Caracterização e modelagem geológica 3d de reservatórios turbidíticos e seus impactos na produção de petróleo
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Data de Publicação: | 2020 |
Tipo de documento: | Dissertação |
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Título da fonte: | Repositório Institucional da UFS |
Texto Completo: | https://ri.ufs.br/jspui/handle/riufs/14240 |
Resumo: | Over the years, with the improvement in high-resolution 3D-seismic data and extensive outcrop studies, the knowledge about turbidite channel deposits has considerably grown. Nevertheless, despite the technological and conceptual advances, the predictability of this kind of reservoir remains difficult, especially in exploration areas. The different types of stacking patterns and the variety of sediment fillings in these deposits generate internal heterogeneity that is difficult to identify with the limitation of hydrocarbon industry existing data. One way to analyze the connectivity of turbidity deposits, especially in zones with few drilled wells and without historical production data, is executing a formation test. In these type of reservoirs, 3D geological modelling and numeric simulation are tools that allow the realization of uncertainty analysis, varying the static geological parameters and the dynamic engineer ones, associated with production behavior in different existing scenarios. The objective of this paper is to evaluate the hydraulic communication degree of turbidity channel complexes in different stacking and filling scenarios, through numeric simulation of a formation test with constant production during a two hundred hours hydrocarbon-flow. The pattern alteration of turbidity channel deposits from a higher predominance of lateral migration to a greater vertical stacking made the confinement in these deposits to increase. The different occurrence of barrier scenarios generated smaller confinements, showing that in other to have a lot of influence in the hydraulic connectivity, the channel deposits must have very effective permeability barriers. The increase in permeability intensified the investigation range of the test, which found barriers more rapidly. The stacking pattern, along with the permeability variation, were the most influential factors in the results of the formation test. |
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Chaves, Otavio LeiteLima, Wagner SouzaParaizo, Paulo Lopes Brandão2021-05-12T18:12:22Z2021-05-12T18:12:22Z2020-02-10CHAVES, Douglas Barreto de. Caracterização e modelagem geológica 3d de reservatórios turbidíticos e seus impactos na produção de petróleo. 2020. 77 f. Dissertação (Mestrado em Geociências e Análise de Bacias) - Universidade Federal de Sergipe, São Cristóvão, SE, 2020.https://ri.ufs.br/jspui/handle/riufs/14240Autorização para publicação no Repositório da Universidade Federal de Sergipe (RI-UFS), concedida pelo autor.Over the years, with the improvement in high-resolution 3D-seismic data and extensive outcrop studies, the knowledge about turbidite channel deposits has considerably grown. Nevertheless, despite the technological and conceptual advances, the predictability of this kind of reservoir remains difficult, especially in exploration areas. The different types of stacking patterns and the variety of sediment fillings in these deposits generate internal heterogeneity that is difficult to identify with the limitation of hydrocarbon industry existing data. One way to analyze the connectivity of turbidity deposits, especially in zones with few drilled wells and without historical production data, is executing a formation test. In these type of reservoirs, 3D geological modelling and numeric simulation are tools that allow the realization of uncertainty analysis, varying the static geological parameters and the dynamic engineer ones, associated with production behavior in different existing scenarios. The objective of this paper is to evaluate the hydraulic communication degree of turbidity channel complexes in different stacking and filling scenarios, through numeric simulation of a formation test with constant production during a two hundred hours hydrocarbon-flow. The pattern alteration of turbidity channel deposits from a higher predominance of lateral migration to a greater vertical stacking made the confinement in these deposits to increase. The different occurrence of barrier scenarios generated smaller confinements, showing that in other to have a lot of influence in the hydraulic connectivity, the channel deposits must have very effective permeability barriers. The increase in permeability intensified the investigation range of the test, which found barriers more rapidly. The stacking pattern, along with the permeability variation, were the most influential factors in the results of the formation test.Com a melhoria dos dados sísmicos 3D de alta resolução, juntamente com o intenso estudo de afloramentos análogos, o conhecimento sobre os depósitos de canais turbidíticos cresceu bastante nos últimos anos. Porém, mesmo com esses avanços tecnológicos e conceituais, a previsibilidade para esse tipo de reservatório continua sendo muito difícil, principalmente, em áreas com caráter exploratório. Os diferentes tipos de padrões de empilhamentos, além da variedade de preenchimento sedimentar desses depósitos, geram heterogeneidades internas difíceis de serem identificadas devido a limitação dos dados existentes na exploração de hidrocarbonetos. Uma forma de analisar o grau de conexão dos depósitos turbidíticos, principalmente em áreas com poucos poços perfurados e sem histórico de produção, é realizando um teste de formação. A modelagem geológica 3D e a simulação de fluxo são ferramentas que possibilitam uma análise de incerteza associadas ao comportamento de produção de diferentes cenários de ocorrência desses reservatórios, variando os parâmetros estáticos da geologia e os parâmetros dinâmicos da engenharia de reservatório. O trabalho teve como objetivo verificar o grau de comunicação hidráulica nos diferentes cenários de empilhamentos e preenchimentos de complexos de canais, a partir da simulação numérica de um teste de formação com vazão de produção constante de duzentas horas de fluxo. A mudança na deposição do complexo canalizado com predominância de migração lateral para um contexto de maior empilhamento vertical fez com que o grau de confinamento aumentasse. Os diferentes cenários de ocorrência de barreiras geraram pequenos confinamentos, mostrando que para ter muita influência na conectividade hidráulica, os depósitos canalizados precisam de barreiras de permeabilidade bastante efetivas. O aumento da permeabilidade intensificou o alcance da investigação do teste, encontrando barreiras mais rapidamente. O padrão de empilhamento e a variação de permeabilidade foram os fatores mais influentes nos resultados do teste de formação.São Cristóvão, SEporGeociênciasSedimentos geológicosTurbiditosModelagem geológicaEngenharia do petróleoSedimentologyDeepwater deposits3D geological modellingNumerical flow simulationCIENCIAS EXATAS E DA TERRA::GEOCIENCIASCaracterização e modelagem geológica 3d de reservatórios turbidíticos e seus impactos na produção de petróleoinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisPós-Graduação em Geociências e Análise de BaciasUniversidade Federal de Sergipereponame:Repositório Institucional da UFSinstname:Universidade Federal de Sergipe (UFS)instacron:UFSinfo:eu-repo/semantics/openAccessORIGINALOTAVIO_LEITE_CHAVES.pdfOTAVIO_LEITE_CHAVES.pdfapplication/pdf5510242https://ri.ufs.br/jspui/bitstream/riufs/14240/2/OTAVIO_LEITE_CHAVES.pdfeb7020c01a6b0af219a289c0c8709b6dMD52LICENSElicense.txtlicense.txttext/plain; charset=utf-81475https://ri.ufs.br/jspui/bitstream/riufs/14240/1/license.txt098cbbf65c2c15e1fb2e49c5d306a44cMD51TEXTOTAVIO_LEITE_CHAVES.pdf.txtOTAVIO_LEITE_CHAVES.pdf.txtExtracted texttext/plain112580https://ri.ufs.br/jspui/bitstream/riufs/14240/3/OTAVIO_LEITE_CHAVES.pdf.txte3762fce08b779d583e212d141888d47MD53THUMBNAILOTAVIO_LEITE_CHAVES.pdf.jpgOTAVIO_LEITE_CHAVES.pdf.jpgGenerated Thumbnailimage/jpeg1370https://ri.ufs.br/jspui/bitstream/riufs/14240/4/OTAVIO_LEITE_CHAVES.pdf.jpg8d2e5bb397e850e5c30301a0a42bdb89MD54riufs/142402021-06-08 12:22:55.356oai:ufs.br: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Repositório InstitucionalPUBhttps://ri.ufs.br/oai/requestrepositorio@academico.ufs.bropendoar:2021-06-08T15:22:55Repositório Institucional da UFS - Universidade Federal de Sergipe (UFS)false |
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