Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:32:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MontoyaMoreno_JuanManuel_M.pdf: 2098742 bytes, checksum: c03cbaf7c1d95c189a074da09d33d7dd (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: A injeção de água tem sido um método de recuperação de petróleo muito usado na industria do petróleo. Um dos principais problemas associados a este método e a perda da injetividade. Diferentes procedimentos tem sido propostos para minimizar os efeitos de tal perda, um dos quais e a injeção acima da pressão de fratura, que consiste em injetar água com pressão suficiente para criar canais de alta condutividade, com o objetivo de restaurar a injetividade inicial do poço. Este procedimento tem se mostrado viável, tendo como vantagem à manutenção da injetividade em valores similares aos iniciais, embora apresente dificuldade de modelagem e incertezas em relação à eficiência de varrido, ao comportamento da frente de avanço da fratura e a influencia desta na recirculação da água. Uma forma adequada de modelar esse fenômeno e a integração da geomecanica com a simulação de escoamento, mas este tipo de abordagem envolve maior custo computacional, alem de não ter sido completamente implementado em aplicações comerciais, o que dificulta aplicações praticas. Outras diferentes técnicas de simulação são usadas para modelar o fenômeno, tais como modificadores de transmissibilidade associados a refinamentos locais de malha. Neste trabalho, e proposta a simulação da fratura por meio do uso de um poço horizontal virtual, usando um simulador comercial de escoamento e um software para simulações de processos de faturamento hidráulico acoplados explicitamente. De inicio, modela-se a perda de injetividade num poço injetor de água e, junto com o modelo geomecanica de fratura, usam-se modificadores de transmissibilidade para modelar a fratura como modelo de referencia. Posteriormente, introduz-se um modelo de fratura representado por um poço horizontal virtual mediante programação em simuladores comerciais. Os resultados mostram que o poço horizontal virtual representa adequadamente o comportamento da fratura em relação ao modelo de modificadores de transmissibilidade, evitando necessidade de refinamentos locais, tornando-se uma ferramenta útil para simular casos de campo em grande escala. Palavras-Chave: simulação de reservatório; injeção de água; perda de injetividade; injeção de água acima da pressão de fratura; geomecanica. / Abstract: Water injection has been the most used method to improve oil recovery. The main problem of this method, related directly with operational efficiency, is the injectivity loss which is the loss of capacity to maintain water injection rates due to formation damage. Different models have been proposed to minimize the injectivity loss effects due to its high economic impact on oil production. One of these methods is water injection above formation parting pressure. It consists in creating high conductivity channels inside the reservoir to restore or to increase well injectivity. This method has advantages associated with injectivity maintenance but it is difficult to model and it presents uncertainties in relation to sweep efficiency, to fracture tip behavior and its influence on the water re-circulation. One way to model the problem is the integration of geomechanical and flow simulation, but it requires a higher computation time and it has not been completely implemented in commercial simulators. Different techniques are used to model the water injection above formation parting pressure, such as transmissibility modifiers associated with local grid refinement. In this work, a methodology is proposed for fracture simulation using both numerical fluid flow and geomechanical simulators, coupled explicitly, using a virtual well to model the fracture. Initially, injectivity loss is modeled and, along with geomechanical fracture model, transmissibility modifiers are used to model the fracture. This model represents the reference fracture model. Then, the fracture is represented by a virtual horizontal well, allowing easy implementation into commercial simulators. The results show that the virtual horizontal well represents adequately the fracture's behavior given by the reference model, avoiding local grid refinement and, allowing full field scale simulations without simulation grid modification. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T14:20:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Grecco_ConstantinoBornia_M.pdf: 11107825 bytes, checksum: a7e93880683d25011e16d6e8aaab8be3 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico de produção consiste em modificar um modelo de simulação de reservatório para que ele fique consistente com os dados de produção, dentro das restrições observadas na fase de caracterização geológica. Essa técnica é limitada, principalmente em campos antigos, quando o histórico de produção não é muito confiável, ou no início de produção, quando há menos dados observados e as incertezas são maiores. O advento de novas tecnologias para obtenção de dados de saturação no decorrer da vida produtiva dos reservatórios, como é o caso da sísmica 4D e das ferramentas de perfilagem TDT/TDM, ajudou a superar algumas dificuldades da fase de construção do modelo geológico, mas o grande desafio tem sido em utilizar esses dados de maneira a beneficiar a produção de petróleo. Metodologias de ajuste de histórico utilizando dados de saturação da sísmica 4D já são encontrados na literatura, mas nenhum trabalho foi encontrado utilizando os dados de perfis. A vantagem dos dados de perfilagem é a maior precisão, mas, por outro lado, as informações são limitadas a alguns pés ao redor dos poços. O objetivo deste trabalho é integrar o processo tradicional de ajuste de histórico com dados de saturação de perfis, desenvolvendo modelos de simulação mais precisos, produzindo previsões de produção mais confiáveis e facilitando futuras tomadas de decisão. Os dados de saturação são utilizados como um novo parâmetro a ser ajustado e como uma ferramenta auxiliar para a definição das regiões críticas do reservatório, que serão alteradas. Uma metodologia de ajuste de histórico assistido utilizando dados de saturação, linhas de fluxo e um algoritmo de otimização é proposta e aplicada a um modelo sintético de reservatório. Parâmetros do processo são estudados e detalhados, achando a melhor maneira de usar os dados. O modelo também é ajustado sem o uso de informações de saturação e previsões dos modelos ajustados são comparadas, mostrando os benefícios e restrições da nova metodologia. / Abstract: In the production history matching process, the reservoir simulation model is modified in a way that it becomes consistent with production data, keeping the observed restrictions of the geological characterization phase. This technique is limited, mainly in mature fields, when the production history is not reliable, or in the beginning of production, when there are only a few observed data and uncertainties are higher. The development of new saturation data acquisition tools, such as 4D seismic and TDT/TDM logging tools helped to overcome some difficulties in the geologic model construction phase but the great challenge is how to use this data in a way to improve the petroleum production. History matching methodologies integrated with saturation data from 4D seismic are available in literature but no publications that utilize saturation data obtained from well logging were found. The advantage of the logging tools is the data accuracy but, on the other hand, it is limited to a few feet around the wells. The main objective of this project is to integrate the traditional history matching process with logging saturation data, developing more reliable simulation models and production forecasts and assisting future decision making processes. The saturation data is utilized as a new parameter to be matched as well as an auxiliary tool to help to determine critical regions which will be modified. An assisted history matching methodology utilizing saturation data, streamlines and an optimization algorithm is proposed and applied to a synthetic reservoir model. Parameters of the process are studied and detailed, finding the best way to use the data. The model is also history matched with no saturation information and predictions of the matched models are compared, showing the benefits and restrictions of the new methodology. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geonciências / Made available in DSpace on 2018-08-25T02:58:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barreto_CarlosEduardoAndradeGomes_D.pdf: 32862139 bytes, checksum: a675c53341d5c762ef1540a698f013c6 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O posicionamento de válvulas de controle ao longo de poços de petróleo é baseado na viabilidade econômica de sua instalação para melhorar o desempenho da produção considerando o controle do escoamento do reservatório para o poço. Para tomar a decisão de instalar essas válvulas, frequentemente, a simulação de reservatórios é utilizada para representar a operação do sistema produtivo e auxiliar a estimativa dos benefícios econômicos e a avaliação de risco de fazer os investimentos requeridos. Entretanto, para casos específicos, o elevado número de variáveis envolvidos na solução deste problema e a relação entre os recursos computacionais disponíveis e o tempo necessário para avaliação fazem com que métodos tradicionais de otimização e seleção demandem muito esforço computacional sendo até inviáveis para algumas aplicações. Este trabalho propõe um método de otimização que utiliza dados técnicos e econômicos gerados na previsão do comportamento do reservatório para auxiliar na otimização e seleção de válvulas de controle em poços produtores. O principal objetivo do método é reduzir o número de variáveis do problema e o espaço de busca das variáveis delimitando regiões com maiores potenciais para serem analisadas. Selecionam-se quais regiões dos poços tem maior potencial de avaliação a partir do uso de indicadores de produção e econômicos. Com esta análise, a otimização é realizada por partes, privilegiando inicialmente as análises nas regiões com maior potencial e seguindo na direção das regiões com menor potencial até não ser mais encontrada a viabilidade de aplicação de válvulas. Cada região é otimizada de forma isolada. Isto evita a análise de regiões com menor potencial mesmo antes de avaliações em regiões potencialmente viáveis. Para avaliar a eficiência do método, os resultados encontrados são comparados com resultados gerados por um algoritmo evolucionário. A metodologia é aplicada em casos simples para avaliar o desempenho do método e melhor comparar com as repostas do algoritmo evolucionário e é aplicada em casos mais complexos para avaliar o desempenho do método em condições mais próximos aos reais. Os resultados para o caso simples mostraram que o método proposto atingiu soluções similares aos encontrados pelo algoritmo evolucionário, mas com um número de simulações reduzido. Já para o caso mais complexo, os resultados apresentados pelo método proposto foram superiores e o algoritmo evolucionário apresentou dificuldade em solucionar o problema com o número máximo de simulações permitidas. O uso de dados técnicos e econômicos auxiliou de forma relevante na evolução do método de otimização, uma vez que reduziram o número de variáveis e o espaço de busca. Em cada caso, as os indicadores das alternativas testadas se mantiveram próximas aos da solução otimizada desde o início da simulação e não houve uma dispersão significativa, comparando com as soluções testadas pelo algoritmo evolucionário. Além disso, as avaliações mostram que o valor presente líquido de um projeto pode aumentar significativamente com a inclusão de válvulas de controle. Observa-se também uma influência significativa do cenário econômico no resultado das otimizações. Portanto, o método proposto pode ser utilizado em problemas reais com relevantes restrições computacionais e de tempo ao invés do uso de métodos tradicionais de otimização. Conclui-se que o método de otimização proposto atingiu os objetivos de ser eficiente na busca da solução ótima com um número reduzido de simulações de reservatórios. O uso de indicadores para guiar o método de otimização reduz o espaço de busca e evita a avaliação de alternativas com baixo potencial de aplicação. A otimização por partes é um instrumento que pode ser utilizado na otimização de válvulas de controle e auxilia na melhoria do desempenho do processo como um todo e, se bem utilizado, não interfere negativamente na obtenção de soluções próximas à ótima. Além disso, o uso de válvulas de controle se mostra viável em casos específicos, principalmente em casos em que existe uma restrição na vazão da plataforma. As válvulas de controle também são eficientes no aumento da produção total de óleo e na redução da vazão de água nos anos logo após a chegada de água, apesar de a produção total de água possa ser maior / Abstract: The selection of number and position of inflow control valves in petroleum wells is complex and involves a high number of analyses to determine their viability of installation. Reservoir simulation can be used to represent valve operation and forecast production to evaluate the benefits in long terms. However, in specific cases, the high number of variables involved in this type of problem associated with the usual time-consuming of a single reservoir simulation made traditional optimization methods inefficient to solve the problem within an adequate time frame. This work proposes a dynamic optimization process that uses economic and technical indicators to speed up the process. The main ideia is to improve the exploration efficiency of the search space by selecting more potential well regions to start the process and to use an optimization workflow that splits the whole optimization in some suboptimization processes to evaluate each region at time. To assess the effectiveness of the proposed method, its results are checked by comparing them with those of an evolutionary algorithm using a simple example. The methodology is also applied in a more complex example with different geological scenarios. The results show that the proposed method achieves good results when compared with the evolutionary algorithm results. The design optimization in the complex example shows that the dynamic process is able to significantly increase the Net Present Value of the field with an acceptable number of simulation runs. It is also shown that the use of economic and technical indicators can be applied to reduce the number of variables of the problem, to define suitable constraints for each variable and to help the initial guess of seeds for the optimization method. It is concluded that the proposed methodology can be efficiently used to optimize inflow control valve design in cases in which computational resources and available time are limited. The use of indicators to better explore the search space is a viable way to selected more potential alternatives to be analyzed. The division of the whole optimization process in smaller pieces is an alternative to reduce the number of variables and to make faster evaluation, whitout loosing precision. In addition, the application of valves can improve total oil production, to retard water breakthrough and to reduce the water flow rate in the begginig of the water production, even with an increase in the total water production / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T09:23:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carron_AndreLeite_M.pdf: 8033279 bytes, checksum: a18ba3ff68a3708a51f85eb0d5a69d3c (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Quando um campo de petróleo desenvolvido atinge uma ou mais limitações de produção, muitas vezes é necessário considerar o aumento da capacidade de produção, adequando as instalações à nova realidade. Entretanto, antes de tomar a decisão, uma avaliação do comportamento futuro dos poços e consequente revisão de operações são recomendadas. A identificação de como cada um deles contribui para o campo é importante para melhorar a estratégia de explotação. Este trabalho apresenta uma metodologia para melhorar a recuperação de petróleo e indicadores econômicos para campos desenvolvidos, baseada principalmente na integração de modelagem de reservatório e instalações de produção permitindo um melhor equilíbrio de fluidos de produção e injeção. Mapas de qualidade, simulação numérica, identificação de linhas de fluxo e técnicas de otimização foram utilizados para melhorar a estratégia de explotação desses campos de petróleo. Mapas de qualidade são úteis para indicar regiões potenciais e a simulação por linhas de fluxo quantifica a relação entre produtores e injetores. O desempenho dos poços (produtores e injetores) são calculados através da simulação numérica permitindo ordená-los, a fim de aplicar um processo de otimização em que as ações de cada par produtor-injetor são tomadas simultaneamente para acelerar o processo. Foi desenvolvida uma metodologia aplicada a um modelo de reservatório, onde se obteve um maior valor presente líquido, aumento da produção de óleo e gás, juntamente com a menor produção de água. Também foi possível testar a capacidade de produção de água aumentada. A metodologia mostra-se aplicável a reservatórios que operam em cenários de limitações de produção, indicando que o simples aumento da capacidade nem sempre é a única ou a melhor solução, devendo ser colocado num contexto mais amplo. Além disso, a aplicação da metodologia é suficientemente rápida para ser testada de forma contínua na avaliação dos reservatórios desenvolvidos / Abstract: When a developed oil field reaches one or more production constraints, in many cases it is necessary to consider increasing this limit considering updated conditions. Before making the decision, an evaluation of wells future behavior and consequent operation changes are recommended. The identification of how each well is contributing to the field is important to change production strategy and to make better use of facilities. This work shows a methodology to improve oil recovery and economic indicators of developed fields based mainly on the integration of reservoir modeling and production facilities allowing a better balance of production and injection fluids. Quality map, streamlines identification, numerical simulation and optimization techniques were used to improve the production strategy of these oil fields. Quality maps are useful to indicate potential regions and streamline simulation quantifies relation between producers and injectors wells. Wells (producers and injectors) performance are calculated with numerical simulation and used to rank wells in order to apply actions that yield to an optimization process where changes on each producer-injector pair are taken simultaneously to speed up the process. It was developed a methodology which was applied to a reservoir model where it was obtained a higher net present value, oil and gas production along with lower water production; it also allowed testing increased production capacity. The presented methodology is applicable to reservoirs operating under production constraints scenarios, indicating that increasing of capacity is not always the better solution and it should be placed in a broader context of optimization. Furthermore, it is fast enough to be tested continuously in the evaluation of developed reservoirs / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

[pt] A simulação numérica é uma ferramenta essencial para a engenharia de reservatórios moderna, em particular no desenvolvimento de campos de óleo marítimos. A maioria das simulações de reservatórios utilizam malhas estruturadas em três dimensões, com tamanho variando de alguns milhares a dezenas de milhões de células. Algumas simulações apresentam um alto custo computacional que pode dificultar os estudos de desenvolvimento de um campo, mesmo com a alta capacidade computacional disponível hoje. Malhas de simulação não-estruturadas são uma alternativa para reduzir o tamanho dos modelos de reservatórios (e, consequentemente, o tempo de execução das simulações), sem sacrificar a qualidade dos resultados. Este trabalho utiliza malhas de Voronoi, também conhecidas como malhas de bissetores perpendiculares, uma vez que suas propriedades permitem simplificar as equações discretizadas do escoamento em comparação com outros tipos de malhas não-estruturadas. Dois passos são críticos para a criação de um modelo não-estruturado de reservatórios a partir de um modelo geológico refinado: geração da malha e transferência de escala das propriedades. A maioria dos métodos propostos para ambas as tarefas utilizam informações de simulações na malha refinada. Embora essa abordagem apresente bons resultados, pode ser muito custosa e precisa ser refeita caso haja alterações significativas nas condições de escoamento. Este trabalho discute técnicas para geração de malha e transferência de escala que não dependam de simulações na escala fina. As técnicas utilizam apenas a distribuição de propriedades de reservatórios e o posicionamento de poços, falhas e outras feições discretas. A abordagem adotada para geração da malha parte de uma disposição regular de pontos que são redistribuídos de acordo com um mapa de espaçamento previamente definido. Dois algoritmos iterativos para redistribuição desses pontos baseados em modelos físicos são propostos. Diversos critérios de espaçamento também são investigados. Dois algoritmos de transferência de escala em malhas não-estruturadas são propostos. Estes métodos se baseiam nas técnicas de Cardwell and Parsons e de renormalização para transferência de escala em malhas estruturadas. Por fim, exemplos representativos são utilizados para demonstrar as potencialidades e eficácia das estratégias propostas. / [en] Numerical simulation represents an essential tool for modern reservoir engineering, especially for the development of offshore oil fields. Most reservoir simulations are performed on three-dimensional structured grids, with a size ranging from a few thousands to tens of millions of cells. Some simulations can have a high computational cost that hinders the field development studies, even using the processing power available nowadays. Unstructured meshes are an effective alternative to reduce the size of reservoir models (and, consequently, the overall simulation time) without sacrificing the quality of the results. In this work, we adopt Voronoi meshes, also known as perpendicular bisector grids, since their properties simplify the discretized flow equations in reservoir simulations when compared to other types of unstructured meshes. Two main steps are critical to creating an unstructured reservoir model from a refined geological model: grid generation and upscaling of the reservoir properties. Most methods employed for both steps rely on information obtained from simulations using fine-scale meshes. Although this approach yields good results, it can be time-consuming and may be optimal only for the specified set of flow conditions. This work discusses the generation of unstructured grids and upscaling techniques that do not require any previous simulations. Instead, they are based only on reservoir property distributions and the location of discrete features such as wells and faults. The proposed grid generation strategy starts from a regular set of points and then redistributes them according to a previously defined spacing map. Two iterative redistribution algorithms based on physical models are presented, and several criteria for spacing maps are also investigated. Two upscaling algorithms for unstructured grids are proposed, based on the Cardwell and Parsons and renormalization techniques for structured meshes. Finally, representative examples are presented to demonstrate the capabilities and effectiveness of the proposed strategies.

[pt] O sequestro de dióxido de carbono (CO2) em campos de petróleo já desenvolvidos é considerado uma das opções para mitigar o CO2 antropogênico expelido na atmosfera. O CO2 tem sido utilizado como fluido de injeção em operações de recuperação avançada de petróleo com CO2 (CO2-EOR). Como parte deste processo, o CO2 reage com o óleo que expande seu volume, reduz sua viscosidade e a tensão interfacial CO2/óleo, tornando mais fácil sua recuperação. Enquanto, quantidades significativas de CO2 ficam retidas no reservatório. O objetivo desses projetos é maximizar a produção de óleo, minimizando a injeção de CO2. No entanto, em projetos de sequestro para maximizar a produção de óleo com a maior quantidade de armazenamento de CO2, o gás injetado requer ser maximizado. O objetivo desta pesquisa é entender melhor o potencial tanto para a recuperação avançada de óleo e armazenamento de CO2, por meio da simulação da CO2-EOR. Para atingi-lo propõe-se os seguintes objetivos específicos: (1) caracterização dos fluidos, modelagem do comportamento de fases dos fluidos usando a equação de estado (EOS) para aplicação confiável na simulação composicional; (2) investigar diferentes processos EOR, injeção contínua de gás (CGI) e injeção alternada de água e gás (WAG); e, (3) otimização do desempenho do processo CO2-EOR e a avaliação da capacidade de armazenamento de CO2 durante a produção de óleo. Os seguintes parâmetros foram considerados no estudo da otimização: i) miscibilidade; ii) a injeção cíclica; iii) a taxa de injeção e produção; iv) segregação gravitacional; v) tipo, número e locação dos poços de injeção e produção; e, vi) razão de WAG e tamanhos dos slugs. São necessárias um grande número de simulações para alcançar uma compreensão abrangente e avaliar as diferentes estratégias de injeção e tempo de injeção, em otimização de recuperação de óleo e capacidade de armazenamento de CO2. / [en] Sequestration of carbon dioxide (CO2) into already developed oil fields is considered as one of the option for mitigating anthropogenic CO2 discharge into the atmosphere. In Carbon dioxide Enhance Oil Recovery (CO2-EOR) operations the CO2 has been used as the injection fluid. As part of this process, the CO2 reacts with the oil that increases its volume, reduces its viscosity and interfacial tension CO2/oil, making easier oil recovery. While, significant quantities of CO2 remain sequestered in the reservoir. The goal of such projects is maximizing the oil production and minimizing the CO2 injection. However, in sequestration projects, for maximum oil production with the highest amount of CO2 storage, the injected CO2 requires to be maximized. The goal of this research is to better understand the potential for both enhanced oil recovery and storage of CO2, through the CO2-EOR simulation. To achieve it propose the following specific objectives: (1) the characterization fluids, modeling of fluid phase behavior using equation of state (EOS) for reliable application on the compositional simulation; (2) investigate different EOR processes, continuous gas injection (CGI) and water alternating gas (WAG) injection; and, (3) optimization the CO2-EOR process performance and evaluation of the CO2 storage capacity during oil production. The following parameters were considered in the optimization study: i) miscibility; ii) cyclic injection; iii) injection and production rate; iv) gravity override; v) type, number and location of injection and production wells; and, vi) WAG ratios and WAG slug sizes. A number of simulations are required to achieve comprehensive understanding and evaluate the different injection strategies and injection timing, on optimization of oil recovery and CO2 storage capacity.

In this thesis a multiscale mixed method aiming at the accurate approximation of velocity and pressure fields in heterogeneous porous media is proposed, the Multiscale Robin Coupled Method (MRCM). The procedure is based on a new domain decomposition method in which the local problems are subject to Robin boundary conditions. The method allows for the independent definition of interface spaces for pressure and flux over the skeleton of the decomposition that can be chosen with great flexibility to accommodate local features of the underlying permeability fields. Numerical simulations are presented aiming at illustrating several features of the new method. We illustrate the possibility to recover the multiscale solution of two wellknown methods of the literature, namely, the Multiscale Mortar Mixed Finite Element Method (MMMFEM) and the Multiscale Hybrid-Mixed (MHM) Finite Element Method by suitable choices of the parameter b in the Robin interface conditions. Results show that the accuracy of the MRCM depends on the choice of this algorithmic parameter as well as on the choice of the interface spaces. An extensive numerical assessment of the MRCM is conduct with two types of interface spaces, the usual piecewise polynomial spaces and the informed spaces, the latter obtained from sets of snapshots by dimensionality reduction. Different distributions of the unknowns between pressure and flux are explored. The results show that b, suitably nondimensionalized, can be fixed to unity to avoid any indeterminacy in the method. Further, with both types of spaces, it is observed that a balanced distribution of the interface unknowns between pressure and flux renders the MRCM quite attractive both in accuracy and in computational cost, competitive with other multiscale methods from the literature. The MRCM solutions are in general only global conservative. Two postprocessing procedures are proposed to recover local conservation of the multiscale velocity fields. We investigate the applicability of such methods in highly heterogeneous permeability fields in modeling the contaminant transport in the subsurface. These methods are compared to a standard procedure. Results indicate that the proposed methods have the potential to produce more accurate results than the standard method with similar or reduced computational cost. / Nesta tese é proposto um método misto multiescala visando a aproximação precisa de campos de velocidade e pressão em meios porosos altamente heterogêneos, o método Multiscale Robin Coupled Method (MRCM). Este procedimento é baseado em um novo método de decomposição de domínio no qual os problemas locais são definidos com condições de contorno de Robin. O método permite a definição independente de espaços de interface para pressão e fluxo sobre o esqueleto da decomposição que pode ser escolhida com grande flexibilidade para acomodar características locais dos campos de permeabilidade subjacentes. Simulações numéricas são apresentadas visando ilustrar várias características do novo método. Ilustramos a possibilidade de recuperar a solução multiescala de dois métodos bem conhecidos da literatura, a saber, o Multiscale Mortar Mixed Finite Element Method (MMMFEM) e o Multiscale Hybrid-Mixed (MHM) Finite Element Method por escolhas adequadas do parâmetro b nas condições da interface de Robin. Os resultados mostram que a precisão do MRCM depende da escolha deste parâmetro algorítmico, bem como da escolha dos espaços de interface. Uma extensa avaliação numérica do MRCM é conduzida com dois tipos de espaços de interface, os usuais espaços polinomiais por partes e os espaços informados, este último obtidos a partir da redução de dimensionalidade de conjutos de espaços de snapshots. Diferentes distribuições de incógnitas entre pressão e fluxo são exploradas. Os resultados mostram que b, adequadamente adimensionalizado, pode ser fixado em unidade para evitar qualquer indeterminação no método. Além disso, com ambos os tipos de espaços, observa-se que uma distribuição equilibrada de incógnita entre pressão e fluxo nas interfaces torna o MRCM bastante atraente tanto em precisão quanto em custo computacional, competitivo com outros métodos multiescala da literatura. As soluções MRCM são, em geral, apenas globalmente conservativas. Dois procedimentos de pós-processamento são propostos para recuperar a conservação local dos campos de velocidade multiescala. Investigamos a aplicabilidade de tais métodos em campos de permeabilidade altamente heterogêneos na modelagem do transporte de contaminantes na subsuperfície. Esses métodos são comparados a um procedimento padrão da literatura. Os resultados indicam que os métodos propostos têm o potencial de produzir resultados mais precisos do que o método padrão com custo computacional similar ou reduzido.

There are two big challenges which restrict the extensive application of fully coupled geomechanics-reservoir modeling. The first challenge is computational effort. Consider a 3-D simulation combining pressure and heat diffusion, elastoplastic mechanical response, and saturation changes; each node has at least 5 degrees of freedom, each leading to a separate equation. Furthermore, regions of large p, T and σ′ gradients require small-scale discretization for accurate solutions, greatly increasing the number of equations. When the rock mass surrounding the reservoir region is included, it is represented by many elements or nodes. These factors mean that accurate analysis of realistic 3-D problems is challenging, and will so remain as we seek to solve larger and larger coupled problems involving nonlinear responses. To overcome the first challenge, the displacement discontinuity method is introduced wherein a large-scale 3-D case is divided into a reservoir region where Δp, ΔT and non-linear effects are critical and analyzed using FEM, and an outside region in which the reservoir is encased where Δp and ΔT effects are inconsequential and the rock may be treated as elastic, analyzed with a 3D displacement discontinuity formulation. This scheme leads to a tremendous reduction in the degrees of freedom, yet allows for reasonably rigorous incorporation of the reactions of the surrounding rock. The second challenge arises from some forms of numerical instability. There are actually two types of sharp gradients implied in the transient advection-diffusion problem: one is caused by the high Peclet numbers, the other by the sharp gradient which appears during the small time steps due to the transient solution. The way to eliminate the spurious oscillations is different when the sharp gradients are induced by the transient evolution than when they are produced by the advective terms, and existing literature focuses mainly on eliminating the spurious spatial temperature oscillations caused by advection-dominated flow. To overcome the second challenge, numerical instability sources are addressed by introducing a new stabilized finite element method, the subgrid scale/gradient subgrid scale (SGS/GSGS) method.

There are two big challenges which restrict the extensive application of fully coupled geomechanics-reservoir modeling. The first challenge is computational effort. Consider a 3-D simulation combining pressure and heat diffusion, elastoplastic mechanical response, and saturation changes; each node has at least 5 degrees of freedom, each leading to a separate equation. Furthermore, regions of large p, T and σ′ gradients require small-scale discretization for accurate solutions, greatly increasing the number of equations. When the rock mass surrounding the reservoir region is included, it is represented by many elements or nodes. These factors mean that accurate analysis of realistic 3-D problems is challenging, and will so remain as we seek to solve larger and larger coupled problems involving nonlinear responses. To overcome the first challenge, the displacement discontinuity method is introduced wherein a large-scale 3-D case is divided into a reservoir region where Δp, ΔT and non-linear effects are critical and analyzed using FEM, and an outside region in which the reservoir is encased where Δp and ΔT effects are inconsequential and the rock may be treated as elastic, analyzed with a 3D displacement discontinuity formulation. This scheme leads to a tremendous reduction in the degrees of freedom, yet allows for reasonably rigorous incorporation of the reactions of the surrounding rock. The second challenge arises from some forms of numerical instability. There are actually two types of sharp gradients implied in the transient advection-diffusion problem: one is caused by the high Peclet numbers, the other by the sharp gradient which appears during the small time steps due to the transient solution. The way to eliminate the spurious oscillations is different when the sharp gradients are induced by the transient evolution than when they are produced by the advective terms, and existing literature focuses mainly on eliminating the spurious spatial temperature oscillations caused by advection-dominated flow. To overcome the second challenge, numerical instability sources are addressed by introducing a new stabilized finite element method, the subgrid scale/gradient subgrid scale (SGS/GSGS) method.

Modern reservoir management typically involves simulations of geological models to predict future recovery estimates, providing the economic assessment of different field development strategies. Integrating reservoir data is a vital step in developing reliable reservoir performance models. Currently, most effective strategies for traditional manual history matching commonly follow a structured approach with a sequence of adjustments from global to regional parameters, followed by local changes in model properties. In contrast, many of the recent automatic history matching methods utilize parameter sensitivities or gradients to directly update the fine-scale reservoir properties, often ignoring geological inconsistency. Therefore, there is need for combining elements of all of these scales in a seamless manner. We present a hierarchical streamline-assisted history matching, with a framework of global-local updates. A probabilistic approach, consisting of design of experiments, response surface methodology and the genetic algorithm, is used to understand the uncertainty in the large-scale static and dynamic parameters. This global update step is followed by a streamline-based model calibration for high resolution reservoir heterogeneity. This local update step assimilates dynamic production data. We apply the genetic global calibration to unconventional shale gas reservoir specifically we include stimulated reservoir volume as a constraint term in the data integration to improve history matching and reduce prediction uncertainty. We introduce a novel approach for efficiently computing well drainage volumes for shale gas wells with multistage fractures and fracture clusters, and we will filter stochastic shale gas reservoir models by comparing the computed drainage volume with the measured SRV within specified confidence limits. Finally, we demonstrate the value of integrating downhole temperature measurements as coarse-scale constraint during streamline-based history matching of dynamic production data. We first derive coarse-scale permeability trends in the reservoir from temperature data. The coarse information are then downscaled into fine scale permeability by sequential Gaussian simulation with block kriging, and updated by local-scale streamline-based history matching. he power and utility of our approaches have been demonstrated using both synthetic and field examples.