Modelo de campo de gás não convencional do tipo indireto: caso Elsinore, Oeste do Texas, EUA

Abstract

Acumulaçoes de gás no centro de bacias sedimentares (Basin-centered gas accumulations, BCGA) diferem significantemente das acumulações convencionais em características geológicas e de produção. Enquanto um sistema petrolífero convencional contém elementos e processos necessários para acumulação de óleo e gás existir, no BCGS o foco está na interação dos componentes que formam apenas gás em condições peculiares. O propósito desta tese é demonstrar que o campo de gás de Elsinore, Texas (EUA), constitui acumulação dc gás não convencional (BCGA) utilizando métodos geoestatísticos para identificar as características diagnósticas. Os reservatórios ocorrem em três unidades de diferentes idades (ordo-silu-devoniana); são compostos de gás (60%: metano 53%, CO2 45%) e água (40%); são fraturas em chert e porosidade secundária em dolomitos; são profundos (média 4.051 m); mostram pressão inicial alta (média 0.38 psi/fl); estão em trapas estruturais (antiformas, fraturas) e estratigráficos. Migração do gás ocorreu através das falhas NW cm mais de um estágio de acordo com mecanismos de pressão. Selos de topo são litológicos, folhelhos e carbonatos; selos laterais e de base são blocos-selantes com água capilar. A reconstituição da história de soterramento e termal foi importante para determinar as relações temporais entre a geração, expulsão, migração e armadilhas do gás formado.

Gas accumulations in center of sedimentary basin (Basin-centered gas accumulations, BCGA) di/fer signficantly from conventional accumulations in geological and production characteristics. While a conventional petroleum system has elements and process needed for an ou and gas accumulation to exist, in the BCGS the focus is in interaction of these components lo form only gas in peculiar conditions. The purpose of lhis thesis is to demonstrate that the Elsinore gas field, Texas (US), constitutes unconventional gas accumulation (BCGA) using geostatistics to identfy diagnosed characteristics. The reservoirs occur in four units ofvarious ages (Ordovician-Devonian): are composed by gas (60% total gases - methane 53%, CO2 45%) and water (40%); are in cheri fractures, and secondary porosity in dolomites; are deep (avg 4.051 m); high initialpressure (avg 0.38 psi/ft); gas are in structural traps (antforms, fractures) and stratigraphic ones. Gas migralion happened through the NWfaults in more than one stage according to pressure echanisms. Top seals are litologic, shales and limestones; lateral and base seals are capillary water block-seals. The reconstitution of thermal and burial history was important lo determine the temporal relationships among generation, expulsion, migration, and traps offormed gas.