Orientadores: Euclides Jose Bonet, Marco Antonio Schreiner Moraes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T08:21:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DeGasperi_PatriciaMartinsSilva_M.pdf: 13462853 bytes, checksum: cff9140cfbd41d9dc52865fb52425605 (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Este trabalho tem como objetivos o estudo e a aplicação do processo de estimativa de propriedades petrofisicas a partir de informações obtidas em imagens petrográficas bidimensionais. O método assume a hipótese da homogeneidade estatística, e utiliza a simulação estocástica para a reconstrução do modelo tridimensional do meio poroso. A caracterização geométrica do meio simulado permite a elaboração de um modelo de rede para a simulação do fluxo e a estimativa da permeabilidade, fator de formação, pressão capilar por injeção de mercúrio e relação índice de resistividade versus saturação de água. Esta metodologia é aplicada a quatro sistemas porosos com diferentes níveis de heterogeneidade. Os resultados demonstram que estimativas confiáveis dependem da utilização de uma resolução apropriada de aquisição das imagens, que permita a identificação de poros e gargantas que efetivamente controlem as propriedades de fluxo do sistema. As curvas de pressão capilar simuladas sugerem a necessidade da composição de escalas. As propriedades elétricas são afetadas pela porosidade das amostras e sua confiabilidade é restrita a sistemas preferencialmente molháveis pela água / Abstract: The aim of this work is to investigate and apply a method for predicting petrophysical properties ftom bidimensional petrographic image data. Based on the assumption of statistical homogeneity, the method uses stochastic simulation to reconstruct the porous media tridimensional structure. The geometrical characterization of the simulated media allows the construction of a network model to simulate fluid flow and estimate permeability, formation factor, mercury capillary pressure curves and resistivity index as function of water saturation. This method is applied to four porous systems with different heterogeneity levels. The results demonstrate that good predictions depend on the appropriate image aquisition resolution, which identifies pores and throats that effectively control the flow properties of the system. The capillary pressure curves suggest the necessity of scale composition. The electrical properties are affected by samples porosity, with reliable estimates being restricted to water-wet systems / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Saul Barisnik Suslick, Alexandre Campane Vidal / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T08:19:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rosa_Henrique_D.pdf: 5323611 bytes, checksum: 9779cc866a624b65a3932fa6ade79e78 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Este estudo se foca na elaboração de um método de caracterização de eletrofácies, o qual utiliza dados de perfis geofísicos de poços referentes às classes litológicas identificadas nos testemunhos desses poços, por meio do emprego de análises qualitativas associadas a tratamentos estatísticos multivariados. A princípio, o estudo visa estabelecer uma rotina de análises qualitativas para os dados litológicos extraídos dos testemunhos e associados aos perfis, por meio de ferramentas estatísticas básicas, com o objetivo de identificar agrupamentos de classes litológicas e caracterizar as eletrofácies presentes no intervalo testemunhado. Numa segunda etapa, aplica-se a técnica estatística multivariada da Análise de Agrupamentos em dois passos, a qual gera agrupamentos (eletrofácies) por meio da associação dos dados dos perfis com as classes litológicas descritas nos testemunhos. Numa terceira etapa, esses agrupamentos são avaliados quantitativamente por intermédio de ferramentas estatísticas, as quais incluem a Análise de Variância Simples (one way Anova), o Teste de Médias e a Análise Discriminante. Como exemplo de aplicação, utiliza-se um conjunto de dados que inclui perfis e descrições de testemunhos de três poços verticais do Campo Escola de Namorado, localizado na Bacia de Campos, no Estado do Rio de Janeiro. Os resultados obtidos mostram um bom desempenho da Análise de Agrupamentos em dois passos para a caracterização de eletrofácies, e permitem que se obtenham informações acerca da qualidade da amostragem, no que se refere aos ajustes das mesmas com as profundidades de perfis, além de proporcionar agilidade ao processo de investigação exploratória de dados de perfis em relação às classes litológicas a estes associadas. / Abstract: This study is focused on the elaboration of a method for electrofacies characterization which uses well log data related to the lithological classes identified in the core samples of the wells, based upon qualitative approach and multivariate statistics analysis. The first step of this method involves the establishment of a qualitative approach routine which includes the analysis of a package of well log data, which are extracted from the cored intervals, using basic statistics tools (histograms and cross plots) and aiming to delineate and characterize electrofacies. The second step involves the utilization of a classical multivariate technique called Two Steps Cluster Analysis, which generates clusters (electrofacies) based upon the association between well log data and the lithological classes identified from the core samples. The details of the Cluster Analysis technique are showed during the development of this study. During the third step of proposed method, all the clusters generated in the previous steps are quantitatively evaluated by ordinary statistical tools, which include one-way Anova, Test of Means and Discriminant Analysis. As an example of application of this method it is used a complete package of data which includes well logs and macroscope reports of three sets of core samples, extracted from three vertical wells, located in the producing Oil Field of Namorado, in the Campos Basin, Rio de Janeiro State, Brazil. The results of the statistical tests show a good performance for the Two Steps Cluster Analysis tool in characterizing electrofacies. Furthermore, all the statistical tests applied in this study allow the researcher to obtain information about the quality of the sampling process and the accuracy related to the correlation between the sampling and the logging depth, speeding-up the process of the exploratory investigation by using well log data and associated to the lithological classes present in the cored intervals of the oil wells. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T19:07:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Friedrich_Anelise_M.pdf: 5684295 bytes, checksum: 994952e377d5f8765f57410c4af3dcc8 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Os campos maduros, após décadas de explotação, apresentam baixa produtividade de óleo e alta produção de água. Para mantê-Ios em produção, estão sendo utilizados, além dos métodos tradicionais de recuperação secundária, como injeção de água e gás, são medidas as saturações atuais de óleo em poços antigos. Os dados de saturação atual são usados para determinar intervalos com indícios de óleo remanescente. No entanto, o uso desses dados para a modelagem tridimensional desses bolsões de óleo ainda está incipiente.Este trabalho aborda a construção de modelos 3D de saturação atual de fluidos usando técnicas de geoestatística com métodos estocásticos e determinísticos. A modelagem da saturação pretende delimitar, também, áreas de concentração residual de hidrocarbonetos, que servirão como alvos para futuras campanhas de reativação dos poços. O trabalho focaliza a saturação de óleo com dados adquiridos pela Petrobras entre 1999 e 2001 constando de perfis de 136 poços, 26 deles com dados de saturação obtidos com PSGT. O projeto começa com a construção do modelo geológico 3D obtido por simulação das eletrofácies pelo método gaussiano truncado utilizando matriz de proporção. Após a validação desse modelo, foram estimadas, por krigagem, as características petrofisicas do reservatório (porosidade e saturação) e foram construídos os cenários probabilísticos para definir as áreas alvo de novas pesquisas / Abstract: A current issue in mature reservoirs is the decline of oil production, after years of exploitation. To solve this problem and keep up the production, methods of supplementary recovery, such as the injection of water and gas have been used as well as the measurement of present saturations of oil in old wells. The saturation data are used to determine intervals with possible remaining oi!. However, the use of this data for tridimensional modeling of these oil reservoirs is still incipient. This project aims at building 3D models of actual saturation of fluids using geostatistical techniches with stochastic and deterministic methods. This approach intends, as well, to sharp areas of residual concentration of hydrocarbonates, which can be useful as targets to future campaigns of well reactivations. This work focuses on the oil saturation with data obtained by Petrobras in the period between 1999 and 2001 with 136 wells, 26 ofwhich have saturation data obtained with PSGT. The first model consists of the construction of the 3-D geological model based on Gaussian truncated simulation of the electrofacies using vertical proportion curves and proportion matrix. After the validation of the geological method, it has been estimated, by kriging, the petrophysical characteristics of the reservoir (porosity and saturation) and the probabilistic scenarios were built to define the target areas for new researches / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Hung Kiang Chang / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T21:45:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DeGasperi_Andre_M.pdf: 15227160 bytes, checksum: cda675b39721b02912e8e36afd9ff03e (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: Neste trabalho foram modelados numericamente a salinização da água de formação e a migração secundária e acumulação dos hidrocarbonetos que preenchem os reservatórios do Membro Carmópolis, da Formação Muribeca, na Bacia de Sergipe. O modelo geológico-geoquímico que serviu de base para a modelagem numérica da salinização foi reproduzido utilizando um simulador de difusão iônica construído para este fim. A simulação considerou a infiltração de água meteórica em porções localizadas nas bordas da bacia, a dissolução de sal da unidade sobreposta e a difusão iônica lateral, como os principais processos controladores da salinização da água de formação. A modelagem da migração secundária e acumulação de hidrocarbonetos na área foi realizada utilizando um simulador de escoamento comercial. A simulação exigiu duas fontes distintas de hidrocarbonetos, configurando duas rotas de migração. Este processo ocorreu inicialmente por migração vertical, através de zona de falha, seguido por deslocamento lateral focalizado, através das rochas carreadoras, até o óleo acumular nas estruturas ou escapar para superfície, nas bordas da bacia / Abstract: In the present study, formation water salinity and secondary migration and accumulation of hydrocarbon in reservoir rocks of Carmópolis Member, Muribeca Formation, were numerically modelled. The geologic-geochemical model of formation water salinity evolution was successfully modelled using an ionic diffusion simulator developed for the present work. The model considered meteoric water infiltration in the basin borders, dissolution of overlying salt beds and lateral ionic diffusion. Secondary migration and accumulation in the study area were modelled using a commercial flow simulator, which required two hydrocarbon sources and two distinct migration pathways. This process occurred initially by vertical migration of hydrocarbon through fault zone, followed by focused lateral migration in the carrier beds, reaching the traps or seeping to the surface / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Alexandre Campane Vidal, Jose Ricardo Pelaquim Mendes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T23:48:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ninci_BeatrizCristinaArmelin_M.pdf: 2930424 bytes, checksum: 2e7a09022cc56ed1f213537548845b25 (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Este trabalho foi direcionado para a caracterização de fácies do reservatório do Campo de Namorado, com a interpretação de três tipos de perfis geofísicos (raios gama, densidade e neutrão) de oito poços e a utilização da lógica nebulosa. A lógica nebulosa considera que um elemento pode pertencer a mais de um conjunto, mas com graus de pertinência diferentes. Baseiase em variáveis lingüísticas e manuseia valores entre 0 e 1, tolerando dados imprecisos. Com base na descrição dos testemunhos foi definida, por meio de estatística básica, a associação dos valores dos perfis com as litologias identificadas em testemunho. As 26 fácies foram classificadas em 4 grupos de acordo com critérios geológicos. Na etapa seguinte foram desenvolvidos dois sistemas nebulosos, considerando os métodos de inferência Mamdani e Sugeno. A validação dos resultados fornecidos pelos sistemas nebulosos foi feita através da comparação com os dados dos testemunhos. A identificação dos grupos de fácies pelos dois métodos utilizados foi satisfatória, principalmente em relação ao grupo 1, constituído apenas por arenitos. Os resultados decorrentes da aplicação da lógica nebulosa representam um papel importante na caracterização de um reservatório, desde que utilizado em análise conjunta com outros tipos de fontes de dados / Abstract: The research was directed to the facies characterization of Namorado Field reservoir, considering the interpretation of three types of geophysical well-logs (gamma ray, density and neutron) from eight wells, and the use of fuzzy logic. The fuzzy logic considers that an element can belong to more than one set, but with different membership degrees. It is based on linguistic variables and handling values from 0 to 1, tolerating inaccurate data. Based on the cores description, the combination of the values of well-logs with the lithology identified in cores was defined using statistical analysis. The 26 facies were classified into 4 groups according to geological criteria. In the next stage, two fuzzy systems were developed, considering Sugeno and Mamdani inference methods. The validation of results provided by fuzzy systems was made by comparing the results with core data. The identification of the groups was satisfactory in both methods, particularly regarded to group 1, which is formed by sands, predominantly. The results arising from the application of fuzzy logic represents an important role in reservoir characterization, since they are analysed with other types of data sources / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo