Caracterização de reservatórios fraturados – simulação de fraturas por objetos e avaliação da Porosidade e do tensor de permeabilidade

• Autor(a) principal: Amaro, Ludger Ben-Hur Castro
• Data de Publicação: 2018
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Científico de Acesso Aberto de Portugal (Repositórios Cientìficos)
• Texto Completo: http://hdl.handle.net/10362/31038
• topic: reservatórios fraturados; simulação por objetos; tensor de permeabilidade; porosidade; Simulação Sequencial Gaussiana; FTRIAN; Domínio/Área Científica::Engenharia e Tecnologia::Outras Engenharias e Tecnologias

Esta dissertação apresenta uma metodologia geomatemática para simular fraturas por objetos e avaliar as propriedades petrofísicas, tais como porosidade e permeabilidade, em reservatórios fraturados. Estes reservatórios caracterizam-se por exibirem uma enorme quantidade de objetos geológicos (descontinuidades), a várias escalas, e a modelação em computador destes sistemas constitui um enorme desafio, não só pelo número elevado de objetos a identificar e caracterizar, assim como pela sua grande diversificação. A metodologia proposta inicia-se com o tratamento estatístico dos dados das fraturas que são medidos nas imagens de FMI obtidos nos poços. Este tratamento consiste na projeção dos polos das fraturas em diagramas de Schmidt, identificação das principais famílias de fraturas, partição dos troços de sondagens em intervalos e cálculo das intensidades de fracturação por família – P10 (variável aleatória número de fraturas por metro linear). Seguidamente, geram-se simulações condicionais da variável P10 para a malha do reservatório por simulação geoestatística, obtendo-se desta forma imagens para o volume de estudo. A partir das imagens simuladas e com informação das atitudes das famílias de fraturas, P10, parâmetros de abertura e comprimento, são gerados objetos elementares com forma de quadrados de várias dimensões que representam as fraturas e, no final, uma vez que os sistemas de fracturação podem e com certeza influenciarão os parâmetros petrofísicos, faz-se a avaliação da porosidade e da permeabilidade equivalente para o reservatório. Como ainda não é possível trabalhar no sector digital (software) com bases de dados e volumes espaciais de grandes dimensões para um determinado reservatório, na metodologia apresentada propõe-se a geração de fraturas com várias intensidades para uma unidade reservatório de referência e avaliam-se a intensidade linear de fraturas (por amostragem) a porosidade e as componentes do tensor de permeabilidade pelo método de Oda. A relação entre a intensidade de fracturação P10 e as variáveis porosidade e componentes do tensor de permeabilidade é linear, pelo que se podem estabelecer multiplicadores entre estas variáveis. Estes valores são avaliados primeiro por família e, seguidamente somam-se para se obter um resultado final equivalente por unidade de reservatório. Para ilustrar a metodologia foram gerados dados sintéticos de fracturação e um volume de reservatório com características muito semelhantes aos de um caso real. Os resultados representam corretamente o que é a arquitetura de um sistema fraturado e permitem ser utilizados na simulação de casos de estudo reais.