Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-04T20:30:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_M.pdf: 718696 bytes, checksum: 5cc7fbb1e3956c2224d96e2eefb9448c (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: As características diferenciadas dos reservatórios naturalmente fraturados fazem com que o estudo e a previsão do comportamento desses reservatórios tenham-se convertido em temas de estudos freqüentes na indústria do petróleo. Nesse trabalho, apresenta-se um estudo que visa à formulação de regras gerais de escolha inicial de estratégias de produção para reservatórios naturalmente fraturados, considerando diferentes características de reservatórios assim como o estudo de um processo de otimização das estratégias propostas. Para a realização deste trabalho, foi feita uma revisão bibliográfica dos principais aspectos dos reservatórios naturalmente fraturados e foi proposta uma metodologia que avalia, através de simulação numérica, os impactos de vários fatores na previsão do comportamento. Os resultados mostram que o comportamento desse tipo de reservatório é fortemente influenciado pela estratégia selecionada. Também se observa que a seleção da estratégia inicial está condicionada principalmente por parâmetros como as permeabilidades de matriz e de fratura, a inclinação do reservatório e a orientação das fraturas. Finalmente, é ressaltada a importância dos processos de otimização para melhorar os indicadores de desempenho do reservatório, tanto de produção quanto econômicos / Abstract: Due to the differentiated characteristics of naturally fractured reservoirs, the forecast of the behavior of these reservoirs has been subject of frequent studies in the oil industry. This work presents a study that aims to formulate mIes for selection of initial recovery strategy for naturally fractured reservoirs considering different reservoir properties and to study an optimization process for the proposed strategies. For the accomplishment of thi"swork, a literature review about the main aspects of naturally fractured reservoirs was made, and it was proposed a methodology to evaluate, through numerical simulation, the impact of some reservoir parameters and production strategies on the production forecast. The results demonstrate that the reservoir behavior is strongly influenced by the selected strategy. AIso, it can be observed that the selection of the initial strategy is a function of reservoir parameters such as matrix and fracture permeability, reservoir inc1ination and fracture orientation. Finally, is demonstrated the importance and usefulness of optimization processes for increasing the production and economic performance indicators / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T13:02:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MunozMazo_EduinOrlando_D.pdf: 5130890 bytes, checksum: d577582a347f8585e79c27a461f4bf93 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção de água como método para auxiliar na recuperação de hidrocarbonetos e na manutenção da pressão em reservatórios tem sido aplicada de maneira crescente nas últimas décadas devido às suas características de eficiência, baixo custo e alta disponibilidade da água, o que faz com que este procedimento seja considerado com frequência na fase de desenvolvimento de campos de petróleo, como parte da estratégia inicial de produção. No entanto, volumes cada vez maiores de água produzida são reportados pelas companhias operadoras, com grandes implicações técnicas e econômicas para as mesmas. Esta situação pode, em alguns casos, fazer com que a água deixe de ser considerada como um recurso e passe a ser vista como um empecilho à produção. Outro problema associado à injeção de água em reservatórios é a perda de injetividade causada pela diminuição da permeabilidade na região vizinha aos poços injetores, decorrente do dano de formação. Portanto, implementar soluções ao problema da perda de injetividade e considerar o controle da água injetada e produzida na etapa de lançamento e otimização de estratégias de produção têm um impacto significativo no desempenho produtivo e financeiro de um projeto de exploração e produção (E&P), especialmente em reservatórios heterogêneos e fraturados, onde as propriedades petrofísicas trazem consequências importantes no escoamento dos fluidos de injeção e produção. Nesse trabalho é realizada uma análise da aplicação do processo de injeção com pressão de propagação de fratura (Injection with Fracture Propagation Pressure - IFPP) mediante a modelagem dos processos de perda de injetividade e propagação de fratura utilizando ferramentas de simulação de uso comercial. Posteriormente, uma metodologia para o gerenciamento de água baseada no controle dos volumes de injeção e produção de água é proposta e aplicada para casos de reservatório heterogêneo e naturalmente fraturado. Os resultados apontam que a injeção de água com propagação de fratura pode ser utilizada para remediar os efeitos nocivos da perda de injetividade, permitindo, em alguns casos, um aumento significativo da recuperação de óleo. Apontam também que a sua modelagem pode ser estudada como um problema de otimização de vazão, evidenciando a necessidade de inclusão do controle da injeção (otimização de vazão e determinação da data de fechamento do poço injetor) na fase de proposta e posterior otimização de estratégias de produção. Finalmente, mostram o efeito positivo do controle da injeção de água, aliado ao controle da produção, como mecanismo para o gerenciamento de água, possibilitando um melhor desempenho produtivo e financeiro de reservatórios heterogêneos e fraturados que utilizam a injeção de água como método de recuperação secundária / Abstract: Water injection as a method to assist hydrocarbon recovery and reservoir pressure maintenance has been applied increasingly in recent decades because of its characteristics of efficiency, low cost and high availability of water. This makes this procedure often considered in the development of oil fields as part of the initial production strategy. However, increasing volumes of produced water have been reported by the operating companies, with major technical and economic implications for them. This may cause the water to stop being regarded as a resource and to start to be seen as a constraint to the production. Another problem associated with water injection into the reservoir is the injectivity loss caused by the permeability decrease in the region adjacent to the injection wells due to the formation damage. Therefore, implementing solutions to the problem of injectivity loss and considering the control of injected and produced water in the proposal and optimization of production strategy stage have a significant impact on the productive and financial performance of exploration and production (E&P) projects. This happens in heterogeneous and fractured reservoirs, where the petrophysical properties have a significant impact on the flow of injection and production fluids. In this work is carried out an analysis of the application of the injection with fracture propagation pressure (IFPP) process by modeling injectivity loss and fracture propagation using commercial simulation tools. Subsequently, a methodology for water management based on control of injection volumes and water production is proposed and applied to cases of heterogeneous and naturally fractured reservoirs. The results show that water injection with fracture propagation can be used to remedy the harmful effects of injectivity loss allowing, in some cases, a significant increase in oil recovery. Also indicate that its modeling can be studied as a flow rate optimization problem, highlighting the need for the inclusion of the injection control (optimization of the injection rate and shutting time of the injection well) at the proposal and subsequent optimization stage of production strategies. Finally, show the positive effect of the control of water injection, coupled to the control of water production, as a mechanism for managing water, providing better productive and financial performance for heterogeneous and fractured reservoirs using water injection as a method of improved oil recovery / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor 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

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T14:19:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pimenta_RaquelRibeiroGomes_M.pdf: 41409019 bytes, checksum: 19305e480d226d75f53cde7de5f86b95 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O sucesso econômico de projetos e o desenvolvimento de campos de petróleo dependem não só de atributos de reservatório como também de estratégias de produção. Em reservatórios naturalmente fraturados uma combinação de atributos como: conectividade de fraturas alta, influxo de aquífero forte e molhabilidade variável com parâmetros de projetos como injeção de água, podem resultar na chegada antecipada de água e até mesmo no fracasso do projeto. Os atributos de reservatórios geralmente não são conhecidos no momento da elaboração dos projetos quando a maior parte do investimento é efetuada; para campos marítimos, há ainda pouca flexibilidade para mudanças ao longo do tempo. A avaliação do risco envolvido então se torna muito importante. O resultado de projetos com reservatórios naturalmente fraturados depende muito da estratégia de produção, principalmente do número e da localização de poços. A otimização destes parâmetros aumenta a produção de óleo e a rentabilidade dos projetos. Esta dissertação apresenta uma metodologia de seleção de estratégia de produção que incorpora a análise de risco. As incertezas de reservatório são quantificadas e são selecionados três modelos para representar a variabilidade técnica e financeira. Estes modelos são usados como apoio para a seleção de estratégias de produção sob incertezas. Para este fim, primeiro se faz uma análise de risco onde se escolhem os denominados modelos de reservatórios variados, depois se escolhe uma estratégia de produção através de um estudo comparativo com diferentes métodos de explotação e, por fim, faz-se um estudo da robustez da estratégia escolhida para cada caso através da realização de uma análise de incerteza. No estudo comparativo de estratégias de produção são avaliados os métodos de depleção, injeção de água, gás, água e gás e alternada de água e gás e cada estratégia citada acima é otimizada de maneira assistida. Conclui-se que o estudo atinge o objetivo principal, já que a estratégia de injeção de água e gás é escolhida como a melhor estratégia de produção através da aplicação da metodologia de análise de risco. Esta estratégia é escolhida porque tem o maior valor presente líquido, o menor risco financeiro e ainda apresenta flexibilidade de projeto / Abstract: Economical results of an oilfield development depend on both reservoir attributes and strategy selection. For instance, water injection implementation in naturally fractured reservoir can result in early water production and poor economical results if this reservoir has high fracture connectivity, aquifer influx and mixed wettability. Reservoir attributes are generally unknown at the beginning of the project, when most of the investment is made. Since there is no much flexibility for changes during a life cycle of an offshore field, risk analysis is very important at this moment. Optimization of project parameters such as production strategy, well number and well location usually increase oil production and project profitability. This study presents a methodology to select the best production strategy incorporating risk analysis. Reservoir uncertainties are evaluated and all technical and financial variability are resumed in three models. This task is performed using the following steps: risk analysis where three models are selected among five hundred; production strategies comparison and finally a robust test using a complete risk analysis for all three models. The evaluations of the following production strategies are performed: depletion, water injection, gas injection, water and gas injection and water alternating gas injection. Each strategy is optimized using assisted technics and the best economical result is selected for development. This study results are successful and concludes that water and gas injection is the best strategy for this reservoir since it has the highest net present value, the lowest financial risk and adds project flexibility because it injects two different fluids / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo