Projeto do EPIC, financiado por Equinor e FAPESP, integra geologia, petrofísica e sísmica para aprimorar modelos de reservatórios e otimizar a produção de petróleo
A busca por maior eficiência na produção de petróleo no pré-sal brasileiro passa, cada vez mais, pela capacidade de compreender em profundidade o comportamento das rochas que armazenam hidrocarbonetos a mais de cinco mil metros abaixo da superfície. É nesse contexto que a Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) conduz um projeto estratégico voltado ao aprimoramento de modelos geológicos de reservatórios carbonáticos, com impacto direto sobre o fator de recuperação, a redução de riscos exploratórios e a otimização de investimentos bilionários.
A pesquisa é desenvolvida no âmbito do Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC), com financiamento da Equinor e da FAPESP e apoio do Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO). Sob coordenação do professor Alexandre Campane Vidal, do Instituto de Geociências (IG), o trabalho busca reduzir as incertezas associadas à modelagem de reservatórios do pré-sal, um dos ambientes geológicos mais complexos e desafiadores da indústria global de óleo e gás.
Modelagem de reservatórios: o desafio dos carbonatos do pré-sal
Reservatórios carbonáticos apresentam heterogeneidade extrema, com variações significativas de porosidade, permeabilidade e conectividade de poros em escalas que vão de micrômetros a quilômetros. Essa característica dificulta a previsão do comportamento dos fluidos no subsolo e impacta diretamente o planejamento de campanhas de perfuração e estratégias de desenvolvimento da produção.
“O objetivo é compreender como a porosidade, a permeabilidade e a composição mineralógica influenciam o fluxo dos fluidos no subsolo. Cada novo dado contribui para aperfeiçoar a previsão do desempenho dos reservatórios e para indicar onde a perfuração pode ser mais eficiente e segura”, explica Alexandre Campane Vidal, Coordenação Científico do Projeto.
O ponto de partida da investigação são testemunhos de rocha extraídos de profundidades superiores a cinco mil metros, integrantes do acervo de rochas e fluidos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Essas amostras registram a história geológica das formações do pré-sal e permitem análises detalhadas da estrutura interna das rochas.
“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.
Integração de dados: da tomografia à sísmica 3D
Um dos diferenciais do projeto é a integração de múltiplas escalas de análise. No laboratório, o grupo utiliza tomografia computadorizada para examinar o interior das amostras sem destruí-las, identificando fraturas, conectividade de poros e variações texturais em escala micrométrica. As análises petrográficas em microscópio permitem avaliar grau de cimentação, distribuição mineralógica — como calcita e sílica — e características que determinam a qualidade do reservatório.
Esses dados laboratoriais são integrados a informações de perfis de poço e dados sísmicos obtidos no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP), formando a base para a construção de modelos digitais tridimensionais. O objetivo é reproduzir, de forma virtual, o comportamento do reservatório sob 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.
Já Guilherme Furlan Chinelatto, também pesquisador do projeto, enfatiza o desafio técnico da integração multiescalar. “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”.
Impacto direto na produção e no fator de recuperação
A aplicação prática dos modelos desenvolvidos pela Unicamp vai além do ambiente acadêmico. Ao fornecer representações mais realistas das formações carbonáticas do pré-sal, o projeto contribui para decisões estratégicas na indústria de petróleo e gás, incluindo:
- Identificação de zonas mais produtivas;
- Planejamento otimizado de poços;
- Redução de perfurações improdutivas;
- Mitigação de riscos operacionais.
Em um cenário no qual cada poço pode demandar investimentos da ordem de dezenas de milhões de reais, ganhos marginais no fator de recuperação representam impacto bilionário ao longo da vida útil de um campo.
“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.”
Rochas sem análogos modernos
Formados há mais de 100 milhões de anos, durante a separação entre América do Sul e África, os carbonatos do pré-sal se desenvolveram em ambientes lacustres altamente salinos. A ausência de análogos modernos diretos torna o estudo dessas formações particularmente complexo.
“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”, observa Vidal.
O Grupo de Modelagem Geológica de Reservatórios (MGR), coordenado por Vidal, atua desde 2009 na integração de métodos geológicos, petrofísicos e geofísicos. A consolidação de infraestrutura própria, formação contínua de especialistas e histórico de projetos de P&D contribuíram para posicionar a equipe como referência na modelagem de reservatórios carbonáticos do pré-sal.
Ao conectar universidade, regulador e indústria, o projeto reforça a importância da inovação aplicada à produção de energia, com potencial de ampliar eficiência operacional, reduzir custos e apoiar uma produção de petróleo mais sustentável em um contexto de transição energética.
