Orientadores: Alberto Sampaio de Almeida, Carlos Henrique de Lima Bruhn

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias

Resumo: A modelagem das heterogeneidades de um reservatório têm sido amplamente realizada na indústria, de Petróleo. Métodos tradicionais de mapeamento (contornos a mão, técnicas de interpolação determinística, métodos poligonais) ,dão uma representação aproximada dos parâmetros que controlam estas...

Resumo: A modelagem das heterogeneidades de um reservatório têm sido amplamente realizada na indústria, de Petróleo. Métodos tradicionais de mapeamento (contornos a mão, técnicas de interpolação determinística, métodos poligonais) ,dão uma representação aproximada dos parâmetros que controlam estas heterogeneidades. As técnicas de modelagem estocástica se propõem a dar uma descrição mais realista do reservatório já que representam modelos numéricos baseados na Teoria da Probabilidade. São usadas principalmente para mapear feições geológicas que afetam o comportamento do fluxo de um reservatório (variações de fácies e litologias, barreiras. de transmissibilidades, fraturas, etc) e para mapear variações petrofísicas. Este estudo se propõe a obter uma modelagem geoestatística do reservatório que permita a interpolação/extrapolação dos dados disponíveis numa validação do modelo geológico. As heterogeneidades são controladas pela distribuição das fácies arenosas intercaladas às fácies pelíticas, onde as suas frequências e geometrias são fatores críticos que afetam a conectividade dos reservatórios.
Foram usadas técnicas estatísticas multivariadas para quantificar.as heterogeneidades internas dos reservatórios do. Campo de Baixa do Algodão, Bacia Potiguar. Os parâmetros descritivos das heterogenéidades foram obtidos a partir de registros de perfis de poços e . análises de testemunhos. Através de seções geológicas, mapas faciológicos' "(texturais, geométricos e de variabilidade vertical) e mapas de isoproporção de eletrofácies foi possível conhecer a morfologia dos corpos arenosos, suas dimensões e relações extemas. As variáveis. categóricas representadas pelas eletrofácies foram simuladas numa malha regular, testandose as técnicas geoestatisticas: Gaussiana Truncada e Simulação Seqüencial da Indicadora. As diferenças nas respostas dos algoritmos foram validadas com o conhecimento do modelo geológico do reservatório, e escolhido aquele mais apropriado. Com os resultados da simulação geoestatística, uma simulação de fluxo bidimensional foi realizada com objetivo de avaliar o impado das imagens da simulação estocástica, acessando as incertezas relacionadas à forma e a conectividade dos corpos

Abstract: The modeling of reservoir heterogeneities has been largely improved by the petroleum industry over the years. Traditional mapping (hand contouring, deterministic interpolation techniques, and polygonal methods) are not efficient in the prediction of reservoir heterogeneities....

Abstract: The modeling of reservoir heterogeneities has been largely improved by the petroleum industry over the years. Traditional mapping (hand contouring, deterministic interpolation techniques, and polygonal methods) are not efficient in the prediction of reservoir heterogeneities. Geostatistical techniques provide a more realistic reservoir description, since they are based on the Theory of Probability. This study includes a geostatistic model, which incorporated geological information. Hetrogeneities are controlled by facies distribution; facies frequency and facies geometry are critical factors in the control of reservoir connectivity.Statistical methods were used to quantify descriptive parameters of heterogeneity in the sandstones and mudstones (fluvial meadering system) sampled in Baixa do Algodão Field, Potiguar Basin, Brazil. These include well logs, core analysis, facies description, diagenesis avaluation, and .standard core measurements. Cross sections, facies maps (texturaI , geometrical, andvertical variability) and isoproportion maps were generated, in order to allow accurate estimates of sand body morphology and widthldepth ratio geometry. Log facies were simulated in regular grids; using geostatistical techniques such as Gaussiãn Truncated and Sequencial lndicator Simulation. Differences in the answering of algoritms were compared to the geological model, and the best choice was chosen. A 2-D fluid-flow simulation was' developed in two cross sections. The purpouse of this fluid-flow' simulation is the prediction of reservoir architecture, including sand bocly connectivity