[pt] A presença de fraturas naturais em reservatórios de petróleo pode gerar grandes impactos no deslocamento de fluidos em seu interior. Os maiores problemas estão na irregularidade da área varrida pelo fluido injetado, por exemplo, a água, e a antecipação dos breakthroughs, ou seja, a chegada precoce da água aos poços produtores. De modo a analisar o efeito promovido pela presença de fraturas no meio, foram simulados os dois modelos de simulação de fluxo em reservatórios fraturados: o modelo de dupla-porosidade (DP) e o modelo de dupla-porosidade e dupla-permeabilidade (DPDK), bem como outros dois modelos derivados do modelo DP, o modelo de Subdomínios (SD) e o modelo MINC (Multiple Interacting Continua). Também foram realizadas análises paramétricas para compreender o impacto de propriedades, como as permeabilidades tanto da matriz quanto da fratura e o espaçamento das fraturas, no comportamento do fluxo em reservatórios fraturados. A presença de corredores de fraturas (fracture swarms) foi, igualmente, avaliada, assim como seu efeito associado à presença de camadas de altíssima permeabilidade (super-K). Por fim, foi simulado um modelo mais complexo, denominado GTEP, o qual foi construído a partir de uma seção aplicada à simulação de um reservatório carbonático gigante do Oriente Médio, com o intuito de exemplificar a irregularidade da área varrida em reservatórios naturalmente fraturados. / [en] The presence of natural fractures in oil reservoirs can generate major impacts on the fluid displacement inside them. The greatest problems are irregularity in the area swept by the injected fluid, e.g. water, and breakthroughs anticipation, or early arrival of water to the producing wells. In order to analyze the effect of the presence of fractures in the medium, two flow models of fractured reservoirs were constructed: the dual-porosity model (DP) and the dual-porosity and dual permeability model (DPDK), as well as two other models derived from the DP model, Subdomains model (SD) and MINC model (Multiple Interacting Continua). Parametric analyzes were also conducted to comprehend the impact of properties, such as the matrix permeability, the fracture permeability and the fracture spacing, on the flow behavior in fractured reservoirs. The presence of fracture corridors (fracture swarms) was also evaluated in three models, as well as its effect associated with the presence of layers of high permeability, denoted super-K. Finally, a more complex model, called GTEP Field, was simulated, which was constructed from a section applied to the simulation of a giant carbonate reservoir in the Middle East, in order to illustrate the irregularity of the swept area in natural fractured reservoirs.

[pt] Os reservatórios não convencionais de folhelho possuem permeabilidades muito baixas sendo necessário fraturar hidraulicamente a formação para aumentar a permeabilidade e conseguir um melhor desempenho do poço. O fraturamento hidráulico em vários estágios criado a partir de um poço horizontal gera uma complexa rede de fraturas, com variadas condutividades dentro do volume de reservatório estimulado. Neste trabalho realizamos análises paramétricas para avaliar os efeitos no desempenho do poço produtor causadas pela variação dos diferentes parâmetros dentro da complexa rede de fraturas criada. Estes parâmetros foram principalmente: os espaçamentos na rede de fraturas (sem propante), a condutividade na rede de fraturas (sem propante), a condutividade das fraturas primárias (preenchidas com propante), os espaçamentos das fraturas primárias (preenchidas com propante), a variação da permeabilidade ao longo das fraturas primárias e finalmente a variação das pressões do fundo do poço. Entender as relações entre o tamanho da rede de fraturas, os espaçamentos, a distribuição do propante e a condutividade das fraturas são parâmetros chaves para definir estratégias de estimulação e completação. Finalmente se fez uma simulação com injeção de água avaliando o impacto que causa na recuperação total de óleo e gás, e analisamos a possibilidade de aplicar este método de recuperação num reservatório fraturado hidraulicamente. / [en] The shale reservoirs have ultralow permeability requiring hydraulically fracturing the formation to improve permeability and get a better well performance. The multistage hydraulic fractures system created from a horizontal well generates a complex fracture network with different conductivities within the stimulated reservoir volume. In this work we made parametric analyzes to assess the effects on producer well performance caused by the variation of different parameters within the complex network fractures created. These parameters were mainly: spacing in the un-propped fracture network, the conductivity in the unpropped fracture network, primary fracture conductivity, primary fracture spacing, the variation of permeability along the primary fractures and finally the variation of downhole pressures. Understanding the relationship between fracture network size, fracture spacing, proppant distribution, and fracture conductivity is critical to stimulation and completion design. Finally a simulation with water injection evaluating its impact on recovering oil and gas was carried out, and the possibility of applying this method of recovery in a fractured reservoir was evaluated.The shale reservoirs have ultralow permeability requiring hydraulically fracturing the formation to improve permeability and get a better well performance. The multistage hydraulic fractures system created from a horizontal well generates a complex fracture network with different conductivities within the stimulated reservoir volume. In this work we made parametric analyzes to assess the effects on producer well performance caused by the variation of different parameters within the complex network fractures created. These parameters were mainly: spacing in the un-propped fracture network, the conductivity in the unpropped fracture network, primary fracture conductivity, primary fracture spacing, the variation of permeability along the primary fractures and finally the variation of downhole pressures. Understanding the relationship between fracture network size, fracture spacing, proppant distribution, and fracture conductivity is critical to stimulation and completion design. Finally a simulation with water injection evaluating its impact on recovering oil and gas was carried out, and the possibility of applying this method of recovery in a fractured reservoir was evaluated.

[pt] Os reservatórios de petróleo do pré-sal brasileiro são encontrados em rochas carbonáticas localizadas em ambiente offshore na borda da plataforma continental. Com o fim de explorar essas jazidas de forma mais segura e rentável, é essencial representá-las corretamente nos modelos de simulação de escoamento. Entretanto, esta não é uma tarefa simples. Essas rochas carbonáticas recorrentemente apresentam fraturas e carstes nos quais o escoamento se comporta de forma diferente da simulação tradicional utilizando porosidade única. Para solucionar o problema, existem técnicas que representam o escoamento através dos diversos meios porosos. No entanto, essas modelagens inserem diversas complexidades para a correta caracterização das formações geológicas e da previsão da produção. Nesse trabalho são analisados os impactos que algumas das características das fraturas, da matriz e da malha de poços têm no resultado das simulações com dupla porosidade e permeabilidade. / [en] Petroleum reservoirs of the Brazilian pre-salt are found in carbonate rocks located offshore at the edge of the continental shelf. To optimize the exploitation of these reservoirs, it is of paramount importance to properly represent them in the flow simulation models. Nevertheless, this is not a straightforward task. Carbonate rocks usually present fractures and karsts, where flow differs from what is traditionally represented by single porosity reservoir simulators. With the purpose of better modelling the fluid flow behavior through multiple media, alternative techniques exist. However, these alternatives require additional complexities and variables for the adequate characterization of the geologic formations and production forecast. In this work, the impact that some of the fracture and matrix characteristics and the well positioning have on the results of dual-porosity and dual-permeability simulations is addressed.