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: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geiociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T02:19:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_MarcoAurelioRachid_M.pdf: 5461103 bytes, checksum: e41104d89a3da94eebab2927738e94b4 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Efeito de maré é o nome dado a um fenômeno observado em dados de pressão registrados em acumulações de fluido, incluindo reservatórios de petróleo, e que tem origem na variação do potencial gravitacional a que as massas estão submetidas. As primeiras citações do efeito de maré observado em reservatórios de petróleo ocorreram em meados da década de setenta e já naquela época mostraram-se a correspondência entre a amplitude do efeito de maré e as características do reservatório. A partir da teoria da poroelasticidade de Maurice Biot, desenvolveram-se métodos utilizando o efeito de maré para cálculo de parâmetros de reservatório, tal como a compressibilidade. A extração seletiva do efeito de maré é etapa importante desses métodos. Ao transformar os sinais do domínio do tempo para o domínio da frequência, a transformada de Fourier apresenta-se como ótimo recurso para esse fim, já que o efeito de maré é um sinal sinusoidal de componentes com períodos bem conhecidos. A extração seletiva de sinais utilizando a transformada de Fourier também pode ser importante para auxiliar a determinação de parâmetros de reservatório a partir do gráfico diagnóstico, já que a presença do efeito de maré pode, eventualmente, impedir ou dificultar a interpretação do teste de formação. Esta dissertação descreve os modelos poro elásticos para cálculo de compressibilidade de reservatórios e mostra a aplicação do filtro com transformada de Fourier para extração do efeito de maré e de ruídos presentes em dados de testes de formação. Três exemplos de dados registrados em testes de formação reais realizados em poços localizados em campos offshore são utilizados para extração do efeito de maré e para cálculo de compressibilidade, cujos resultados são comparados com os valores calculados a partir da correlação de Hall. Os resultados mostram ser possível utilizar os modelos poroelásticos para cálculo de compressibilidade do reservatório. A aplicação das técnicas de filtro com transformada de Fourier mostrou robustez para eliminação de ruídos e extração do efeito de maré / Abstract: Tide effect is the name given to a phenomenon observed in the pressure data recorded in accumulations of fluid, including petroleum reservoirs, and that originates from the variation of the gravitational potential to which the masses are subjected. Tidal effects have been observed in petroleum reservoirs since the mid-seventies and even then the correspondence between the amplitude of the tidal effect and the characteristics of the reservoir has been cited. From the Maurice Biot poroelastic theory, methods were developed using the tidal effect to calculate reservoir parameters such as compressibility. The selective extraction of the tidal effect is an important phase of these methods. Fourier transform appears as a great resource for this purpose, since the tidal effect is a sinusoidal signal with well-known periods. The selective extraction of signals using the Fourier transform can also be important to assist in the determination of reservoir parameters, since the presence of the tidal effect may prevent or hinder the interpretation of the formation test from the diagnostic plot. This paper describes the poroelastic models to calculate reservoir compressibility and shows the Fourier transform application to extract tidal effect and noises observed in formation evaluation data. Three set of data recorded in real formation tests, performed in offshore wells, were used to extract the tidal effect and to estimate reservoirs compressibility. The results were compared to Hall correlation results. Moreover, poroelastic models results were compared with Hall correlation results. The Fourier transform technique has been successfully used to extract the tidal effect. Simulated pressure data were also used, which showed leakage complicating. The results show that it is possible to use the poroelastic models to calculate reservoir compressibility. The examples shown that Fourier transform techniques are robust to noise removal and tidal effect extraction / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Tiago Zenker Gireli / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo / Made available in DSpace on 2018-08-22T00:59:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moreira_MariaClaraAlbuquerque_M.pdf: 5039354 bytes, checksum: a1154bd21fff2cdbc5fea64c2847399d (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Os reservatórios de barragens são lagos artificiais e sofrem processo de sedimentação desde sua implantação, em decorrência das alterações hidráulicas provocadas no curso fluvial onde se instalou a barragem. Tal processo se encontra em estágio avançado no trecho de remanso do reservatório da Usina Hidroelétrica de Barra Bonita, localizada no interior do Estado de São Paulo e vem causando dificuldades ao transporte hidroviário. A usina, por sua vez, está instalada na Hidrovia Tietê-Paraná, a mais importante hidrovia do país, responsável pelo escoamento de uma parcela significativa da produção agrícola de exportação. Esta dissertação se propôs a estimar o volume, a taxa anual de assoreamento e a evolução espacial dos depósitos de leito observada no trecho especificado, a partir de uma metodologia que envolve a geração de modelos digitais de elevação e modelagem numérica em ambiente computacional. A partir dos resultados obtidos, foi possível reconhecer os mecanismos envolvidos no processo de sedimentação no reservatório em estudo, permitindo assim o posterior estudo e implementação de medidas estruturais e não estruturais, que visem minimizar os impactos deste processo de sedimentação à navegação na hidrovia Tietê-Paraná / Abstract: The dam reservation is an artificial lake and the sedimentation process occurs since its inception, due to hydraulic changes caused on the natural river where the dam is installed. This process is at an advanced stage in the backwater stretch of the hydroelectric plant's reservoir of Barra Bonita, located within the State of Sao Paulo and has been causing difficulties for water transportation. The plant, in turn, is installed in the Tietê-Paraná, the most important waterway in the country, responsible for disposing of a significant portion of agricultural production for export. This dissertation aimed to estimate the volume, the annual rate of sedimentation and spatial evolution of the deposits observed in the bed section specified, from a methodology that involves the generation of digital elevation models and numerical modeling in computational environment. The results presented here were positive to recognize the mechanisms involved in the sedimentation reservoir under study, as well as create subsidies for the adoption of structural and nonstructural to minimize the impact of the sedimentation process in the navigation Tiete-Parana waterway / Mestrado / Recursos Hidricos, Energeticos e Ambientais / Mestre em Engenharia Civil

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T09:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amorim_TiagoCorreadeAraujode_M.pdf: 4242638 bytes, checksum: ee3e013b28b778de1cc0439d48dd044b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma análise adequada dos riscos de um estudo de desenvolvimento de um campo de petróleo pode exigir um grande número de simulações de fluxo, o que pode levar a tempo de máquina considerável. Algumas técnicas foram desenvolvidas para reduzir o número de corridas, como o planejamento experimental com superfície de resposta. Um problema geralmente associado a estas técnicas é a menor confiabilidade associada a problemas complexos e a pouca flexibilidade a alterações nas variáveis de incerteza. Uma alternativa é proposta neste trabalho com do uso de modelos de simulação substitutos rápidos que geram resultados semelhantes ao modelo completo. O modelo de simulação substituto tem os mesmos dados que o modelo de simulação de completo, mas a malha de simulação é muito mais grosseira. Os parâmetros da nova malha de simulação são ajustados automaticamente com um algoritmo de otimização numérica, minimizando a diferença entre as respostas dos modelos completo e substituto. Modelos de simulação foram construídos para testar os resultados gerados com a metodologia proposta. Análises de risco foram realizadas com ambos os modelos completo e substituto, e os resultados gerados com os modelos substitutos foram próximos aos dos modelos completos. No geral, o tempo gasto no ajuste do modelo substituto e geração da curva de análise de risco com o mesmo foi menor do que utilizar a técnica de planejamento de experimentos para gerar uma análise de risco do modelo completo / Abstract: An accurate risk analysis for a field development study can demand a large number of flow simulation runs, which can lead to considerable computer time. Some techniques have been developed to reduce the number of runs, such as experimental design with surface response methodology. One problem usually associated with these techniques is the lower reliability associated with complex problems, and small flexibility to changes in the uncertain variables. An alternative is proposed in this work through the use of fast surrogate simulation models that generate results similar to the base model. The surrogate simulation model has the same data as the base simulation model, but the grid is much coarser. The coarse grid parameters are adjusted with a numerical optimization algorithm, minimizing the difference between the responses from the base and the surrogate models. Simulation models were constructed to test the results generated with the proposed surrogate model methodology. Risk analyses were conducted with both surrogate and base models, and the results generated with the surrogate models were close to those with the base models. Overall, the time spent in adjusting the surrogate model and generating a risk analysis with it was smaller than using experimental design to construct a risk analysis with the base model / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alberto Luiz Francato / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo / Made available in DSpace on 2018-08-21T04:45:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Basseto_EduardoAntonioPires_M.pdf: 1967825 bytes, checksum: 335fd48e7fdd853205200ce11fdb1859 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O trabalho apresenta uma metodologia de hierarquização do grau de proteção contra cheias a jusante de reservatórios de usinas hidroelétricas, em função de diferentes vazões de restrição (QR) e períodos de retorno (TR). A escolha das melhores alternativas de especificação do par (QR,TR) é feita por meio de otimização multiobjetivo. A medida do impacto da violação da vazão de restrição é traduzida na forma de funções de penalidade. A metodologia proposta foi testada em um estudo de caso na usina hidrelétrica de Barra Bonita, no rio Tietê. Tal estudo revelou a adequação da metodologia proposta, onde se fez uma investigação simultânea do par (QR,TR) para avaliação dos volumes de espera associados / Abstract: The paper presents a methodology to rank the degree of protection against flooding downstream reservoirs of hydroelectric plants, for different flow restriction (QR) and return periods (TR). The choice of the best alternative specification pair (QR, TR) is made by means of multiobjective optimization. The extent of the impact of the breach flow restriction is translated in the form of penalty functions. The proposed methodology was tested in a case study in Bonita hydroelectric plant on the river Tietê. This study revealed the suitability of the proposed methodology, where we make a simultaneous investigation of the pair (QR, TR) to avaliate the associated expected volumes / Mestrado / Recursos Hidricos, Energeticos e Ambientais / Mestre em Engenharia Civil

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T14:56:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Xavier_AlexandreMonticuco_M.pdf: 1314652 bytes, checksum: f1d19635e80ee2c542dd65483505cb25 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: A capacidade de lidar com incertezas pode ser um fator decisivo para viabilizar projetos de avaliação e desenvolvimento de campos de petróleo. Um critério econômico utilizado em processos de tomada de decisões é o valor da informação (VDI) que envolve a quantificação das incertezas, a avaliação econômica de diversos cenários de desenvolvimento e a quantificação dos benefícios que dados adicionais podem trazer ao processo. O cálculo do VDI pode ser complexo e demorado, principalmente nas fases de avaliação e desenvolvimento, em que uma modelagem detalhada do problema pode ser necessária. Nessas fases, a quantificação do VDI, assim como o de adicionar flexibilidade ao processo (valor da flexibilização - VDF), deve levar em conta os benefícios que podem ser extraídos do processo através da aplicação de estratégias de produção mais adequadas para os vários cenários possíveis. A quantificação do VDI e VDF, portanto, exige que a estratégia de produção seja determinada para cada cenário possível. Como isso geralmente não é viável, devido ao grande esforço que seria exigido, existem simplificações possíveis, como a determinação de modelos geológicos representativos (MGR) que podem fornecer a incerteza agregada dos atributos geológicos. Dessa forma, o objetivo deste trabalho é desenvolver e aplicar uma metodologia de cálculo do VDI durante as fases de avaliação e desenvolvimento de campos de petróleo com aplicação para casos simples e complexos, considerando diferentes números de parâmetros analisados. Esta etapa é realizada através da aplicação da metodologia em três exemplos, sendo dois casos teóricos, visando expor o conceito do VDI e VDF, e um caso real complexo, visando o cálculo do VDI para um caso utilizando a simplificação do processo. Os resultados indicam que a precisão do cálculo do VDI depende do número de MGR e a melhor forma de avaliação é através da aplicação das melhores estratégias em todos os cenários. Uma boa aproximação do VDI pode ser obtida pelo procedimento de inclusão gradativa de MGR até a estabilização dos resultados. Outra simplificação possível é usar também os MGR para representar a árvore no cálculo do VDI, mas com prejuízo de precisão nos resultados / Abstract: The capacity to deal with uncertainties is responsible for the economic viability of petroleum fields. The Value of Information (VOI) is an economic criterion used in decisionmaking process. It involves the quantification of uncertainties and the economic evaluation of various development scenarios. The quantification of the value of the information (VOI) and flexibility (VOF) can be highly complex and time-consuming, mainly in the appraisal and development phases when a detailed modeling of the problem may be necessary. The quantification of the value of information and of flexibility must take into account the benefits that can be extracted of the process. In these phases, these benefits result from a specific production strategy applied to several possible scenarios after the acquisition of the information. Therefore, the quantification of the VOI and VOF demand that the production strategy be determined to each possible scenario. This is not usually viable because a great effort would be needed; to circumvent this problem, there are some alternatives, such as the determination of geologic representative models (GRM) that can represent the uncertainty of the geologic attributes. The objective of this work is to develop and apply a methodology that can calculate the value of information during the appraisal and development phases in petroleum fields which can be applied to simple and complex cases, considering the number of analyzed parameters. This stage is realized through the application of the methodology to three examples; two theoretical models showing the concept of the value of information and, one real and complex case that demands a detailed analysis of the process. The results show that the quality of the results depends on the number of GRM and the best quantification technique is to apply the best production strategy to all possible scenarios. It is shown in this work that a good approximation of the VOI can be obtained by a dynamic procedure including new GRM until a stabilization of the results. The GRM can be used also to represent the decision tree but with some deterioration of the results / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Pour effectuer des simulations d'écoulement diphasique dans les réservoirs fracturés, l'usage des modèles DFM entraîne des temps de calculs exorbitants. L'une des solutions envisageables est le recours aux modèles double milieu. Ces modèles nécessitent la détermination des dimensions du bloc équivalent et la mise à l'échelle des paramètres d'écoulement monophasique et diphasique. Concernant les paramètres d'écoulement monophasique, des méthodes de mise à l'échelle existantes ont déjà fait leur preuve. En contrepartie la mise à l'échelle des paramètres d'écoulement diphasique reste un sujet ouvert nécessitant l'identification de la nature des forces (capillaires, gravitaires ou visqueuses) contrôlant l'écoulement dans le réservoir. Dans le cadre de cette thèse, les formulations mathématiques et les modèles numériques liées à la simulation de type DFM et double milieu ont été explorés. Une étude bibliographique portant sur les méthodes existantes de mise à l'échelle a été développée. Une nouvelle méthode de détermination des dimensions du bloc équivalent (méthode OBS) a été mise en place. Une analyse dimensionnelle servant à identifier la nature des échanges matrice-fractures (capillaire ou visqueuses) lors d'un écoulement diphasique eau-huile, sans gravité, a été mise en place. Le nombre capillaire dérivé a été testé. Enfin, une méthodologie de mise l'échelle des paramètres équivalents double milieu a été mise en place. Cette méthodologie traite le cas d'un écoulement diphasique dans les réservoirs fracturés ayant un milieu matriciel hétérogène dans un contexte d'échanges matrice-fractures dominés par les effets visqueux. / In order to carry-out two phase flow simulations within naturally fractured reservoirs, using DFM models results in huge computational costs. Using dual medium models is one of the available alternative solutions. These models require identifying the equivalent bloc dimensions and upscaling single phase and two phase flow parameters. Available upcaling methods related to single phase parameters reached maturity. Otherwise, upscaling two phase flow parameters is still an open research topic requiring identifying the type of the forces controlling flow in the fractured reservoir (gravity, capillary forces, and viscous forces). During this PhD work, mathematical and numerical models related to DFM and dual medium simulations were explored. A study of the state of the art related to upscaling methods was done. A new and original method allowing determining the dual medium equivalent bloc dimensions (OBS method) was settled down. A dimensional analysis aiming at identifying the type of the forces controlling matrix-fracture exchanges (capillarity, viscous forces) in a water-oil two phase flow within naturally fractured reservoirs without gravity was settled down. The derived capillary number was tested. Finally, an equivalent two phase flow parameters upscaling workflow was also settled down. This workflow treats the particular case of a two phase flow in naturally fractured reservoirs with an heterogeneous matrix medium in a context of matrix-fracture exchanges ruled by viscous forces.

Les réservoirs non-conventionnels présentent un milieu fracturé à multi-échelles, y compris des fractures stimulées et des fractures naturelles, augmentant l'hétérogénéité et la complexité de la simulation de réservoir. Ce travail propose un modèle unique et simple tout en tenant compte des paramètres clés d'un réservoir, tels que l'orientation des fractures, l'anisotropie et la faible perméabilité du réservoir. L'échange matrice-fracture n'est pas correctement modélisé en utilisation les modèles Discrete Fracture Model (DFM) standards en raison de la très faible perméabilité. Dans ce travail nous proposons l'extension de la méthode MINC (Multiple interagissant Continua) aux modèles DFM afin d'améliorer l'échange matrice-fracture. Notre DFM basé sur la méthode MINC, est un modèle triple porosité où les fractures de très grandes conductivités sont explicitement discrétisées et le reste est homogénéisé. Autrement aux modèles standards et afin d'améliorer l'échange de flux entre la matrice et la fracture, une maille matrice est subdivisé selon une fonction de proximité en tenant compte de la distribution des fractures. Notamment, notre approche est particulièrement utile pour les simulations multiphasique avec un changement de phase dans l'échange matrice/fracture, qui ne peut pas être simulé avec une approche standard. Enfin, nous avons appliqué notre approche pour un cas DFN synthétique dans un réservoir de gaz à condensat et un réservoir tight-oil. Un bon accord a été observé en comparant nos résultats à des solutions de référence obtenues avec des maillages très fins. / Unconventional low permeability reservoirs present a multi-scale fractured media, including stimulated fractures and natural fractures of various sizes, increasing the heterogeneity and the complexity of the reservoir simulation. This work proposes a methodology to address this challenge, taking into account reservoir key parameters such as fractures locations, orientation, anisotropy and low permeability matrix in a unique model as simple as possible. Using standard Discrete Fracture Models (DFMs), the matrix-fracture interaction is not properly handled due to the large grid cells and very low matrix permeability. In this work, we extended the MINC (Multiple INteracting Continua) method to the DFM in order to improve the matrix-fracture flow exchange. Our DFM based on a MINC proximity function is computed by taking into account all discrete fractures, within a triple-porosity model where the propped fractures are explicitly discretized and other fractures are homogenized. In order to improve the flow exchange between the matrix and fracture media, the matrix grid cell is subdivided according to the MINC proximity function based on the distance to all discrete fractures, by using randomly sampled points. Our approach is particularly useful for multi-phase flow simulations in matrix-fracture interaction with phase change, which cannot be handled by a standard approach. Finally, we applied our technique to synthetic DFM case in a retrograde gas and a tight-oil reservoirs. A good agreement is observed by comparing our results to a reference solution where very fine grid cells were used.

La plupart des méthodes pour la modélisation des réservoirs fracturés reposent sur le modèle de Warren et Root (1963). Mais ce modèle reste limité par : l'hypothèse d'un volume élémentaire représentatif, l'évaluation des transferts matrice-fractures, l’idéalisation du système fracturé, l'emploi de conditions aux limites locales. La méthode développée répond à ces quatre points. Un réseau de fractures et une grille de matrice sont discrétisés conjointement, puis un changement d'échelle est réalisé. Un ensemble de nœuds représentatifs est sélectionné, et un système simplifié équivalent est construit par décimation des autres nœuds en assurant la conservation des pressions et des débits sans imposer de conditions aux limites. Enfin le nombre de connexions est réduit et les transmissibilités restantes sont calculées par une procédure d'optimisation. Ces systèmes simplifiés ont été résolus plus rapidement lors de simulations d’écoulement tout en reproduisant le comportement du modèle fin / Most methods for modeling fractured reservoirs rely on the model of Warren and Root (1963). But this model is limited by: the assumption of a representative elementary volume, the evaluation of matrix-fracture transfers, the idealization of the fractured system, the use of local boundary conditions. The developed method overcomes these four points. A fracture network and a matrix grid are jointly discretized, then an upscaling is carried out. A set of representative nodes is selected, and an equivalent simplified system is built by decimating the other nodes while ensuring the preservation of pressure and flow rate and without imposing any boundary conditions. Finally the number of connexions is reduced and the remaining transmissibilities are evaluated by an optimization procedure. These simplified systems have been solved more quickly by the flow simulator while reproducing the fine model behavior

The presence of subseismic scale faulting within high porosity sandstone reservoirs and aquifers represents a significant source of uncertainty for activities such as hydrocarbon production and the geologic sequestration of carbon dioxide. The inability to resolve geometrical properties of these smaller scale faults, such as size, connectivity and intensity, using conventional subsurface datasets (i.e. seismic reflection tomography, wireline log and core), leads to ambiguous representations within reservoir models and simulators. In addition, more fundamental questions still remain over the role of cataclastic faults in the trapping and transfer of mobile geofluids within the subsurface, particularly when two or more immiscible fluid phases are present, as is the case during hydrocarbon accumulation, waterflood operations and CO2 injection. By harnessing recent developments in 3D digital surface and volume imaging, this study addresses uncertainties pertaining to the geometrical and petrophysical properties of subseismic scale faults within porous sandstone reservoirs. A novel structural feature extraction and modelling framework is developed, which facilitates the restoration of fault and fracture architecture from digital rock surface models. This framework has been used to derive volumetric fault abundance and connectivity from a normal sense array of cataclastic shear bands developed within high porosity sandstones of the Vale of Eden Basin, UK. These spatially resolved measures of discontinuity abundance provide the basis for the geostatistical extrapolation of fracture/fault intensity into reservoir modelling grids, which promises the introduction of a much higher degree of geological realism into discrete fracture network models than can currently be achieved through purely stochastic methods. Moreover, by establishing spatial correspondences between volumetric faulting intensity and larger scale features of deformation observed at the study area (cataclastic shear zones), the work demonstrates the potential to relate reservoir equivalent measures of fault or fracture abundance obtained from outcrop to seismically resolvable structures within the subsurface, aiding the prediction of reservoir structure from oilfield datasets. In addition to the derivation of continuum scale properties of sub-seismic scale fault networks, a further investigation into the pore-scale controls which govern the transfer of fluids within cataclised sandstones has been conducted. Through X-ray tomographic imaging of experimental core flood (scCO2-brine primary drainage) through a cataclastic shear band bearing sandstone, insights into the influence that variations in fault structure exert over the intra-fault drainage pathway of an invading non-wetting fluid have been gained. Drainage across the fault occurs as a highly non-uniform and non-linear process, which calls into question the practice of using continuum methods to model cross fault flow. This work has also provided an improved understanding of the role that high capillary entry pressure cataclised regions play in modifying pore-fluid displacement processes within the surrounding matrix continuum. In particular, the high sweep efficiency and enhanced non-wetting phase pore-wall contact relating to elevated phase pressure observed during drainage points towards favourable conditions for wettability alteration within cataclised sandstones. This is likely to negatively impact upon the effectiveness of oil recovery and CO2 sequestration operations within equivalent reservoir and aquifer settings.