Multiscale modeling of the hydromechanical behavior of fractured reservoirs
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| Data de Publicação: | 2022 |
| Tipo de documento: | Tese |
| Idioma: | eng |
| Título da fonte: | Repositório Institucional da UnB |
| Texto Completo: | http://repositorio2.unb.br/jspui/handle/10482/46468 |
Resumo: | Tese (doutorado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Civil e Ambiental, 2022. |
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Multiscale modeling of the hydromechanical behavior of fractured reservoirsReservatóriosHomogeneizaçãoModelagem multinívelSimulação (Computadores)Tese (doutorado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Civil e Ambiental, 2022.Uma parte significativa dos reservatórios geotérmicos e de petróleo e gás possuem fraturas naturais que impactam sua performance. Quando essas discontituidades se encontram na escala subsísmica, sua incorporação aos modelos numéricos é desafiadora, pois os custos computacionais de sua representação explícita são geralmente proibitivos. As soluções mais populares que consideram o efeito dessas fraturas de pequena escala são os modelos de dupla porosidade e o cálculo de propriedades equivalentes (upscaling). No entanto, enquanto os modelos de dupla porosidade consideram geometrias muito idealizadas e pouco representativas de redes de fraturas reais, as técnicas tradicionais de upscaling não são capazes de capturar a influência dinâmica das fraturas, cujas permeabilidades mudam continuamente durante a vida produtiva do reservatório. Esta tese desenvolve métodos e ferramentas computacionais para a modelização multiescala do comportamento hidromecânico de reservatórios contendo redes complexas de fraturas. O método multiescala adotado é uma adaptação do Médoto dos Elementos Finitos (MEF) multi-nível, em que a microescala e a macroescala são resolvidas simultaneamente com o FEM e acopladas de acordo com os princípios da homogenização. A modificação aqui proposta é denominada método Box multi-nível, pois o MEF foi substituído pelo método Box. Ao contrário das técnicas convencionais de upscaling, este método captura os efeitos dinâmicos das heterogeneidades sem a necessidade de definir modelos constitutivos para a macroescala. No nível do Volume Elementar Representativo (VER), as fraturas são geradas de maneira estocástica e representadas por elementos de interface. Um programa de código aberto foi estendido para comportar simulações hidromecânicas em meios fraturados elastoplásticos. Uma nova metodologia estatística baseada no Teorema do Limite Central para definir o tamanho do VER de meios fraturados estocásticos foi proposta. Além disso, dois métodos para a imposição de condições de contorno periódicas foram adaptados para meios contendo elementos de interface. Os métodos e ferramentas desenvolvidos foram aplicados em um caso sintético de depleção de um reservatório inspirado em um carbonato fraturado real. O método multiescala foi capaz de representar a perda de produtividade causada pelo fechamento das fraturas e a evolução anisotrópica dos campos de poropressão.Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq).A significant part of petroleum, gas, and geothermal reservoirs contain natural fractures that impact their performance. When these discontinuities fall on the sub-seismic scale, it is a challenge to incorporate them into numerical models, because the computational costs of their explicit representation are usually too high. Popular solutions that deal with the effect of these small-scale fractures are the dual-porosity approaches and classical flow-based upscaling. However, while the dual-porosity models disregard the geometrical complexity of real fracture networks, traditional upscaling can not capture the dynamic influence of the fractures, whose permeabilities change continuously during the reservoir’s productive life. This thesis is dedicated to the multiscale hydromechanical modeling of reservoirs containing complex fracture networks. The adopted multiscale method is an adaptation of the multi-level Finite Element Method (FEM), which solves both the macroscale and the microscale numerically and couples them according to the principles of homogenization. The modification proposed here is called the multi-level Box method because it replaces the FEM with the Box method, also called the control-volume FEM. Contrary to upscaling techniques, this method can capture the dynamic influence of the heterogeneities on the large-scale behavior without the need of defining equivalent constitutive laws. At the level of the REV, the fractures are generated stochastically and represented by interface elements. Major modifications were made to an open-source code to make the hydro-mechanical simulation of elastoplastic fractures possible. A new statistics-based methodology based on the Central Limit Theorem was proposed to define the REV of random fractured media. Also, two methods used to impose periodic boundary conditions on periodic and non-periodic meshes were adapted to domains containing interface elements. The developed tools and methods were applied to a synthetic case of depletion inspired by a real naturally fractured chalk reservoir. The multiscale method was able to represent the loss of productivity caused by depletion and the anisotropic evolution of the pore pressure field.Une partie importante des réservoirs de pétrole, de gaz et géothermiques contient des fractures naturelles qui ont un impact sur leur performance. Lorsque ces discontinuités se situent à l’échelle sub-sismique, leur incorporation aux modèles numériques pose un défi, car le coût de calcul de leur représentation explicite est généralement trop élevé. Les solutions populaires qui traitent de l’effet de ces fractures à petite échelle sont les approches à double porosité et l’obtention de propriétés constitutives équivalentes par changement d’échelle (upscaling). Pourtant, alors que les modèles à double porosité ne tiennent pas compte de la complexité géométrique des réseaux de fractures réels, les techniques traditionnelles de changement d’échelle ne peuvent pas capturer l’influence dynamique des fractures, dont la perméabilité change continuellement pendant l’exploitation du réservoir. Cette thèse est dédiée à la modélisation hydromécanique multi-échelle de réservoirs contenant des réseaux de fractures complexes. La méthode multi-échelle adoptée est une adapta tion de la méthode des éléments finis au carré, qui résout numériquement à la fois la macro-échelle et la micro-échelle et les couple selon les principes d’homogénéisation. La modification proposée ici s’appelle la méthode Box multi-niveaux car elle remplace la méthode des éléments finis par la méthode Box. Contrairement au changement d’échelle conventionnel, cette méthode permet de capturer l’influence dynamique des hétérogénéités sur le comportement à grande échelle sans qu’il soit nécessaire de définir des lois constitutives pour la macro-échelle. Au niveau du Volume Élémentaire Représentatif (VER), les fractures sont générées de manière stochastique et représentées par des éléments d’interface. Des modifications majeures ont été apportées à un code open-source pour permettre la simulation hydro-mécanique des milieux fracturés élastoplastiques. Une nouvelle méthodologie statistique basée sur le théorème de la limite centrale a été proposée pour définir le VER de milieux fracturés aléatoires. De plus, deux méthodes utilisées pour imposer des conditions aux limites périodiques sur des maillages périodiques et non-périodiques ont été adaptées aux domaines contenant des éléments d’interface.Faculdade de Tecnologia (FT)Departamento de Engenharia Civil e Ambiental (FT ENC)Programa de Pós-Graduação em GeotecniaCordão Neto, Manoel PorfírioPereira, Jean Michelanaloyolacr@gmail.comRios, Ana Carolina Loyola Caetano2023-09-12T20:44:22Z2023-09-12T20:44:22Z2023-09-122022-09-28info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesisapplication/pdfRIOS, Ana Carolina Loyola Caetano. Multiscale modeling of the hydromechanical behavior of fractured reservoirs. 2022. xxv, 178 f., il. Tese (Doutorado em Geotecnia) — Universidade de Brasília, Brasília, 2022.http://repositorio2.unb.br/jspui/handle/10482/46468enginfo:eu-repo/semantics/openAccessreponame:Repositório Institucional da UnBinstname:Universidade de Brasília (UnB)instacron:UNB2024-01-24T12:21:09Zoai:repositorio.unb.br:10482/46468Repositório InstitucionalPUBhttps://repositorio.unb.br/oai/requestrepositorio@unb.bropendoar:2024-01-24T12:21:09Repositório Institucional da UnB - Universidade de Brasília (UnB)false |
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