[pt] Rochas carbonáticas possuem atributos únicos que as distinguem das siliciclasticas e necessitam de diferentes métodos de estudo para caracterizar sua textura. Rochas carbonáticas são resultado de interações entre processos deposicionais químicos e biológicos. Os processos diagenéticos que formam e alteram estas rochas contribuem para o acúmulo de heterogeneidades. Devido ao alto teor de heterogeneidade, as propriedades medidas (e.g. porosidade e permeabilidade) variam com a escala de investigação e estudos com o compromisso a significância dos detalhes e representação espacial. Ampliar uma escala menor para maior, exige procedimentos que preservem a essência dos processos físicos de um nível mais detalhada para um mais grosseiro. Métodos simplificados para dimensionar propriedades não aditivas em outras escalas, tal como permeabilidade, geralmente não honram a heterogeneidade presente em sistemas complexos. Com isso a dinâmica dos fluidos em rochas complexas exige abordagens e métodos mais sofisticados. Este estudo é focado em desenvolver uma metodologia de avaliação da permeabilidade como parâmetro de escala para meios porosos heterogêneos. A permeabilidade é retro calculada ao emular o experimento de Darcy e resolver o fluxo no meio poroso utilizando uma formulação de elementos finitos para equação de Brinkman. O estudo iniciou com foco em sistemas paramétricos de células periódicas e posteriormente a duas microtomogra fia de rochas carbonáticas, do qual uma foi selecionada para um estudo de representatividade espacial. As células periódicas foram utilizadas para avaliar os efeitos da formação de canais e espaços vazios, em analogia a fraturas e vugos, assim como os efeitos da permeabilidade da matriz porosa. As amostras carbonáticas consistem de casos nos quais é possível observar a presença de uma combinação dos fenômenos estudadas. Por fim um estudo de representatividade foi conduzido segmentando uma amostra de micro-tomografia em suficientes sub-amostras que capazes de reproduzir a heterogeneidade espacial da amostra original. / [en] Carbonate rocks have unique attributes that distinguish them from siliciclastics and that require diferent methods of study to characterize their texture. Carbonates rocks are formed as a result of close interactions between biological and chemical depositional processes. The underlying diagenetic processes that form and alter these rocks contribute to a build-up of heterogeneities. Because of the high heterogeneity content measured properties (e.g. porosity and permeability) change with the scale of investigation and studies have struggle with a trade-off between significance of details and space representativeness. Extending a smaller scale to a larger requires scaling up procedures that preserves the essence of physical processes at one level to be summarized at the coarser level. Simplistic methods for scaling-up non-additive properties such as permeability generally do not honour the original heterogeneity present in complex systems. Therefore the dynamics of fluid flow in complex rocks demand more sophisticate methods and approaches. This study was focused in developing a methodology to evaluate the permeability as a scaling-up parameter for heterogeneous porous media. The permeability is back-calculated by emulating Darcy s experiment and solving the pore-scale ow using a Finite element formulation of Brinkman flow equation. The study was initially focused on parametric systems of periodic cells and later extended to two micro-tomography carbonate samples in which one has been selected for a spatial representativeness study. The parametric cells were used to evaluate the shape effects of channels and void spaces in an analogy to geological fractures and vugs as well as the permeability of the porous matrix. The micro-tomography carbonate samples consisted of a real case scenario in which, to a certain degree, could be observed a combination of the previously studied periodic cells. Finally a representativeness study was conducted segmenting the micro-tomography sample into suficiently sub-samples that would be capable of reproducing the spatial heterogeneity of the sample.

[pt] O presente trabalho foca em uma investigação numérica do escoamento através de meios porosos com macroporos, como os carbonatos. A presença de vugs e fraturas tem um forte efeito na característica do escoamento. O fluxo através da matriz porosa é geralmente descrito pela equação de Darcy e o fluxo através dos macroporos pela equação de Stokes. O acoplamento entre essas duas abordagens distintas traz grande complexidade para a modelagem de tais fluxos. Neste trabalho, utilizamos a formulação de Brinkman que é capaz de descrever ambos os fluxos através da matriz porosa e macroporos com uma única equação diferencial. Resolvemos o sistema de equações diferenciais usando o modelo de elementos finitos e implementamos o código com auxílio da plataforma FEniCS. Primeiro, resolvemos o fluxo 1-D através de placas paralelas com uma das paredes sendo um material poroso. O objetivo foi comparar as previsões obtidas pela formulação de Brinkman com aquela obtida usando a condição de contorno de Beavers-Joseph. Então, resolvemos um fluxo 2-D através de um meio poroso com macroporos. A geometria da estrutura porosa foi obtida a partir de cortes 2D de imagens tomográficas de carbonatos. O objetivo desta análise foi avaliar uma permeabilidade equivalente em função da área e estrutura dos macroporos. / [en] The present work focuses on a numerical investigation of the flow through porous media with macropores, such as carbonates. The presence of vugs and fractures have a strong effect on the flow characteristics. The flow through the porous matrix is usually described by the Darcy equation and the flow through the macropores by Stokes equation. The coupling between these two distinct approaches brings great complexity to the modeling of such flows. In this work, we use Brinkman formulation that is able to describe the flow, both in the porous matrix and macropores with a single differential equation. We solved the set of differential equations using the finite element model and implemented the code in the FEniCS platform. We first solved the 1-D flow through parallel plates with one of the walls being a porous material. The goal was to compare the predictions obtained with the Brinkman formulation to that obtained by using the Beavers-Joseph boundary condition. Then, we solved a 2-D flow through a porous medium with macropores. The geometry of the pore structure was obtained from 2D slices of tomographic images of carbonates. The goal of this analysis was to evaluate an equivalent permeability as a function of macropores area and structures.

[pt] Nesta dissertação é apresentado um estudo comparativo entre dois métodos de descrição do escoamento de fluidos em meios porosos heterogêneos e compostos de elementos arquiteturais de permoporosidade elevada, chamados fraturas e carstes. Fraturas são descontinuidades nas formações desencadeadas por tensão mecânica e carstes são espaços vazios na rocha formados por dissolução. Ambos são característicos das rochas carbonáticas do Pré-Sal, principais reservatórios produtores de petróleo do Brasil. A presença destes elementos traz grande dificuldade de caracterização e, por consequência, introduz grande incerteza nas curvas de produção previstas para cada campo. Os simuladores numéricos em diferenças finitas de Engenharia de Reservatórios, responsáveis pela geração destas curvas, representam de forma aproximada o escoamento nos espaços vazios da rocha devido à formulação aplicada. Além disso, devido à escala de quilômetros de extensão em que normalmente são utilizados, usam células que incluem os três meios (matriz porosa, carste e fratura), cujas escalas são menores que a de cada célula. Nesta dissertação, busca-se entender a equivalência entre simuladores numéricos black oil e o modelo de Brinkman, ainda não utilizado amplamente, que é um modelo físico constituído por equações que representam mais fielmente o escoamento, tanto na matriz porosa, quanto nas regiões de altíssima porosidade e nas fronteiras entre elas. Para esse objetivo, foi desenvolvido um simulador de Brinkman de fluxo monofásico em duas dimensões e capaz de representar o regime não permanente, utilizando o método dos elementos finitos para resolução das equações diferenciais. Os comportamentos não permanente e permanente do simulador criado foram validados por meio de exemplos da literatura. Os valores obtidos para a propagação da pressão e velocidade de fluxo foram comparados com os de um simulador numérico black oil na reprodução do escoamento em camadas selecionadas do modelo do carbonato do Lajedo Arapuá. Foram realizados estudos com modelos de duplo contínuo (que representam, através de parâmetros específicos, o fluxo na matriz porosa e nas fraturas, com um termo de transferência entre eles) buscando, através da variação da permeabilidade efetiva da fratura e do fator de forma, convergência aos resultados do modelo de contínuo único de referência, selecionado após análise dos resultados comparativos com Brinkman. Os resultados mostraram pouca variação entre os resultados dos métodos em cenários nos quais o sistema cárstico é composto por vugs dispersos e desconectados, enquanto que carstes em forma de condutos e com configurações complexas causam alterações na propagação da onda de pressão e nas velocidades de fluxo entre os modelos, principalmente em cenários com valores de permeabilidade mais próximos entre carste e matriz porosa na simulação black oil. A análise em duplo contínuo mostrou ser possível obter, através de modelos homogêneos e com escala até 10 vezes maiores, resultados semelhantes aos obtidos com uma modelagem black oil heterogênea com caracterização do sistema cárstico. Também foi possível concluir que a permeabilidade efetiva de fratura é suficiente como parâmetro de ajuste para encontrar um modelo equivalente, dentro de um critério de valor de variação, ao modelo de contínuo único. / [en] This dissertation presents a comparative study between two porous media fluid flow description methods applied to heterogeneous reservoirs composed of architectural elements of high permo-porosity, called fractures andkarsts. Fractures are formation discontinuities triggered by mechanical stressand karsts are empty cavities inside the formation generated by dissolution.Both are characteristic of Pre-Salt carbonate rocks, which are the main oil producing reservoirs in Brazil. The existence of these elements brings complexityin characterization and, hence, increases the uncertainty in field productionprediction curves. The Reservoir Engineering numerical simulators, based onfinite differences, that generate these curves model the flow behavior insidethe cavities in an approximate manner due to the mathematical formulationapplied. Besides, due to the kilometric scale in which they are usually applied,these models use cells that comprehend the three media (matrix, karst andfractures), whose scales are smaller than the cell’s. This dissertation evaluatesthe equivalence between black oil simulation and the Brinkman model, still notwidely used, which is a physical model made of equations that represent porousmedia flow inside high porosity regions as well as at the porous matrix andits boundaries. With this objective, a two-dimensional single-phase Brinkmansimulator, capable of representing transient flow, was designed using the finiteelements method to solve differential equations. The simulator s transient andpermanent behaviors were validated through literature analytical solutions.The pressure propagation and flow velocity values obtained while simulatingfluid flow inside selected layers from Lajedo Arapuá s carbonate formation werecompared to the ones from a black oil simulator. Studies were performed usingdual-continuum models (which calculate the fluid flow inside porous matrixand fractures separately and use a transfer term to account for the flow between them) seeking, through variation of the fracture effective permeabilityand the shape factor, convergence to the mono-continuum reference model thatwas selected after Brinkman s results comparative analysis. The results showsmall variation between the two methods when the karst system is composedof sparse and disconnected vugs, while conduit shaped karsts with complexconfiguration increase the variation in pressure wave propagation and flowvelocity values between models, especially in scenarios where matrix permeability values were closer to karst permeability values in the black oil model.The dual-continuum analysis showed that it is possible to obtain, through homogeneous and even ten times coarser models, similar results to those obtainedby a heterogeneous black oil model with karst system characterization. It wasalso possible to conclude that fracture effective permeability was sufficient asa fitting parameter in order to achieve equivalent results to those from themono-continuum model, using a threshold criteria.