Orientadores: Marco Antonio Schreiner Moraes, Armando Zaupa Remacre, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T21:14:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Blaskovski_PauloRoberto_M.pdf: 9216661 bytes, checksum: 8caf25f619c6e02c86a7084ff40f53e6 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A minipermeametria é uma técnica utilizada na obtenção de dados praticamente contínuos da permeabilidade de rochas reservatório, em laboratório e afloramentos, a um custo inferior aos dos métodos convencionais. Possui também a vantagem de ser não destrutiva e possuir acuracidade compatível àquelas feitas em plugues de testemunhos em celas de Hassler. A presente dissertação tem por objetivos testar um minipermeâmetro de fluxo transiente de laboratório em testemunhos e identificar as características geológicas que condicionam a distribuição da permeabilidade num reservatório de petróleo constituído por espessos pacotes de arenitos turbidíticos de granulação grossa. (Os dados foram coletados tanto nos testemunhos, longitudinalmente na superfície serrada dos mesmos, quanto nas extremidades planas dos plugues. Os testemunhos possuem diversos trechos fragmentados devido à friabilidade da rocha e amostragens petrofísicas e petrográficas anteriores, e nem sempre foi possível manter o espaçamento constante na coleta. Dentre as seis litofácies presentes no reservatório, as principais são arenito maciço e arenito conglomerático com excelentes características permo-porosas. Os turbiditos são normalmente espessos, possuíndo granodecrescência ascendente bem desenvolvida. A rocha é classificada como arc6sio a subarcósio e os principais elementos diagenéticos são pseudomatriz argilosa, normalmente silicificada e com alta microporosidade, e cimentação calcífera. A porosidade, em geral, é boa e principalmente intergranular, causada pela dissolução do cimento calcífero. Os dados obtidos pela minipermeametria são de alta qualidade, e possuem boa correlação com os dados de permeabilidade obtidos de plugues em celas de Hassler. Gerou-se, através de regressão linear entre o /OglO da permeabilidade obtida adjacente aos buracos de extração dos plugues e o /Og10 da permeabilidade dos respectivos plugues, uma equação para a correção dos dados de minipermeametria. Somente os dados coletados no eixo central dos testemunhos foram utilizadas nos estudos de caracterização do reservatório, pois foi constatado que os testemunhos se encontram danificados por fluido de perfuração, com decréscimo da permeabilidade medida do eixo central para a borda. As sucessões de granodecrescência ascendente são responsáveis pela macrotendência na distribuição da permeabilidade. Os principais agentes de alteração nesta tendência são o cimento calcífero e a pseudomatriz argilosa, gerando forte ruído, de tal forma que muitas vezes dominam a distribuição. Os dados de plugues são insuficientes para capturar a estrutura da permeabilidade / Abstract: Minipermeametry has been used to provide quasi-continuous reservoir permeability data in laboratory and outcrop applications. This technique is non-destructive and cheaper than conventional methods. 115 accuracy is comparable to Hassler-sleeve measuremen15 on core plugs. This dissertation aims to test an UDSteady-state laboratory minipermeameter on cores and to identify the geologica1 characteristics that regulate the permeability distribution in a thick coarsegrained turbiditic petroleum reservoir. rThe data were collected longitudinally along the slabbed swface of cores and at the end of core plugs. Cores are fragmented due to rock friability and previous petrophysica1 and petrographic sampling; as a result, keeping sample spacing constant wasn't always possible. Among the six litofacies present, the major are massive sandstone and conglomeratic sandstone, with excellent reservoir characteristics. The turbidites are broad1y thick and fming-upward. The rock is c1assified as arcose to sub-arcose and the main diagenetic elements inc1ude argilaceous pseudomatrix, often silicified and presenting high microporosity, and calcite cement. The porosity is usually good and intergranular due to calcite cement dissolution. Minipermeametry data are high quality and show good fitting with conventional Hassler-sleeve plug data. An equation to correct minipermeametry data was developed from the linear regression between the /OglO of permeability, collected adjacent to the core plugs extraction holes, and the /OglO of permeability from respective Hassler-sleeve plug data. On1y core central axis data were used for reservoir characterization studies because it was verified that the cores were damaged by drilling mud, and the data show decreasing measured permeability from central axis to the core border. The macrotrend permeability distribution is related to fming-upward successions. The main alteration agents in this trend are calcite cement and argilaceous pseudomatrix. They generate such a strong noise in distribution, that they loca1y become dominant. Hassler-sleeve plug data are insufficient to capture the permeability structure / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores : Osvair Vidal Trevisan, Euclides Jose Bonet / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T22:55:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Menezes_GersonLuisMoraes_M.pdf: 3632674 bytes, checksum: 3a27d3b738e5fc767d09aa5431220859 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Um dos problemas mais críticos na indústria do petróleo é a estimativa de propriedades petrofísicas devido ao caráter heterogêneo dos reservatórios. Este problema fica mais acentuado quando se trata da permeabilidade, que é um dos parâmetros petrofísico. Os mais sensíveis à morfologia de poros da rocha. O presente trabalho, mostra o desenvolvimento de uma metodologia para a estimulativa da permeabilidade a partir da integração de dados de pressão capilar de laboratório e dados de perfis de poços. A metododologia é suportada numa equação semi-empírica deduzida com base no modelo de poros de tubos capilares. O. desempenho do novo procedimento foi aferido comparando-o, primeiramente, com estimativas obtidas a partir da curva J de Leverett. Posteriormente, a comparação é feita com a regressão multilinear, uma ferramenta reconhecidamente poderosa para o ajuste de curvas com base puramente matemática. Em geral, a nova ferramenta demonstra capacidade preditiva superior à metodologia da curva J e seu desempenho é próximo ao ajuste por regressão multi1inear. Sua eficiência fica evidente quando poucos dados estão disponíveis / Abstract: One of the most critical problems in petroleum engineering is the estimation of petrophisical . properties due to heterogeneous characteristc of reservdirs. The problem is more severe when one wants to determine permeability, which is one of the properties most sensitive to the pore morfology of rocks. This work presents the development of a methodology to estimate the permeability from integrating laboratory capital "Y pressure data and data from well logs. The methodology is based on the capillary tube porous model. The new procedure performance was checked, first, against estimates obtained from the Leverett' s J curve. The comparison is made also against ajust the multilinear regression techuique, which is a known powerfull tool for adjustment of curves, based solely on mathematical. In general, the new methodology shows a better predictive capacity than J curve techuique and it is similar to that of the multi1inear regression. The predictive capacity of the proposed method is more evidente when few data are available / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:34:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_CintiaGoncalves_M.pdf: 16851986 bytes, checksum: d2b235b62b2caa45fabdb9df65820998 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos / Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânic e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T08:43:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Melani_LeandroHartleben_M.pdf: 3371940 bytes, checksum: aa652f57862226b62a1290a140070c87 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A análise petrofísica é essencial para caracterização de reservatórios de hidrocarboneto, fornecendo parâmetros para avaliação do potencial econômico do campo. Este estudo foi realizado em um reservatório carbonático fraturado da Formação Quissamã, Bacia de Campos, composto predominantemente por calcarenitos e calcirruditos da Formação Quissamã, o qual foi denominado de Campo B. Este reservatório é essencialmente microporoso, com porosidade média a alta (15-30%) e, em geral, apresenta baixa permeabilidade de matriz (0,1-10 mD). As relações petrofísicas podem ser bastante complexas em reservatórios carbonáticos, em função da maior heterogeneidade na distribuição de fácies e porosidade nestas rochas. O grau de complexidade torna-se ainda mais elevado para o caso de reservatórios fraturados. Foi desenvolvido neste estudo um fluxo de trabalho para caracterização petrofísica da matriz deste reservatório carbonático, através da utilização de dados de perfis elétricos e de plugues. O objetivo do trabalho foi identificar possíveis comportamentos de fluxo distintos e definir regiões do campo com provável contribuição de fluxo intergranular. Para isto, é indispensável entender a relação entre os controles geológicos e o comportamento dinâmico do reservatório. A partir da análise das propriedades petrofísicas da matriz foram reconhecidas duas regiões do reservatório com comportamentos de fluxo distintos, diretamente influenciados pela heterogeneidade do sistema poroso. Na área sul foi constatado baixíssima permeabilidade de matriz, decorrente do amplo predomínio de microporosidade, que confere esta característica de fluxo às rochas. Na área norte foram observados os melhores índices de permeabilidade de matriz para o campo, associados à contribuição de fluxo intergranular, devido à preservação de porções significativas de macroporosidade original. As altas taxas de produtividade registradas nos dados de produção para poços da região sul indicam a presença de fraturas. O sistema de fraturas tem pequeno impacto sobre a porosidade total deste reservatório, porém tem grande contribuição para o regime de fluxo, desempenhando um importante papel na produção comercial do campo. Foi investigado também o impacto associado aos parâmetros de Archie - coeficientes de cimentação (m) e saturação (n) - no cálculo de saturação de água (Sw) para este reservatório carbonático fraturado. Para investigar este impacto foram gerados e comparados quatro cenários de Sw baseados em valores de m e n distintos. Foram realizadas três análises principais: (I) valores de Sw e espessura porosa com óleo (HPhiSo) foram comparados para cada cenário. Os resultados mostraram considerável variação nos valores obtidos para ambos os parâmetros (Sw - HPhiSo). (II) Análise baseada nos valores de corte e Net Pay. Foi observado que os valores de corte devem ser redefinidos de acordo com a variação da curva de saturação de água, para que seja mantida a mesma espessura de Net Pay em um dado reservatório. (III) Análise da influência dos valores de corte individual e global na variação de espessura de Net Pay foi avaliada para todos os poços para o cenário C2. Variações pequenas indicam que um valor de corte global é válido para este campo. Os resultados do estudo mostram que valores imprecisos dos parâmetros de Archie podem conduzir a erros na avaliação de reservas / Abstract: Petrophysical analysis plays a vital role in reservoirs characterization, providing parameters to assess the economic potential of the field. This study was performed in a fractured carbonate reservoir of Quissamã Formation, Campos Basin, mostly composed of calcarenites and calcirudites of Quissamã Formation, which it was named Field B. This reservoir is essentially microporous, characterized by medium to high porosity (15-25%) and, in general, low matrix permeability (0.1-10 mD). The petrophysical relationships can be considerably complex in carbonate reservoirs, due to the greater heterogeneity in facies and porosity distribution of these rocks. The complexity became even higher in particular case of fractured reservoirs. It was developed in this paper a general workflow for petrophysical characterization of this Albian carbonate reservoir, using well log data and plugs samples. The goals of this paper were to identify different flow behaviors and to define areas of the field with possible intergranular flow contribution. It is extremely important therefore to understand the relationship between the geological controls and the dynamic behavior of the reservoir. The petrophysical analysis of matrix properties enabled to recognize two reservoir zones with distinct flow behaviors, directly influenced by the porous system heterogeneity. In the southern area it was found very low matrix permeability, due to the large occurrence of microporosity. In the northern area it were found the best matrix permeability values of B Field, related to the contribution of intergranular flow due to the original macroporosity preservation. The high initial production rates obtained from production data of wells located in the southern portion indicate the presence of fractures. The fracture system has a small impact on the percentage of total reservoir porosity, but it has a large contribution to the flow domain, playing an important role in the commercial production of the field. It was also investigated the impact associated with Archie?s parameters - Cementation Factor (m) and Saturation Exponent (n) - in the determination of water saturation (Sw) in this fractured carbonate reservoir. To investigate this impact, four Sw scenarios were generated by applying different m and n values and compared with one another. Three main analyses were performed according to m and n variations: (I) the average values of Sw and Hydrocarbon Pore Volume Height (HPhiSo) were compared for each scenario. The results showed a considerable variation in the average values for both. (II) The second analysis was based on the cut-off and Net Pay values. The results showed that cut-off values must be changed according to the variation given by a water saturation curve, whatever the Sw scenario, in order to keep the same Net Pay values. (III) The differences between global and individual cut-offs on Net Pay thickness were analyzed for all wells for the scenario C2. Insignificant variations indicate that a global cut-off value is acceptable for this field. The results show that inaccurate values of Archie?s parameters can lead to gross errors in reserves evaluation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo