Representação de reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados em simulação de reservatórios

• Main Author: Correia, Manuel Gomes, 1985-
• Other Authors: UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
• Format: Others
• Published: [s.n.] 2014
• Subjects: Reservatório (Carbonático); Engenharia de reservatório; Simulação computacional; Reservatorios - Fratura; Reservoir (Carbonate); Reservoir engineering; Computer simulation; Reservoirs - Fracture
• Online Access: CORREIA, Manuel Gomes. Representação de reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados em simulação de reservatórios. 2014. 163 p. Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/265874>. Acesso em: 26 ago. 2018.; http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265874

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio === Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências === Made available in DSpace on 2018-08-26T04:44:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Correia_ManuelGomes_D.pdf: 14518557 bytes, checksum: 6bd7fa813367e116cd714b895308f6fb (MD5) Previous issue date: 2014 === Resumo: A construção de modelos robustos que considerem heterogeneidades características de reservatórios carbonáticos, tais como fraturas e vugs, continua sendo um desafio geologia e engenharia de petróleo. O objetivo deste trabalho é desenvolver e aplicar uma metodologia que vise a representação da geologia de reservatórios carbonáticos na simulação de reservatórios, através da integração das etapas de caracterização, transferência de escala e simulação de escoamento. A metodologia segue cinco etapas: (1) divisão do reservatório em unidades características de fluxo (UCF); (2) modelagem geoestatística típica de cada UCF; (3) transferência de escala para cada UCF; (4) modelagem numérica para cada UCF e (5) integração das UCF num modelo único de simulação de reservatórios. A metodologia é aplicada a três UCF considerando fraturas difusas, subsísmicas e vugs isolados. A metodologia apresenta várias vantagens: controle sequencial sobre as propriedades estáticas e pseudo-funções ao longo da transferência de escala; calibração do fluxo realizada sequencialmente de acordo com a escala de heterogeneidades; suporte para a escolha do modelo adequado de simulação numérica; redução do tempo da simulação de escoamento e do tempo relativo ao desenvolvimento de reservatórios carbonáticos dado que a metodologia pode ser aplicada em processos de análise de incerteza; e aperfeiçoamento na integração de heterogeneidades multiescalares na simulação de reservatórios. Para uma representação adequada reservatórios carbonáticos na simulação de fluxo, os seguintes passos são essenciais: os procedimentos de transferência de escala devem ser diferenciados por UCF e respectiva escala das heterogeneidades presentes; a definição de uma solução de referência é importante para a previsão da escolha do modelo de simulação numérica; a aplicação de pseudo-funções é normalmente necessária para efeito de ajuste de escoamento em reservatórios carbonáticos, dada a presença dos efeitos de embebição e forças gravitacionais que não podem ser transferidos pelas técnicas comuns de transferência de escala aplicadas em propriedades estáticas. Este trabalho apresenta uma metodologia e análise que pode ser útil em áreas multidisciplinares de pesquisa dado que integra a modelagem geoestatística de reservatórios carbonáticos com a simulação de reservatórios === Abstract: The construction of robust reservoir models considering geological carbonate heterogeneities, such as fractures and vugs, remains a challenge. The purpose of this work is to perform and apply a methodology aiming a suitable representation of carbonate reservoir geology in reservoir simulation through the integration of characterization, upscaling and flow simulation steps. The methodology follows five elementary steps: (1) division of reservoir into characteristic flow units (UCF); (2) geostatistical modeling for each UCF; (3) upscaling procedure for each UCF; (4) flow simulation modeling for each UCF and (5) integration of all UCF into a single reservoir for flow simulation. The methodology is applied to three UCF considering diffuse fractures, sub-seismic fractures and isolated vugs. The methodology has shown several advantages: sequential control over static properties and pseudo-functions integrated with upscaling procedure; flow match accomplished sequentially by heterogeneity scale, over the upscaling; simplification in definition of the accurate simulation flow model; reduce time consumption in flow simulation and project development as the methodology can be implemented for uncertainty workflows; and improvement of the integration of multiscale heterogeneities in reservoir simulation. For a proper representation of a carbonate reservoir in flow simulation, important steps should be followed: upscaling procedure must be done differently by UCF and consequently by type of heterogeneity scale; flow progress and reservoir pressure drop analysis of a reference solution is helpful to define the flow model selection; pseudo-functions are normally necessary to match procedures in fractured carbonate reservoirs because of dynamic phenomena (imbibition, gravitational forces etc.) that cannot be upscaled by the common averages used for static properties. This work presents a methodology and an analysis that can be useful for multidisciplinary areas of expertise since it integrates geostatistical modeling of carbonate reservoir heterogeneities with reservoir simulation === Doutorado === Reservatórios e Gestão === Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo