A contribuição deste trabalho é um framework conceitual para a inserção de dados diretos de rocha em modelos de grid de reservatório, através da calibragem de logs de poço. Este tipo de dado é frequentemente ignorado ou processado manualmente nas modelagens atuais, seja por custos elevados para sua obtenção, seja pelo alto grau de complexidade para a modelagem, interpretação e extrapolação dos dados. O framework busca definir os requisitos para um projeto de software que inclua os componentes necessários para o processamento automático ou supervisionado dos dados de rocha desde sua geração até sua utilização final, em modelos de simulação de fluxo, suportando a interoperabilidade dos dados e o rastreamento da informação de rochas. A proposta é embasada na combinação de ontologias de domínio para a petrografia, o conceito geológico de petrofácies de reservatório, um algoritmo de reconhecimento de padrões em logs de poço que podem corresponder a camadas homogêneas na rocha e um algoritmo para extrapolação de padrões baseado em algoritmos de alinhamento de sequências de DNA. A combinação das abordagens utilizadas neste trabalho é inédita e fornece suporte para o uso de petrofácies de reservatório durante a modelagem de reservatório. O levantamento de informações foi realizado em forma de aquisição de conhecimento, através de entrevistas com cinco profissionais de Geologia, Geofísica e Geoquímica, com diferentes formações na indústria do petróleo, além de extensa revisão da literatura. Esta aquisição nos possibilitou mapear as grandes atividades durante o processo de exploração, bem como os dados resultantes de cada etapa. Um modelo conceitual ontologicamente bem fundamentado permite mapear e integrar os dados de rocha nas diferentes etapas de processamento desde sua aquisição, como descrições de amostras de poços, descrições microscópicas e logs geofísicos até a identificação e inserção das propriedades relevantes em grids 3D utilizando padrões de trocas de dados da indústria. / A Conceptual Framework to insert direct rock data into reservoir models trough well logs calibration is the contribution of this work. This kind of data is often ignored or manually processed in the current modeling process, due to its high costs or due to the complexity for the modeling, interpretation and extrapolation of the data. The framework aims to define a software project requirements that includes the necessary components for automated or supervised process of the rock data from its generation until its final use in the flow simulation models, supporting the interoperability of the data and the tracking of the rock information. The proposal is based in the combination of domain ontology for petrography, the geological concept of reservoir petrofacies, a pattern recognition algorithm on well logs that can correspond to homogeneous rock layers and an algorithm to extrapolate patterns based on algorithms for the alignment of DNA sequences. The combination of the approaches used in this work is novel and provides support for the use of reservoir petrofacies during reservoir modeling. Five different professionals from the Geology, Geophysics and Geochemistry fields, with different backgrounds in the oil industry, were interviewed in order to acquire the necessary knowledge, and an extensive review of the literature. This acquisition enabled us to map the major activities during the process of exploration, as well as the data resulting from each step. A ontological well-grounded conceptual model allows mapping and integrating rock data in the different processing steps from its acquisition, such as descriptions of sample wells, microscopic descriptions and geophysical logs, to the identification and insertion of the relevant properties on 3D grids using standards of industry data exchange.

Economic studies on simulated natural gas hydrate reservoirs have been compiled to estimate the price of natural gas that may lead to economically viable production from the most promising gas hydrate accumulations. As a first estimate, large-scale production of natural gas from North American arctic region Class 1 and Class 2 hydrate deposits will be economically acceptable at gas prices over $CDN2005 10/Mscf and $CDN2005 17/Mscf, respectively, provided the cost of building a pipeline to the nearest distribution point is not prohibitively expensive. These estimates should be seen as rough lower bounds, with positive error bars of $5 and $10, respectively. While these prices represent the best available estimate, the economic evaluation of a specific project is highly dependent on the producibility of the target zone, the amount of gas in place, the associated geologic and depositional environment, existing pipeline infrastructure, and local tariffs and taxes. Class 1 hydrate deposits may be economically viable at a lower natural gas price due largely to the existing free gas, which can be produced early in project lifetimes. Of the deposit types for which hydrates are the sole source of hydrocarbons (i.e. Class 2, 3, and 4 deposits), theoretical simulation studies imply that Class 2 deposits may be the most likely to be economically viable (with all else equal) due to assistance that removal of the underlying free water will provide to depressurization; thus $CDN2005 17/Mscf can be seen as a lower bound on the natural gas price that may render hydrate deposits economically acceptable in the absence of free gas. Results from a recent analysis of the production of gas from marine hydrate deposits are also considered in this report [6]. On a rate-or-return (ROR) basis, it is approximately $2008 3/Mscf more expensive to produce from a Class 3 marine hydrates than a conventional marine gas reservoir of similar size.

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A contribuição deste trabalho é um framework conceitual para a inserção de dados diretos de rocha em modelos de grid de reservatório, através da calibragem de logs de poço. Este tipo de dado é frequentemente ignorado ou processado manualmente nas modelagens atuais, seja por custos elevados para sua obtenção, seja pelo alto grau de complexidade para a modelagem, interpretação e extrapolação dos dados. O framework busca definir os requisitos para um projeto de software que inclua os componentes necessários para o processamento automático ou supervisionado dos dados de rocha desde sua geração até sua utilização final, em modelos de simulação de fluxo, suportando a interoperabilidade dos dados e o rastreamento da informação de rochas. A proposta é embasada na combinação de ontologias de domínio para a petrografia, o conceito geológico de petrofácies de reservatório, um algoritmo de reconhecimento de padrões em logs de poço que podem corresponder a camadas homogêneas na rocha e um algoritmo para extrapolação de padrões baseado em algoritmos de alinhamento de sequências de DNA. A combinação das abordagens utilizadas neste trabalho é inédita e fornece suporte para o uso de petrofácies de reservatório durante a modelagem de reservatório. O levantamento de informações foi realizado em forma de aquisição de conhecimento, através de entrevistas com cinco profissionais de Geologia, Geofísica e Geoquímica, com diferentes formações na indústria do petróleo, além de extensa revisão da literatura. Esta aquisição nos possibilitou mapear as grandes atividades durante o processo de exploração, bem como os dados resultantes de cada etapa. Um modelo conceitual ontologicamente bem fundamentado permite mapear e integrar os dados de rocha nas diferentes etapas de processamento desde sua aquisição, como descrições de amostras de poços, descrições microscópicas e logs geofísicos até a identificação e inserção das propriedades relevantes em grids 3D utilizando padrões de trocas de dados da indústria. / A Conceptual Framework to insert direct rock data into reservoir models trough well logs calibration is the contribution of this work. This kind of data is often ignored or manually processed in the current modeling process, due to its high costs or due to the complexity for the modeling, interpretation and extrapolation of the data. The framework aims to define a software project requirements that includes the necessary components for automated or supervised process of the rock data from its generation until its final use in the flow simulation models, supporting the interoperability of the data and the tracking of the rock information. The proposal is based in the combination of domain ontology for petrography, the geological concept of reservoir petrofacies, a pattern recognition algorithm on well logs that can correspond to homogeneous rock layers and an algorithm to extrapolate patterns based on algorithms for the alignment of DNA sequences. The combination of the approaches used in this work is novel and provides support for the use of reservoir petrofacies during reservoir modeling. Five different professionals from the Geology, Geophysics and Geochemistry fields, with different backgrounds in the oil industry, were interviewed in order to acquire the necessary knowledge, and an extensive review of the literature. This acquisition enabled us to map the major activities during the process of exploration, as well as the data resulting from each step. A ontological well-grounded conceptual model allows mapping and integrating rock data in the different processing steps from its acquisition, such as descriptions of sample wells, microscopic descriptions and geophysical logs, to the identification and insertion of the relevant properties on 3D grids using standards of industry data exchange.

A contribuição deste trabalho é um framework conceitual para a inserção de dados diretos de rocha em modelos de grid de reservatório, através da calibragem de logs de poço. Este tipo de dado é frequentemente ignorado ou processado manualmente nas modelagens atuais, seja por custos elevados para sua obtenção, seja pelo alto grau de complexidade para a modelagem, interpretação e extrapolação dos dados. O framework busca definir os requisitos para um projeto de software que inclua os componentes necessários para o processamento automático ou supervisionado dos dados de rocha desde sua geração até sua utilização final, em modelos de simulação de fluxo, suportando a interoperabilidade dos dados e o rastreamento da informação de rochas. A proposta é embasada na combinação de ontologias de domínio para a petrografia, o conceito geológico de petrofácies de reservatório, um algoritmo de reconhecimento de padrões em logs de poço que podem corresponder a camadas homogêneas na rocha e um algoritmo para extrapolação de padrões baseado em algoritmos de alinhamento de sequências de DNA. A combinação das abordagens utilizadas neste trabalho é inédita e fornece suporte para o uso de petrofácies de reservatório durante a modelagem de reservatório. O levantamento de informações foi realizado em forma de aquisição de conhecimento, através de entrevistas com cinco profissionais de Geologia, Geofísica e Geoquímica, com diferentes formações na indústria do petróleo, além de extensa revisão da literatura. Esta aquisição nos possibilitou mapear as grandes atividades durante o processo de exploração, bem como os dados resultantes de cada etapa. Um modelo conceitual ontologicamente bem fundamentado permite mapear e integrar os dados de rocha nas diferentes etapas de processamento desde sua aquisição, como descrições de amostras de poços, descrições microscópicas e logs geofísicos até a identificação e inserção das propriedades relevantes em grids 3D utilizando padrões de trocas de dados da indústria. / A Conceptual Framework to insert direct rock data into reservoir models trough well logs calibration is the contribution of this work. This kind of data is often ignored or manually processed in the current modeling process, due to its high costs or due to the complexity for the modeling, interpretation and extrapolation of the data. The framework aims to define a software project requirements that includes the necessary components for automated or supervised process of the rock data from its generation until its final use in the flow simulation models, supporting the interoperability of the data and the tracking of the rock information. The proposal is based in the combination of domain ontology for petrography, the geological concept of reservoir petrofacies, a pattern recognition algorithm on well logs that can correspond to homogeneous rock layers and an algorithm to extrapolate patterns based on algorithms for the alignment of DNA sequences. The combination of the approaches used in this work is novel and provides support for the use of reservoir petrofacies during reservoir modeling. Five different professionals from the Geology, Geophysics and Geochemistry fields, with different backgrounds in the oil industry, were interviewed in order to acquire the necessary knowledge, and an extensive review of the literature. This acquisition enabled us to map the major activities during the process of exploration, as well as the data resulting from each step. A ontological well-grounded conceptual model allows mapping and integrating rock data in the different processing steps from its acquisition, such as descriptions of sample wells, microscopic descriptions and geophysical logs, to the identification and insertion of the relevant properties on 3D grids using standards of industry data exchange.

In this study, an efficient coupling between Monte Carlo (MC) molecular simulation and Darcy-scale flow in porous media is presented. The cell-centered finite difference method with a non-uniform rectangular mesh were used to discretize the simulation domain and solve the governing equations. To speed up the MC simulations, we implemented a recently developed scheme that quickly generates MC Markov chains out of pre-computed ones, based on the reweighting and reconstruction algorithm. This method astonishingly reduces the required computational time by MC simulations from hours to seconds. In addition, the reweighting and reconstruction scheme, which was originally designed to work with the LJ potential model, is extended to work with a potential model that accounts for the molecular quadrupole moment of fluids with non-spherical molecules such as CO2. The potential model was used to simulate the thermodynamic equilibrium properties for single-phase and two-phase systems using the canonical ensemble and the Gibbs ensemble, respectively. Comparing the simulation results with the experimental data showed that the implemented model has an excellent fit outperforming the standard LJ model. To demonstrate the strength of the proposed coupling in terms of computational time efficiency and numerical accuracy in fluid properties, various numerical experiments covering different compressible single-phase flow scenarios were conducted. The novelty in the introduced scheme is in allowing an efficient coupling of the molecular scale and Darcy scale in reservoir simulators. This leads to an accurate description of the thermodynamic behavior of the simulated reservoir fluids; consequently enhancing the confidence in the flow predictions in porous media.

Les systèmes turbiditiques chenalisés permettent le transfert de sédiments depuis le plateau continental vers le domaine marin profond de la même façon que les cours d’eau sur les continents. Les dépôts sédimentaires turbiditiques forment parmi les plus grands réservoirs d’hydrocarbures actuellement exploités. MINES ParisTech développe depuis une vingtaine d’années Flumy, un modèle numérique simulant l’évolution d’un système fluviatile méandriforme pour la simulation de réservoirs. L’approche proposée dans ce travail est de transposer Flumy aux systèmes sous-marins profitant de l’analogie entre ces environnements. La géomorphologie des systèmes chenalisés méandriformes fluviatiles et sous-marins est d'abord comparé à titre de données naturelles, et des expériences en laboratoire mettent en évidence les différences dans les écoulements aériens et sous-aquatiques. L'intégration dans Flumy de ces résultats permet de reproduire l'architecture stratigraphique des réservoirs turbiditiques. / Channelized turbidite systems act as sediment transfer routes through the submarine realm similarly to rivers on the continents. The turbidite sedimentary deposits create among the biggest hydrocarbon reservoirs currently produced. MINES ParisTech has developed in the last twenty years Flumy, a numerical model that simulates the evolution of a meandering fluvial system to simulate reservoirs. In this work, we propose to transpose Flumy to submarine systems taking advantage of the analogy between these environments. Using natural data, the geomorphology of channelized meandering fluvial and submarine systems is compared, and laboratory experiments highlight the differences in terms of aerial and subaqueous flow behavior. The integration of the results of these studies allows Flumy to accurately simulate the stratigraphic architecture of channelized turbidite reservoirs.

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Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TayllandyaSP_DISSERT.pdf: 2803522 bytes, checksum: 516959be83003bd573c721b4ad05b984 (MD5) Previous issue date: 2013-11-06 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / Nowadays, most of the hydrocarbon reserves in the world are in the form of heavy oil, ultra - heavy or bitumen. For the extraction and production of this resource is required to implement new technologies. One of the promising processes for the recovery of this oil is the Expanding Solvent Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD) which uses two parallel horizontal wells, where the injection well is situated vertically above the production well. The completion of the process occurs upon injection of a hydrocarbon additive at low concentration in conjunction with steam. The steam adds heat to reduce the viscosity of the oil and solvent aids in reducing the interfacial tension between oil/ solvent. The main force acting in this process is the gravitational and the heat transfer takes place by conduction, convection and latent heat of steam. In this study was used the discretized wellbore model, where the well is discretized in the same way that the reservoir and each section of the well treated as a block of grid, with interblock connection with the reservoir. This study aims to analyze the influence of the pressure drop and heat along the injection well in the ES-SAGD process. The model used for the study is a homogeneous reservoir, semi synthetic with characteristics of the Brazilian Northeast and numerical simulations were performed using the STARS thermal simulator from CMG (Computer Modelling Group). The operational parameters analyzed were: percentage of solvent injected, the flow of steam injection, vertical distance between the wells and steam quality. All of them were significant in oil recovery factor positively influencing this. The results showed that, for all cases analyzed, the model considers the pressure drop has cumulative production of oil below its respective model that disregards such loss. This difference is more pronounced the lower the value of the flow of steam injection / Atualmente, a maior parte das reservas de hidrocarbonetos no mundo se encontram na forma de ?leo pesado, ultra-pesado ou betume. Para a extra??o e produ??o desse recurso ? necess?ria a implanta??o de novas tecnologias. Um dos processos promissores para a recupera??o desse ?leo ? a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ESSAGD) que utiliza dois po?os horizontais paralelos, onde o injetor ? disposto acima do produtor. A realiza??o do processo se d? mediante a inje??o de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentra??o em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redu??o da viscosidade do ?leo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tens?o interfacial entre ?leo/solvente. A principal for?a atuante neste processo ? a gravitacional e a transfer?ncia de calor ocorre por meio da condu??o, convec??o e pelo calor latente do vapor. Neste estudo foi utilizado o modelo discretizado, onde o po?o ? discretizado da mesma forma que o reservat?rio, sendo cada se??o do po?o tratada como um bloco da grade, com conex?o interblocos com o reservat?rio. O presente trabalho tem como objetivo analisar a influ?ncia da perda de carga e calor ao longo do po?o injetor no processo ES-SAGD. O modelo utilizado para estudo trata-se de um reservat?rio homog?neo, semissint?tico com caracter?sticas do Nordeste Brasileiro e as simula??es num?ricas foram realizadas atrav?s do simulador t?rmico STARS da CMG (Computer Modelling Group). Os par?metros operacionais analisados foram: porcentagem de solvente injetado, vaz?o de inje??o de vapor, dist?ncia vertical entre os po?os e qualidade de vapor. Todos eles foram significativos no Fator de Recupera??o de ?leo. Os resultados demonstraram que, para todos os casos analisados, o modelo que considera a perda de carga apresenta produ??o acumulada de ?leo inferior ao seu respectivo modelo que desconsidera tal perda. Essa diferen?a ? mais acentuada quanto menor o valor da vaz?o de inje??o de vapor