PESQUISADORES DO INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS DA UNICAMP APRIMORAM CONHECIMENTO DAS ROCHAS DOS RESERVATÓRIOS DO PRÉ-SAL

O Instituto de Geociências (IG) da Unicamp está realizando uma   pesquisa para compreender a estrutura e o comportamento das rochas que compõem os reservatórios do pré-sal,  desenvolvida no âmbito do Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC) — um centro de pesquisa financiado pela Equinor e pela FAPESP, com apoio do Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO). O projeto está sendo coordenado pelo professor Alexandre Campane Vidal, que busca aumentar a precisão dos modelos geológicos que representam o comportamento dos reservatórios durante a produção de petróleo, reduzindo as incertezas que ainda desafiam a exploração em ambientes tão complexos quanto os carbonatos do pré-sal. “O objetivo é compreender como a porosidade, a permeabilidade e a composição mineralógica influenciam o fluxo dos fluidos no subsolo“, explica o professor Vidal. “Cada novo dado contribui para aperfeiçoar a previsão do desempenho dos reservatórios e para indicar onde a perfuração pode ser mais eficiente e segura.”

O processo começa com a coleta e análise de rochas retiradas a mais de cinco mil metros de profundidade,  os chamados testemunhos de rocha, que registram a história geológica das formações do pré-sal. As análises se concentram em amostras obtidas do acervo de rochas e fluidos da ANP. Essas amostras possibilitam aos pesquisadores observar diretamente a estrutura, a porosidade e a composição mineral das rochas onde o petróleo está armazenado. Em seguida, as informações obtidas em laboratório são cruzadas com dados sísmicos e de perfis de poços, obtidos através do Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP (BDEP), para construir modelos tridimensionais de reservatórios que simulam as condições reais de produção. “Esses testemunhos são a base do nosso trabalho. Eles nos permitem observar a estrutura interna das rochas e entender como os poros se conectam. Cada detalhe faz diferença na hora de modelar o comportamento do reservatório“, afirma Mateus Basso, pesquisador.

Entre as técnicas empregadas, destaca-se a tomografia computadorizada de rochas, que possibilita examinar o interior das amostras sem destruí-las. As imagens revelam a conectividade dos poros, a presença de fraturas e variações texturais em escala micrométrica. Em laboratório, o grupo também analisa lâminas petrográficas em microscópio, observando a variação textural entre diferentes tipos de rocha, o grau de cimentação e a distribuição dos minerais formadores, como calcita e sílica. Essas análises permitem identificar, com precisão, quais camadas funcionam como reservatórios e quais atuam como barreiras ao fluxo de óleo.

A partir desse conjunto de dados, a equipe integra informações obtidas em múltiplas escalas, combinando observações microscópicas com medidas em nível de campo e dados sísmicos. Essa etapa é decisiva para reproduzir digitalmente o comportamento do reservatório, permitindo testar virtualmente o desempenho das rochas em diferentes condições de pressão e saturação. “É como montar uma maquete de uma cidade a partir de poucas amostras coletadas em pontos distintos: cada detalhe precisa ser interpretado corretamente para que o modelo represente o conjunto“, compara Vidal.

A partir dessas análises, o grupo constrói modelos digitais tridimensionais representativos das formações estudadas, que ajudam a compreender como as propriedades das rochas influenciam o fluxo dos fluidos e o desempenho do reservatório. Os resultados fornecem subsídios para o planejamento de novas campanhas de perfuração, na identificação de áreas mais produtivas e na redução de riscos operacionais. Ao simular o fluxo dos fluidos e testar virtualmente diferentes estratégias, é possível evitar perfurações improdutivas, que podem custar dezenas de milhões de reais. “Nosso desafio é integrar informações obtidas em escalas muito diferentes, de milímetros, no laboratório a quilômetros nos dados sísmicos. Quando conseguimos unir tudo, os modelos ficam mais robustos e as previsões muito mais confiáveis”, destaca o Guilherme Furlan Chinelatto, outro pesquisador envolvido no projeto.

Os carbonatos do pré-sal formaram-se há mais de 100 milhões de anos, em um ambiente lacustre extremamente salino criado durante a separação entre a América do Sul e a África. Por não existirem rochas semelhantes aflorando à superfície, o estudo dessas formações representa uma das áreas mais desafiadoras da geologia aplicada ao petróleo. “É um ambiente que não tem análogos modernos diretos, e isso exige o desenvolvimento de metodologias específicas, baseadas em integração de dados e simulações de alta resolução. Essas informações permitem otimizar os investimentos e tornar as operações mais seguras e sustentáveis“, destaca Vidal. “Nos carbonatos do pré-sal, o fator de recuperação ainda é baixo. Portanto, cada ponto percentual de ganho representa bilhões de reais em produção adicional e um melhor aproveitamento dos recursos existentes.”

A iniciativa integra-se aos esforços do EPIC para avançar o conhecimento aplicado em energia e fortalecer a cooperação entre universidade e indústria.de reservatórios para a transição rumo a uma produção de baixo carbono. Essa abordagem multidisciplinar, aliada à continuidade de mais de uma década em projetos de P&D, consolidou uma equipe experiente e altamente especializada em rochas carbonáticas do pré-sal, capazes de lidar com a heterogeneidade extrema dessas formações. Desde 2009, o grupo mantém uma infraestrutura ativa e uma rede de pesquisadores formados no próprio laboratório, garantindo a evolução constante das metodologias e a formação de novos especialistas em geociências aplicadas à energia.