Orientadores: Chang Hung Kiang e Roberto de Alencar Lotufo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-20T21:32:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Monteiro_MarceloCosta_M.pdf: 7072511 bytes, checksum: 4db733463afd467f42c38a75b7411090 (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Os meios porosos carbonáticos formam um sistema tridimensional complexo de poros e gargantas. O método mais simples e óbvio para a caracterização destas formas côncavas e interconectadas é o seccionamento serial associado com a análise de imagens tridimensionais. Utilizando as rotinas existentes no sistema Khoros, foram gerados diversos algoritmos de análise de imagem (AI): a) para a medida de porosidade e superfície específica; b) para a determinação dos histogramas de tamanho de poro e garganta de poro; e, finalmente c) para simular curvas de injeção de fluidos não molhantes. Estes algoritmos foram testados com imagens sintéticas e de amostras artificiais de rocha. O seccionamento serial de 18 amostras de carbonatos gerou 32 imagens bidimensionais em níveis de cinza, todas elas paralelas e igualmente espaçadas, para cada amostra. Para a geração das imagens tridimensionais, foi necessário o alinhamento das feições e a correção da escala original. Além disto, foi necessário também a interpolação de duas imagens entre cada duas originais para a obtenção de imagens isotrópicas. A limiarização destas Imagens em níveis de cinza separou a fase poro da fase não poro, resultando, finalmente em imagens binárias tridimensionais do sistema poroso de oito amostras. Estas imagens foram submetidas a alguns dos algoritmos acima. As porosidades encontradas com o uso do algoritmo de AI ficaram sistematicamente abaixo da porosidade obtida no laboratório (injeção de mercúrio), devido principalmente à existência de microporosidade que não foi detetada devido a escala das imagens. As saturações irredutíveis da fase molhante observadas nas curvas de drenagem foram também devidas ao tamanho do pixel (18 micrômetros) que não permitiu a detecção dos pequenos volumes das gargantas de poros, desta forma desconectando o sistema em muitas unidades. Estas unidades desconectadas não puderam ser alcançadas pela fase contínua vinda da superfície das amostras / Abstract: Carbonate pore systems are known as complex three-dimensional systems of pores and pore-throats. The most simple and obviousmethod for the characterization of these nonconvex, interconnected shapes is the serial sectioning associated with three-dimensionaI image analysis. Using the Khoros system routines, it was generated several algorithms of image analysis (IA): a) for porosity and specific surface measurements, b) to find pore size and pore-throat size histograms, and finally c) to simulate nonwetting fluid injection curve. These algorithms were tested with three-dimensional synthetic and artificial rock sample images. /Serial sectioning of 18 carbonate samples generated 32 two-dimensional gray-scale images, parallel and equally spaced, for each sample. To generate three-dimensional images of those samples, it was necessary to align these images and interpolate two images between two originals. Thresholding the three-dimensional gray-scale images in a way to separate the nonpore phase from the pore phase features in these images resulted in three-dimensional binary images of the pore systems of eight samples. These images were treated with some of the algorithms above. The porosity found with IA algorithm for all of the samples was lower than that achieved by mercury injection method, mainly due the microporosity, which was not detected in the scale of the images. The high irreducible saturations of wetting phase observed in drainage curves were also due to the scale of the image, because the high pixel size (18 micrometers) could not detect the small volumes of pore-throats, so disconnecting the porosity system in many units that were not reached by the continous phase of nonwetting fluid comming from the surface of the sample / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Geociências

Submitted by Isaac Francisco de Souza Dias (isaac.souzadias@ufpe.br) on 2016-06-09T17:46:42Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Miranda, Tiago_PPGEOC2015.pdf: 25472450 bytes, checksum: 681c011d3934a3aa5856d312343b6847 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-09T17:46:42Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Miranda, Tiago_PPGEOC2015.pdf: 25472450 bytes, checksum: 681c011d3934a3aa5856d312343b6847 (MD5) Previous issue date: 2015-12-04 / ANP / A exploração de hidrocarbonetos em reservatórios naturalmente fraturados tem demandado um enorme esforço da indústria e da comunidade científica para a pesquisa relacionada à caracterização de sistemas de fraturas, devido à importância das estruturas para a previsão de fluxo, recuperação e integridade de reservatórios de petróleo. Este trabalho apresenta a metodologia desenvolvida e os resultados obtidos a partir da caracterização geológica e geomecânica de análogos de reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados. A metodologia proposta se baseia na abordagem de diferentes técnicas: aplicação do método de scanline para a caracterização das fraturas naturais; obtenção de dados de resistência elástica com uso do Schimdt Hammer; análise da organização espacial das fraturas; descrição petrográfica; caracterização petrofísica; e construção de modelos geológicos conceituais. Este trabalho foi desenvolvido em rochas carbonáticas (Formação Crato) e evaporíticas (Formação Ipubi) que afloram na Bacia do Araripe. Estas formações foram classificadas respectivamente como análogos de reservatório fraturado e rocha selante. O produto desta pesquisa foi aplicado na construção de modelos geomecânicos estáticos, com base no método de elementos finitos, com o objetivo de produzir simulações numéricas para reservatórios naturalmente fraturados. As principais estruturas identificadas nos calcários laminados da Formação Crato foram as fraturas de cisalhamento sin-sedimentares e, juntas e veios. Na Formação Ipubi as estruturas que ocorrem com maior frequência sãos veios verticais, preenchidos por gipsita e argilas. As fraturas extensionais dos calcários laminados ocorrem preferencialmente em duas direções: set 1 - NW-SE; e set 2 - NE-SW. O set 2 possui maior número de clusters de fraturas e maior strain. Os calcários laminados apresentam porosidade intrapartícula com média de 11% e permeabilidade muito baixa ~0,1 mD o que permitiram classificá-los como um análogo de reservatório não-convencional. A metodologia desenvolvida nesta pesquisa, envolvendo a caracterização integrada de parâmentros geológicos, petrofísicos e geomecânicos de análogos de reservatório carbonático naturalmente fraturado e uma unidade evaporítica capeadora, proporcionou a construção de simulações numéricas (hidromecânica) mais realistas. / The exploitation of hydrocarbons from naturally fractured reservoirs has drawn considerable attention from the fracture characterization research community and industry due to the importance of fractures in the prediction of fluid flow, recovery and reservoir integrity. In this research, we undertake multiscale surveys: application of the technique scanline; using the Schmidt Hammer; analyze the spatial distribution of natural fractures; make petrographic descriptions; petrophysics; and construct a geological model. The results of this work were applied to the geomechanical static models based on a finite element method, which aims to numerically simulate naturally fractured reservoirs. The study was conducted on two geological formations: Crato (laminated limestone) and Ipubi (evaporites), from the Araripe Basin, NE Brazil. In our model, the Crato Formation was considered as a reservoir analogue and Ipubi Formation as a seal. The main structures identified in the Crato Formation were opening-mode fractures (joints and veins) and syn-sedimentary shear fractures. The main fracture set observed in the Ipubi Formation was classified as vertical veins (filled by gypsum and clay). The opening-mode fractures of the Crato Formation strike in two main directions, NW-SE (set 1) and NE-SW (set 2), and are filled by calcite. Fractures of set 2 have a bigger strain and are more likely to be clustered than are the fractures of set 1 (NW-SE). It was also observed that the laminated limestones exhibits petrophysical characteristics (low average porosity of 11% and permeability ~ 0.1 mD) allowing us to classify them as unconventional reservoir analogue. The methodology developed in this research involving an intregrated characterization of geological, petrophysical, and geomechanical data have been used to populate computational models that consider the widespread fracture system in the numerical simulation of naturally fractured carbonate reservoirs.

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T04:44:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Correia_ManuelGomes_D.pdf: 14518557 bytes, checksum: 6bd7fa813367e116cd714b895308f6fb (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A construção de modelos robustos que considerem heterogeneidades características de reservatórios carbonáticos, tais como fraturas e vugs, continua sendo um desafio geologia e engenharia de petróleo. O objetivo deste trabalho é desenvolver e aplicar uma metodologia que vise a representação da geologia de reservatórios carbonáticos na simulação de reservatórios, através da integração das etapas de caracterização, transferência de escala e simulação de escoamento. A metodologia segue cinco etapas: (1) divisão do reservatório em unidades características de fluxo (UCF); (2) modelagem geoestatística típica de cada UCF; (3) transferência de escala para cada UCF; (4) modelagem numérica para cada UCF e (5) integração das UCF num modelo único de simulação de reservatórios. A metodologia é aplicada a três UCF considerando fraturas difusas, subsísmicas e vugs isolados. A metodologia apresenta várias vantagens: controle sequencial sobre as propriedades estáticas e pseudo-funções ao longo da transferência de escala; calibração do fluxo realizada sequencialmente de acordo com a escala de heterogeneidades; suporte para a escolha do modelo adequado de simulação numérica; redução do tempo da simulação de escoamento e do tempo relativo ao desenvolvimento de reservatórios carbonáticos dado que a metodologia pode ser aplicada em processos de análise de incerteza; e aperfeiçoamento na integração de heterogeneidades multiescalares na simulação de reservatórios. Para uma representação adequada reservatórios carbonáticos na simulação de fluxo, os seguintes passos são essenciais: os procedimentos de transferência de escala devem ser diferenciados por UCF e respectiva escala das heterogeneidades presentes; a definição de uma solução de referência é importante para a previsão da escolha do modelo de simulação numérica; a aplicação de pseudo-funções é normalmente necessária para efeito de ajuste de escoamento em reservatórios carbonáticos, dada a presença dos efeitos de embebição e forças gravitacionais que não podem ser transferidos pelas técnicas comuns de transferência de escala aplicadas em propriedades estáticas. Este trabalho apresenta uma metodologia e análise que pode ser útil em áreas multidisciplinares de pesquisa dado que integra a modelagem geoestatística de reservatórios carbonáticos com a simulação de reservatórios / Abstract: The construction of robust reservoir models considering geological carbonate heterogeneities, such as fractures and vugs, remains a challenge. The purpose of this work is to perform and apply a methodology aiming a suitable representation of carbonate reservoir geology in reservoir simulation through the integration of characterization, upscaling and flow simulation steps. The methodology follows five elementary steps: (1) division of reservoir into characteristic flow units (UCF); (2) geostatistical modeling for each UCF; (3) upscaling procedure for each UCF; (4) flow simulation modeling for each UCF and (5) integration of all UCF into a single reservoir for flow simulation. The methodology is applied to three UCF considering diffuse fractures, sub-seismic fractures and isolated vugs. The methodology has shown several advantages: sequential control over static properties and pseudo-functions integrated with upscaling procedure; flow match accomplished sequentially by heterogeneity scale, over the upscaling; simplification in definition of the accurate simulation flow model; reduce time consumption in flow simulation and project development as the methodology can be implemented for uncertainty workflows; and improvement of the integration of multiscale heterogeneities in reservoir simulation. For a proper representation of a carbonate reservoir in flow simulation, important steps should be followed: upscaling procedure must be done differently by UCF and consequently by type of heterogeneity scale; flow progress and reservoir pressure drop analysis of a reference solution is helpful to define the flow model selection; pseudo-functions are normally necessary to match procedures in fractured carbonate reservoirs because of dynamic phenomena (imbibition, gravitational forces etc.) that cannot be upscaled by the common averages used for static properties. This work presents a methodology and an analysis that can be useful for multidisciplinary areas of expertise since it integrates geostatistical modeling of carbonate reservoir heterogeneities with reservoir simulation / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

A successful Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) program starts with a proper process selection for a given field, followed by a formulation of the batch components and a representative simulation step. Also, lab studies, field data, pilot testing, and economic analyses are required before project implementation. This work discusses the state of the art of the Surfactant-Polymer flood (SP) EOR technique, specifically for carbonate reservoirs, and states a methodology mixing laboratory, literature and reservoir simulation, to assess its applicability under economic and geological uncertainties. First, it is explained concepts related to the research, such as polymer, surfactant, microemulsion, functionalities of each chemical injected, advantages, and disadvantages. Second, a state of the art is developed about recent SP advances. Third, it is described the laboratory method being used to evaluate some properties of the chemicals injected for the Polymer flooding (PF) and SP flooding. Later, the simulation study step being conducted is explained, which will define the volume recovered and Net Present Value (NVP) obtained for the PF, SP injections and water flooding, in different economic and geological scenarios for two models resembling carbonate Brazilian reservoirs. Finally, it is discussed the results obtained, future researches that could be performed, and the respective bibliography. As part of this research, it was verified the Xanthan gum shows adequate results at different concentrations; that a surfactant specifically selected for a carbonate rock with low Interfacial tension and low adsorption is required; also that for the Lula based model although the polymer flooding and Surfactant-Polymer simulation brought some benefits, when compared with the waterflooding, on different economic scenarios and geological models, the high cost associated to the chemical handling facilities and volume spent do not make favorable its application in any scenario. On the contrary for the Cerena I field model, it was found the SP and Polymer flooding on all cases brought better results when compared with the water injection. Concluding that the performance and success of a CEOR program require finding the correct slug characteristics for the unique conditions of each reservoir. In this research the reservoir with higher production rates made possible the use of Chemical EOR presenting better results than a water injection however in the smaller model they were not economically viable due to the additional associated prices. / Um programa bem-sucedido de recuperação melhorada de petróleo por método químico (CEOR) começa com uma seleção precisa do processo para um determinado campo, seguido pela formulação dos componentes e uma etapa de formulação representativa. Adicionalmente, testes laboratoriais, dados de campos, testes pilotos e análises econômicas são necessárias antes da implementação de um projeto. Este trabalho discute o estado da arte da técnica de recuperação melhorada de petróleo (EOR) pela injeção de surfactante-polímero (SP), especificamente para reservatórios carbonáticos e, utilizada uma metodologia baseada em dados de laboratório, literatura e de simulação de reservatório para avaliar sua aplicabilidade sob incertezas econômicas e geológicas. Primeiramente, são explicados conceitos necessários a este trabalho relacionados com polímero, surfactante, microemulsão, funcionalidades de cada produto químico injetado, vantagens e desvantagens. Em segundo lugar, um estado da arte é desenvolvido sobre os avanços recentes do SP. Após, descreve-se os métodos laboratoriais utilizados para avaliar algumas propriedades dos produtos químicos usados nas injeções de Polímeros (PF) e SP. Posteriormente, é explicada a etapa do estudo de simulação, que definirá o volume recuperado e o valor presente líquido (NVP), obtidos para injeções PF, SP e água, em diferentes cenários econômicos e geológicos, para dois modelos semelhantes a reservatórios carbonáticos brasileiros. Por fim, são discutidos os resultados obtidos, sugestões de trabalhos futuros e apresentação da bibliografia. Como parte desta pesquisa, verificou-se que a goma xantana apresenta resultados consistentes em diferentes concentrações e que é necessário um surfactante especificamente selecionado para uma rocha carbonática, possuindo baixa tensão interfacial e baixa adsorção. Para o modelo baseado em Lula, embora a simulação de injeção de polímero e surfactante-polímero tenham trazido alguns benefícios, quando comparados com a injeção de água, em diferentes cenários econômicos e modelos geológicos, o alto custo associado às instalações de manipulação química e volume gasto não favorece sua aplicação em qualquer cenário. Por outro lado, no modelo de campo Cerena I, verificou-se que as injeções de SP e de polímero, em todos os casos, trouxeram melhores resultados quando comparadas com a injeção de água. Concluindo, o desempenho e o sucesso de um programa de CEOR exige encontrar as corretas características de slugs para condições únicas de cada reservatório. Neste trabalho, o reservatório com maiores taxas de produção infere que o método químico de EOR apresente melhores resultados quando comparado com a injeção de água.