Interpretação automática de fácies das formações Taciba e Campo Mourão utilizando métodos de clusterização e padrões de raios gama de poços (Bacia do Paraná), Santa Catarina.

Abstract

As formações Taciba e Campo Mourão são unidades litoestratigráficas do Grupo Itararé (Bacia do Paraná) e apresentam alto potencial para reservatórios de hidrocarbonetos. Essas formações permianas evoluíram em contextos ambientais na borda sudoeste do Continente Gondwana, influenciados por processos glaciais. Diversos projetos de exploração de hidrocarbonetos na Bacia do Paraná têm gerado um grande volume de dados geofísicos e geológicos de poços que permitem pesquisar a estratigrafia da bacia, bem como produzir informações relevantes para estudos petrofísicos, geomecânicos e estratigráficos. Curvas de perfil de poços na Bacia do Paraná (potencial espontâneo, radiação gama, resistividade, sônica e densidade) são utilizadas neste trabalho para identificar as formações geológicas de poços através do reconhecimento de padrões de raios gama e modelos de pseudo-poços. Foram utilizados os poços 1HV-0001-SC, 3HV-0002-SC e 3MC-0003-SC, cujos dados foram tratados e interpretados no software GEOLOG® que gerou modelos utilizando o método MRGC (Multi Resolution Graph-Based Clustering) e curvas “badhole ”e volume de folhelho. Os resultados mostram que dentre as curvas de perfil de poço, os padrões de raios gama foram os que apresentaram melhor correlação, tendo resultados coerentes com a litologia real do poço. Isso, demonstra que o método MRGC se mostrou eficiente na interpretação automática de fácies. Intervalos estratigráficos com anomalias de raios gama indicam quantidades significativas de matéria orgânica no folhelho. Embora os dados indiquem a má qualidade dos reservatórios, os dados de resistividade indicam a presença de hidrocarbonetos.

The Taciba and Campo Mourão formations are lithostratigraphic units of the Itararé Group (Paraná Basin) and have high potential for hydrocarbon reservoirs. These Permian formations evolved in the environmental contexts influenced by glacial processes, southwestern of Gondwana Continent. Some hydrocarbon exploration projects in the Paraná Basin have generated geophysical and geological data from wells that allow researching the basin's stratigraphy, as well as producing data for petrophysical, geomechanical and stratigraphic studies. In this work wells data (spontaneous potential, gamma radiation, resistivity, sonic and density) are used to automatic facies identification by recognition of gamma ray patterns and models of pseudo-wells. 1HV-0001-SC, 3HV-0002-SC and 3MC-0003-SC wells were used, and data were interpreted in the GEOLOG® software to generate models using the MRGC method (Multi Resolution Graph-Based Clustering), “badhole” curves and shale volume. The results show that among the well profile curves, the gamma ray patterns showed the best correlation, and consistent results with the true lithology of the wells. The MRGC method proved efficient to automatic interpretation of facies. Stratigraphic intervals with gamma ray anomalies indicate significant amounts of high-organic matter in shale. Although the data indicates poor-quality of the reservoirs, the resistivity data indicate the presence of hydrocarbons.