Por Elisabeth O’Brien
Dados magnetotelúricos em 3D, combinados à modelagem integrada no Oasis montaj da Seequent, estão ajudando a National Oil Corporation of Kenya (NOCK) a revelar o que os métodos sísmicos não conseguem mostrar. Essa abordagem abriu um novo capítulo na compreensão — e, possivelmente, no desenvolvimento — dos recursos de uma bacia rifte, no Quênia.
Eliminação de um ponto cego sísmico
A Bacia Magadi, no sul do Vale do Rifte, no Quênia, representa um desafio clássico para a geração de imagens sísmicas. Camadas espessas de basalto vulcânico na crosta superior provocam a propagação de ondas em alta velocidade, dispersando a energia e ocultando recursos geológicos mais profundos. Historicamente, isso limitou a capacidade de identificar padrões de sedimentação sin-rifte, essenciais para a exploração de hidrocarbonetos.
Mapa estrutural da Bacia Magadi mostrando pontos de levantamento de dados magnetotelúricos.
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Uma iniciativa estratégica da NOCK
Para superar esse desafio, o geofísico-chefe Dr. Godfred Osukuku liderou a implementação de um programa geofísico que utiliza vários métodos. Sua equipe integrou dados de gravidade aérea, gravidade terrestre, dados sísmicos e dados magnetotelúricos em 3D. O Oasis montaj foi usado para visualizar e modelar a evolução da bacia, revelando falhas, padrões de sedimentação e episódios vulcânicos do Mioceno Médio ao Pleistoceno Inferior.
”A princípio, a bacia não parecia promissora. Porém, com a integração de mais dados, a perspectiva mudou completamente. Agora, identificamos um sistema mais rico e mais complexo, o que nos traz grande confiança.
Dr Godfred OsukukuChief Geophysicist, National Oil Corporation of Kenya (NOCK)
Mapeamento além do alcance dos dados sísmicos
O levantamento de dados magnetotelúricos cobriu 260 pontos de amostragem distribuídos por quatro zonas estruturais. Os dados de resistividade revelaram duas camadas vulcânicas distintas e, abaixo delas, uma sequência de sedimentos sin-rifte. Esse método foi especialmente valioso em áreas em que os dados sísmicos não conseguiam definir a estratigrafia devido à atenuação e dispersão de energia. A modelagem também revelou arqueamento da bacia, falhas e deformações compatíveis com a tectônica do início do Terciário.
Modelo de resistividade destacando camadas vulcânicas e sedimentos sin-rifte.
Quantificação do potencial da subsuperfície
Para avaliar a viabilidade comercial da bacia, foi realizada modelagem determinística para o alvo Oltome-2. As seguintes métricas resumem o potencial de hidrocarbonetos:
34,6 MMbbl
Volume estimado de óleo nos três reservatórios mapeados (alvo Oltome-2)
TOC: 0,75% (carbono orgânico total)
Rocha geradora de qualidade intermediária
HI: 105 mg/g (índice de hidrogênio)
Rocha geradora com tendência à geração de gás
Esses valores foram obtidos a partir de amostras da superfície e de cálculos volumétricos usando os parâmetros fator de forma, porosidade, saturação da água, fator de volume de formação e fator de recuperação. Na modelagem, também foram identificadas três zonas de reservatório com espessura produtiva de até 25 metros.
”A geração de imagens sísmicas havia deixado muitas lacunas. Ao combinar dados gravimétricos, magnéticos e magnetotelúricos, conseguimos revelar o verdadeiro potencial da bacia.
Dr. Godfred Osukuku
Uma rota de gás mapeada — e um próximo passo definido
A equipe traçou uma rota de migração de gás e identificou um grande reservatório que precisa ser avaliado. A perfuração de um poço exploratório está programada para o próximo ano, com o objetivo de avaliar a viabilidade comercial. A integração de métodos geofísicos ajudou a NOCK a reduzir os riscos da bacia e a localizar os alvos de perfuração ideais.
”Essa abordagem integrada nos transmite segurança. Agora é possível identificar a estratigrafia correta e escolher a melhor localização para a perfuração.
Dr. Godfred Osukuku
Diagrama esquemático que mostra a rota de migração do gás e as zonas de reservatório
Por que isso importa
Para a NOCK, este projeto demonstra como os dados magnetotelúricos em 3D e a modelagem integrada podem reduzir os riscos da exploração em complexas configurações de rifte. É um modelo para futuros projetos de hidrocarboneto na África Oriental.