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Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T18:22:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_AndreFrancisco_M.pdf: 5201739 bytes, checksum: 085087757151932cbfb475a71ef60dab (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico consiste em modificar o modelo de simulação de modo que este reproduza o histórico de produções e pressões observadas. No entanto, a aplicação dessa técnica nos primeiros anos de produção de um campo fica bastante limitada, principalmente, devido à reduzida quantidade de informações disponíveis. Atualmente, a ferramenta que tem ajudado a minimizar o problema da escassez de informações é a sísmica 4D. Alguns trabalhos recentes têm contribuído para o desenvolvimento de metodologias que integrem informações sísmicas ao processo de ajuste de maneira quantitativa, resultando em modelos ajustados mais confiáveis. O objetivo principal deste trabalho foi continuar com os estudos realizados por Risso (2007) e Ida (2009) no sentido de avaliar a utilização dos mapas provenientes da sísmica 4D no processo de ajuste de histórico de produção. O foco desta pesquisa consiste na aplicação dos mapas de saturação e pressão de forma simultânea no processo de ajuste durante a fase de parametrização do problema para melhor diagnosticar e determinar as heterogeneidades do reservatório. Foi também avaliada a influência da informação do mapa de pressão na fase de otimização como um parâmetro de ajuste no sentido de melhorar a precisão da função-objetivo. Foram estudados dois modelos durante a pesquisa, um para a validação da metodologia e outro para a aplicação da mesma. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas barreiras geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado. Nos dois casos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa dos mapas de saturação e de pressão / Abstract: The history matching technique consists in modify the simulation model so that it reproduces the historical production and pressure observed. However, applying this technique in the early years of production of a field is rather limited, mainly due limited amount of information available. Currently, the tool that has helped minimize the problem of scarcity of information is seismic 4D. Some works, such as Risso (2007) and Ida (2009), have contributed to the development of methodologies that integrate seismic data to the history matching process in a quantitative way, promoting adjusted models more reliable. The focus of this research was application of pressure map in the history matching process during the parameterization of the problem in order to supplement the information of saturation map to better determine the heterogeneity of the reservoir. In the background was evaluated the influence of pressure map information during optimization as a parameter in order to improve the accuracy of the objective function. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability / 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 2018-08-16T23:27:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Souza_RafaelMedeirosde_M.pdf: 12544093 bytes, checksum: f23d4c568ee228b9eaa01043ebaf8b21 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A utilização de dados de produção para o aumento da confiabilidade das previsões de produção de um campo apresenta limitações, principalmente no início do seu desenvolvimento, quando há menos dados observados e as incertezas sãomaiores. Uma alternativa para a melhora da qualidade do modelo é a utilização de mapas de saturação e pressão obtidos a partir da sísmica 4D. A incorporação destas informações ainda é pouco explorada em estudos de engenharia de reservatórios e possui grande potencial para diminuição das incertezas causadas pela falta de informação e complexidade de um campo de petróleo. Trabalhos recentes indicam que a forma ideal de se utilizar esta informação na calibração de modelos numéricos de reservatórios é convertê-la em saturação e pressão. Assim, o objetivo deste estudo é avaliar a obtenção, a partir de dados da sísmica 4D, das distribuições de saturação e pressão ao longo de reservatórios de petróleo. A metodologia proposta envolve a definição de dois métodos. No Método 1, a saturação é obtida implicitamente, por meio de um processo de inversão vinculado a dados de engenharia de reservatórios e a pressão é explicitamente obtida com a aplicação deste mapa de saturação em um processo de ajuste de histórico integrado (SOUZA et al., 2010). Este método foi aplicado em um modelo five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade. Os mapas de saturação e pressão obtidos indicam claramente as estruturas do reservatório que definem as tendências de fluxo de fluídos. Estes resultados indicam que o método iterativo mostrou-se eficaz em face às dificuldades de se modelar o comportamento da resposta acústica do reservatório. Além disso, destaca-se o uso de informações da simulação de reservatórios, como ajuste das vazões de líquidos e a abordagem iterativa entre a inversão e o processo de ajuste com o intuito de desacoplar as contribuições da saturação e pressão na composição da resposta acústica do reservatório. No Método 2, mapas de saturação e pressão são obtidos simultaneamente por meio do processo de inversão vinculado a dados de engenharia. Este método foi aplicado em um modelo do Campo de Namorado modificado. Este método permitiu a obtenção dos mapas de saturação e pressão simultaneamente e através deles foi possível identificar as principais estruturas que podem definir as tendências de fluxo no reservatório, como as falhas geológicas e canais de alta permeabilidade presentes. Dentre as principais contribuições deste estudo estão à definição de uma metodologia capaz de estimar saturação e pressão a partir de atributos sísmicos, o desenvolvimento de vínculos, baseados na engenharia de petróleo, aplicados ao processo global / Abstract: The use of production data for increasing the reliability of production forecasts of a field is limited, especially in early development, when there are fewer observed data and the uncertainties are greater. An alternative to improve the quality of the model is the use of saturation and pressure maps obtained from time-lapse seismic. The incorporation of this information is not explored in reservoir engineering studies and hás great potential for reducing uncertainties caused by lack of information and complexity of oil fields. Recent work indicates that the best way to use this information to calibrate numerical models of reservoirs is to convert it to saturation and pressure. Thus, the objective of this study is to obtain, from time-lapse seismic data, the distributions of saturation and pressure over oil reservoirs. The presented methodology consists of the definition of two methods. In Method 1, the saturation is implicitly obtained through an inversion process constrained by reservoir engineering data. Thus, the pressure is explicitly obtained with the application of map saturation in the history matching process (SOUZA et al., 2010). This method was applied to a five-spot model with two faults and a high permeability channel. The saturation and pressure maps obtained clearly indicate the reservoir structures that define fluid flow trends in the reservoir. These results indicate that the iterative method was effective to overcome pressure modeling difficulties in the reservoir acoustic response. Furthermore, it's highlighted the use of reservoir simulation information, such as the well liquid rate matching and the iterative approach between the inversion and matching process in order to decouple the contributions of saturation and pressure in the reservoir acoustic response composition. In Method 2, the saturation and pressure maps are obtained simultaneously through the inversion process constrained by engineering data. This method was applied to a modified model of the "Namorado Field" (Campos Basin, Brazil), that hás geological faults and high permeability channels. It was also necessary to apply na empirical modeling of the rock bulk modules as pressure functions (EMERICK, 2007). This improved the reservoir acoustic sensitivity and allowed, together with the engineering data constraints, obtain these maps. It was possible to identify the main structures that can set fluid flow trends in the reservoir.As major contributions of this study are the developments of a methodology able to provide saturation and pressure trends regarding time-lapse data and engineering data constraints to the overall process / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T20:59:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vasconcelos_DavidDennysonSousa_M.pdf: 1907776 bytes, checksum: f7eeb89b73385df9b024d60d9968b96e (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: As incertezas geológicas influenciam diretamente a previsão de comportamento de reservatórios de petróleo, podendo, muitas vezes, tornar mais complexo o uso de ferramentas como simuladores de fluxo. A integração de técnicas de redução de incertezas e ajuste de histórico ganha um importante destaque neste processo, principalmente devido às limitações apresentadas pelas técnicas tradicionais de ajuste de histórico, sobretudo em campos com poucos dados de produção e maiores incertezas. O objetivo principal desse trabalho é obter um ajuste de histórico probabilístico a partir da redução das incertezas do modelo de reservatório. A proposta desse estudo é apresentar contribuições a uma metodologia existente, com o objetivo de possibilitar o tratamento de um elevado número de atributos incertos e aumentar a eficiência do processo. O método consiste em um procedimento dinâmico de calibração de propriedades do reservatório, utilizando dados observados e técnicas de amostragem. Os atributos considerados, discretizados em níveis de incertezas (com uma probabilidade associada), são submetidos a um processo de amostragem, com o método de Hipercubo Latino e, posteriormente combinados estatisticamente. Cada combinação entre níveis dos diferentes atributos resulta em um modelo de simulação e, após realizadas as simulações, novas probabilidades são estimadas, para cada nível, a partir de um procedimento que utiliza a diferença entre os dados observados e simulados, relativos a cada modelo. A qualidade do ajuste obtido pode ser avaliada a partir das curvas de incertezas, compostas por modelos representativos das probabilidades iniciais e finais de cada atributo e através dos indicadores propostos nesse trabalho, como variabilidade das probabilidades e afastamentos por poço. Os resultados obtidos indicam um método capaz de fornecer resultados confiáveis no processo de mitigação de incertezas, quando há dados de histórico disponíveis. O aumento na qualidade dos resultados com esse método, para as situações onde os atributos possuem mais níveis discretos que o convencional (normalmente são 3 níveis), depende do esforço computacional (em termos do número de simulações). Contudo, não há um aumento expressivo do número de simulações, como ocorre na técnica de árvore de derivação usada em trabalhos anteriores / Abstract: The geological uncertainties influence directly the prediction of reservoir behavior, making more complex the use of tools such as flow simulators. The integration between mitigation uncertainties techniques and history matching gains an important emphasis in this process, mainly due to the limitations presented by history matching traditional techniques, especially in areas with little observed data and greater uncertainties. The main objective of this work is to set a probabilistic history matching from the mitigation of reservoir uncertainty. The purpose of this study is to provide input to an existing methodology, in order to allow treatment of a large number of uncertain attributes and increase process efficiency. The method involves a dynamic procedure of global and local calibration of the geological model, using observed data and sampling techniques. The considered attributes, discretized into uncertainty levels (with an associated probability), are undergoing a sampling process, with Latin Hypercube method and then statistically combined. Each combination among levels of different attributes results in a complete simulation model, and after the simulations are performed, new probabilities are estimated for each level, from a procedure that uses the difference between observed and simulated data for each model. The quality of the history matching process can be evaluated from the uncertainty curves, composed of representative models of initial and final probabilities of each attribute, and using the indicators proposed in this work, as probabilities variability and the difference between observed and simulated data by well. The results obtained with this methodology indicate a tool capable of providing reliable results in the uncertainty mitigation process, when there is observed data available. The increase in quality of results with this method, for situations where the attributes has a number of discrete levels higher than the conventional technique (3 levels) depends on the computational effort (in terms of simulations number), but without the significant increase in the simulations number, as in the derivation tree technique used in previous works / 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 / Made available in DSpace on 2018-08-19T21:21:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_LucianadosSantos_M.pdf: 12675920 bytes, checksum: 63532a17aa12aa538936a8b7e2f0b435 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A grande quantidade de incertezas presente na modelagem de reservatórios gera riscos na previsão de comportamento de um campo de petróleo. Assim, torna-se imprescindível o ajuste de histórico, que é a calibração do modelo de simulação do reservatório com os dados dinâmicos observados, aproximando o modelo da realidade e gerando previsões mais confiáveis. Diversas metodologias surgiram para integrar a análise de incertezas com o ajuste de histórico, mas devido à complexidade do processo, algumas delas só se aplicam a casos simples. A proposta deste trabalho é aplicar os métodos desenvolvidos por Moura Filho (2006), Becerra (2007) e Maschio et al. (2010) em um caso complexo sintético, similar a um modelo real de um reservatório de petróleo e avaliá-los para propor melhorias na metodologia. A técnica consiste em utilizar as diferenças entre os dados de produção observados e os simulados para reduzir as incertezas do reservatório, calculando as probabilidades dos níveis dos parâmetros incertos. Para isso, os atributos incertos são discretizados em três níveis e é feita uma análise de sensibilidade para escolher os atributos críticos, os quais são combinados através da árvore de derivação para gerar os diferentes modelos de simulação. Com os dados históricos (medidos) e simulados destes modelos, é feita a redistribuição das probabilidades dos níveis utilizando e comparando dois métodos: o de Moura Filho e Becerra (Método 1) e o de Maschio et al. (Método 2). Os resultados deles não mostraram boa eficiência na redução das incertezas para o caso estudado, pois as curvas continuaram muito espalhadas com relação ao histórico. Sendo assim, foram criados o Método 3, utilizando as melhores práticas da formulação dos dois estudados com o objetivo de tornar a metodologia mais robusta para uso em casos reais, e o Método 4, que é uma reaplicação do Método 3 após a redefinição dos valores dos níveis dos atributos. Uma comparação dos resultados dos quatro métodos mostra a evolução da redução das incertezas. Além disso, consegue-se diminuir a dispersão dos modelos representativos, centralizando-os com relação ao histórico de produção, o que permite uma melhor previsão de produção e maior confiabilidade na análise de risco de projetos futuros / Abstract: The large amount of uncertainties in reservoir modeling increases petroleum production forecast risks. Therefore, the history matching, which refines the simulation model to closely reproduce production data, is a vital procedure once it approximates numerical models to reality providing reliable predictions. Many methodologies were developed to integrate uncertainty analysis and history matching in order to mitigate the reservoir uncertainties by using the observed data, but due to the process complexity, some of them are applicable only in simple cases. In this context, the present work aims to evaluate the application of existing methods, developed by Moura Filho (2006), Becerra (2007) and Maschio et al. (2010), in a synthetic complex model (i.e. similar to a real field) and propose new methods with some improvements to be applied in real cases of the petroleum industry. The main characteristic of these methods is the use of differences between observed and simulated data to recalculate the probabilities distribution of uncertain parameters with the purpose of reducing reservoir uncertainties. To apply the methods, the uncertainty attributes are discretized in three levels and a sensibility analysis is done to select the critical attributes, which are combined by a derivative tree generating different simulation models. With history and simulated data of these models, the redistribution of occurrence probabilities is made with different formulas: Moura Filho e Becerra (Method 1) and Maschio et al. (Method 2). These two methods are compared and their results don't show good efficiency in uncertainty reduction of the studied case, because the final curves remain widely scattered around history data. Then, two methods are proposed, Method 3, which combines the best practices of the two reviewed ones, making it robust to be used in real cases with a great number of wells and production functions to be adjusted such as water production and pressure. The second proposed one, Method 4, is a reapplication of the third method with a redefinition of attribute values in order to refine the results. A comparison of the results of the four methods shows an evolution in the uncertainty reduction. Besides that, there is a decrease in the dispersion of the representative curves, which are centralized around the history data, providing a better production forecast and greater reliability in risk analysis of future projects / 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 2018-08-21T00:33:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Botechia_ViniciusEduardo_M.pdf: 3473295 bytes, checksum: 288cc56a7d5a789358ce2ca356f3a7e6 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: A seleção de uma estratégia de produção em campos de petróleo no início do desenvolvimento é uma tarefa bastante complexa, devido à grande quantidade de variáveis e incertezas envolvidas, bem como à grande quantidade de alternativas possíveis. A solução do problema depende das características geológicas do reservatório e do sistema de produção do campo. Em campos heterogêneos, a complexidade do problema aumenta, já que a quantidade de atributos incertos na caracterização destes campos é maior, aumentando os riscos envolvidos. A maioria dos trabalhos que visa selecionar estratégias de produção leva em consideração somente os indicadores de campo no processo, não aproveitando informações importantes sobre o comportamento dos poços nos cenários incertos, que é diferente para cada cenário considerado. Dessa forma, este trabalho busca tornar o processo de otimização mais eficiente e dar maior confiabilidade às soluções encontradas através da análise do comportamento dos poços nos diversos cenários. Utiliza-se o conceito de modelos representativos para considerar as incertezas envolvidas e realizar a análise, através de um cruzamento de dados entre esses modelos. Além disso, são feitas comparações entre indicadores econômicos específicos para os poços. Os resultados sugerem que através destas análises é possível obter novas alternativas na seleção da estratégia de produção, aumentando o retorno monetário médio ou diminuindo o risco associado a determinadas opções de estratégias / Abstract: The selection of a production strategy in oil fields in early development phase is a complex task due to many variables and uncertainties involved and the large number of possible alternatives. The solution depends on the geological characteristics of the reservoir and the production system. In heterogeneous fields, the complexity of the problem increases since the number of uncertain attributes in the characterization of these fields is higher, thus increasing the risks involved. Most studies that aim at selecting production strategies take into account only the field indicators in the process, not considering important information of the behavior of the wells in uncertain scenarios which is different for each scenario. Thus, this project seeks to make the optimization process more efficient and robust by analyzing the behavior of wells in various scenarios. The methodology uses the concept of representative models to consider the uncertainties involved and to perform the analysis through a crossing of data between these models. Furthermore, some well economic indicators are compared. The results suggest that through these analyzes is possible to obtain new alternatives in the selection of production strategy, increasing the average return or decreasing the risk associated with some options of strategies / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Ana Teresa Ferreira da Silva Gaspar, Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T14:15:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marques_LiviaMoraes_M.pdf: 3125937 bytes, checksum: 3a6fcd348f6c750ba19e1321813f734c (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A estratégia de produção é um importante componente do desenvolvimento exploratório de um reservatório de petróleo e gás natural. O nível de investimentos decorrentes da estratégia escolhida depende das características geológicas do campo, mas pode depender também do modelo econômico e do regime fiscal. Em 2010, o governo brasileiro alterou o marco regulatório para a exploração e produção das reservas do pré-sal localizadas nas bacias de Campos e Santos, de "concessão" para "contrato de partilha de produção" (CPP). Estudos prévios mostram que em cenários econômicos otimistas, a estratégia de recuperação otimizada apresenta baixa dependência dos regimes fiscais. Este trabalho considera quatro cenários econômicos para uma avaliação da influência do regime fiscal no desenvolvimento de um campo petrolífero em diferentes situações. Para isto, dois modelos de simulação numérica de reservatórios são submetidos ao processo de seleção de estratégia de produção para ambos os regimes fiscais a fim de realizar comparações através de indicadores de avaliação técnicos e econômicos. Considerando a seleção da estratégia de produção baseado na função-objetivo VPL (valor presente líquido) da empresa, os resultados indicam que o regime fiscal influencia a estratégia e o nível de investimento, principalmente em cenários econômicos mais pessimistas. O regime de partilha de produção foi projetado para arrecadar maiores participações governamentais. De fato, resultados indicam que a fatia governamental (FG) resultante das estratégias otimizadas para o CPP é superior à obtida pelo regime de concessão. No entanto, quando analisados em receitas governamentais (RG) nem sempre é superior sob o regime de partilha. Casos de reservatório com grande volume original de óleo in situ (VOOIS) geram maiores receitas totais se o campo for desenvolvido sob regime de concessão, ocasionando receitas superiores tanto para a companhia quanto para o governo. Resultados indicam a importância de se analisar com cautela as participações governamentais e interpretar corretamente ambos indicadores / Abstract: Production strategy is an important component of an oil and natural gas reservoir exploratory development. The level of investments derived from the chosen strategy depends on reservoir characteristics but it can also depends on the economic model and fiscal regime. In 2010, Brazilian government changed its regulatory framework for the exploration and production of the pre-salt reserves located in Campos and Santos basins regions from royalty and tax (R&T) to production sharing contract (PSC). Previous works have shown that, in optimistic scenarios, the optimal recovery strategy presents low dependency on fiscals systems. This work considers four economic scenarios for an evaluation of the fiscal regime influence on an oil field development under different situations. For this, two reservoir numeric simulation models were submitted to the production strategy selection process for both fiscal systems to make comparison using technical and operational evaluation indicators. Considering the production strategy development based in the company object-function NPV (net present value), the results indicates that the fiscal regime influence strategy and the level of investments, mainly in pessimistic economic scenarios. The PSC was designed aiming to generate higher government participations. Results indicate that, in fact, the resulting government take of the optimized strategies for PSC are superior to the results from R&T. However, when analyzed in government revenues, it is not always superior under PSC. Reservoir cases with high volumes of original oil in place (VOOIP) generate higher total revenue if the field is developed under R&T, resulting in higher revenue for both the company and the government. Results indicate the importance of analyzing the government participations with care and interpreting correctly both indicators / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Arnaud Lange / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T16:46:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lima_Alexandrede_M.pdf: 3755455 bytes, checksum: 9ceb17ac0ecaaecbc45e059c8549115a (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A maior parte das reservas provadas de óleo convencional no mundo está contida nos reservatórios carbonáticos, as quais, em sua maioria, apresentam fraturas responsáveis por impactarem no fluxo do reservatório. Estas descontinuidades conhecidas como fraturas são encontradas na natureza em diversas escalas e, dependendo do tamanho, podem apresentar dificuldades para serem caracterizadas e modeladas matematicamente. Para exemplificar, pode ser citada a complexidade intrínseca à caracterização de fraturas subsísmicas para modelar objetos em escala menor do que a escala de dados de sísmica e poço. De maneira geral, as fraturas sempre foram um desafio devido a diversos motivos tais como o acréscimo no tempo computacional nas simulações e as dificuldades na caracterização. Estas preocupações se agravam pelo fato de que, na maior parte das vezes, os estudos em engenharia já são complexos, iterativos e consomem elevado tempo até sua finalização como, por exemplo, no processo de ajuste de histórico. Com a intenção de auxiliar e reduzir o tempo despendido nestes estudos é proposta a construção de uma ferramenta rápida capaz de selecionar modelos através do uso da teoria dos Grafos, antes de partir diretamente para onerosas simulações de reservatórios fraturados. Assim, desenvolve-se uma metodologia de análise de conectividade entre poços e também entre poço-reservatório baseada na representação de modelos de reservatórios através da teoria dos Grafos e do uso de seus algoritmos. Esta metodologia é utilizada em quatro aplicações distintas: (1) seleção inicial de modelos estáticos, (2) validação da relação entre conectividade e tempo de irrupção de água, (3) auxílio no processo de ajuste de histórico e (4) melhoria da eficiência de varrido / Abstract: Most proven conventional oil reserves in the world are contained in carbonate reservoirs, which mostly of them have fractures that impact on reservoir dynamic behavior. These discontinuities well-known as fractures are found in nature on several scales and, depending on theirs size, they can present many difficulties to be characterized and modeled mathematically. As an example that can be mentioned is the intrinsic complexity of subseismic fractures characterization to model objects on a smaller scale than the scale of seismic and well data. Overall, fractures have always been a challenge because of various reasons like the increasing in computational time simulating or the difficulties faced to characterize them. These concerns are related to the fact that most of the engineering studies are already complex, iterative and consume large time until its conclusion as, for example, the history matching process. In order to assist and reduce the time spent on these studies is proposed to build a fast tool able to select models through the use of the theory of Graphs, before leaving directly to costly fractured reservoir simulations. Thus, it is developed a methodology of connectivity analysis between wells and also between well and all reservoir, which is based on the representation of reservoir models by Graph theory and the use of its algorithms. This methodology is employed in four different applications: (1) initial selection of static models, (2) validation of the relationship between connectivity and breakthrough time, (3) to assist the history matching process and (4) for improving the sweep efficiency / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo