Simulação de fluxo em um modelo 3D análogo a um reservatório fraturado de gás

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Bartoszeck, Marcelo Kulevicz
Data de Publicação: 2009
Tipo de documento: Tese
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFPR
Texto Completo: https://hdl.handle.net/1884/23461
Resumo: Orientador: Prof. Dr. Francisco José Fonseca Ferreira
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spelling Rostirolla, Sidnei PiresMachado, Álvaro Muriel Lima, 1951-Universidade Federal do Paraná. Setor de Ciências da Terra. Programa de Pós-Graduação em GeologiaFerreira, Francisco José Fonseca, 1948-Bartoszeck, Marcelo Kulevicz2024-10-10T18:37:54Z2024-10-10T18:37:54Z2009https://hdl.handle.net/1884/23461Orientador: Prof. Dr. Francisco José Fonseca FerreiraCoorientadores: Prof. Dr. Sidney Pires Rostirolla e Alvaro Muriel lima MachadoTese (doutorado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências da Terra, Programa de Pós-Graduação em Geologia. Defesa: Curitiba, 18/09/2009Bibliografia: 118-123Área de concentração: Geologia exploratoriaResumo: A estimativa das características de um reservatório portador de hidrocarbonetos através de simulações numéricas que reproduzam algumas variáveis medidas é de grande interesse para o meio científico e industrial. Simulação numérica é largamente utilizada no meio industrial como um método de representar um sistema físico por meio de um computador. Portanto, é possível reproduzir e observar fenômenos, além de determinar seus parâmetros de construção, sem grandes custos de laboratório para construir um modelo físico em escala. O objetivo da simulação de reservatórios consiste em estimar os parâmetros químicos, físicos e os processos de transporte de fluídos, e assim, prever futuros comportamentos e maximizar a recuperação de hidrocarbonetos. Uma técnica para simular numericamente um reservatório consiste em utilizar como base de dados um modelo análogo. Estas informações podem ser obtidas em poços de um reservatório conhecido ou podem ser geradas através de um estudo de afloramento análogo. Em regiões com escarpas são encontradas boas exposições de rochas, como acontece com alguns afloramentos do Grupo Itararé – Bacia do Paraná. Nas proximidades da cidade de Ponta Grossa – PR afloram rochas da Formação Campo Mourão, Grupo Itararé, que apresentam condições de analogia com rochas descritas em um campo comercial de gás. Este campo é chamado de Barra Bonita e está localizado na porção central do Estado do Paraná. Neste campo, predominam no intervalo reservatório rochas arenosas de baixa permeabilidade/porosidade, com forte controle da mobilidade de fluídos através de fraturas. O intervalo estratigráfico do reservatório do campo foi interpretado como sendo a Formação Campo Mourão. Os afloramentos análogos foram selecionados não só por correlação estratigráfica com o campo produtor, mas também por apresentarem um sistema de fraturas marcante. A simulação de fluxo de hidrocarbonetos nestes afloramentos análogos produzirá informações pertinentes para a exploração do campo produtor? Com esta hipótese os resultados de diversos métodos aplicados na área de estudo serviram como base para a construção de um modelo numérico. Os dados coletados e analisados foram obtidos pelos seguintes métodos: descrição de testemunhos, ensaio de peso específico aparente, VSP (vertical seismic profile), interpretação de sísmica rasa, modelagem de fácies e corpos sedimentares. A integração e correlação dessas informações resultou em um modelo 3D de permeabilidade e porosidade. Para inserir fraturas neste modelo foi gerado um programa auxiliar chamado GeoGrid3D. Este visou não só inserir fraturas, mas também realizar transformações nas codificações dos dados para que o simulador Boast, de livre distribuição, fosse utilizado. Foram realizadas simulações de fluxo (gás) em quatro modelos 3D. Nestes foram variadas as características internas das fraturas frente ao comportamento hidráulico. Os resultados apresentados, pelas simulações, indicam que um reservatório análogo ao Campo de Barra Bonita terá maior produção de gás quando afetado por fraturas condutoras de fluídos do que sem a presença destas.Abstract: Widely used in the industry numerical simulation is one way to simulate a physical system by using a computer. This method allows reproducing and observing physical phenomena and also setting its construction parameters, without huge laboratory costs of building a real small scale prototype. Besides we can get valuable results soon and with low cost. A great interesting kind of simulation is hydrocarbon reservoir inference by the numerical model performance. The objetctive of reservoir simulation is to understand in a better way possible chemical, physical and flow circulation process parameters to allow future prediction of its behavior and improve hydrocarbon recuperation. One technique for reservoir numerical modeling is the use of analog data as a base for simulation. These piece of information can be acquired on wells drilled in a producing reservoir or can be derived by outcrop analog studies. Scarped regions usually show good outcrops like some rocks of Itarare Group – Parana Basin. At nearby Ponta Grossa city the Campo Mourão Formation, Itarare Group, outcrops rocks that carry analog characteristics to a commercial gas field. This field, named Barra Bonita, is located at Parana State central region. In this field sandstones with low permeability and porosity are described, within the reservoir interval, with flow mobility high conditioned by fractures. The reservoir stratigraphic level also was considered as Campo Mourão Formation. The outcrops are selected not only because its stratigraphic relation to a producer field, but also due to presence of fracture system. These several favorable characteristics for an analog study and results from eological and geophysical methods applied in this study area were used to the numerical model construction. The data used are: well samples description, specific weight test, vertical seismic profile, shallow seismic interpretation, sedimentary bodies and facies modeling. After integration and correlation of these several data a 3D model of permeability and porosity was built. For fracture insertion in this model a computer program was build (GeoGrid3D). This program inserts fracture information into the model and also transforms data into Boast's compatible format. Four flow (gas) simulations have been done. The only change between these simulations is the hydraulic behavior on the fractures. In conclusion, simulation results showed that the analog model of the Barra Bonita field will produce much more when affected by conduct fractures.135f. : il. [algumas color.], tabs., grafs.application/pdfDisponível em formato digitalReservatóriosGeologia - Métodos de simulaçãoSimulação por computadorGeologiaSimulação de fluxo em um modelo 3D análogo a um reservatório fraturado de gásinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesisporreponame:Repositório Institucional da UFPRinstname:Universidade Federal do Paraná (UFPR)instacron:UFPRinfo:eu-repo/semantics/openAccessORIGINALtese_bartoszeck_2009.pdfapplication/pdf9956381https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/23461/1/tese_bartoszeck_2009.pdfea4c321d580d14779b5dfc05f704963aMD51open accessTEXTtese_bartoszeck_2009.pdf.txtExtracted Texttext/plain188016https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/23461/2/tese_bartoszeck_2009.pdf.txt59d95806ed4a4db6938b0f1b48daa3adMD52open accessTHUMBNAILtese_bartoszeck_2009.pdf.jpgGenerated Thumbnailimage/jpeg1357https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/23461/3/tese_bartoszeck_2009.pdf.jpg8ec7a557bf68f7bfdbc3c7bd32331481MD53open access1884/234612024-10-10 15:37:54.475open accessoai:acervodigital.ufpr.br:1884/23461Repositório de PublicaçõesPUBhttp://acervodigital.ufpr.br/oai/requestopendoar:3082024-10-10T18:37:54Repositório Institucional da UFPR - Universidade Federal do Paraná (UFPR)false
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