Técnicas para representação de fraturas e carstes em modelos de simulação de fluxo [recurso eletrônico]
Alexandre de Lima
TESE
Português
T/UNICAMP L628t
[Techniques for representing fractures and karsts in flow simulation models]
Campinas, SP : [s.n.], 2023.
1 recurso online (130 p.) : il., digital, arquivo PDF.
Orientador: Denis José Schiozer
Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica
Resumo: Reservatórios carbonáticos frequentemente apresentam grande variedade de heterogeneidades críticas, como fraturas e carstes, os quais estão distribuídos em diversas escalas de observação. Este trabalho tem como objetivo principal desenvolver metodologias para representar fraturas e carstes...
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Resumo: Reservatórios carbonáticos frequentemente apresentam grande variedade de heterogeneidades críticas, como fraturas e carstes, os quais estão distribuídos em diversas escalas de observação. Este trabalho tem como objetivo principal desenvolver metodologias para representar fraturas e carstes em modelos de simulação de fluxo. O trabalho é dividido em duas fases. A Fase 1 tem foco na representação de fraturas em modelos de simulação de fluxo. Inicialmente, um modelo de simulação sintético com características reais é construído com base em dados do afloramento de Soledade (Formação Jandaíra, Bacia Potiguar/RN) e de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro. Através deste modelo, o impacto de diferentes escalas de fraturas comportamento dinâmico do reservatório é avaliado e, finalmente, uma metodologia para caracterização de fraturas subsísmicas é desenvolvida com o objetivo de mitigar riscos de irrupção precoce de água e gás em poços produtores. A validação desta metodologia na Fase 1 foi possível devido ao conhecimento detalhado das diferentes escalas de fraturas obtidas do afloramento de Soledade, o que não seria possível utilizando dados disponíveis para caracterizar todas as escalas de fratura em um reservatório real. Na Fase 2, o foco está na representação dos cartes em modelos de simulação de fluxo. Inicialmente, simulações através de um simulador baseado em elementos finitos e malhas não-estruturadas (simulador EF) são realizadas através de pequenos modelos de alta fidelidade (do tamanho de uma célula de um modelo de reservatório tradicional, exemplo 100m x 100m x 5m) com para representar o fluxo livre dentro dos carstes e o fluxo em meio poroso utilizando as equações de Brinkman-Stokes. O principal objetivo destes modelos é corrigir a permeabilidade equivalente das células que contenham carste em um modelo tradicional de simulação de reservatório. No entanto, o uso do simulador EF para calcular a permeabilidade equivalente de diversas células contendo carstes e também de diversas realizações pode tornar metodologia inviável devido ao tempo computacional. Desta forma, Modelos Rápidos são construídos para substituir o simulador EF e tornar o processo factível, pois levam poucos segundos para corrigirem cada célula do modelo que contenha carstes. Além disso, o uso dos Modelos Rápidos permite que a metodologia seja aplicada em situações reais sem a necessidade de ferramentas complexas e computacionalmente intensivas, tal como o simulador EF. Por fim, a aplicação da metodologia da Fase 2 é aplicada em um campo carbonático brasileiro real (Campo C). Os resultados da Fase 2 destacam a importância da correção da permeabilidade equivalente das células contendo carstes nos modelos de reservatórios tradicionais, pois são capazes de mitigar o risco de produção precoce de água nos poços produtores, principalmente em reservatórios em estágio inicial de produção com poucos ou inexistentes dados de produção. Um dos propósitos deste trabalho é que os estudos (Fase 1 e 2) sejam diretamente aplicáveis pelos profissionais da indústria de petróleo e gás. Portanto, as metodologias desenvolvidas para a caracterização de fraturas subsísmicas na Fase 1 foram implementadas em softwares comerciais. No caso da representação de carstes na Fase 2, Modelos Rápidos são disponibilizados para corrigir a permeabilidade efetiva em zonas carstificadas, evitando assim o uso de ferramentas complexas, as quais exigem altos recursos computacionais
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Abstract: Carbonate reservoirs often exhibit a wide range of critical heterogeneities, such as fractures and karsts, distributed across various observation scales. This research aims to develop methodologies for representing fractures and karsts in flow simulation models. The work is divided into...
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Abstract: Carbonate reservoirs often exhibit a wide range of critical heterogeneities, such as fractures and karsts, distributed across various observation scales. This research aims to develop methodologies for representing fractures and karsts in flow simulation models. The work is divided into two phases. Phase 1 focuses on the representation of fractures in flow simulation models. Initially, a synthetic simulation model with real characteristics is constructed based on data from the Soledade outcrop (Jandaíra Formation, Potiguar Basin/RN) and a carbonate reservoir in the Brazilian pre-salt. Through this model, the impact of different fracture scales on reservoir dynamic behavior is assessed. Finally, a methodology for characterizing subseismic fractures is developed to mitigate risks of early water and gas breakthrough in producing wells. The validation of this methodology in Phase 1 was possible due to detailed knowledge of different fracture scales obtained from the Soledade outcrop, which would not be feasible using available data to characterize all fracture scales in a real reservoir. In Phase 2, the focus is on representing karsts in flow simulation models. Initially, simulations using a finite element-based simulator and unstructured meshes (EF simulator) are conducted with small high-fidelity models (with the size of a cell in a traditional reservoir model, e.g., 100m x 100m x 5m) to represent free flow within the karsts and porous medium flow using Brinkman-Stokes equations. The primary goal of these models is to correct the equivalent permeability of cells containing karsts in a traditional reservoir simulation model. However, the use of the EF simulator to calculate the equivalent permeability of numerous cells containing karsts and multiple realizations may render the methodology impractical due to computational time. Therefore, Fast Models are constructed to replace the EF simulator and make the process feasible, taking only a few seconds to correct each cell containing karsts in the model. Additionally, the use of Fast Models allows the methodology to be applied in real situations without the need for complex and computationally intensive tools, such as EF simulator. Finally, the Phase 2 methodology is applied to a real Brazilian carbonate field (Field C). The results of Phase 2 underscore the importance of correcting the equivalent permeability of cells containing karsts in traditional reservoir models, as they can mitigate the risk of early water production in producing wells, especially in reservoirs in the early production stage with limited or nonexistent production data. One of the purposes of this work is to make the studies (Phase 1 and 2) directly applicable to professionals in the oil and gas industry. Therefore, the methodologies developed for subseismic fracture characterization in Phase 1 have been implemented in commercial software. In the case of karst representation in Phase 2, Fast Models are deliverable to correct effective permeability in karstified zones, avoiding the use of complex tools that require high computational resources
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Aberto
Schiozer, Denis José, 1963-
Orientador
Guardiola, Frances Vivien Abbots
Avaliador
Pinto, Marcio Augusto Sampaio, 1977-
Avaliador
Maschio, Célio, 1968-
Avaliador
Avansi, Guilherme Daniel, 1984-
Avaliador
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Alexandre de Lima
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