Orientador: Armando Zaupa Remacre

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica

Resumo: A quantificação das heterogeneidades dos meios porosos e sua consideração nos modelos de simulação numérica tem sido o maior desafio da engenharia de reservatórios. Na década de 80, as técnicas geoestatísticas contribuíram significativamente para uma boa descrição dos reservatórios,...

Resumo: A quantificação das heterogeneidades dos meios porosos e sua consideração nos modelos de simulação numérica tem sido o maior desafio da engenharia de reservatórios. Na década de 80, as técnicas geoestatísticas contribuíram significativamente para uma boa descrição dos reservatórios, possibilitando gerar distribuições detalhadas das propriedades fisicas que honrem os dados disponiveis, as funções estatísticas e o vario grama. o atual estado da arte da simulação de reservatórios permite levar em consideração heterogeneidades a escalas menores do que o espaçamento entre poços. A modelagem probabilística é usada para tirar proveito desta capacidade, quantificando ainda o grau de incerteza devido a falta de dados. Múltiplos modelos equiprováveis a priori são gerados, os quais têm variabilidade semelhante à real. Cada modelo é quantificado através da simulação numérica gerando-se uma curva de probabilidades a partir dos resultados obtidos. A aplicabilidade desta técnica em casos reais ainda não foi convenientemente
estudada. Dois problemas principais se apresentam: o tempo computacional requerido e a existência de histórico de produção. O campo de Namorado (Bacia de Campos, Brasil), com sua complexidade geológica e longo histórico de produção (11 anos), foi modelado
estocasticamente e os resultados comparados, mostrando grandes variações entre si. Maneiras de como se atingir o ajuste do histórico mais rapidamente são discutidas

Abstract: The task of quantifying the porous media heterogeneity and its consideration in the numerical simulation models have been the major challenge for the reservoir engineer. During the past decade, the reservoir characterization experienced a great development due to the introduction of the...

Abstract: The task of quantifying the porous media heterogeneity and its consideration in the numerical simulation models have been the major challenge for the reservoir engineer. During the past decade, the reservoir characterization experienced a great development due to the introduction of the geostatistical techniques, which made possible to obtain detailed distributions of the physical properties. These distributions can honor the available data, some statistical functions (like the histogram) and the variogram of the reservoir. The current state of the art of reservoir simulation allows taking into consideration the heterogeneities at scales fineI' than the well spacing. Probabilistc modelling is used to take advantage of this capacity and still quantify the uncertainty due to the lack of information. Multiple equiprobable models, which adress the actual variability of physical properties, can be generated through conditional simulation. Each mo deI is quantified by the use of numerical simulation and a probability curve is constructed from the resultes obtained. The applicability of this technique in real cases has not been properly studied yet. Two major problems arise: the computer time required and the existence of production history. The Namorado field (Campos Basin, Brazil), with its geological complexity and long production history (11 years), was stochastically modelled and the various results compared, showing great difference. Ways to achieve the history match more quickly are discussed.