá uma ideia tanto da produtividade orgânica marinha como da contribuição do material orgânico continental e, combinada com a assinatura de delta13Corg e delta15N (? VPDB), fornecem inferências sobre a proveniência da MO nos sedimentos. Apesar disto, este comportamento geoquímico é desconhecido em rochas mais antigas. O objetivo principal deste trabalho é aplicar esta técnica em rochas do Fanerozoico da Bacia do Parnaíba, a fim de conhecer o comportamento geoquímico dos parâmetros COT/NT, delta13Corg e delta15N. Para tal fim serão utilizadas amostras de calha de poços dos campos de Gavião Real e Gavião Branco, fornecidas pela ANP, e afloramentos das seções pelíticas das formações Codó, Pimenteiras e Longá. A aplicação desta técnica irá resultar na construção de uma curva aproximada (proxy) de variação do nível do mar, com base em dados qualitativos, na medida em que é possível se fazer uma associação entre o aporte de material orgânico continental e o aporte de sedimentos siliciclásticos provenientes de descargas fluviais, principalmente em períodos de mar baixo ou de intensa pluviosidade no continente. Especificamente, o estudo objetiva identificar superfícies estratigráficas em seções lamosas, nas quais as interpretações estratigráficas são escassas e baseadas apenas em registros de perfis de poços, geralmente homogêneos nestas seções, ou em dados bioestratigráficos, nem sempre disponíveis devido à dispersão e a diluição sedimentar.

Participantes: Antonio Fernando Menezes Freire (coordenador); Cleverson Guizan Silva; José Antonio Baptista Neto.

Financiadora: PETROBRAS

2018-Atual
Descrição: Este projeto de pesquisa visa melhorar a identificação, visualização e posterior caracterização dos reservatórios turbidíticos arenosos de baixa permeabilidade do Membro Caruaçu da Formação Maracangalha, particularmente encontrados nos Campos de Cexis (CX), Cantagalo (CGL), Massapê (MP) e adjacências, na Bacia do Recôncavo, através da aplicação de conceitos de estratigrafia de sequências de alta resolução, identificando eventos turbidíticos de 3ª e 4ª ordens. Para isto será utilizado o conceito de salto de escala (upscale), com vistas a compartilhar informações oriundas de rocha (testemunho), perfis de poços e dados sísmicos.Pretende-se identificar as litofácies presentes usando os testemunhos dos arenitos turbidíticos da Formação Maracangalha, no Compartimento Sul da Bacia do Recôncavo, integrando com os dados dos Campos de Massapê (MP), Cantagalo (CGL) e Cexis (CX), em uma primeira fase do projeto. Em paralelo, pretende-se correlacionar estas litofácies com perfis de poços disponíveis e identificar as logfácies que melhor representam as litofácies-reservatório e realizar uma correlação estratigráfica de alta resolução entre estas logfácies interpretadas nas áreas de estudo. Após o condicionamento dos dados, pretende-se correlacionar estas logfácies com dados sísmicos 3D e 2D disponíveis, a fim de identificar sismofácies representativas dos melhores reservatórios e mapeá-las nos volumes sísmicos. Serão mapeadas sismofácies e estruturas da área de estudo com vistas ao cálculo de volume de gás recuperável nestes arenitos de baixa permeabilidade. Nesta etapa serão confeccionados diversos mapas, por evento turbidítico de 3ª e 4ª ordens mapeados, devendo se chegar, como resultado final, a mapas de hPhiSo (altura x porosidade x saturação de óleo), o que é fundamental para o posicionamento dos intervalos a serem canhoneados e para a cubagem do volume recuperável, gerando assim um modelo estático para a área. Esta metodologia integrada poderá ser extrapolada, em uma segunda fase do projeto, para outras áreas da Bacia do Recôncavo, onde situações análogas estão presentes, o que poderá identificadar outras oportunidades exploratórias e de DP para novos empreendimentos. Esta integração de dados e o conhecimento gerado poderá também ser utilizada em outras bacias sedimentares brasileiras similares, representando importante avanço tecnológico para o Brasil, sedento de energia, na medida que seu desenvolvimento ocorre.

Participantes: Antonio Fernando Menezes Freire (coordenador); Wagner Moreira Lupinacci; Fernando Vizeu Santos; Igor Andrade Neves; Rodrigo Bijani; Mário Martins Ramos; Gabriel Fernando Rocha dos Santos; Yasmin Alves Facchinetti; Carolina Ferreira da Silva; Thais Candido da Silva; Rodrigo Dutra.

Financiadora: PETROBRAS

2017-Atual
Descrição: Os reservatórios do Parque das Baleias (Campos de Jubarte, Cachalote e Baleia Branca, Baleia Azul e Argonauta), localizado na porção capixaba da Bacia de Campos, são majoritariamente arenitos turbidíticos de ambiente deposicional marinho profundo, com idades indo do Santoniano ao Oligoceno Superior. Possuem boas características permoporosas. Além desses, há o reservatório carbonático de ambiente lacustre de Idade Aptiano pertencentes à Formação Macabu, com características permo-porosas medianas e óleo de boa qualidade. Os mecanismos primários de produção do campo são uma combinação entre Gás em solução e Influxo de água. Neste projeto tem como objetivo realizar estudo de classificação de sismofácies utilizando multi-atributos sísmicos. Serão avaliados métodos supervisionados e não-supervisionados, tanto sobre as superfícies dos topos dos reservatórios, quanto para a individualização dos corpos. Também será realizado um estudo de sensibilidade 4D nos perfis geofísicos, que servirá de estudos posteriores para uma análise e interpretação sísmica 4D, tanto nos reservatórios turbidíticos do pós-sal, quanto nos reservatórios carbonáticos do pré-sal.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador); Antonio Fernando Menezes Freire.

2016-2020
Descrição: O objetivo geral do estudo visa construir uma nova metodologia de fluxo de trabalho para a visualização, inversão e interpretação de dados sísmicos em regiões de mar profundo entendendo a natureza dos fluidos encontrados nas seções sísmica na região do pré-sal. Recentes metodologias de modelação e caracterização de reservatórios HC recorrem ao estabelecimento de ligações entre alguns atributos sísmicos e propriedades petrofísicas dos reservatórios tendo como base a correlação entre estas e as propriedades acústicas e petro-elásticas das rochas que os constituem. Propõe-se também, criar um fluxo de trabalho para melhorar a visualização e posterior caracterização dos reservatórios carbonáticos encontrados no pré-sal brasileiro. Os modelos físicos, do ponto de vista do intérprete, a serem desenvolvidos serão validados através da resposta sísmica, modelos geológicos, interpretação de dados petrofísicos de poço, dos modelos de velocidades, e da geração de atributos de inversão AVO e integrados com os dados estruturais do substrato da bacia e dos depósitos sedimentares. Para a execução da pesquisa, os dados sísmicos serão pré-condicionados para a remoção de ruídos gerados na aquisição.

Participantes: Luiz Gamboa (coordenador); André Luiz Ferrari; Wagner Moreira Lupinacci; Igor de Andrade Neves; Danilo Jotta Ariza Ferreira; João Paulo Rodrigues Zambrini; Claudio Rabe; Carlos da Silva Claudino; Camilo Iván Ordóñez Aristizábal; Paulo Buarque de Macedo Guimarães; Rafael Pinto Cherene Viana; Alice Selles.

Financiadora: GALP

2015-2020
Descrição: Os Campos de Linguado, Pampo e Badejo estão associados ao Alto Estrutural de Badejo, pertencendo ao trend petrolífero Badejo-Linguado-Pampo. Os principais reservatórios desses campos são os carbonatos Albianos da Formação Quissamã e as coquinas da Formação Coqueiros. A Formação Quissamã teve a sua sedimentação condicionada a um ambiente de plataforma rasa e a rocha reservatório é principalmente composta por grainstones e packstones, contendo oólitos, oncólitos, pelóides e raros bioclastos. Já a Formação Coqueiros pertence a fase rifte da bacia e foi depositada num ambiente lacustre. Nesta formação são reconhecidos dois níveis principais de reservatórios carbonáticos lacustres de coquinas de bivalves: coquina superior e coquina inferior. Este estudo tem como objetivo propor novos fluxo para a caracterização de reservatórios carbonáticos, a partir da utilização de técnicas de pré-condicionamento de dados sísmicos e de inversão sísmica e a realização de upscales para a integração de dados rocha, perfil e sísmica. Também serão realizadas análises comparativas dos ambientes deposicionais e das características dos reservatórios das Formações Quissamã e Coqueiros, tendo como foco encontrar áreas ainda não exploradas e melhorar o fator de recuperação nestes campos.

Participantes: Wagner Moreira Lupinacci (coordenador); Cleverson Guizan Silva; Antonio Fernando Menezes Freire; Danilo Jotta Ariza Ferreira.