Motivering

O Campo de Xaréu possui uma arquitetura controlada por um sistema de falhas normais de idade aptiana (Cretáceo Inferior), e que apresentam reativações no Cenozóico. Os dados sísmicos indicam que as principais falhas possuem direção NW-SE, apresentando mergulhos dominantemente para NE. As falhas exibem um padrão lístrico, com enraizamento em superfícies de descolamento, e afetam principalmente as seções “rifte” (Formação Mundaú) e transicional (Formação Paracuru) no Campo.

O Membro (Calcário) Trairí da Formação Paracuru é o principal reservatório no Campo de Xaréu, onde detém cerca de 44% de seu volu me de petróleo original. Os estudos até então realizados têm evidenciado que o Calcário Trairí constitui um reservatório estruturalmente controlado (Ribeiro et al. 1986; Farias et al. 1998; Antunes et al. 2001b; 2002; 2003). Todavia, uma vez que a distribuição da trama de fraturamento natural no reservatório é pouco conhecida, o fator de recuperação de óleo neste sistema é muito baixo (cerca de 5%).

Os estudos até então realizados na Bacia do Ceará (em particular na Sub-Bacia de Mundaú) por equipes de geólogos e geofísicos da PETROBRAS trazem importantes contribuições, obtidas essencialmente na porção submersa, com interpretações obtidas a partir de dados de sísmica de reflexão 2D e descrição de testemunhos de sondagem.

Em sua maioria, as interpretações efetuadas para a Sub-Bacia de Mundaú (e outras bacias) são baseadas em uma evolução típica de margens passivas distensionais, na qual falhas lístricas desenvolvidas são assumidas, possuindo rejeito essencialmente normal, como em geral ocorre ao longo da Margem Continental Leste Brasileira. No entanto, no contexto transcorrente/transformante, a partir do qual teria se instalado a Margem Equatorial Atlântica, estas falhas devem exibir, de fato, rejeitos oblíquos ou até mesmo direcionais, que são de caracterização mais difícil por seções sísmicas espaçadas. A identificação de um modelo de evolução tectônica diferente daqueles tradicionalmente aplicados pode abrir novas fronteiras exploratórias para este setor da Margem Equatorial Atlântica.

O estudo estrutural detalhado de testemunhos de sondagem pode trazer informações importantes para a caracterização do estilo e cinemática das estruturas no campo petrolífero, cobrindo parte das limitações inerentes aos dados sísmicos, ao melhorar a visão tridimensional. Todavia, esta técnica de análise detalhada dos testemunhos não é, em geral, parte da rotina de descrição na PETROBRAS.

Por fim, o estudo de análogos estruturais de terreno surge como uma outra ferramenta fundamental para a caracterização do quadro tectônico na Bacia do Ceará, propiciando uma correlação entre as estruturas observadas na porção submersa e aquelas na borda continental da bacia. No caso estudado, esta abordagem defronta-se com o problema da inexistência de litotipos aflorantes de idade cretácea, na margem continental, que possam servir de subsídio para modelar a reologia das unidades da bacia, no decorrer do seu estágio evolutivo inicial (“rifteamento” eocretáceo).

Deste modo, a abordagem proposta procurará suprir parte das restrições observadas nas interpretações disponíveis, complementando com novos dados o quadro estrutural do Campo de Xaréu e da Sub-Bacia de Mundaú, com aplicação de novos métodos de caracterização de reservatórios petrolíferos fraturados. O estudo estrutural detalhado é de suma importância para a determinação da distribuição, orientação e densidade das fraturas e sua influência na permo-porosidade do reservatório (com vistas ao aumento do fator de recuperação de óleo no Campo), o que, por sua vez, são informações cruciais na definição de estratégias de perfuração, principalmente no caso de poços direcionais. Toda a temática desenvolvida e os resultados já obtidos vêm sendo utilizados pela PETROBRAS na viabilização de uma categoria especial de poços, denominados multilaterais, que percorrem horizontalmente a rocha- reservatório e em mais de uma direção (figura 1-2), propiciando uma melhor drenagem do óleo contido nas rochas.

FIGURA1-2: Os poços multilaterais são constituídos por duas ou mais pernas horizontais, orientadas em direções distintas,

que partem de um poço convencional vertical. As pernas podem estar localizadas em um mesmo nível (caso em que há apenas um alvo de interesse) ou partir de patamares diferentes, drenando o óleo presente em formações produtoras dispostas em profundidades diversas, que são separadas entre si por camadas de rochas impermeáveis (como o exibido na ilustração). O caso exibido nesta montagem é análogo ao Campo de Xaréu e está localizado na Bacia do Araripe.

Para a execução desta classe de perfuração, é preciso ter um conhecimento razoavelmente sólido quanto a uma série de fatores que vão desde a profundidade do alvo até a orientação e o comprimento ideal das diversas “pernas” (que em número são ao menos duas) dos poços. É neste contexto que o estudo proposto nesta Tese apresenta sua aplicabilidade prática.

A profundidade do reservatório é um dado muito bem conhecido por parte da PETROBRAS. A definição da direção correta e do comprimento ótimo das pernas dos poços dependem do conhecimento com relação à orientação e distribuição das fraturas em profundidade (figura 1-3a), uma vez que os poços devem preferencialmente interceptá-las em alto ângulo e amostrar o maior número possível dessas estruturas. Em adição, é também importante conhecer a direção preferencial de fluxo dos fluidos, condicionada pelos esforços tectônicos recentes, o que auxiliaria na predição de quais fraturas estariam (mais) abertas, facilitando o fluxo de hidrocarbonetos, e quais estariam (mais) cerradas, funcionando, portanto, como barreiras à migração (figura 1-3b). Tais informações são cruciais para os projetos de perfuração; todavia, este tipo de conhecimento no Campo de Xaréu, era até então, relativamente escasso.

FIGURA1-3: Uma das principais informações demandadas pela perfuração de poços multilaterais é o conhecimento com

relação à orientação das fraturas em um reservatório estruturalmente controlado em profundidade, já que as pernas devem interceptá-las em alto ângulo de modo a amostrar o maior número possível destas estruturas. Se, por acaso, o ângulo entre as pernas e as fraturas for mínimo o resultado será um poço seco ou não-produtor, como mostrado em (a). Mesmo que as informações com relação à orientação das fraturas sejam bem conhecidas, se houver mais de uma direção preferencial de fraturamento (o que geralmente é o caso) é preciso saber qual delas é a que melhor drena o reservatório (b), uma vez que as estruturas podem estar abertas em uma dada direção e fechadas em outra.

A demanda da perfuração dos poços multilaterais conduz, pois, a um grande desafio, de vez que a determinação do padrão de fraturamento deve ser efetivada em um reservatório profundo e submerso, sem o auxílio de observações diretas (como aquela disponível em superfície). Em tal caso, é necessário lançar mão da correspondência com análogos de terreno e de dados geofísicos (sísmica de reflexão), de perfis de poços e outras ferramentas, para auxiliar na viabilização do projeto de perfuração.