Made available in DSpace on 2015-03-04T18:57:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao.pdf: 2728107 bytes, checksum: 5610abd36ff0ae1a434586b6ee7bafda (MD5) Previous issue date: 2013-12-20 / In this work we propose an extension of the technique of discontinuities embedded in finite elements, firstly proposed in the context of Solid Mechanics, to the scenario of hydromechanical coupling in petroleum reservoirs within the framework of the iterative coupled formulation. Considering a poroelastic reservoir fully-saturated by a single incompressible fluid containing geological faults, we introduce additional degrees of freedom associated with the jumps in displacement and pore pressure in the vicinity of the fault, which arises from the homogenization of the microscopic problem perturbed by the parameter $varepsilon=H/L$, where $H$ and $L$ denote the fault width and a characteristic length of the reservoir. In the asymptotic limit $varepsilon o 0$ the jumps are resolved through the enforcement of continuity of the normal components of total stress and Darcy velocity in the vicinity of the fault. Making use of such restrictions at collocation points in the elements that intersect the discontinuity we adopt a static condensation procedure to eliminate the degrees of freedom of the jumps, leading to a problem solely posed in terms of the regular parts of the poromechanical fields giving rise to perturbed stiffness and mass matrices. The resultant numerical modeling is applied to numerically simulating fluid injection problems in reservoirs coupled in the geomechanical sense with impermeable cap rocks. The numerical simulations provide insight into possible scenarios to predict the onset of fault activation. Examples characterized by possible scenarios of fault activation are discussed in the case of the Brazilian pre-salt geological formations. / Este trabalho propõe a extensão do método de descontinuidade embebida no elemento, inicialmente proposto em Mecânica dos Sólidos na presença de descontinuidades fortes (falhas), para o cenário do acoplamento hidrogeomecânico em reservatórios de petróleo no contexto da formulação iterativamente acoplada. Considerando a rocha produtora poroelástica saturada por um fluido incompressível cortada pela presença de falhas geológicas seladas, introduzimos graus de liberdade adicionais associados aos saltos dos campos de deslocamento e poro-pressão ao longo da falha, os quais são advindos da homogeneização do problema microsc ópico perturbado pelo parâmetro " = H=L, onde H denota a largura da falha e L um comprimento característico do reservatório. No limite assintótico " ! 0 os saltos são resolvidos através da imposição da continuidade das componentes normais da tensão total e da velocidade de Darcy na vizinhança da descontinuidade. Fazendo uso desta restrição em pontos de colocação ao longo dos elementos cortados pela falha, adotamos o procedimento de condensação estática e eliminamos os graus de liberdade dos saltos, dando origem a um problema formulado puramente em termos das partes regulares dos campos poromecânicos porém com matrizes de rigidez e massa perturbadas. O modelo numérico resultante é aplicado à simulação do problema de injeção de fluidos em reservatórios acoplados geomecanicamente com rochas capeadoras impermeáveis, com objetivo de previsão de possíveis cenários de início do processo de reativação de falhas. São discutidos exemplos caracterizados por possível ativação no caso do pré-sal brasileiro.