Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RicardoWO.pdf: 3213751 bytes, checksum: 8d8983eff6f68357e2e660b4041a5b84 (MD5) Previous issue date: 2009-03-19 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / In the present study we elaborated algorithms by using concepts from percolation theory which analyze the connectivity conditions in geological models of petroleum reservoirs. From the petrophysical parameters such as permeability, porosity, transmittivity and others, which may be generated by any statistical process, it is possible to determine the portion of the model with more connected cells, what the interconnected wells are, and the critical path between injector and source wells. This allows to classify the reservoir according to the modeled petrophysical parameters. This also make it possible to determine the percentage of the reservoir to which each well is connected. Generally, the connected regions and the respective minima and/or maxima in the occurrence of the petrophysical parameters studied constitute a good manner to characterize a reservoir volumetrically. Therefore, the algorithms allow to optimize the positioning of wells, offering a preview of the general conditions of the given model s connectivity. The intent is not to evaluate geological models, but to show how to interpret the deposits, how their petrophysical characteristics are spatially distributed, and how the connections between the several parts of the system are resolved, showing their critical paths and backbones. The execution of these algorithms allows us to know the properties of the model s connectivity before the work on reservoir flux simulation is started / No presente estudo foram elaborados algoritmos, utilizando conceitos da teoria da percola??o, que analisam as condi??es de conectividade em modelos geol?gicos elaborados para reservat?rios de petr?leo. A partir de seus par?metros petrof?sicos, tais como: permeabilidade, porosidade, transmissibilidade e outros, gerados por qualquer processo estat?stico, ? poss?vel conhecer qual a por??o do modelo onde ocorre o maior n?mero de c?lulas conectadas, quais s?o os po?os que est?o conectados entre si e qual o caminho m?nimo entre injetores e produtores. Permitindo, assim, classificar o reservat?rio segundo os par?metros petrof?sicos modelados. Podendo determinar, tamb?m, qual a porcentagem do reservat?rio a que cada po?o est? conectado. De uma forma geral, as regi?es conectadas e os respectivos m?nimos e/ou m?ximos da ocorr?ncia dos par?metros petrof?sicos estudados, constituem uma boa forma de caracterizar volumetricamente um reservat?rio. Os algoritmos permitem, ent?o, otimizar o posicionamento de loca??es de po?os oferecendo uma vis?o antecipada das condi??es gerais da conectividade de um determinado modelo. A inten??o n?o ? avaliar modelos geol?gicos, mas mostrar como as jazidas s?o interpretadas, como suas caracter?sticas petrof?sicas se distribuem espacialmente e como as conex?es entre as diversas partes do sistema s?o resolvidas, mostrando seus caminhos cr?ticos e backbones . A execu??o desses algoritmos permite que as caracter?sticas relativas ? conectividade do modelo sejam conhecidas mesmo antes de se iniciar o trabalho de simula??o de fluxo do reservat?rio