Dissertações em Geofísica (Mestrado) - CPGF/IG
URI Permanente para esta coleçãohttps://repositorio.ufpa.br/handle/2011/4993
O Mestrado Acadêmico pertente a o Programa de Pós-Graduação em Geofísica (CPGF) do Instituto de Geociências (IG) da Universidade Federal do Pará (UFPA).
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Navegando Dissertações em Geofísica (Mestrado) - CPGF/IG por Linha de Pesquisa "PETROFÍSICA"
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Dissertação Acesso aberto (Open Access) Aplicação de modelos de substituição de fluido em rochas sedimentares oriundas do nordeste brasileiro(Universidade Federal do Pará, 2015-06-06) TROVÃO, Ana Alzira Fayal; FIGUEIREDO, José Jadsom Sampaio de; http://lattes.cnpq.br/1610827269025210Reservatórios carbonáticos correspondem a cerca de 50% dos reservatórios de hidrocarbonetos do planeta. Esse tipo de litologia apresenta diferentes formas de heterogeneidade, que são as principais causas de erros em sua caracterização, podendo induzir resultados errôneos na estimativa dos módulos elásticos das rochas em estado saturado. O presente trabalho objetiva uma análise comparativa dos modelos de substituição de fluidos em reservatório não-convencional do tipo carbonato. Especificamente, analisou-se os processos de substituição de fluido em amostras de rochas provindas do Nordeste brasileiro, sob condições laboratoriais controladas (temperatura, pressão e graus de saturação) sob as perspectivas petrofísicas e ultrassônicas através de modelos de substituição de fluidos convencionais (Gassmann, Biot) e não-convencionais (Brown e Korringa, Muller e Sahay). Foram analisadas seis (6) amostras de rochas carbonáticas e uma (1) rocha arenítica obtendo-se valores de permeabilidade, porosidade efetiva, densidade de grão; além de medidas elásticas de velocidades compressionais (Vp) e cisalhantes (Vs1 e Vs2), na condição de 100% gás, sendo substituída em seguida por água. Previsões teóricas feitas pelos modelos convencionais se aproximaram dos valores experimentais no caso de rochas consideradas homogêneas. Enquanto que predições feitas pelo modelos não convencionais (por exemplo, Muller & Sahay) se ajustaram aos resultados experimentais da maioria das tufas assim como nos calcários.Dissertação Acesso aberto (Open Access) Experimental verification of Hudson and Eshelby-Chen’s effective crack theory(Universidade Federal do Pará, 2015-12-04) HENRIQUES, Jéssica Pena; FIGUEIREDO, José Jadsom Sampaio de; http://lattes.cnpq.br/1610827269025210A modelagem física em escala reduzida de meios fissurados/fraturados em laboratório tem servido como uma ótima alternativa para compreender o comportamento de meios anisotrópicos. Neste trabalho foram realizadas medidas ultrassônicas em amostras com baixas densidades e diferentes razões de aspecto de fissura. O objetivo principal se deu em investigar o comportamento dos parâmetros elásticos (velocidade das ondas, parâmetros de Thomsen ε e γ) e dos coeficientes do tensor de rigidez elástica para meios transversalmente isotrópicos. Comparar os resultados obtidos com as previsões feitas pelos modelos de Hudson (1981) e Eshelby-Cheng (1993) também foi investigado neste trabalho. Foram confeccionadas doze amostras com dois tipos de densidade de fissuras, 5 e 8%. As fissuras que possuem três razões de aspecto diferentes (0,133, 0,1778 e 0,2667) eram formadas por inclusões de borrachas em uma matriz isotrópica homogênea de resina. Além disso, uma matriz puramente isotrópica foi construída apenas por resina epóxi. Dentre todas as amostras, seis (três para cada densidade) possuem apenas um tipo de razão de aspecto (puras), enquanto outras seis (três para cada densidade) possuem três tipos de razões de aspectos diferentes (mistas). Entre as previsões dos modelos, o de Eshelby-Cheng (1993) mostra um melhor ajuste em relação aos resultados experimentais para as amostras puras (para as duas densidades de inclusões). No entanto, nenhum dos modelos prevê com mínima precisão a tendência para as amostras mistas.Dissertação Acesso aberto (Open Access) Rock physics attributes analysis for identification and characterization of fluid content at hydrocarbon reservoirs - revisiting the Viking Graben basin dataset(Universidade Federal do Pará, 2015-04-17) TERUYA MONROE, Jorge Antonio; FIGUEIREDO, José Jadsom Sampaio de; http://lattes.cnpq.br/1610827269025210Na caracterização de reservatórios de hidrocarbonetos, grande parte das metodologias usadas em física de rochas ou sísmica de reflexão são baseados na análise das propriedades físicas de rochas, que no caso da sísmica, estão associados a efeitos anômalos em seções sísmicas. Essas anomalias são, a maior parte do tempo, associadas aos indicadores de fluídos (petróleo, gás e água) no reservatório de hidrocarboneto. Neste trabalho, realizamos um estudo sistemático de caracterização de reservatório de hidrocarboneto no campo Viking Graben do Mar do Norte. Além do dado sísmico, dados de dois poços (poços A e B) também foram utilizados na nossa análise. No entanto, em nossa análise, além de realizarmos análises de AVO, Vp/Vs versus impedância (Ip) e Vp/Vs - Φ foi aplicada a metodologia do ângulo de tendência e uma análise de substituição de fluidos usando o modelo Gassmann também foi realizada nos dois poços. Através da análise de AVO no dado sísmico 2D do campo Viking Graben, foram encontrados três zonas de anomalias cujo os aspectos indicam possíveis locais com a presença de fluidos (gás/óleo) (isto é confirmado pelo dado de poço). Além disso, usando modelos de física de rochas e análise do ângulo de tendência, em alguma região ao longo do poços A e B, mostraram-se a possibilidade da presença de gás de areia.