Ferramenta para caracterização de poros e fraturas em imagens microtomográficas de amostras de reservatórios de petróleo

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Bomfim, Letícia da Silva, 1995-
Data de Publicação: 2020
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
Texto Completo: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1638729
Resumo: Orientadores: Hélio Pedrini, Guilherme Daniel Avansi
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Há vários métodos laboratoriais existentes para obtenção desses dados, os quais podem ser manuais, por meio da injeção de líquidos e diferencial de pressão, ou então automáticos com o auxílio de imagens de alta qualidade, por exemplo, microtomografia computadorizada. A maioria das técnicas manuais causa danos às amostras devido às reações químicas que podem ocorrer entre o fluido injetado e a rocha. Neste trabalho, propomos um método não invasivo que permite a análise de estruturas internas das rochas e de suas características morfológicas. Para isso, desenvolvemos uma ferramenta automática para auxiliar a análise de imagens de microtomografia computadorizada em dois diferentes contextos: (i) os poros, extraindo-se características como porosidade, tamanho do poro e circularidade e (ii) as fraturas, analisando-se características como densidade, tamanho, angulação e tipo. A fim de identificar essas estruturas, utilizamos a técnica de segmentação pelo algoritmo de watershed e, em seguida, analisamos a geometria dos contornos extraídos com base no retângulo que engloba cada elemento da imagem. Assim, um ambiente foi desenvolvido para o tratamento e a análise das imagens microtomográficas, sendo capaz de auxiliar o profissional da área de rochas e fluidos a reduzir as incertezas inerentes à caracterização das amostras e, consequentemente, melhorar a confiabilidade do modelo e o poder de decisão ao longo da vida produtiva de um campo de petróleoAbstract: Samples of carbonate rocks collected from reservoirs can provide relevant information about the oil potential of the analyzed environment. Porosity is the ability of an oil reservoir to store fluids, constituting one of the most important properties during the geological characterization phase to estimate the presence and volume of hydrocarbons in the reservoir. There are several laboratory methods available for obtaining these data, which can be either manual, through the liquid injection and pressure differential, or automatic with the aid of high-quality images, for instance, computed microtomography. Most manual techniques cause damage to the samples due to the chemical reactions that can occur between the injected fluid and the rock. In this work, we propose a noninvasive method that allows the analysis of internal rock structures and their morphological characteristics. For this, we developed a tool for supporting the analysis of computed microtomography images in two different contexts: (i) the pores, extracting characteristics such as porosity, pore size and circularity and (ii) fractures, analyzing characteristics such as density, size, angulation and type. In order to identify these structures, we use the watershed segmentation technique and then we analyze the geometry from the extracted contours based on the bounding box that encompasses each image element. Thus, an environment was developed for the treatment and analysis of the images, which is capable of helping the rock and fluid professional to reduce the uncertainties inherent to the sample characterization and, consequently, to improve the reliability of the model and the decision power throughout the productive life of an oil fieldMestradoCiência da ComputaçãoMestra em Ciência da ComputaçãoCAPESFAPESP2018/01439-0[s.n.]Pedrini, Hélio, 1963-Avansi, Guilherme Daniel, 1984-Telles, Guilherme PimentelSantos, Rodrigo Mologni Gonçalves dosUniversidade Estadual de Campinas (UNICAMP). 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