Estimativa de propriedades petrofisicas atraves da reconstrução 3D do meio poroso a partir da analise de imagens

• Main Author: De Gasperi, Patricia Martins Silva
• Other Authors: UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: [s.n.] 1999
• Subjects: Petrologia; Processo estocástico; Petróleo - Geologia; Image analysis; Stochastic simulation; Petrophysical properties
• Online Access: DE GASPERI, Patricia Martins Silva. Estimativa de propriedades petrofisicas atraves da reconstrução 3D do meio poroso a partir da analise de imagens. 1999. 148p. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/264010>. Acesso em: 26 jul. 2018.; http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264010

Orientadores: Euclides Jose Bonet, Marco Antonio Schreiner Moraes === Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica === Made available in DSpace on 2018-07-26T08:21:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DeGasperi_PatriciaMartinsSilva_M.pdf: 13462853 bytes, checksum: cff9140cfbd41d9dc52865fb52425605 (MD5) Previous issue date: 1999 === Resumo: Este trabalho tem como objetivos o estudo e a aplicação do processo de estimativa de propriedades petrofisicas a partir de informações obtidas em imagens petrográficas bidimensionais. O método assume a hipótese da homogeneidade estatística, e utiliza a simulação estocástica para a reconstrução do modelo tridimensional do meio poroso. A caracterização geométrica do meio simulado permite a elaboração de um modelo de rede para a simulação do fluxo e a estimativa da permeabilidade, fator de formação, pressão capilar por injeção de mercúrio e relação índice de resistividade versus saturação de água. Esta metodologia é aplicada a quatro sistemas porosos com diferentes níveis de heterogeneidade. Os resultados demonstram que estimativas confiáveis dependem da utilização de uma resolução apropriada de aquisição das imagens, que permita a identificação de poros e gargantas que efetivamente controlem as propriedades de fluxo do sistema. As curvas de pressão capilar simuladas sugerem a necessidade da composição de escalas. As propriedades elétricas são afetadas pela porosidade das amostras e sua confiabilidade é restrita a sistemas preferencialmente molháveis pela água === Abstract: The aim of this work is to investigate and apply a method for predicting petrophysical properties ftom bidimensional petrographic image data. Based on the assumption of statistical homogeneity, the method uses stochastic simulation to reconstruct the porous media tridimensional structure. The geometrical characterization of the simulated media allows the construction of a network model to simulate fluid flow and estimate permeability, formation factor, mercury capillary pressure curves and resistivity index as function of water saturation. This method is applied to four porous systems with different heterogeneity levels. The results demonstrate that good predictions depend on the appropriate image aquisition resolution, which identifies pores and throats that effectively control the flow properties of the system. The capillary pressure curves suggest the necessity of scale composition. The electrical properties are affected by samples porosity, with reliable estimates being restricted to water-wet systems === Mestrado === Mestre em Engenharia de Petróleo