Este trabalho consiste no desenvolvimento de uma metodologia para estimar a porosidade e a argilosidade de uma rocha reservatório de hidrocarbonetos, baseada na utilização conjunta de técnicas petrofísicas e geoestatísticas que são geralmente aplicadas separadamente, de forma a tirar proveito das qualidades de cada método.

A Petrofísica nos fornece uma confiável relação entre as propriedades acústicas das rochas e parâmetros petrofísicos como porosidade e argilosidade, enquanto que, por meio da geoestatística, buscamos avaliar a variabilidade espacial destes parâmetros, que são função da heterogeneidade do reservatório.

A importância de conhecer a distribuição da porosidade na descrição de um reservatório é indiscutível, pois permite aperfeiçoar o processo de recuperação dos hidrocarbonetos. Já a argilosidade está qualitativamente relacionada à permeabilidade, havendo uma tendência de redução da permeabilidade com o aumento da argilosidade de uma rocha, devido às próprias características das partículas argilosas. Portanto a informação sobre a argilosidade de um reservatório pode ser útil para identificar os caminhos preferenciais de fluxo dos hidrocarbonetos .

Os dados necessários ao processo de estimativa consistem na definição de um modelo de velocidades elásticas, compressional e cizalhante, ao longo do reservatório e medidas de porosidade e argilosidade obtidas a partir de dados de poços. As velocidades podem ser obtidas por meio de cálculos tomográficos baseados em dados sísmicos do tipo Crosswell Seismic Profiling, VSP ou sísmica de superfície.

Estudos mostram serem a porosidade e argilosidade os fatores que mais influenciam o comportamento das velocidades de propagação de ondas sísmicas nos reservatórios, notadamente para rochas areníticas.

A metodologia é testada em dados sintéticos e mostra melhores resultados na estimativa dos parametros petrofísicos ao longo do reservatório do que aqueles obtidos com as técnicas petrofísicas e geoestatísticas aplicadas separadamente. Também são mostradas predições de porosidade e argilosidade para um dado real de um reservatório carbonático de uma bacia sedimentar do Texas, E.U.A..

A new methodology for estimating porosity and shaliness of a petroleum reservoir, based on petrophysical and geostatistical techniques, has been developed and is presented here. We describe a procedure for combining both techniques, usually applied separately, in a way to capitalize on the advantages of both.

Petrophysics gives us a reliable average relationship between acoustic properties of  rocks and petrophysical parameters like porosity and shaliness, and by means of geostatistics we try to assess the spatial variability of these parameters as a function of the heterogeneity of the reservoir.

The importance of knowing the porosity in a reservoir description is obvious, considering the effects it has in the improvement of the recovery of hydrocarbons. Shaliness is qualitatively related to permeability, because there is a tendency of reduction in permeability with increase in clay or shaliness, due to the characteristics of the shale particles. So the information about the shaliness can be useful to identify flow barriers inside the reservoir.

Studies have shown that porosity and clay, e.g. shaliness, are the most influential factors affecting the velocity of seismic waves in reservoir rocks, specially sandstones. The inclusion of shaliness improves the modeling of compressional and shear velocities and makes the prediction of porosity from velocities even better.

The information we use comes from tomographic data based on crosswell seismic measurements and well logs: the definition of an empirical model for elastic wave velocities, compressional and shear, along with reservoir and petrophysical data on porosity and shaliness at the boreholes. The methodology may be applied to surface seismic, crosswell data or VSP data as well.

The methodology is tested on synthetic data and shows better results in the estimation of the petrophysical parameters along the reservoir than that obtained with the separate use of either a petrophysical or a geostatistical method alone. We also show predictions of porosity and shaliness for a real dataset for a reservoir from a sedimentary basin of Texas, E.U.A..

Seismic data, when used properly with petrophysical models and integration tools such as geostatistics, is very important for estimating porosity and permeability away from the borehole.