[pt] Visando aumentar a produção de hidrocarbonetos, a indústria do petróleo desenvolveu métodos de recuperação cujo objetivo é obter uma maior produção. Assim, diversos problemas podem ser encontrados quando se faz uso destas técnicas, principalmente a convencional, em reservatórios geologicamente complexos. Por outro lado, a consideração de estruturas geológicas na engenharia de reservatórios, como as falhas, tem caráter fundamental para a determinação de respostas realísticas quanto à produção de hidrocarboneto. No caso específico da falha, a sua consideração no modelo apresenta importância significativa no âmbito atual, principalmente no que diz respeito à possibilidade de reativação, relacionada com o surgimento de um caminho preferencial para o hidrocarboneto, implicando, nos casos mais críticos, no escape de fluido e na possível perda da estanqueidade do reservatório. Neste contexto, foram idealizados quatro modelos de reservatório com inclinações de falha e zona de falha de 80 graus e 60 graus. Aliado às simulações hidromecânicas, foram estudadas duas abordagens numéricas para tratar o plano/zona de falha. A primeira metodologia empregada faz uso de interações de contato e a falha foi tratada como um plano. A segunda metodologia considera uma zona de falha cujo comportamento é dado pelo critério de plastificação de Mohr-Coulomb. Pela análise dos resultados foi observado que o emprego de interações de contato requer a utilização de um modelo de atrito que leve em consideração a queda das tensões normais efetivas no critério de ruptura. O modelo de plasticidade apresentou resultados consistentes em relação ao processo de reativação da zona de falha para os modelos construídos. Como conclusão geral do trabalho, afirma-se que a consideração de planos de falha ou zonas de falha em reservatórios devem ser definidas cautelosamente no modelo geomorfológico, uma vez que a modelagem destes tipos de estruturas geológicas requer a utilização de diferentes técnicas numéricas para determinar seu comportamento hidromecânico. / [en] Aiming to increase hydrocarbon production, the oil industry has developed recovery methods whose purpose is to get more production. Thus, several problems may be encountered when making use of these techniques, mainly the conventional, in geologically complex reservoirs. In addition, consideration of geological structures in reservoir engineering, such as faults, has fundamental character for determining realistic response for the production of hydrocarbons. In the specific case of faults, its consideration in the model has significant importance currently, especially with regard to the possibility of reactivation associated with the emergence of a preferential path for the hydrocarbon, implying, in the most critical cases, in the leakage of fluid and possible loss of tightness of the reservoir. In this context, four reservoir models were developed with slope of 80 degrees and 60 degrees for the cases of fault plane and fault zone. Using coupled hydro-mechanical simulations we studied two numerical approaches to treat the plan/fault zone. The first methodology makes use of contact interactions and the fault was treated as a plan. The second methodology considers a fault zone whose behavior is given by the criterion of Mohr-Coulomb yielding. In the analysis of the results was observed that the use of contact interactions requires the use of a friction model that takes into account the drop of the effective normal stress in the failure criterion. The plasticity model showed consistent results in relation to the process of reactivation of the fault zone for the models built. As a general conclusion of the study, it is stated that the consideration of fault planes or fault zones in reservoirs must be carefully defined in the geomorphological model, since the modeling of these types of geological structures requires the use of different numerical techniques to determine their hydromechanical behavior.

[pt] Na engenharia geotécnica, o conhecimento das propriedades geomecânicas de subsuperfície é fundamental aos cálculos de estabilidade. Na prática cotidiana, a estimativa dessa distribuição é realizada pelo geólogo/geotécnico responsável, que traça seções geológico- geotécnicas em função de sua experiência e da observação dos dados das investigações de campo e laboratório. Tais estimativas bidimensionais, porém, não contemplam a distribuição espacial. Assim, o objetivo deste trabalho é enriquecer a compreensão global do maciço com a previsão da distribuição tridimensional dessas propriedades. Utilizou-se o modelador geológico PETREL(TM) para a estimativa geoestatística da variação espacial dos valores de RMR e grau de fraturamento ao longo do maciço rochoso destinado à implantação da casa de força do Aproveitamento Hidrelétrico de Simplício. Essa distribuição foi estimada em função da disposição dos dados ao longo dos furos de sondagem localizados espacialmente no modelo. Também foi lançada a geometria da futura superfície de escavação, para que se pudesse avaliar qual a seção crítica de qualidade do maciço em relação aos taludes de corte. Essa seção foi então extraída do modelo com a distribuição ponto a ponto do valor de RMR, de onde foram obtidos os parâmetros de resistência c e Ø para a análise de estabilidade. Analisou-se então a estabilidade desse talude em um programa que permite essa variação espacial de parâmetros de resistência e, em paralelo também foram realizadas as análises convencionais de estabilidade de taludes rochosos, de forma a apresentar a importância da modelagem tridimensional para tal estudo. / [en] In geotechnical engineering, the knowledge of geomechanical subsurface properties is fundamental to stability analyses. The usual practice is that a geologist/geotechnical engineer does this distribution estimate. The professional makes some geologic-geotechnical sections based on his/her experience and by the observation of field/laboratory investigations data. But these 2D sections cannot take spatial distribution. To solve this problem and provide a better global comprehension of rock mass, this work presents a study of 3D property distribution. The geological modeler PETREL(TM) has been used to do a geostatistical estimate of RMR and fracture density spatial variety at the rock mass where the AHE Simplício`s power house will be installed. This distribution has been estimated based on data linked to the boreholes, spatially arranged at the model. The geometry of the future excavated surface was introduced in the model. The purpose was to carry out a study to find the critical quality section of the model related to the excavated slopes. This section was extracted with its RMR value distribution. Before the stability analysis, the resistance parameters c and Ø were calculated to every point on this section from the RMR correlations. The slope stability of the critical section was calculated in a program where the resistance parameters can vary point by point. The conventional rock slope stability analysis has been done too. At the end of the study, the first analysis was compared against the last one, proving the importance of the subsurface tridimensional modeling.

[pt] Reservatórios carbonáticos respondem por mais de 50 por cento da produção mundial de hidrocarbonetos. No Brasil, ganharam mais importância com o descobrimento do Pré-Sal, em 2006. A principal ferramenta de previsão e gerenciamento de reservatórios é a simulação numérica que, tradicionalmente, tem na compressibilidade do poro o único parâmetro geomecânico. Normalmente é adotado apenas um valor, mantido constante, deste parâmetro para todo o reservatório. Porém, a rocha-reservatório sofre deformações durante a explotação do campo, as quais induzem redução da porosidade e permeabilidade. Enquanto o primeiro efeito não é bem representado pela compressibilidade, o segundo não sofre qualquer alteração. Além disso, cada fácies tem um comportamento tensão versus deformação diferente. Por isso a importância de se fazer modelagens acopladas de fluxo e geomecânica em que cada tipo de rocha é representado individualmente. Visando essas análises integradas, mas sem aumento do custo computacional, utiliza-se o pseudoacoplamento, o que permite que esses modelos sejam usados de forma rotineira pelos engenheiros de reservatórios. Esse tipo de acoplamento atualiza a porosidade e a permeabilidade com base em tabelas que relacionam poropressão com multiplicadores de porosidade e permeabilidade. Visando uma boa representação do comportamento da rocha-reservatório, as tabelas de pseudoacoplamento são elaboradas com base em ensaios mecânicos laboratoriais realizados com amostras do próprio campo, representativas de cada fácies. São realizadas análises comparativas utilizando modelos homogêneos e heterogêneos, variando o tipo de representação da geomecânica, que pode ser através da compressibilidade ou do pseudoacoplamento. Conhecidos os efeitos geomecânicos da compactação, a etapa final desta metodologia consiste no estudo de um modelo que visa atenuá-los. / [en] Carbonate reservoirs are responsible for over 50 per cent of world hydrocarbon production. In Brazil, they started to gain more importance after the Pre-Salt discovery, in 2006. The main method to predict and manage reservoirs is numerical simulation in which, traditionally, the only geomechanical parameter is the rock compressibility. Usually it is adopted one single value for the whole model, which is kept constant. During exploitation, though, the reservoir-rock deforms, causing porosity and permeability reduction. While the first effect is not well predicted by rock compressibility, the second is simply kept constant. Besides that, each facies has its own stress-strain behavior. That is why it is so important to model the reservoir flow coupled to geomechanics representing each rock type in a single layer. With the aim of obtaining these integrated analyses, but without additional computational cost, the pseudo-coupling is used, which lets such models to be ran on day-by-day basis by reservoir engineers. This kind of coupling updates both porosity and permeability based on tables that correlate porepressure and porosity and permeability multipliers. In order to have the mechanical behavior of the reservoir-rock well represented, the pseudo-coupling tables are elaborated based on laboratory mechanical tests with samples from the same field to be modeled. In this way, each facies represented on the model has its own table that takes to reservoir simulation the geomechanical effects through porosity and permeability variation. Comparative analyses are done using homogeneous and heterogeneous models, varying the type of geomechanical representation, through rock compressibility or pseudo-coupling. Once known the compaction geomechanical effects, it is simulated a model that tries to attenuate them.

[pt] O desenvolvimento de campos de petróleo afeta significativamente o meio geológico ao redor do reservatório. Os efeitos geomecânicos decorrentes da exploração podem ser nocivos à integridade de componentes presentes no sistema, notadamente os poços. O objetivo deste estudo foi analisar os efeitos do desenvolvimento do reservatório sobre a integridade de poços, empregando simulações de natureza fluido-mecânica e multi-escala. Para as análises globais, foi implementada e validada uma configuração de acoplamento fluido-mecânico parcial, utilizando o programa de simulação de reservatórios IMEX e o programa de análise de tensões ABAQUS, baseada na metodologia de acoplamento parcial desenvolvida pelo Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo da PUC-Rio. A conexão teórica entre modelos de poço e reservatório foi estabelecida através de um workflow multi-escala, desenvolvido para nortear a análise de integridade de poços em virtude dos efeitos de produção. Para a otimização da conexão numérica entre os modelos de diferentes escalas, foi desenvolvido um módulo gerenciador de análises locais, denominado Módulo APOLLO, capaz de incluir na simulação local as etapas de perfuração e completação do poço, bem como os efeitos geomecânicos provenientes da simulação global acoplada. Análises acopladas e multi-escala foram realizadas em dois poços hipotéticos, presentes em um modelo de reservatório com a geometria do Campo de Namorado. Através das ferramentas desenvolvidas nesta Tese, foi possível realizar uma previsão detalhada e precisa do mecanismo que levou os poços avaliados ao colapso. Constatou-se que o caráter dos estados limites observados foi essencialmente tridimensional, bem como dependente da abordagem de acoplamento empregada na simulação global. / [en] The development of petroleum fields affects substantially the geological environment around the reservoir. The geomechanical effects arising from hydrocarbon exploration may present harmful effects on the integrity of the system components, particularly the wells. The aim of this work was to analyze the reservoir development effects over the well integrity, employing fluid-mechanical and multi-scale simulations. For the global analyzes, it was implemented and validated a fluid-mechanic partial coupling configuration, using the reservoir simulation software IMEX and the stress analysis software ABAQUS, based on the coupling methodology developed by the Group of Technology and Petroleum Engineering of PUC-Rio. The theoretical connection between the models of reservoir and wells was established by a multi-scale workflow, which was developed to guide the well integrity analysis due to production effects. In order to optimize the numerical connection between distinct scale models, it was developed a local analysis manager, called APOLLO module, which can include the steps of drilling and completion, as well as the geomechanical effects from the global simulation, in the local simulations. Coupled multi-scale analyzes were performed in two hypothetical wells, present in a reservoir model based on the geometry of the Namorado Field. Through the tools developed in this Thesis, it was possible to perform a detailed and accurate prediction of the mechanism that leads the evaluated wells to the collapse. It was found that the character of the observed limit states was essentially three-dimensional, as well as dependent of the coupling approach employed on the global simulation.

[pt] Nos projetos de engenharia de poço, o conhecimento das pressões é fundamental para o planejamento do poço e otimização do processo construtivo. Em geral, as estimativas de pressão de poros são feitas baseadas em análises unidimensionais de poços de correlação e dependem da experiência do analista responsável. Tais estimativas não contemplam todos os dados de uma região e muitas vezes dados não são bem aproveitados. Neste trabalho, é apresentada uma metodologia para estimativa de pressão de poros tridimensional, onde as propriedades dos poços da mesma região foram extrapoladas para toda área através da ferramenta geoestatística. A partir desta extrapolação, foi possível obter-se perfis sintéticos em qualquer locação dentro da região delimitada com maior confiabilidade, enriquecer a compreensão global da região modelada e finalmente construir um cubo tridimensional de pressão de poros utilizando os modelos de Eaton e Bowers, baseando-se no critério que a região apresenta a mesma tendência de compactação. / [en] The knowledge of pore pressures of rocks is critical to several aspects of petroleum the well design and planning. Usually, in the petroleum industry, estimations are based on 1D analyses of the analogues wells and depend on the professional experience. Moreover, estimations do not consider the whole base data of the field. In this dissertation, is presented a methodology for 3D pore pressure estimation, where well data is calculated for the whole area applying a geostatistical tool to build the 3D properties model. From that, it was possible to make more credible synthetics well logs at any location, enrich the whole area comprehension, and also, to build the pore pressure cube based on Eaton and Bowers pore pressure estimations models.

[pt] Atrelado aos cenários cada vez mais complexos de extração de energia, o estudo de fenômenos acoplados em meios porosos - notadamente térmicos, hidráulicos, químicos e mecânicos - tem se apresentado como essencial na previsão de comportamento de meios geológicos no que diz respeito à disposição de rejeitos radioativos, armazenamento de dióxido de carbono, engenharia de reservatórios geotérmicos e geomecânica de reservatórios. Assim, este trabalho objetiva desenvolver um esquema de acoplamento termo-hidro-mecânico-químico iterativo visando a simulação do armazenamento geológico de dióxido de carbono, empregando um simulador de fluxo composicional (GEM) e um programa de análise de tensões (ABAQUS ou CHRONOS). A idealização das metodologias de acoplamento foi efetuada através dos processos hidro-mecânico, termo-hidro-mecânico e termo-hidro-mecânico-químico, bem como as validações e aplicações em casos reais. Os casos de validação, realizados empregando modelos simplificados monofásicos, apresentaram resultados satisfatórios quanto ao comportamento hidro-mecânico e termo-hidro-mecânico. Adicionalmente às validações, os esquemas termo-hidro-mecânico e termo-hidro-mecânico-químico foram aplicados em dois casos reais de armazenamento de CO2 apresentados na literatura, projeto In Salah (Argélia) e aquífero Utsira (Noruega), respectivamente. De maneira geral, os resultados encontrados, para ambos os casos estudados, representaram acuradamente as respostas encontradas em campo, fato que evidencia a qualidade, robustez e aplicabilidade dos esquemas de acoplamento propostos neste trabalho. / [en] Considering the increasingly complex scenarios of energy extraction, the study of coupled phenomena in porous media - notably thermal, hydraulic, chemical and mechanical - has been considered as essential in order to predict the behavior of geological media with regard to radioactive waste storage, CO2 geological storage, geomechanics of geothermal reservoirs and reservoir geomechanics. Thus, this work aims to develop a thermo-hydro-mechanical-chemical iterative coupling scheme in order to simulate the geological storage of CO2, employing a compositional flow simulator (GEM) and a stress analysis program (ABAQUS or CHRONOS). The idealization of the coupling methodologies was carried out through the processes hydro-mechanical, thermo-hydro-mechanical and thermo-hydro-mechanical-chemical, as well as the validations and applications in real cases. The validation cases, performed employing simplified single-phase models, presented satisfactory results regarding the hydro-mechanical and thermo-hydro-mechanical behaviors. Additionally to the validations, the thermo-hydro-mechanical and thermo-hydro-mechanical-chemical schemes were applied in two real cases of CO2 geological storage reported by the literature, In Salah project (Algeria) and Utsira aquifer (Norway), respectively. In general, the results found, in both cases studied, accurately represented the behavior observed in the field, which in turn highlights the accuracy, robustness and applicability of the coupling schemes proposed in this work.

[pt] Os estudos entre a interação do fluxo de fluido e a deformação do meio poroso têm sido realizados com o objetivo de explicar alguns fenômenos que ocorrem ao longo da produção/injeção de fluidos, e assim obter uma simulação de reservatórios cada vez mais precisa. A solução ideal para o problema é implementar um esquema, onde as leis que governam o fluxo e analise de tensões sejam obedecidas simultaneamente em cada intervalo de tempo. Este trabalho apresenta os resultados de um código (programado em C positivo positivo) que permite acoplar um simulador de fluxo convencional (ECLIPSE) e um programa que permite analisar tensões e deslocamentos (Abaqus /CAE). O objetivo deste trabalho é validar varias soluções para resolver um problema usando os diferentes tipos de acoplamento, que juntamente com uma filosofia empregada nas principais formulações permite dar respostas similares aquelas do acoplamento total. São apresentadas as formas de acoplamento e a formulação empregada em cada um dos esquemas usados. Os resultados obtidos pelos esquemas são comparados em termos de fluxo e tensões e deslocamentos a partir de modelos tridimensionais. / [en] Studies between the interaction of fluid flow and deformation of porous media have been carried out with the aim of explaining some phenomena that occur along the production/injection of fluids, thereby obtaining a more accurate reservoir simulation. The ideal solution for this problem is to implement a scheme where laws governing the flow and stress analysis are met simultaneously at each time interval. This dissertation presents the results of a computer code (programmed in C positive positive) that allows the coupling of a conventional reservoir simulator (ECLIPSE) and a stress-displacement finite element based program (Abaqus /CAE). This work presents the use of various coupling schemes for the solution of a synthetic case, in particular the use of a methodology that generates results very close to the ones predicted from the use of fully coupled methods. The results obtained by the different coupling schemes are compared in terms of fluid pressure, stress and displacement responses for synthetic three-dimensional models.

[pt] O tempo não produtivo (NPT) durante a perfuração de poços de petróleo pode ser responsável pela perda de milhões de dólares em atividades offshore. A má previsão da pressão de poros pode ser uma das responsáveis pelo NPT de um poço ou mesmo sua perda definitiva em campos geologicamente complexos, como em bacias evaporíticas. Nesses campos complexos, os métodos de previsão de pressão de poros convencionais nem sempre são capazes de prever bem a distribuição de pressão de poros, mesmo após a perfuração de número considerável de poços. Este trabalho estuda técnicas alternativas que atendam ao problema de previsão de pressão para esses casos. Para fundamentar os estudos, é apresentada uma revisão sobre os riscos associados à perfuração em bacias evaporíticas e sobre os métodos de previsão de pressão existentes (métodos convencionais, sísmicos, modelagem geológica geomecânica 3D, modelagem pelo método dos elementos finitos e modelagem de bacias). Avaliando os problemas de perfuração nestes campos e as dificuldades de previsão dos métodos convencionais, nota-se que a complexidade imposta pelas consequências da presença do sal pode ser reduzida pelo uso de métodos que considerem a geologia local de forma mais abrangente em seu fluxo de trabalho. Concluiu-se que a modelagem de bacias e a modelagem geológica geomecânica 3D têm forte potencial de aplicação para estes casos. As técnicas, contudo, não tem a previsão de pressão de poros por objetivo principal, mas podem ser aplicadas ou adaptadas para tal fim. Este estudo apresenta adaptações de metodologia e/ou aplicações direcionadas de ambas para fins de previsão de pressão de poros. Para validar as propostas apresentadas, estudos de caso foram desenvolvidos e apresentaram resultados considerados bastante satisfatórios. / [en] The non-productive time (NPT) while drilling oil and gas wells may be responsible for losing millions of dollars, especially in offshore activities. Bad pore pressure predictions may be responsible for large NPT or even the definitive loss of well in geologically complex fields, such as evaporate basins. On these complex fields, the conventional pore pressure prediction methods sometimes are not capable of providing good predictions, even if a considerable number of wells has been already drilled. This thesis studies alternative techniques which may attend for pore pressure prediction in these cases. In order to develop a consistent knowledge about the case, a literature review has been conducted in two ways: to understand what are the risks associated to drilling in evaporate basins; to review what are the available methods for pore pressure prediction (conventional methods, seismic methods, 3D geological and geomechanical modeling, finite element methods and basin modeling). During analyzing geomechanical drilling risks in these sites, and the difficulties found by conventional methods to predict it, it was noted that the complexity imposed by the presence of salt bodies can be reduced by using methods that make a strong use of geological knowledge on their workflow. It has been concluded that basin modeling and 3D geological and geomechanical modeling have a good potential to be applied for this goal. The techniques, nevertheless, do not have pore pressure prediction as their main goal, but can be applied to or adapted for such finality. This work presents some methodology adaptations and/or applications of both of techniques directed to pore pressure prediction goals. In order to validate the presented proposals, case studies has been developed, and their results were considered satisfactory.

[pt] A modelagem de problemas relacionados a geomecânica do reservatório é tradicionalmente realizada por elementos finitos. Para utilizar esse método é preciso que o modelo englobe uma região consideravelmente superior a região em que o reservatório está inserido, além de necessitar imposição condições de contorno. Pensando em reduzir a necessidade de discretização de grandes regiões do maciço rochoso é proposto o método das funções de Green para análise geomecânica. Este método é baseado no uso de soluções analíticas clássicas (solução fundamental de Kelvin, solução fundamental de Melan, por exemplo) como soluções auxiliares para resolver problemas elasticamente heterogêneo e não lineares em meios saturados de fluidos. A não linearidade do material pode ser devido a deformações irreversíveis ou resposta de elasticidade não linear típica da análise 4D. O procedimento de solução geral depende de um método de colocação discreta e uma abordagem iterativa de ponto fixo para construir o campo de deslocamento. Esse método teve sua convergência verificada através de modelos simplificados que possuem solução analítica. Visando o avanço do desempenho computacional do método das funções de Green, foram feitas duas modificações independentes utilizando inteligência artificial. A primeira modificação é baseada na integração de dois conceitos principais: o teorema da reciprocidade e a capacidade de generalização das redes neurais artificiais. O teorema da reciprocidade é usado para formular a expressão matemática que rege o problema geomecânico, que é então discretizado no espaço em elementos inteligentes. O comportamento do campo de deformação dentro desses novos elementos é previsto usando uma rede neural artificial. Para fazer essas previsões, a rede neural usa condições de contorno de deslocamento, propriedades do material e a forma geométrica do elemento como dados de entrada. A segunda modificação consiste na utilização de soluções auxiliares que considerem a heterogeneidade de maciços estratificados. Essas soluções são obtidas através do treinamento de redes neurais artificiais que tem como dado de saída o deslocamento em um determinado ponto do maciço estratificado devido a aplicação de uma força pontual em um ponto no interior desse maciço. Para isso, as redes neurais de deslocamentos necessitam das propriedades elásticas e da espessura de cada camada do maciço bem como das coordenadas de aplicação da força pontual e do ponto onde será avaliado o deslocamento. Ao se utilizar essas soluções fundamentais baseadas em inteligência artificial é possível se obter todo o campo de deslocamentos de um problema heterogêneo e elástico de geomecânica do reservatório bastando apenas discretizar o reservatório. Cada uma das modificações do método da função de Green foi avaliada individualmente e observou-se um ganho de pelo menos 5 vezes no tempo de processo, utilizando o mesmo recurso computacional, quando se compara ao método clássico da função de Green. / [en] The analysis and simulation of problems associated with reservoir geomechanics are traditionally performed using the finite element method. However, to perform this analysis, it is necessary to consider a region much larger than the region in which the reservoir is inserted. This is done so that boundary conditions can be applied in an attempt to mimic the effect of the infinite media surrounding the reservoir. With the aim of reducing the need for discretization of large regions of the massif, a Green s functions approach was proposed for reservoir geomechanical analysis. This method is based on the use of classical analytical solutions (Kelvin s fundamental solution, Melan s fundamental solution, for example) as auxiliary solutions to solve elastically heterogeneous and nonlinear problems in fluid-saturated media. The non-linearity of the material can be due to irreversible deformations or non-linear elasticity response typical of 4D analysis. The general solution procedure relies on a discrete collocation method and an iterative fixed-point approach to build the displacement field. This method´s convergence was verified through simplified models that have analytical solutions. As the reduction in processing time is crucial for decision-makers to act in field applications, two improvements were proposed using artificial intelligence (AI) to reduce processing time of the Green s function approach. The first improvement is based on the generalization ability of artificial neural networks (ANN). Due to this characteristic, it was proposed to discretize the model with a coarse mesh of intelligent elements instead of refined mesh of traditional elements based on polynomials. The behavior of the strain field within these new elements is predicted using an ANN. To make these predictions, the neural network uses displacement boundary conditions, material properties and the geometric shape of the element as input data. The examples comparing the intelligent element approach and the traditional method were performed on a computer with 12 threads of 2,6GHz and 32GB RAM. This comparison showed reductions between five and ten times in CPU time, while maintaining the accuracy of the results. The second improvement consists in the use of auxiliary solutions that consider the heterogeneity of stratified massifs. These solutions are obtained through the training of artificial neural networks that have as output the displacement in a certain point of the stratified massif due to the application of a point load inside the massif. This ANN uses as input data elastic properties and the thickness of each layer of the massif, and of the semi-infinite media, as well as the coordinates of the point load and of the point where the displacement is to be evaluated. The use of the developed ANN-based Green’s function approach only demands the discretization of the reservoir itself, thus avoiding the discretization of other regions of the massif. Furthermore, it is possible to obtain the displacement at any point of the massif due to a pore pressure variation within the reservoir without having to solve for the other points in the massif. These two characteristics increase the efficient of the method in relation to traditional methods, such as the finite element method. A numerical example was performed on a computer with 12 threads of 2,6GHz and 32GB RAM to compare the ANN-based Green’s function approach with the traditional approach. The CPU time to obtain the solution using the ANN-based Green’s function approach was five times smaller than the that required by the traditional approach.

[pt] A Modelagem de Bacias Sedimentares e Sistemas Petrolíferos (BPSM) integra técnicas sofisticadas das disciplinas de geologia, engenharia e desenvolvimento de software, com o objetivo de mitigar os riscos econômicos da atividade de exploração de hidrocarbonetos. Entretanto, ainda que o processo de formação de bacias sedimentares apresente alta complexidade, envolvendo diversos processos geológicos, a técnica empregada majoritariamente em análises numéricas para representar o comportamento tensãodeformação das rochas sedimentares consiste em uma lei empírica desenvolvida pelo geofísico Lawrence F. Athy na década de 1930, fundamentada em uma série de simplificações sobre o problema mecânico. Neste contexto, o presente trabalho avalia a capacidade de modelos constitutivos baseados na mecânica do contínuo: elástico, elastoplástico com superfície de escoamento aberta e elastoplástico com superfície de escoamento fechada de representar o comportamento mecânico de rochas sedimentares associado aos processos de deposição e compactação observados na BPSM, usando os dados do modelo empírico de Athy como referência. Após a investigação inicial, os modelos constitutivos são comparados à solução tradicional (Lei de Athy) na representação de outros processos geológicos (erosão, compressão tectônica e extensão tectônica) usando cenários simplificados, com a finalidade de projetar o impacto desse tipo de representação em uma análise convencional de BPSM. / [en] Basin and Petroleum System Modeling integrates sofisticated techniques from the fields of geology, engineering and software development, aiming to mitigate the economic risks presented in the exploration of hydrocarbons. Even though the formation of sedimentary basins presents a high level of complexity, involving several geological processes, the main technique applied to represent the tension-deformation behavior of sedimentary rocks in numerical analyses is an empirical law developed by geophysicist Lawrence F. Athy in the 1930s, based on a series of simplifications about the mechanical problem. In that context, this work evaluates the capability of constitutive models based on Continuum Mechanics: elastic, elastoplastic with an uncapped yield surface and elastoplastic with a capped yield surface to represent the mechanical behavior of sedimentary rocks associated with the deposition and compaction processes observed in BPSM, using the data from Athy s empirical model as reference. After the initial investigation, the constitutive models are compared to the traditional solution (Athy s Law) in the representation of other geological processes (erosion, tectonic compression and tectonic extension) using simplified scenarios to predict the impact of such models in conventional BPSM analyses.