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Type: TESE DIGITAL
Degree Level: Doutorado
Title: Integration of reservoir characterization with history matching guided by pilot wells = application to the Norne field = Integração de caracterização de reservatórios com ajuste de histórico baseado em poços piloto: aplicação ao campo Norne
Title Alternative: Integração de caracterização de reservatórios com ajuste de histórico baseado em poços piloto : aplicação ao campo Norne
Author: Correia, Gil Fernando Gomes, 1979-
Advisor: Schiozer, Denis José, 1963-
Abstract: Resumo: As incertezas inerentes à simulação numérica de reservatórios podem originar modelos com diferenças significativas relativamente aos dados dinâmicos observados. A redução destas diferenças, processo conhecido por ajuste de histórico, é muitas vezes acompanhada por certa negligência da consistência geológica dos modelos, comprometendo a confiabilidade no processo e nas previsões de produção. Para manter a consistência geológica dos modelos, é fundamental integrar iterativamente o processo de ajuste de histórico com a modelagem geoestatística do reservatório. Apesar das diversas abordagens apresentadas nas últimas décadas, este processo de integração continua a ser altamente desafiante. Este trabalho propõe um fluxograma de modelagem geológica integrado com um fluxograma de ajuste de histórico, baseado no conceito do ponto piloto. O método do ponto piloto é uma técnica de parametrização geoestatística aplicada a modelos de reservatório, gerados a partir de um conjunto de dados medidos e de dados sintéticos definidos em outros pontos do reservatório, designados por pontos piloto. Neste trabalho os dados sintéticos correspondem a poços sintéticos e, por isso, designados por poços piloto. A metodologia é aplicada a um reservatório real, o reservatório arenítico de Norne, testando, desta forma, os diferentes procedimentos num cenário de elevada complexidade. Numa primeira etapa, é efetuada uma caracterização das heterogeneidades geológicas através da classificação de electrofacies juntamente com um refinamento do malha de simulação, por forma a obter volumes de fácies e propriedades petrofísicas com elevada resolução. Esta etapa apresenta diversas vantagens: (1) permite-nos mapear as heterogeneidades de pequena escala materializadas por camadas muito finas de folhelho e carbonatos cimentados que poderão atuar como barreiras estratigráficas verticais à dispersão dos diferentes fluídos; (2) permite a definição de novos atributos a serem usados durante a fase de ajuste como permeabilidade e transmissibilidade verticais, diferentes curvas de permeabilidade relativa associadas a diferentes tipos de rocha e, sobretudo, a definição das propriedades a serem incluídas nos poços piloto; (3) aumenta o controle geológico do processo de ajuste de histórico. Após a classificação de electrofacies, os modelos de alta resolução são integrados num processo iterativo entre a modelagem geológica e um processo de ajuste de histórico probabilístico e multiobjectivo guiado por poços piloto. Um dos maiores desafios do método dos poços piloto reside na configuração a adotar (número, localização e propriedades a modificar), sendo a flexibilidade do método uma das suas maiores vantagens. A configuração tem em conta os dados de produção, linhas de fluxo e enquadramento geológico-estrutural. A flexibilidade do método é demonstrada por meio de dois estudos de caso: a geração de figuras sedimentares, como é exemplo, o canal construído no segmento-G; a capacidade para procurar a melhor localização das camadas carbonatadas, altamente restritiva ao deslocamento dos fluídos no segmento C. Em última análise, o processo iterativo de modelagem geológica e ajuste de histórico guiado por poços piloto permitiu obter modelos geologicamente mais fiáveis que honrassem ao mesmo tempo o dado observado

Abstract: The inherent uncertainties in numerical reservoir simulation can lead to models with significant differences to observed dynamic data. History matching reduces these differences but often neglects the geological consistency of the models, compromising forecasting reliability. To maintain the geological consistency of the models, the history-matching process must be integrated with geostatistical modeling. Despite many suggested approaches in recent decades, this integration process remains a challenge. This work proposes a geological modeling workflow integrated within a general history-matching workflow, utilizing the pilot point¿s concept (in this study assuming the form of pilot wells). The pilot point method is a geostatistical parameterization technique that calibrates a pre-correlated field, generated from measured values and a set of additional synthetic data at unmeasured locations in the reservoir, referred to as pilot points. In this study, the synthetic data corresponds to synthetic wells, henceforth referred to as pilot wells. The methodology is applied to a real, complex, sandstone reservoir, the Norne field. The geological heterogeneities are characterized, in detail, through electrofacies analysis and combined with a refined simulation grid, to create high-resolution facies and petrophysical 3D models. This stage has several advantages: (1) allows the mapping of fine-scale heterogeneities generally comprising decimeter shales and calcareous-cemented layers that may act as stratigraphic barriers to vertical fluid displacement; (2) allows the addition of new attributes used during the history-matching stage, such as properties used in the pilot wells, vertical permeability and transmissibility models, and different kr curves assigned to different rock types; and (3) increases geological control over the history-matching process. After analyzing electrofacies, the high-resolution datasets are integrated into an iterative loop between geostatistical modeling and a probabilistic, multi-objective history-matching process, guided by pilot wells. A key challenge using the pilot wells method is to optimize the pilot well configuration (number, location and properties to disturb), and the flexibility of the pilot well method is a principal advantage. The configuration includes production data, the preferred fluid flow paths (revealed during a streamline analysis) and the geological framework. The flexibility of the method is demonstrated in the two case studies presented here: generating specific sedimentary features (e.g. channels in the G-segment) and finding the best location for the cemented stringers responsible for the fluid behavior observed in C-segment. This work shows that the iterative process combining geological modeling and geostatistical-based history matching, guided by pilot wells, created geologically consistent models that honor observed data
Subject: Engenharia do petróleo
Reservatorios - Geologia
Reservatórios (Simulação)
Modelagem e simulação
Geologia - Métodos estatísticos
Language: Inglês
Editor: [s.n.]
Citation: CORREIA, Gil Fernando Gomes. Integration of reservoir characterization with history matching guided by pilot wells: application to the Norne field = Integração de caracterização de reservatórios com ajuste de histórico baseado em poços piloto: aplicação ao campo Norne. 2017. 1 recurso online (218 p.). Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/322078>. Acesso em: 1 set. 2018.
Date Issue: 2017
Appears in Collections:FEM - Tese e Dissertação

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