[pt] A exploração crescente de campos de petróleo desafiadores é acompanhada por uma também crescente preocupação pública e de companhias petrolíferas em relação a questões ambientais e de segurança. Estudos dos principais acidentes recentes relacionados a exploração de hidrocarbonetos indicam que análises geomecânicas aprofundadas podem ser a chave para prevenir tais ocorrências. Efeitos geomecânicos podem ser muito relevantes durante análises de reservatórios. Há diversas possibilidades para considerar esses efeitos, mas a análise acoplada iterativa tem mostrado ser uma das melhores soluções, pois apresenta resultados precisos em um período de tempo computacional viável. O grupo de pesquisa PUC-Rio/GTEP tem desenvolvido um programa de acoplamento que gerencia o simulador de fluxo (IMEX ou Eclipse) e o programa de elementos finitos (Abaqus ou uma solução em GPU mais rápida chamada Chronos), de uma forma interativa. O referido programa fornece uma solução abrangente para geomecânica de reservatórios. No entanto, a geração de malha, a preparação de dados e a avaliações de resultados são barreiras para a sua aplicação na rotina de trabalho da indústria. Esta dissertação apresenta a elaboração de um fluxo de trabalho desenvolvido em um modelador geológico para aplicar a simulação acoplada de fluxo-tensão para reservatórios reais de hidrocarbonetos. Este fluxo de trabalho permite de forma simples e direta a geração de malha de elementos finitos, a definição de parâmetros mecânicos, supervisão da execução da solução acoplada e, por fim, a avaliação dos resultados de fluxo e tensão em um mesmo ambiente de visualização. / [en] The growing exploration of challenging oil fields is followed by an increasing concern by members of the public and oil companies about environmental and safety issues. Studies of recent major accidents indicate that geomechanics analyses can be the key to prevent future incidents. Geomechanical effects can be very relevant during reservoirs analyses. Actually, there are many possibilities available to consider such effects, but iterative-coupled analysis has shown to be one of the best solutions because it presents accurate results in a feasible computational timeframe. The GTEP/PUC-Rio research group has developed a coupling program that manages both the flow simulator (IMEX or Eclipse) and the finite element solver (Abaqus or a faster in-house GPU solution called Chronos) in an interactive way. The mentioned program provides a wide-ranging solution for reservoir geomechanics. However, mesh generation, data preparation and results evaluations are bottlenecks for its application in the industry s work routine. This dissertation presents the development of a workflow included in a geological modeler to apply the coupled flow-stress for real hydrocarbon reservoir simulation. This workflow allows in a simple and direct manner the generation of a finite element mesh, the definition of mechanical parameters, the supervision of coupled solution execution and the evaluation of results (flow and stress) in a single viewing environment.

[pt] As falhas geológicas são estruturas tipicamente interpretadas em duas dimensões, como superfícies, nos dados sísmicos e da mesma maneira são representadas em modelos geológicos de reservatórios de petróleo. Entretanto, as falhas são zonas tridimensionalmente complexas que representam regiões de fraquezas que concentram fraturas e rochas altamente e heterogeneamente deformadas. Portanto, a representação adequada destas zonas é importante para o gerenciamento e avaliação econômica de um campo de petróleo, com impacto nas áreas de perfuração, completação e locação de poços, estratégias para aumento de fator de recuperação e até na estimativa da reserva recuperável. Devido a grande importância dos reservatórios carbonáticos fraturados, mais de 60 por cento das reservas provadas de óleo e 40 por cento das reservas de gás no mundo [1] estão presentes nesses reservatórios, o trabalho proposto tem como objetivo a modelagem geológica estrutural de uma falha em rochas carbonáticas do reservatório de Gawar da Arábia Saudita a partir de parâmetros de deformabilidade obtidos por Ameen et al. [2]. O trabalho também aborda os impactos da resolução espacial dos dados sísmicos na intepretação destas estruturas, através da simulação da imagem sísmica da falha. Os resultados mostram que o método de elemento discreto é uma ferramenta adequada para modelagem realística de falhas geológicas, entretanto, alguns modelos obtiveram resultados não realísticos devido à dificuldade da manutenção da tensão confinante durante a produção da falha. Os estudos mostraram que apesar da interpretação volumétrica destas estruturas através das metodologias de interpretação baseadas em atributos sísmicos serem possíveis, existe uma considerável limitação devido a resolução espacial e na dificuldade dos algoritmos em formar a imagem sísmica da zona de falha, onde há contraste lateral de propriedades acústicas. / [en] Faults are structures typically interpreted in two dimensions, such assurfaces, in seismic data and are similarly represented in geological models of oil reservoirs. However, faults are three-dimensionally complex zones that represent regions of weakness that concentrate fractures and highly heterogeneously deformed rocks. Therefore, the adequate representation of these zonesis important for the management and economic evaluation of an oil field, withan impact on the areas of drilling, completion and location of wells, strategies for increasing the recovery factor and even on estimating the recoverable reserve. Due to the great importance of fractured carbonate reservoirs, more than 60 percent of the proven oil reserves and 40 percent of the gas reserves in the world[1] are present in these reservoirs, the proposed work aims at the geomechanical modeling of a geological fault in carbonate rocks of Saudi Arabia s Gawar reservoir from deformability parameters obtained by Ameen et al. [2]. The work also addresses the impacts of the spatial resolution of seismic data on the interpretation of these structures, through the simulation of the fault seismic image. The results show that the discrete element method is an adequate tool for realistic modeling of geological faults, however, some models obtained unrealistic results due to the difficulty of maintaining the confining stress during fault production. The studies showed that although the volumetric interpretation of these structures through interpretation methodologies based on seismic attributes are possible, there is a considerable limitation due to the spatial resolution and the inadequacy of the seismic data to adequately deal with the lateral contrast of acoustic properties present in areas close to the damage zones.

[pt] Durante a vida produtiva de um poço de petróleo, problemas devido à produção de sólidos podem ocasionar gastos excessivos por danos nos equipamentos ou redução de produtividade do poço. Por causa destes problemas, a instalação de sistemas de contenção de sólidos na etapa de completação é uma das mais complexas e fundamentais fases na construção do poço. A alteração no estado de tensões atuante sobre a formação é uma das principais fontes de carregamento dos sistemas de contenção mecânica de sólidos. Este trabalho visa simular as tensões atuantes no sistema de contenção de sólidos (gravel packing e stand alone) instalados em uma formação com potencial de produção de sólidos, permitindo a otimização de projetos para este tipo de sistemas. Para isso foi utilizado o modelo de Mohr Coulomb solucionado numericamente no software comercial de elementos finitos Abaqus que foi escolhido devido a sua enorme capacidade de resolver problemas não lineares. Os resultados obtidos foram então comparados com ensaios experimentais que apresentaram comportamento bastante semelhante com os obtidos numericamente. Além disso, foi observada a capacidade do gravel packing de suportar as tensões até determinado estado de tensões. / [en] During the production steps of a petroleum well, issues regarding sand production may have hight costs due to damages in the equipment or reduction of the well’s productivity. Such problems make the application of sand control systems in the completion phase one of the most complex and essential parts in the construction of the well. This work aims to simulate the behavior of different sand control methods (gravel packing and stand alone) taking into account mechanical interaction between the formation and sand control screens. For the development of the present study, elastoplastic (Mohr Coulomb) models are used to represent granular materials with the commercial FEM software Abaqus, chosen due to its versality in the solution of non-linear problems named out previously. Numerical simulations were compared to experimental tests which presented similar behavior regarding the numerical analysis. In addition, it was observed the capability of the gravel packing to withstand the stresses up to a certain state of stress.

[pt] O Travertino é uma rocha amplamente usada no mundo como rocha ornamental, mas suas propriedades petrológicas e mecânicas análogas a rochas carbonáticas de reservatório influenciaram em sua escolha para a compreensão do comportamento geomecânico destas formações. Neste sentido, este trabalho procurou analisar o comportamento geomecânico do Travertino Romano mediante um programa experimental que incluiu uma caracterização da petrologia, da estrutura porosa e do comportamento mecânico da rocha. Foi determinada sua estrutura e textura sedimentar, composição química, mineralógica e índices físicos. Além disso, sua complexa estrutura porosa foi caracterizada por análise de imagens 2D e 3D geradas no microscópio óptico e no micro-tomógrafo de raios-X, com a determinação da presença de macro e micro poros, distribuídos aleatoriamente na rocha com uma baixa conectividade, assim mesmo foi também estabelecida uma relação entre a porosidade e a resistência. Analisaram-se também os resultados dos ensaios de resistência mecânica, que tanto para o estado de tensão uniaxial como triaxial mostraram um decréscimo da resistência com o incremento da porosidade, apresentando um comportamento frágil na maioria dos casos. / [en] The Travertine is a rock widely used in the world as an ornamental rock, but their analogous petrological and mechanical properties to carbonate rocks of reservoir influenced his choice to be able to understand the geomechanical behavior of these formations. Thus, this study sought to analyze the geomechanical behavior of Roman Travertine through an experimental program that included a characterization of petrology, the porous structure and mechanical behavior of the rock. Sedimentary structure and texture, chemical, mineralogical composition and physical indexes was determined. Moreover, Its complex porous structure was characterized by analysis of 2D and 3D images generated in the optical microscope and X-Ray micro CT-scanner, with the determination of the presence of macro and micro pores, randomly distributed in the rock with a low connectivity, so it was also established a relationship between the porosity and strength. Also analyzed the test results of mechanical strength, both to the state of uniaxial to triaxial stress showed a decrease in resistance with increasing porosity, with a brittle behavior in most cases.

[pt] Os reservatórios de hidrocarbonetos em rochas carbonáticas representam aproximadamente 50 por cento da produção mundial de petróleo e tem por característica marcante sua complexidade, uma vez que são bastante heterogêneos. No Brasil, as rochas carbonáticas ganharam uma grande importância com a descoberta dos reservatórios carbonáticos do pré-sal. Entender e caracterizar estes reservatórios, que apresentam baixas taxas de penetração, exigirá grandes esforços em pesquisa e desenvolvimento. Uma pequena contribuição neste sentido é proporcionada nesta dissertação, onde três distintas rochas carbonáticas, o travertino romano, o travertino turco e o travertino de Itaboraí, foram caracterizadas geológica e geomecanicamente. O programa experimental consistiu na caracterização mineralógica, química, textural e diagenética, bem como na realização de ensaios de resistência e de porosidade. De posse dos resultados do programa experimental buscou-se correlações entre os índices/propriedades/parâmetros determinados. Verificou-se que a resistência à compressão simples dos materiais é diretamente proporcional, a sua densidade, a sua velocidade de propagação de ondas e ao índice esclerométrico; e inversamente proporcional a sua porosidade. Constatou-se ainda que a velocidade de propagação de ondas dos materiais é diretamente proporcional a sua densidade e inversamente proporcional a sua porosidade. / [en] Hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks represent circa 50 percent of all oil produced worldwide. Those reservoirs are very complex since they are quite heteregeneous. In Brazil, carbonate rocks gained a great importance with the discovery of the pre-salt reservoirs. Understand and characterize these reservoirs, that present low penetration rates, will require major efforts in research and development. A small contribution in this regard is provided in this dissertation, where three travertines (i.e., Roman, Turkish and Itaboraí) were geologically and geomechanically characterized. The experimental program consisted in the chemical, mineralogical, textural and diagenetic characterization, as well as strength and porosity tests. A comprehensive analysis of test results from the experimental program was carried out in order to seek correlations between the indexes/properties/parameters determined. It was found that the unconfined compression strength of materials is directly proportional to its density, its velocity of ultrasonic wave propagation and to Schmidt test hammer index; and inversely proportional to its porosity. It was also found that the velocity of ultrasonic wave propagation of materials is directly proportional to its density and inversely proportional to its porosity.

[pt] O travertino Romano é uma rocha ornamental, historicamente presente na arquitetura Romana, que mesmo nos dias de hoje é muito utilizada em decorações e fachadas. Porém no meio científico é considerada uma rocha análoga a reservatórios carbonáticos, em especial do pré-sal Brasileiro. O presente trabalho buscou realizar um estudo experimental do travertino Romano, com enfoque no comportamento geomecânico anisotrópico em duas direções (normal e paralela ao acamamento), sob valores de tensões condizentes com as que ocorrem em reservatórios. Para isto foram feitas diversas análises macro e microscópicas, incluindo microscopia eletrônica de alta resolução a fim de estudar propriedades do travertino e sua estrutura porosa. Análises químicas do material e medição em laboratório dos mais variados parâmetros para se obter uma satisfatória lista de índices físicos auxiliaram neste contexto. Ensaios de resistência complementares, como o ensaio de carga pontual e ensaio de tração indireta (Ensaio Brasileiro) enriqueceram o estudo com resultados de ruptura nas direções perpendicular e paralela ao acamamento. Por fim, buscou-se estudar o comportamento geomecânico anisotrópico do travertino, sob a ótica normal e paralela ao acamamento sedimentar, através de ensaios triaxiais com tensão confinante variando de zero (uniaxiais) a 40 MPa, intervalo este bastante próximo as tensões efetivas de reservatórios carbonáticos brasileiros. Devido à grande heterogeneidade, os corpos de prova foram separados em grupos com intervalos de porosidade total similares. Então, com resultados de curvas tensão-deformação e trajetórias de tensão, foram possíveis diversas comparações em termos de comportamento geomecânico e observar que nem sempre o incremento da tensão confinante e a menor porosidade resultarão em maior resistência mecânica. / [en] The Roman travertine is an ornamental rock, historically present in Roman architecture, which even in present days is much used in decorations and facades. However in the scientific community it is considered a rock similar to carbonate reservoirs, especially the Brazilian pre-salt. The present work sought to carry out an experimental study of the Roman travertine, focusing on the anisotropic geomechanical behavior in two directions (normal and parallel to the sedimentary bedding) under tension values consistent with those occurring in reservoirs. For this, several macro and microscopic analyzes were carried out, including high resolution electron microscopy in order to study the properties of travertine and its porous structure. Chemical analysis of the material and laboratory measurement of the most varied parameters to obtain a satisfactory list of index properties aided in this context. Complementary strength tests, such as the point load test and indirect tensile strength test (Brazilian Test) enriched the study with results of rupture in the directions perpendicular and parallel to the bedding. Finally, it was studied the anisotropic geomechanical behavior under normal and parallel optics to the sedimentary bedding through triaxial tests with confining stress ranging from zero (uniaxial) to 40 MPa, this interval very close to the effective stresses from Brazilian carbonate reservoirs. Due to the great heterogeneity, the specimens were separated into groups with similar total porosity ranges. Then, with results of stress-strain plots and stress trajectories, several comparisons were possible in terms of geomechanical behavior and observe that not always the increase of the confining stress and the lower porosity will result in greater mechanical resistance.

[pt] Com o aumento do preço do barril de petróleo nos anos 2000 e acrescente demanda por essa commoditie, tornou-se mais atrativa a exploração de petróleo em águas profundas, favorecendo oportunidades em plays subsal e pré-sal em diversas áreas do mundo. Como consequência desta tendência, os desafios da indústria de petróleo se tornaram cada vez maiores. Um dos desafios na perfuração de poços em evaporitos é minimizar a fluência deste tipo de rocha, a qual pode fechar o poço ou colapsar um revestimento ao longo do tempo. Além disso, cenários geológicos com presença de estruturas de sal podem ocasionar problemas de instabilidade mecânica, também, durante a perfuração de poços nas rochas adjacentes ao sal. Os principais problemas associados a esse cenário são causados pela mudança em magnitude e a rotação das tensões principais em torno dessas estruturas salinas, principalmente nas interfaces entre o sal e as rochas adjacentes, coloquialmente denominada de rubble zones. O presente trabalho propõe uma avaliação geomecânica do estado de tensões em região subsal onde foi constatada a instabilidade mecânica durante a perfuração de um poço. Essa avaliação foi feita a partir de simulações numéricas do estado plano de deformação de uma seção geológica 2D da área, onde foi imposto um comportamento viscoplástico para os evaporitos; e elastoplástico com critérios de plasticidade CamClay e MohrCoulomb para região abaixo do sal. Como resultado serão discutidas as trajetórias de tensão obtidas na simulação com os dois tipos de materiais elastoplásticos, evidenciando uma abordagem metodológica para subsidiar a previsão da janela de estabilidade de poços em regiões com estruturas de sal alóctone, uma vez que as tensões in situ nessas regiões se encontram significativamente alteradas, sendo impossível predizer com acurácia a magnitude dessas tensões a partir de modelos analíticos convencionais. Uma melhor previsão das tensões in situ se traduz em uma melhor previsão da janela operacional, com consequente diminuição os riscos operacionais e melhoria na segurança e economicidade dos projetos de poços. / [en] The rise in the price of a barrel of oil in the 2000s and the increasing demand for this commodity, deepwater oil exploration became more attractive, favoring opportunities in subsalt and pre-salt plays in several areas of the world. As a consequence of this trend, the challenges of the oil industry have become ever greater. One of the challenges in drilling wells in evaporites is to minimize the creep to avoid the well collapse. In addition geological scenarios with the presence of salt structures can cause problems of mechanical instability also during drilling of wells in the rocks adjacent to the salt. The main problems associated with this scenario are caused by the change in magnitude and the rotation of the principal stresses around these salt structures, mainly at the interfaces between the salt and the adjacent rocks, colloquially called rubble zones. The present work proposes a geomechanical evaluation of the state of stresses in subsal region where the mechanical instability was verified during the drilling of a well. This evaluation was made from numerical simulations of the plane deformation state of a 2D geological section of the area, where a viscoplastic behavior was imposed for the evaporites; and elastoplastic with Cam-Clay and Mohr- Coulomb plasticity criteria for the region below the salt. As a result, we will discuss the voltage trajectories obtained in the simulation with the two types of elastoplastic materials, evidencing a methodological approach to subsidize the prediction of the well stability window in regions with allochthonous salt structures, since the stresses in situ in these regions are significantly altered and it is impossible to accurately predict the magnitude of these voltages from conventional analytical models. Better prediction of in-situ stresses translates into better forecasting of the operating window, thereby reducing operational risks and improving the safety and cost-effectiveness of well designs.

[pt] A produção de um reservatório de petróleo é um processo acoplado entre fenômenos geomecânicos e de fluxo, os quais impactam o próprio reservatório e suas rochas adjacentes. Ensaios laboratoriais mostraram que amostras de um reservatório carbonático do Campo B, um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, são muito sensíveis às deformações causadas pela depleção. Desta forma, o objetivo deste trabalho é avaliar aspectos geomecânicos e de produção do desenvolvimento do Campo B, utilizando diferentes esquemas de acoplamento hidromecânico. Foram realizadas simulações hidromecânicas parcialmente acopladas entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análises geomecânicas CHRONOS (um código de elementos finitos executado em GPU) através de uma metodologia que permite análises tanto em uma, quanto em duas vias. Foi construído um Mechanical Earth Model 3D do Campo B no modelador geológico GOCAD através de um workflow específico para esta tarefa. Então, foram confrontadas respostas de respostas de fluxo e geomecânicas entre simulações feitas em uma via e em duas vias. Primeiramente, a permeabilidade não foi considerada como parâmetro de acoplamento. Neste caso, não foram encontradas diferenças significativas entre os resultados dos dois tipos de acoplamento. Posteriormente foram realizadas novas simulações em duas vias, porém considerando variações das permeabilidades decorrentes da depleção do reservatório. Os resultados destas novas análises divergiram da simulação acoplada em duas vias na qual esta propriedade foi mantida constante ao longo do tempo. Logo, neste caso, negligenciar o acoplamento da permeabilidade pode gerar erros significativos. Também foram feitas análises quanto à performance computacional das simulações hidromecânicas realizadas ao longo desta Dissertação. / [en] The production of a petroleum reservoir is a coupled process between geomechanical and flow phenomena, which affect the reservoir and its surrounding rocks. Laboratory tests have shown that samples of a carbonate reservoir from Field B, an oil field located in the Campos Basin, are very sensitive to deformations caused by depletion. Thus, this study aims to assess production and geomechanical aspects of Field B development by different hydromechanical coupling schemes. Therefore, partially coupled hydromechanical simulations between the flow simulator IMEX and the geomechanical analysis software CHRONOS (a finite element code running on GPU) were performed using a methodology which allows either one-way or two-way coupling. A 3D Mechanical Earth Model of Field B was built in GOCAD, a geological modelling software, through a specific workflow for this task. Then, flow and geomechanical results were compared between one-way and two-way coupling simulations. Initially, permeability was not considered as a coupling parameter. In this case, there were no significant differences between the results. Afterwards, more two-way coupling simulations were performed, but at this time, considering variations of permeabilities due to depletion. The results of these new simulations diverged from the two-way coupling case in which permeabilities were kept constant throughout the simulation. Therefore, in this case, neglecting permeability coupling can lead to significant errors. Computational performance of the hydromechanical simulations performed along this Dissertation were also evaluated.

[pt] Em uma simulação de reservatório convencional, geralmente o modelo de fluxo de fluido de uma área de interesse recebe mais atenção do que o modelo geomecânico. Nos estudos de fluxo, são analisadas as variações de pressão de poros, saturação de fluidos e temperatura no reservatório, resultantes da produção e injeção de fluidos durante a fase de explotação do campo. Porém, o comportamento mecânico da rocha também chamado, na indústria do petróleo, de efeito geomecânico é aproximado em uma simulação convencional de reservatórios através de apenas um único parâmetro mecânico: a compressibilidade da rocha, insuficiente para avaliar de maneira adequada, o efeito que a variação do estado de tensão nas rochas reservatório e adjacentes exercem sobre a pressão de poros no reservatório. Em função disso, um dos objetivos deste trabalho é analisar como a variação de propriedades das rochas e dos fluidos pode impactar na produção de hidrocarbonetos e na ordem de grandeza da compactação e subsidência. Outro objetivo igualmente importante é a criação de um fluxo de informações que permite estimar as propriedades mecânicas das rochas a partir de dados provenientes de perfilagem, de maneira a dar maior acurácia aos dados utilizados. Dessa forma, as análises feitas utilizaram a metodologia desenvolvida pelo GTEP/PUC-Rio, a qual permite que sejam feitas simulações parcialmente acopladas de duas vias entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análise de tensões CHRONOS. Os resultados obtidos permitiram concluir que o início da liberação de gás dentro do reservatório tem impacto não só na explotação de fluidos, como também na desaceleração do processo de compactação do reservatório. Além disso, mudanças de propriedades nas rochas adjacentes não geram comportamentos semelhantes de deslocamentos para todos os horizontes observados. / [en] In a conventional reservoir simulation, usually the fluid flow model of an area of interest receives more attention than the geomechanics model. In these studies, the pore pressure, fluid saturation and reservoir temperature variations resulting from the production and injection of fluids during the field exploitation phase are analyzed. However, less attention is given to the mechanical behavior of rock, also called geomechanical effects in the petroleum industry, which is approximated in a conventional reservoir simulation using only a single mechanical parameter: the compressibility of the rock, which is insufficient to adequately evaluate the effect that the variation of the stress state in the reservoir and in the adjacent rocks exerts on the pore pressure in the reservoir. Because of that, this work aims at analyzing how the variations of rocks and fluids properties may affect the production of hydrocarbons and the order of magnitude of compaction and subsidence. Another equally important objective is the creation of an information flow that allows the estimation of the mechanical properties of the rocks, based on log data, in order to give greater accuracy to the data used. Thus, the analyses were performed using a methodology developed by the GTEP / PUC-Rio, which makes it possible to perform two way partially coupled simulations between the conventional flow simulator (IMEX) and the stress analysis program (CHRONOS). The obtained results indicate that the initiation of the gas released inside the reservoir has an impact not only on the exploitation of fluids, but also on the deceleration of the reservoir compaction process. In addition, changes in the properties of adjacent rocks do not generate a similar displacement behavior for all observed horizons.

[pt] Simuladores de escoamento em reservatórios são ferramentas importantes na otimização do desenvolvimento de um campo de petróleo. Estes simuladores modelam o escoamento multifásico através de meios porosos compressíveis, levando em conta as equações de equilíbrio de fases, as leis de fluxo e a variação volumétrica do meio poroso associada à variação da pressão de poros do sistema. As tensões in situ são consideradas através da aplicação de tensões constantes no contorno do reservatório. Este trabalho descreve a utilização de um simulador convencional de reservatório, baseado em diferenças finitas com e sem um módulo geomecânico, e a utilização de um simulador acoplado, que resolve as equações de escoamento e de tensão num mesmo código de elementos finitos. Nesta dissertação são feitas comparações entre os modelos geomecânicos aproximado e rigoroso oferecidos pelos simuladores comerciais, além de ser apresentada uma análise de situações em que esta última forma deve ser realmente considerada. O objetivo deste trabalho é analisar a influência das tensões in situ em reservatórios de petróleo com base na comparação entre os campos de poropressões obtidos a partir da modelagem de um mesmo sistema com os dois simuladores geomecânicos. São apresentadas as formas de acoplamento e a formulação utilizada em cada um dos modelos. Os modelos geomecânicos utilizados em cada um dos simuladores são comparados. É feita uma comparação entre os resultados obtidos pelos dois simuladores a partir de um modelo bidimensional. / [en] Numerical simulators for reservoir flow analysis are important tools for the optimization of oil field development. These simulators model the multiphase flow through compressible porous medium taking into account the phase equilibrium equations, flow laws and the rock volumetric change associated to the pore pressure change during production. Some simulators have been associated with stress analysis modules in order to use the pore pressure field obtained by the flow simulator and update the stress field within the reservoir. This dissertation describes the use of a conventional reservoir simulator based on finite differences that models multiphase flow in porous media, with and without a geomechanical module, and the use of a fully-coupled simulator that solves both the flow and stress equations in a single finite element code. This dissertation compares the two geomechanical modules, the approximated and the precise, offered by commercial simulators, and analyses the situations in which the rigorous form should be considered, or not. The aim of this dissertation is to investigate the influence of in situ stresses in petroleum reservoirs based on the comparison of the pore pressure fields obtained from the modeling of the same system with both geomechanical simulators. The coupling and formulation used in each model are presented. The geomechanical models of both simulators are described. A comparison of the simulators is made using a bidimensional model.