Orientador : Saul Barisnik Suslick / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T00:03:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Furtado_Ricardo_D.pdf: 2398863 bytes, checksum: 397bb23adda48a0ea74d416b1670ce19 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: O processo de aquisição de áreas exploratórias por intermédio de leilões competitivos é um marco significativo da abertura do setor de petróleo no Brasil. A gama de oportunidades oferecidas é considerável, representado pela maioria das bacias petrolíferas brasileiras. Desde 1999 cinco rodadas de licitações para óleo e gás foram realizadas no Brasil, com 88 blocos sendo arrematados nas quatro primeiras rodadas e 91 na quinta, quando as regras do leilão foram alteradas e o bônus de assinatura deixou de ser o fator mais importante na aquisição de áreas exploratórias. Nas cinco rodadas de licitações foram arrecadados cerca de US$ 720 milhões em bônus de assinatura, com mais de 43 empresas envolvidas em todo processo. A Petrobras, atuando sozinha ou em conjunto com outra(s) empresa(s), é operadora em 31 blocos (arrematados nas quatro primeiras rodadas, representando 36% do total) e adquiriu mais 85 blocos no leilão realizado em 2003, investindo cerca de US$ 230 milhões para aquisição de áreas exploratórias desde o fim do monopólio. O primeiro objetivo deste trabalho é analisar as principais características e estatísticas dos leilões oferecidos pela Agência Nacional do Petróleo. Considerando que o valor do bônus é uma fração do valor de mercado da reserva esperada, outro objetivo do trabalho é desenvolver uma metodologia de valoração das regiões exploratórias por intermédio dos bônus de assinatura oferecidos aos blocos arrematados. Os blocos foram agrupados conforme suas principais características geológicas e os bônus foram computados conforme os grupos formados. A estimativa do valor de cada região é calculada através da simulação estocástica da fração associada a cada bloco usando distribuições de probabilidade. Os resultados podem ser utilizados como referências de novos investimentos pelas empresas, bem como um método de avaliação do desempenho dos leilões pela agência reguladora / Abstract: The concession process for oil and gas exploration through competitive bidding marks a significant step in the opening of Brazil¿s petroleum sector. The range of opportunities on offer is considerable with most of the petroleum basins being represented. So far, since 1999, five bid rounds for oil and gas have taken place in Brazil where 88 blocks have been bided in four rounds, and 91 blocks on the fifth round, when the auction changed and the bonus value was not the most important parameter to be a winner in the lease. Approximately US$ 720 million have been collected, involving more than 43 oil companies. Petrobras, alone or in joint ventures, is the operator of 31 blocks (leased on the four first rounds which represents about 36% of total) and acquired more 85 blocks in the bidding process of 2003, responsible for the amount of approximately US$ 230 million in the five rounds. This thesis attempts to delineate the main features and statistics of those bids, and considering that the bid value is a fraction of the estimated value by operators, another objective of this thesis is to reach a set of proxies of unknown values of the blocks through the successful bids. The blocks are divided considering their geological characteristics and the winners¿ value is estimated for each group. The estimated value of the blocks is calculated through stochastic simulation of these bid fractions using a compound probability distribution. These values can be used as an acreage value for new investments by oil companies as well as for the regulatory agency to evaluate bid performance / Doutorado / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de La Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T00:37:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Branco_CelsoCesarMoreira_M.pdf: 5327732 bytes, checksum: 708125b863dc0d641ee0099cbcd2a317 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Apresenta-se um modelo composicional isotérmico, bidimensional do escoamento em reservatórios, implicito na pressão e nas saturações de fluidos e semi implicito nas variáveis composicionais. Apenas os termos de fluxo das equações de transporte são tratados de forma explicita, e somente nas variáveis dependentes das composições dos fluidos. Nas células na região de uma fase a variável primária saturação de gás é substituida por uma variável composicional, que passa a receber tratamento totalmente implicito. A formulação concebida permite a redução da matriz jacobiana original a uma matriz blocada de três por três semelhante àquelas obtidas em simuladores do tipo "black-oil" totalmente implicitos. Outras caracteristicas do modelo incluem a consideração de efeitos capilares e gravitacionais e o cálculo dos termos fonte levando em conta as condições de separação de fluidos na superficie. As relações de equilibrio e as densidades das fases são resolvidas através da equação de estado de peng e Robinson. A validação do modelo, baseada na teoria do escoamento bifásico em regime permanente, indicou perfeito ajuste entre resultados teóricos e simulados. Apresentam-se aplicações a testes de formação, depleção e produção através de injeção de gás, tanto para reservatórios de óleo volátil quanto de gás retrógrado. As conclusões mostram os efeitos da permeabilidade relativa na deposição de condensado bem como a importância da análise de reservatórios através das produções mássicas dos componentes. O desempenho computacional é reportado em todos os casos / Abstract: This work presents an isothermal, two-dimensional, compositional reservo ir model implicit in pressure and saturations and partially explicit in compositions. Only the flow terms are treated explicitly in the compositional variables. In the single phase cells the primary variable gas saturation is substituted by one compositional variable which is then treated as fully implicit. This formulation was conceived in order to simplify the jacobian matrix since its initial configuration can be reduced to a 3x3 block matrix similar to those achieved in fully implicit black-oil simulators. Capillary and gravitational effects are considered. Fluids separation conditions at surface are taken into account in the calculation of the source terms. Fluid phase equilibria and densities are computed through'the Peng-Robinson equation of state. The validation of the model was conducted through the steady state two phase flow theory. Analytical and simulated results obtained showed excellent agreement. Applications to pressure tests in wells, reservo ir depletion and gas injection in reservoirs are presented. Conclusions show the effects of the relative permeability curves in deposition of liquid in gas condensate reservoirs and also the importance of the reservoir analysis based on component mass production. Computacional performance are reported in alI studied cases / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T21:57:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Gomes_HamiltonPimentel_M.pdf: 1380539 bytes, checksum: ff6e2dc49a45604184feddc3654c6e9a (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho descreve um simulador composicional, isotérmico, bidimensional, com formulação totalmente implícita, desenvolvido para o estudo de reservatórios portadores de óleo leve ou g.ás condensado retrógrado. No modelo, são consideradas as fases óleo, gás e água, podendo ser simuladas geometrias cartesianas ( x - y ) ou cilindricas ( r - z ). A fase água, apesar de presente, não flui no reservatório, sendo considerada compressível com sua saturação variando em função da pressão. Considera-se que o equilibrio termodinâmico é atingido instantâneamente, não existindo água dissolvida nas fases de hidrocarbonetos nem hidrocarbonetos dissolvidos na fase água e que o sistema rocha fluidos é quimicamente inerte. Para o cálculo do equilíbrio de fases e propriedades dos fluidos foi adotada a equação de estado de Peng - Robinson (1976), com suas constantes tendo sido previamente ajustadas por meio da utilização de um simulador PVT. O problema em questão é não linear, tendo sido adotado o método de Newton-Raphson para solucioná-Io. O sistema matricial resultante, penta-diagonal blocado, foi resolvido de maneira direta utilizando-se eliminação Gaussiana, tirando-se proveito da esparsidade da matriz. Devido à complexidade da solução analítica do problema, a sua validação foi feita apenas para o caso de fluxo permanente no reservatório. O resultado da validação e alguns exemplos de aplicação do modelo são partes integrantes deste trabalho / Abstract: This work describes an isotermal and two-dimensional fully implicit compositional model, which has been developed to the moddelling of retrograde gas condensate and volatile oil reservoirs. The model considers oil, gas and water phases, and may be applied to either cartesian (x-y) or cylindrical (r-z) grids. Water is considered to be immobile and slightly compressible, and water saturation is a function of pressure. Thermodynamic equilibrium is also considered, with no water dissolved in the hydrocarbon phases and no hydrocarbon dissolved in the water phase. Fluid-rock iteractions have not been considered. Phase equilibrium and fluid properties have been computed by means of the Peng-Robinson (1976) equation of state. The adjustable coefficients of the equation of state have been previously determined by means of a comercial PVT simulator. The Newton-Raphson method has been selected to solve the resulting highly non-linear problem. The block penta-diagonal matrix has been directly solved by Gaussian elimination, which takes advantage of the matrix sparcity. Due to the problem complexity, the validation of the model has been provided to the steady-state flow case, which presents a known analytical solution for composition and saturations. Examples of application of the computer model to depletion studies, gas cycling and well testing are presented. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Armando Zaupa Remacre , Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T05:46:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Luvizotto_JoseMarcelo_M.pdf: 4457250 bytes, checksum: 52996c5c86f1d7910d57e4a6c5bd5d34 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: A caracterização do reservatório fraturado do campo de Carmópolis, localizado na porção emersa da Bacia Sergipe-Alagoas. Através do estudo da distribuição espacial de um conjunto de variáveis geológicas selecionadas e o desenvolvimento de uma metodologia para a previsão das áreas potencialmente produtoras constitu1ram os principais objetivos deste trabalho. Os dados utilizados podem ser classificados em três grupos: (a) dados de produção; (b) dados de superf1cie e (c) dados de subsuperf1cie. Na previsão das áreas potencialmente produtoras foi empregado um conjunto de ferramentas clássicas e de uso corrente na indústria do petróleo: a variografia. a krigagem e a análise discriminante linear. o procedimento empregado revelou-se um instrumento eficiente para a manipulação conjunta de um número de variáveis geológicas que dificilmente poderia ser assimilado de outra forma, constituindo uma nova aplicação da análise discriminante. Nenhuma das variáveis analisadas possibilitou o isoladamente a previsão das regiões potencialmente produtoras. Entretanto, os resultados obtidos coma utilização do conjunto de dados de subsuperf1cie mostraram-se bastante satisfatórios. justificando a viabilidade de se estender a metodologia proposta a outros reservatórios com caracter1sticas geológicas semelhantes / Abstract: Nacturally fractured reservolrs occur ln the most different types of rocks, wHh 1Hologies varylng from carbonatic and sl11clclastic rocks to rocks of the crystalllne basement. The fractured basement area of Carm6po1ls fleld, located ln the. emerged portlon of the Sergipe-A1agoas Basin, Brazi1, ls an example of produclng reservoir in a metamorflc basement. The main goal of thls thesis ls the characterlzatlon of the fractured reservolr of the Carm6po1ls field through the study of the spatial dlstribution of selected geological varlables and the deve 1 opment of a methodo1ogy for the predictlon of potentially producing areas. The data used may be divlded ln three groups: (a) producing data, (b) surface data and (c) subsurface data. For the predlction of potentially producing areas, a set of classica1 too1s currently used in the 011 industry was used, namely variografy, krlglng and linear dlscrimlnant analisys. The procedure used was an efficient tool for joint manipu1atlon of a number of geological varlables wlch cannot be assimilated otherwise. Even though none of the selected variables could be used alone to predict potentlallty of producing regions, the results obtalned wlth the use of the subsurface data set were satisfatory, justifying the possibility of extending the proposed methodology to other reservoirs with similar geo1ogical characterlstics / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores - Armando Zaupa Remacre, Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T18:38:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_AndreLuisMynssen_M.pdf: 4543764 bytes, checksum: 4f623d81c9ec988bdc76a291627ae235 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Os reservatórios de petróleo, que têm o influxo de água como principal mecanismo de produção, apresentam, geralmente, os mais altos fatores de recuperação. Porém, quando neles ocorre um crescimento exageradamente rápido da razão água-óleo, há uma substancial redução da produção líquida de óleo, podendo vir a afetar a sua recuperação final. O objetivo desta dissertação é promover uma modelagem geológica na escala adequada, incluindo as heterogeneidades inerentes ao reservatório, para compreender o comportamento de produção de um reservatório com características supra-citadas. O modelo gerado deve ser coerente com a elevada produção de água observada e quando for aplicado ao simulador de fluxo, deve identificar os caminhos preferenciais que levam a água até aos intervalos canboneados, de forma a facilitar o processo de drenagem final do reservatório. Na modelagem verificou-se a importância das camadas de folhelhos, de grande extensão lateral, que se constituem em barreiras ao fluxo vertical dos fluidos. Um diagrama de cerca ilustra o modelo físico para o reservatório. Para satisfazer esse modelo, o limite das camadas para a simulação de fluxo coincidem com os limites estabelecidos para essas barreiras de folhelhos. De forma a validar o modelo elaborado e entender a atuação do aqüífero, aplicou-se esse modelo em um simulador de fluxo. Optou-se por desenvolver três diferentes versões de simulação: uma homogênea e duas heterogêneas. Na primeira versão heterogênea, as porosidades variam de célula a célula, tendo uma distribuição bimodal das permeabilidades por camada, de acordo com a litofácies predominante na célula. Na segunda versão, as duas propriedades em questão variam célula a célula. Desenvolveu-se, ainda, uma técnica para estimar e relacionar a porosidade com a permeabilidade no campo em análise. Após ter-se ajustada a segunda versão heterogênea, partiu-se para diversas alternativas de extrapolação de produção. Foram comparados os resultados do caso básico, versão atual dos poços, com novas propostas de locação e diferentes opções de extensão de canhoneios, visando elevar a recuperação de óleo de um reservatório tão problemático / Abstract: It's well know that oil reservoir, with strong water drive, shows high recovery efficiency, but when water-oil ratio production increases rapidly, the ultimate oi! production decreases. The main purpose of this research is to define a geological model for such an oil reservoir, in an appropriate scale, induding heterogeneities, which explains the reservoir performance. Such a mo deI should honor the observed high water-oil ratio, so that the fluid flow simulation should be able to identify the preferential ways by which water flows to the completed wells intervals. The occurrence of some extensive impermeable shale beds, that are the major features of the model, are effective vertical barriers for fluid flow. A fence diagram is adequate for illustration of the physical model The flow simulation was performed defining the vertical limits of the layer adjusted with this shale beds. Three different versions of simulation was developed: one homogeneous and two heterogeneous. In the first heterogeneous version, porosity has changed cell to cell, although the permeability has had a bimodal distribution, by layer, according to the major percentage of litofacies in the cell. In the second version, both properties change cell to cell. Another method was developed to estimate and correlate porosity with permeability in the field in analysis. After had been fitted the second heterogeneous version, different alternatives of production extrapolation were done. The results of the basic case were compared with new propose locations and different new options of completed intervals, looking for improving the oil recovery, in such a problematic reservoir / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Antonio Claudio de Franca Correa, Maria Cristina Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-07-19T17:08:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_DeiseMassulo_M.pdf: 2477176 bytes, checksum: 1df830690c242eb5d718985938f764e6 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A presente dissertação estuda o deslocamento unidimensional ele dois fluidos incompressíveis, com o fluido molhante deslocando o não-molhante, em reservatórios heterogêneos compostos de uma fração contínua de maio transmissibilidade englobando uma fração descontínua de menor transmissibilidade.A formulação matemática adotada para representar o escoamento incompressível no meio heterogêneo admite fluxo convectivo na fração mais permoporosa e transferência de massa entre a fração mais permo-porosa e a fração menos permo-porosa, proporcional à diferença de saturação entre as duas frações. O sistema hiperlico de equações é resolvido pelo método das características para uma curva de fluxo fracionário genérica. A soluçãO obtida mostra a formação de uma frente de avanço na fração mais permo-porosa, cuja velocidade e saturação diminuem com o tempo, devido à troca de massa entre as duas frações do meio poroso. A redução da velocidade da frente de avanço da fração mais permo-porosa depende da intensidade da recuperação do óleo da fração menos permo-porosa. Os modelos de transferência de massa reportados na literatura são usados para calcular o coeficiente de transferência de massa do modelo proposto. A validação do modelo é feita através do ajuste a um experimento de laboratório reportado na literatura. Uma outra formulação para a transferência de massa, baseada na equação da difusão, é apresentada. A solução numérica para esta formulação exigiu um excessivo tempo computacional, o que conduziu ao desenvolvimento de uma solução aproximada, baseada no teorema de valor médio para integrais. É apresentado um exemplo prático com dados de campo / Abstract: The present work studies the incompressible flow of two immiscible fluids (a wetting fluid displacing a non_wetting one) in heterogeneous reservoirs composed of a continuous fraction of high transmissibility surrounding a discontiÍmous fraction of low transmissibility. The mathematical formulation used to represent the incompressible flow in the heterogeneous medium admits flow due to convective forces in the more permeable fraction, and mass transfer between the more permeable fraction and the less permeable fraction, which is proportional to the difference in: saturation between them. The resultant hyperbolic system of equations is solved by the method of characteristics for a generic fractional flow curve. The solution leads to a shock front of saturation of the wetting fluid in the more permeable fraction, whose velocity and saturation decrease in time, due to the mass transfer between the two fractions. The rate of reduction in the velocity of the shock front depends on the intensity of oi! recovery from the less permeable fraction of the reservoir. The mass transfer models reported in the petroleum literature are used to calculate the mass transfer coefficient of the proposed model. The model validation is obtained through a laboratory experiment reported in the literature. Another mathematical formulation that considers a diffusion-type equation for the less permeable fraction is presented. The numerical solution for this formulation is time consuming. So an approximate solution, based on the mean value theorem for integrais, was developped. A practical example with field data is presented. / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Ciências

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T10:22:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Loschiavo_Roberto_M.pdf: 1960992 bytes, checksum: 93224b80a26a3ab83d1f106f1074a9a4 (MD5) Previous issue date: 1999 / Mestrado

Orientador: Francisco de Assis Machado Reis / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Quimica / Made available in DSpace on 2018-07-20T11:16:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lopes_JoseArimateiaDantas_D.pdf: 5371736 bytes, checksum: 51f50f559c3ff9efeaf2a7a4698e83a1 (MD5) Previous issue date: 1995 / Doutorado

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

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