Orientadores : Paulo Roberto Ballin, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T23:21:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ramos_RamirodeAvila_M.pdf: 5280509 bytes, checksum: b82d761ec55ab5f1fa27affcf47255f4 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A permeabilidade absoluta é uma das propriedades físicas que mais afetam o fluxo no reservatório, devendo ser, a rigor, representada matematicamente por um tensor completo. A formulação tradicionalmente utilizada para representar o fluxo de fluidos em meios porosos considera as direções principais de permeabilidade alinhadas com os eixos de coordenadas, reduzindo a representação da permeabilidade absoluta a um tensor puramente diagonal. Os meios porosos naturais costumam ser bastante heterogêneos, podendo variar a orientação e magnitude da permeabilidade de um ponto a outro do reservatório. O tratamento convencional da permeabilidade, portanto, pode ser inadequado para grande número de casos. Este trabalho investiga o impacto do tratamento tensorial completo da permeabilidade nas respostas de fluxo em meios heterogêneos quando submetidos a processos de mudança de escala. É construido um simulador de fluxo. bifásico, bidimensional e implantados métodos de mudança de escala que tratam a permeabilidade tensorialmente. Mostra-se que o tratamento tensorial da permeabilidade é mais eficiente na representação de anisotropias não alinhadas com os eixos de coordenadas. Seu impacto nas respostas de fluxo depende do modelo e do nivel de heterogeneidade apresentados pelo meio. Para uma avaliação prévia das condições tensoriais do modelo de heterogeneidade estudado, sugere-se a utilização de parâmetros obtidos do processo de mudança de escala, definidos neste trabalho como "fatores de torção" / Abstract: Absolute permeability is one of the most important physical properties affecting subsurface flow and should be represented matematically as a tensor. Traditionally, permeability is treated as a diagonal tensor,. i. e., the principal permeabilities are assumed to be alligned with the coordinate axes. All natural permeable media are heterogeneous. The orientation and magnitude of the principal permeability may vary from one point to another within the reservoir. Then traditional treatment of permeability may be inadequated in many pratical situations. The objetive of this work was to investigate the impact of the tensorial treatment of absolute permeability in flow. simulation results, especially when coupled with the scalling-up process in two-phase, two-dimensional flow. It's showed that the tensorial treatment of absolute permeability is more efficient than the traditional one to represent anisotropic heterogeneities that are not aligned with coordinate axes. This treatment was tested in a series of heterogeneous permeability images, involving scaling-up process and flow simulation / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador : Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T23:20:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mihaguti_MauroKoji_M.pdf: 6159682 bytes, checksum: 1385325d6c4de4dae249d9487ff2f2a7 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Investiga-se os impactos nos resultados da simulação de fluxo, decorrentes de quatro pontos de incertezas geológicas: a variabilidade entre as realizações da simulação estocástica de fácies, e entre as realizações da modelagem das propriedades petrofísicas, a aplicação dos métodos de transferência de escala e os tipos de modelos utilizados para a estruturação das camadas de simulação de fluxo. A abordagem é eminentemente prática. A. caracterização geológica por modelagem numérica é realizada em dois estágios, utilizando a simulação estocástica de fácies e a simulação gaussiana sequencial da porosidade. A modelagem das propriedades petrofísicas, utilizando a teoria da esperança condicional, reproduz a nuvem de correlação inicial. A transferência de escala, utilizando estima dores analíticos, apresenta uma abordagem no meio geológico. As simulações de fluxo demonstram que os maiores impactos correspondem, em ordem decrescente de relevância: ao tipo de modelo utilizado para a estruturação das camadas,à reprodução das barreiras verticais na transferência de escala, à variabilidade entre as realizações da simulação de fácies (geometria interna) e à modelagem das propriedades petrofísicas / Abstract: This dissertation investigates the impacts in the results of flow simulation due to four points of uncertainty: the variability between realizations of stochastic simulation of fades, the variability between realizations of petrophysical properties modelling, the application of up-scalling methods and the types of models for the structuring of flow simulation layers. The approach is pratical. The geological characterization by numerical modelling is realized in two stages, using the stochastic simulation of fades and the sequencial gaussian simulation of porosity. The petrophysical properties modelling using the conditional expectation theory reproduces the initial correlation doud. The up-scalling using analytical estimators presents an approach in the geological media. Flow simulations demonstrates that the greater impacts correspond, in decreasing order of relevance: to the type of model for the structuring of flow simulation layers, the reproduction of vertical barriers in the up-scalling step, the variability between realizations of stochastic simulations of fades and the variability between petrophysical properties modelling / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador : Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:39:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barros_ArmandoPaulo_M.pdf: 5165235 bytes, checksum: 9170738053be4f3455b999525d408dfa (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Esta dissertação aborda a caracterização geológica de um reservatório flúvio-eólico do Cretácio Inferior de um campo da Bacia do Recôncavo. A caracterização envolveu principalmente: (1) o estudo de litofácies e associações de litofácies, bem como os processos deposicionais relacionados; (2) a interpretação dos sistemas deposicionais e o estudo de estratigrafia de alta resolução e geometria do reservatório; (3) a correlação rocha-perfil e identificação de eletrofácies para permitir o mapeamento das heterogeneidades e propriedades Petrofísicas do reservatório; e (4) o estudo da qualidade da rocha e do fluido, e do comportamento da pressão e da produção do reservatório. Na parte inferior do reservatório estudado ocorrem sedimentos fluviais nterpretados como depositados por rios meandrantes com canais poucos sinuosos. No topo, o reservatório é constituído JX>r arenitos eólicos depositados em dunas de areias. Foram identificadas oito litofácies (seis fluviais e duas eólicas). A calibração rocha-perfil mostrou que há uma boa correspondência entre os perfis e a litologia, notadamente em função da textura e diagênese. As oito litofácies foram agrupadas em quatro eletrofácies, sendo três fluviais e uma eólica. Técnicas estatísticas foram empregadas com o objetivo de identificar as eletrofácies nos poços não testemunhados. Os dados de produção e pressão sugerem compartimentalização do reservatório relacionada à variações nas características do óleo. No topo da estrutura há uma região com baixíssima produção acumulada de óleo (baixa fluidez), apesar de conter as litofácies mais permeáveis encontradas neste estudo. A alta percentagem de parafina presente no óleo produzido (26%) e a baixa temperatura desta região (ao redor do ponto de fluidez do seu óleo- 25-40°C), sugere precipitação de parafinas no interior do reservatório. A erosão de espessa seção de sedimentos sotopostos ao reservatório estudado deve ser a causa do abaixamento da temperatura desta jazida. A porção média da acumulação é a mais produtiva do reservatório, apesar de sua menor permeabilidade, o que pode ser explicado pela temperatura desta região que está acima do ponto de fluidez do seu óleo. Quatro classes de qualidade das rochas-reservatório foram definidas com base nas impregnações de petróleo, na porosidade e na permeabilidade. As principais heterogeneidades que controlam o fluxo de fluidos no reservatório são: (1) camadas descontínuas de folhelhos e de arenitos de baixa permeabilidade; (2) arecorrência vertical das litofácies; e, (3) a região com óleo de baixa fluidez / Abstract: This dissertation presents a detailed study of an Early Cretaceous, fluvial-aeolian reservoir from the Recôncavo Basin, northeastern Brazil. This study, developed at the oil field scale, inc1uded essentially: (1) the description of lithofacies and lithofacies associations, as well as their depositional processes; (2) the interpretation of depositional systems, high-resolution stratigraphy and geometry ofthe studied reservoir; (3) log-rock correlation, and identification of electrofacies toallow the mapping of reservoir heterogeneities and petrophysical properties; and (4) the study of rock and fluid quality, and of reservoir behavior. The studied sandstone reservoir was deposited in low-sinuosity fluvial and aeolian (dune settings) systems. Eight lithofacies (two aeolian and six fluvial) were identified. There is good correlation between lithofacies and well log signatures, which are related main1y with the rock texture and diagenesis. The eight lithofacies were grouped into four electrofacies (one Aeolian and three fluvial). Statistical techniques were used to trace these electrofacies in the uncored wells.Production and pressure data suggest reservoir compartmentalization along the studied oil field, which are related with variation fi the quality of the oil. There is very low oi! production from the reservoir upper portion, despite of the fact that it contains the most permeable lithofacies. This is probably related with paraffin precipitation, as suggested by the high content (26 %) of paraffin in the recovered oil, and the low reservoir temperature (25 - 40 °C, around the pour point). Erosion of a thick section of over1ying sediments may have been responsible for the present reservoir low temperature. The mid portion of the reservoir is the best production zone, despite its lower permeability; this is explained by the fact that this portion presents temperatures above the pour point of the oil. Four classes of reservoir rocks where recognized on the basis of porosity, permeability, and types of oil shows. Major reservoir heterogeneities that control oil flow are: (1) discontinuous beds of low-permeability sandstones and mudstones; (2) frequent interbedding of distinct lithofacies; and (3) occurrence of oil with low temperature (around pour point) / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Constantino Tsallis, Claudio Bettini / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T10:34:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beer_Rudolfo_M.pdf: 4005115 bytes, checksum: 9b3e1a759e868b1e10c7d7a6e5843792 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A geometria fractal vem sendo utilizada cada vez com maior freqüência para caracterizar e descrever os fenômenos geológicos. A sua aplicação se estende desde o ponto de vista microscópico, como análise de lâminas delgadas de rochas, estudos de percolação de fluidos e estudos de características de sedimentação, até o entendimento de processos macroscópicos, como distribuição de padrões de fraturamento para análises tectônicas ou então geração de distribuições de propriedades petrofísicas para estudos de fluxo de fluidos em meios porosos. Este último tópico é o tema principal desta tese. Estudamos as principais propriedades de famílias de funções conhecidas por movimento Browniano fractal (mBf) e ruido Gaussiano fractal (rGf) , com vistas à sua utilização para o modelamento de perfis elétricos, acústicos e radioativos de poços, determinando as características destas distribuições a partir da técnica estatística da análise RIS, que fornece o parâmetro H, expoente de Hurst, que caracteriza a intermitência destes processos. Com o valor de H realizamos interpolações estocásticas de propriedades de rochas, estimando valores em pontos não amostrados, que respeitam as características estruturais expressas nos perfis dos pontos amostrados pelos poços. A malha pode ser refinada para atender às necessidades da simulação de fluxo. O algoritmo utilizado para este fim é uma modificação do processo de adições sucessivas aleatórias proposto por Voss (1988), com a particularidade de condicionar a simulação estocástica aos dados disponíveis. Em seu estágio atual, o algoritmo realiza uma simulação 2-D. Concluimos que as distribuições fractais têm aplicabilidade nos estudos de reservatórios de petróleo e que as técnicas da análise RIS e da simulação estocástica via adições sucessivas aleatórias modificado, em combinação com técnicas geoestatísticas como a variografia e a krigagem, são ferramentas de grande utilidade para a caracterização de propriedades geológicas na escala de simulação de fluxo. A tese está organizada como segue: o primeiro capítulo aborda os principais conceitos de fractais, os métodos de medida da dimensão fractal e algumas aplicações mais recentes na área das geociências; o segundo capítulo trata das propriedades das famílias de funções mBf e rGf; o terceiro capítulo estuda os processos dinâmicos e, em particular, a equação logística, para a calibração da análise RIS, cujas características constituem o tema central do capítulo quarto, que também mostra sua aplicação aos perfis elétricos de poços; no capítulo cinco são apresentados os conceitos de interpolação por krigagem e por simulação estocástica, com sua aplicação para gerar parâmetros petrofísicos em pontos não amostrados dos reservatórios / Abstract: The fractal concepts have been increasingly used to characterize and describe geological phenomena. Their applicability extends from the microscopic scale, such as thin section analysis, fluid percolation and sedimentological studies, to the macroscopic scale processes, such as the pattern of fracture distribution for tectonic analysis or generation of petrophysical property distributions to improve the knowledge and simulation of fluid transport in porous media. The latter subject constitutes the main goal of the present thesis. We study the main features of a family of functions, referred to as fractional Brownían motion (fBm) and fractional Gaussian noise (fGn) by Mandelbrot and Van Ness (1968), and use them as a model for wireline welllogs run in petroleum reservoirs. These distributions have the property of being statistically well characterized by the parameter H, the Hurst exponent, which measures the intermittency of the processo By using the H value, we are able to perform a stochastic interpolation of rock properties, estimating values of these properties in unsampled points. These estimates preserve the structural features of the well logs from the sampled points. The interpolation grid can be refined to satisfy the requirements of the fluid flow simulators, minimizing the undesirable aspects of the scaling up procedures. The algorithm implemented in this work is a modification introduced in the so-called successive random additions algorithm, after Voss (1988), which has the peculiarity of conditioning the stochastic simulation to the original data. Another improvement of the algorithm is the ability of controling the distance of information influence, by means of a parameter /l. In the present stage, the code provides 2-D simulations only. We conclude that fractal distributions are suitable for hydrocarbon reservoir studies, and the techniques of RIS analysis and stochastic simulation via generalized successive random additions, combined with geostatistical tools such as variography and kriging, can be used to generate petrophysical property distributions and parameters to feed fluid flow simulators / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Ciências

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Instituto de Geociências, 2014. / Submitted by Ana Cristina Barbosa da Silva (annabds@hotmail.com) on 2015-02-05T17:40:57Z No. of bitstreams: 1 2014_JoseLucianoStropper.pdf: 6055108 bytes, checksum: d436db43eebb1980375e16aa9929af3a (MD5) / Approved for entry into archive by Ruthléa Nascimento(ruthleanascimento@bce.unb.br) on 2015-02-11T16:36:41Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2014_JoseLucianoStropper.pdf: 6055108 bytes, checksum: d436db43eebb1980375e16aa9929af3a (MD5) / Made available in DSpace on 2015-02-11T16:36:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2014_JoseLucianoStropper.pdf: 6055108 bytes, checksum: d436db43eebb1980375e16aa9929af3a (MD5) / O complexo alcalino Planalto da Serra (CAPS), situado na porção central do Estado de Mato Grosso, é intrusivo na Faixa Paraguai, a qual, por sua vez, constitui-se de rochas metassedimentares neoproterozóicas inseridas entre os crátons Amazonas e Paranapanema. Com 598,2 ± 4,7 Ma, o CAPS é dominado por intrusões de bebedouritos, essencialmente formados por flogopita, perovskita, piroxênio, apatita, e olivina carbonatizada ou serpentinizada. Esses corpos alcalinos estão dispostos conforme a estrutura regional (N60-80E) na forma de plugs e diques métricos, encaixados nas rochas carbonáticas e silicáticas do Grupo Cuiabá e do Grupo Araras, e consistem de quatro áreas ou alvos principais, denominados Mutum, Chibata-Denizar, Lau-Massau e Big Valley. Apesar da idade do Complexo, a deformação imposta às rochas da Faixa Paraguai durante o Ciclo Brasiliano não deixou evidências relevantes nas rochas do CAPS, ou não é reconhecível nas condições atuais de exposição. Entretanto, associações mineralógicas como tremolita + clinocloro + serpentina, detectadas nos bebedouritos do CAPS, são típicas de metamorfismo regional em rochas ultramáficas e compatíveis com o grau metamórfico da Zona Interna da Faixa Paraguai. Vesuvianita, granadas cálcicas com baixo Ti e alanita, presentes nas rochas do CAPS, compõem assembleias metamórficas descritas em metacarbonatitos e rochas alcalinas silicáticas em outros locais. A composição mineralógica dos bebedouritos do CAPS, assim como a de outras ocorrências mundiais dessas rochas, é atípica, não se encaixando em nenhum esquema tradicional de classificação de rochas ígneas, mas coincidente com a definição original e histórica de bebedouritos. Os bebedouritos que compõem o CAPS são classificados em três grupos, com base em sua composição modal, assembleia mineralógica, química mineral e química de rocha total. O bebedourito B1 é mais primitivo e contém fases cujas soluções sólidas estão mais próximas aos respectivos membros finais menos evoluídos. O grupo B1a é caracterizado principalmente pela ocorrência de olivina carbonatizada ou serpentinizada. Os bebedouritos B1b são quimicamente muito semelhantes aos bebedouritos B1a, mas não apresentam vestígios de olivina. Os bebedouritos B2 têm comportamento intermediário entre B1 e B3, apresentando grande diversidade em sua mineralogia e em suas características químicas, tanto de rocha total quanto de minerais. O bebedourito B3 representa as rochas mais evoluídas, caracterizadas por acúmulo dos elementos mais incompatíveis, como os ETR, sendo que B3b apresenta minerais composicionalmente mais evoluídos do que B3a. Em termos de distribuição geográfica, o alvo Mutum contém toda a sequência de evolução (B1, B2 e B3), exceto pela ausência do bebedourito B1a. Rochas deste último grupo, que são as mais primitivas encontradas no CAPS, estão restritas ao alvo Lau-Massau. Uma vez que muitos bebedouritos são cumulados, e também em função do alto grau de instauração em sílica, o uso de índices de diferenciação e de diagramas de classificação convencionais é complicado. No presente trabalho optou-se por utilizar uma classificação química específica de rochas ultrapotássicas, limitada pelos valores de K2O/Na2O maior que 2, e K2O e MgO maiores que 3. Nas amostras do CAPS, verificam-se valores de MgO entre 8,86 e 20,51 e razões K2O/Na2O variando de 3 a acima de 800 devido ao Na2O extremamente baixo. O K2O apresenta valores abaixo do critério estipulado, característica comum em outras ocorrências de rochas ultrapotássicas do Brasil e geralmente atribuída à alteração por processos tardios ou intemperismo. Kamafugitos se caracterizam pelo baixo teor de SiO2, Al2O3 e Na2O, alto CaO e variável razão K2O/Al2O3, critérios atendidos pela ampla maioria das amostras do CAPS. Outras características de kamafugitos são a presença de kalsilita, melilita e perovskita, as duas últimas presentes nas rochas do CAPS. Com relação a elementos menores, a afinidade dos bebedouritos do CAPS com kamafugitos também é evidenciada por diagramas Th/Yb versus Ta/Yb e Th/Zr versus Nb/Zr. Estes diagramas demostram que as rochas do CAPS apresentam características muito similares aos kamafugitos das províncias do Alto Paranaíba (APIP), de Goiás (GAP) e da região de Toro-Ankole, na África, e consideráveis diferenças em relação aos kamafugitos italianos, Província Romana e rochas potássicas do leste do Paraguai, os quais possuem razões Nb/Zr e Ta/Yb mais baixas. Em diagramas multielementares, as amostras do CAPS apresentam diversas semelhanças com o padrão dos kamafugitos do rift africano, embora se observe enriquecimento relativo dos elementos Th, La e Nd, e empobrecimento do Ti bastante evidentes em todos os tipos de bebedouritos do CAPS em relação às rochas de Toro-Ankole. Admitindo-se como magma parental uma composição semelhante aos flogopita picritos dos complexos da APIP as rochas do CAPS desenvolveram-se a partir de uma combinação de cristalização fracionada e metassomatismo. A acumulação de perovskita e olivina (B1a) provoca um aumento de P2O5 e CO2 no magma, mas não o suficiente para geração de um líquido imiscível, principalmente se levada em consideração a quantidade de carbonato intercumulus presente nos bebedouritos B2 e B3a. _________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The Planalto da Serra Alkaline Complex (PSAC) is exposed in central Mato Grosso State and intrudes the Neoproterozoic metasedimentary rocks of the Paraguay Belt. located between the Amazonas and the Paranapanema cratons. The PSAC has a 598.2 ± 4.7 Ma age and is dominated by bebedourites, composed of phlogopite, perovskite, pyroxenes, apatite, and carbonatized or serpentinized olivine. The alkaline bodies are exposed along the regional (N60-80E) structure and occur as small plugs and meter-sized dykes intruding the carbonates and siliciclastic metasedimentary rocks of the Cuiabá Group and Araras Group in four main areas: Mutum, Chibata-Denizar, Lau-Massau e Big Valley. The deformation that affected the Paraguay Belt during the Brasiliano Cycle did not leave a relevant record in the PSAC rocks or it is not recognizable due to poor exposures. However, mineral assemblages such as tremolite + clinochlore + antigorite + serpentine, which occur in the PSAC bebedourites, are typical of the regional metamorphism of ultramafic rocks, and consistent with the low-grade, greenschist facies conditions observed in the Paraguay Belt in the area. Vesuviante, low-Ti garnets and allanite which are also present in the PSAC rocks are often interpreted as metamorphic assemblages in metacarbonatites and alkaline silicate rocks elsewhere. Similarly to other bebedourite occurrences, PSAC bebedourites are mainly fine-grained cumulates with a mineral composition that does not fit tradtional igneous rock classification schemes. However, they coincide well with the historical definition of bebedourite. The PSAC bebedourites can be classified in three main groups based on their modal composition, mineralogy, mineral chemistry and whole rock chemistry. B1 bebedourites are more primitive, containing minerals whose solid solutions are closeest to the less evolved end-members. The B1a bebedourite is mainly characterized by the occurrence of serpentinized or carbonatized olivine. The B1b bebedourites are chemically very similar to B1a, but do not contain traces of olivine. B2 bebedourites have intermediate behavior between B1 and B3, and are characterized by a great diversity in mineralogy, mineral chemistry and whole-rock chemistry. B3 bebedourites, represent the most evolved rocks, characterized by the highest concentrations of incompatible elements (e.g. LREE). The B3b have more evolved mineral compositions than B3a. Different types of bebedourites are exposed in distinct locations. The Mutum target contains the whole evolution sequence (B1, B2 e B3), excepted for the most primitive B1a group, which is restricted to the Lau-Massau target. Since many bebedourites are cumulates and these rocks are highly silica undersaturated, differentiation indices and conventional classification diagrams are difficult to apply to these rocks. Therefore, in the present work we use a chemical classification specific for ultrapotassic rocks, limited by K2O/Na2O values greater than 2 and K2O and MgO wt% higher than 3. In the vi

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-23T16:42:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pereira_MarcioRogerioSpinola_M.pdf: 2955612 bytes, checksum: 3f8e3985baf777a09d8f43327abb6b2d (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: As heterogeneidades de grande escala em reservatórios, como a arquitetura de fácies, ou as heterogeneidades estruturais presentes em diversas escalas, como a distribuição espacial das fraturas, possuem grande influência no comportamento do fluxo de fluidos. Neste trabalho, estudou-se um método para simular e avaliar processos pontuais aplicados à caracterização de reservatórios, com ênfase na modelagem geométrica de lineamentos, num campo naturalmente fraturado. A população de fraturas pode ser avaliada pela relação de modelos estocásticos, dos tipos boo1eano ou marked point process, onde a localização dos pontos médios de cada fratura, é dada por um processo de Poisson duplamente estocástico. O algoritmo proposto para avaliar a intensidade dos processos pontuais é efetuado dividindo-se um espaço bidimensional em um conjunto de células disjuntas regulares, contando-se o número de pontos pertencentes à cada célula. Primeiramente, os modelos estocásticos são descritos, juntamente com exemplos e aplicações. Posteriormente, apresentam-se os algoritmos e métodos utilizados na construção de modelos em 2D, para simulação de processos de Poisson, Poisson regionalizado, Cox e Neyman-Scott. Por fim, experimentos de validação, aplicados a um conjunto de dados de fotolineamentos, colocam em prática os algoritmos e métodos propostos / Abstract: Large-scale reservoir heterogeneity, like fades architecture, or structural heterogeneity ranging from soort to large-scale, for instance, fractures and faults, manifest geometric characteristics that strongly affects the oil recovery. In this work, a method is studied to evaluate and simulate point processes applied for reservoir characterization with emphases in geometrical modeling of lineaments in a naturally fractured reservoir. The fault and fracture network can be evaluated by means of stochastic realizations of Boolean model or marked point processo The location of the middle point of eachfracture is regarded as a realization of a doubly stochastic Poisson processo The proposed algorithm for evaluating the point density of the process is performed by dividing the 2D space into regular cells and counting the number of point occurrences in each cell.Firstly, the stochastic models are described and examples are given. Afterwards, the algorithms and metoods used in constructing the 2D models for simulation of Poisson point process, Poisson point process with regionalised intensity, Cox and Neyman-Scott are presented. Finally, a validation experiment applied for lineaments interpreted from aerial photographs put in practice the algorithms and methods studied. / Mestrado / Mestre em Geociências

Orientador : Denis J. Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-03T00:29:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AlmeidaNetto_SergioLuisde_M.pdf: 3267214 bytes, checksum: 58fa379e4ecc808c5ac0b435d1017faf (MD5) Previous issue date: 2003 / Mestrado

Orientador: Antonio Celso Fonseca de Arruda / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:04:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paiva_RogerioFerreirade_M.pdf: 4686219 bytes, checksum: eaf414bf4b3ae06fbddd240f97ca3b7e (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: A tomografia computadorizada é, modernamente, um dos métodos mais poderosos para aplicações em ensaios não destrutivos. O presente trabalho apresenta as análises de testemunhos convencionais passíveis da utilização desta técnica e faz, a respeito de diversas variações desta técnica (ultrasom, RMN, raios-x, PET, etc), uma breve explanação sobre seus princípios físicos e adequação às análises desejadas. São desenvolvidos os conceitos básicos da tomografia computadorizada de raios-x e apresentados os elementos componentes e a evolução dos equipamentos e, ainda, justificado seu uso na análise de materiais particulares à geologia e engenharia de petróleo. Finalmente, é avaliado experimentalmente o potencial, para estas análises de equipamentos médicos e de um minitomógrafo para aplicações multidisciplinares. Comprova-se e evidencia-se, enfim, a possibilidade de se fazer análises de testemunhos com características tecnológicas avançadas associadas ao baixo custo dessas alternativas (considerando-se, no caso do equipamento médico, a opção de locação do mesmo) / Abstract: The computerized tomography (CT) is one of the most powerful techniques for non-destructive applications. This work introduces the conventional core-analysis procedures that can be improved by tomographic techniques and the physical principIes and proprierties of several types of CT (NMR, x-rays, PET, etc.). The basic concepts involved in computerized tomography of X-rays (CTX), the scanner's evolution and components are shown and the procedures and potencialities for petroleum reservoir materiaIs analyses are described. Finally, the potencial of medical equipaments and of a rnini-tomograph for multi-subject applications is evaluated. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T18:40:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Paraizo_PauloLopesBrandao_M.pdf: 5427666 bytes, checksum: 9a5c378fa53b0dd82cff128b79ab3ab6 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Neste trabalho foi utilizada uma metodologia geoestatística, - a simulação condicional-, em duas escalas de heterogeneidades geológicas do reservatório, tendo como objetivo poder medir as incertezas associadas a estas escalas num modelo simplificado de fluxo de fluidos. A primeira escala se refere à distribuição espacial das eletrofácies, que foi simulada com o algoritmo de componentes principais indicadores, e a segunda à distribuição espacial das propriedades petrofísicas, internamente à cada eletrofácies, tendo sido utilizado um algoritmo gaussiano seqüencial. Para cada escala de heterogeneidade foram selecionadas 10 imagens para a simulação de fluxo, onde se verificou, através de um modelo simples, que as incertezas dos parâmetros geológicos dependem não só da sua variabilidade, mas sim da forma como eles interagem com as condições de fluxo as quais o reservatório é submetido. Foi efetuado também um estudo do empilhamento vertical das eletrofácies, onde através de ferramentas simples como curvas de proporção vertical e variogramas, foi possível identificar padrões de comportamento vertical distintos para as várias zonas do reservatório em estudo. Esta abordagem forneceu uma visão abrangente do pacote sedimentar, e se mostrou útil para auxiliar a interpretação de caráter explotatório da área / Abstract: A geostatistica1 method - conditional simu1ation - was used in two sca1es of geo1ogica1 heterogeneity, with the objective of assessing the uncertainty of these sca1es in a simplified fluid flow model. The fust scale is associated with spatial distribuition of eletrofacies, simulated with a indicator principal component algorithm, and the second with the spatial distribuition of petrophysical properties for each e1etrofacies independent1y, simulated with a gaussian sequential algorithm. Ten realizations of each scale were chosen for fluid flow simulation, revealing that the uncertainties are not on1y associated with the variability of the images, but also with the interaction of these with the conditions of flow to which reservoir is submitted. A study of the vertical stacking of e1etrofacies was done with the use of simple too1s like proportion curves and variograms. Itwas possib1e to recognize different patterns of vertical stacking. The approach proved to be useful by providing a general view of the reservo ir, and helpful for the explotatory interpretation / Mestrado / Geologia do Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores : Armando Zaupa Remacre, Ivan A. Simões Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T22:53:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bergamaschi_MarcioAntonio_M.pdf: 9515516 bytes, checksum: d72495cd889b9b36df32019295987332 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Utilizando-se dados de uma primeira parte deste trabalho, geoestatísticas cujo objetivo foi petrofísicos do reservatório. Nos procedimentos empregados tentou-se utilizar a integração de dados sísmicos e perfis elétricos. sendo que as variáveis do primeiro conjunto foram consideradas secundárias (amplitude sísmica e impedância acústica). Nesta parte testou-se e comparou-se os resultados obtidos por método empírico. técnicas de RLS (regressão linear simples>. krigagem e cokrigagem para a estimativa local da porosidade e da espessura porosa. Testou-se também a possibilidade de se quantificar as incertezas sobre a estimativa de volume de óleo original, empregando - se a técnica de simulação seqüencial gaussiana sobre a variável espessura porosa estimada a partir de dados sísmicos e ajustamento por dados de poços. considerando-se conhecida a macrogeometria do reservatório. Em uma segunda parte testou-se a aplicação de tratamento estatístico multivariado aos dados de perfil do mesmo campo. com o objetivo de gerar um modelo probabilístico da variável permeabilidade para o reservatório, com o ajustamento por dados de testemunho, verificando sua validade para a litologia apresentada (rocha calcárea>. As principal s técnicas empregadas foram a análise de componentes principais. análise discriminante e análise de regressão múltipla. Por fim foi aplicada a técnica de simulação estocástica à variável resistividade da formação, obtida dos perfis dos poços. A finalidade foi apresentar uma maneira alternativa de gerar imagens da distribuição da saturação de óleo no interior do meio poroso, evitando o uso da variável saturação nos procedimentos para a transferência de escala. Apresenta-se no final as imagens geradas por simulação seqüencial gaussiana da resistividade em duas seções verticais distintas do reservatório / Abstract: A series of univariate and multivariate geostatistical techniques were tested and applied to a set of seismic and well-log data obtained from an oil field offshore Brazil. The goal was to estimate petrophysical parameters of the reservoir using integrated seismic and well-log data, with the use of empirical relations between seismic data and petrophysical parameters. This part of the work tested and analysed the results of the following techniques: simple linear regression, kr iging, cokr iging and an empirical method. These techniques were applied to estimate porosity and porosity-thickness using seismic variables (ampli tude and acoustic impedance), treated as secondary variables. As an alternative to quantify the uncertainties on the volume of oil in place estimation, the Sequential Gaussian Simulation technique was applied on the previous estimates of porosity-thickness variable. In this case seismic and well log data were used in a different manner and the macrogeometry of the field was considered known. A second part of the work deals with a series of multivariate statistical techniques applied to well-log data of the same oil field. The goal was the generation of a probabilistic model of reservoir permeability, integrating welllog and core data. The validity of the presented method was investigated for the relatively complex lithology (carbonate rock) of the reservoir. Principal Components Analysis, Discriminant Analysis and Multiple Regression Analysis were employed in this parto Finally, the stocastic simulation algorithim was applied to resistivity formation variable, obtained from well logs. The goal, in this case, was to ilustrate an alternative way to generate equiprobable. images of the oil saturation distribution in the reservoir avoiding the use of the saturations directly on scaling up procedures. Some images of the oil saturation distributions, generated by the Sequential Gaussian algorithim, are presented along two vertical sections of the reservoir / Mestrado / Geologia do Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios