[pt] Reservatórios de petróleo e gás estruturalmente compartimentados por falhas geológicas selantes são encontrados em diversas regiões do mundo. Durante a fase de explotação, a integridade do selo destas falhas pode ser comprometida pelas deformações decorrentes dos processos de depleção e/ou injeção de fluidos. Estas deformações, em conjunto com as propriedades físicas e geométricas das rochas e falhas presentes, podem alterar significativamente o estado de tensões do maciço rochoso fazendo com que uma falha reative e se torne hidraulicamente condutora. A esse fenômeno estão associados riscos de exsudação, perda de integridade de poços e outros potencias problemas geomecânicos. Na literatura, diversas modelagens numéricas têm sido utilizadas a fim de caracterizar e prever os fenômenos de reativação e/ou abertura de falhas geológicas. A maior parte de estas abordagens faz uso de modelos bidimensionais considerando seções críticas na hipótese de estado plano de deformação. Essas simplificações são adotadas a fim de evitar a complexidade geométrica e o alto custo computacional de uma modelagem tridimensional. No entanto, a configuração tridimensional dos planos de falha pode induzir a reativação em direção a zonas mais críticas do que aquelas contidas numa única seção. Neste trabalho apresenta-se uma metodologia para análise de reativação de falhas geológicas e discute-se a importância do uso dos modelos 3D na previsão do comportamento geomecânico de reservatórios compartimentados por falhas geológicas. São apresentados 3 modelos diferentes. O primeiro exemplo traz um modelo bidimensional apresentado na literatura, faz-se uma comparação dos resultados com representação por meio do elemento de interface, por meio do continuo equivalente e por meio de um elemento solido com fraturas embutidas. O segundo exemplo faz-se um comparativo entre a utilização de elementos quadrilaterais e triangulais para a representação da falha em modelos 3D. Para o terceiro modelo foram realizadas simulações numéricas considerando modelos 2D e 3D em um simulador in-house baseado no método dos elementos finitos. Para a representação do meio continuo foram utilizados elementos quadrilaterais para o caso 2D, e elementos hexaédricos e tetraédricos para o caso 3D. Para a representação das falhas geológicas foram utilizados elementos de interface de espessura nula segundo o critério de ruptura de Mohr-Coulomb. Da comparação dos resultados, constata-se que as análises 2D e 3D forneceram previsões de reativação similares. No entanto, as previsões de pressões de abertura foram distintas em ambos os modelos devido às diferentes trajetórias de migração de fluido. Particularmente em modelos com geometria irregular confirma-se a importância do emprego de modelo 3D. / [en] Oil and gas reservoirs that are structurally compartmented by sealing geological faults are common in several areas around the world. During production, the deformations from the processes of fluid depletion and/or injection can compromise the integrity of the seal of the faults. This deformation, together with the physical and geometrical properties from the rocks and faults can significantly change the stress state. Therefore, it might cause fault reactivation, turning it in a hydraulic conduit. Related to this phenomenon, are the exudation, loss of wellbore integrity and other potential geomechanical problems. There are several numerical modelling techniques available in literature to characterize and predict the reactivation and/or opening of geological faults. In most of these modelling approaches, bi-dimensional models are used for critical sections through the assumption of plane strain conditions. The reason for using 2D models is to avoid the geometrical complexity and the high computational costs associated to three-dimensional modeling. On the other hand, the fault planes in the three-dimensional approach can show fault reactivation in a more critical direction e than the one represented by the bi-dimensional model. In this work, a methodology is presented in order to assess geological fault reactivation. In addition, the importance of using 3D models in the prediction of the geomechanical behavior of reservoirs compartmented by geological faults is discussed. Three different models are presented. The first example is based on a two dimensional model from the literature. A comparison between approaches using interface elements, equivalent continuum elements and solid element with fractures is carried out in the first example. The second example brings a comparison between the quadrilateral and triangular elements to represent faults in a 3D model. In addition, an analysis was carried out considering 2D and 3D models using an in house software based on the finite element method. To simulate the continuum medium, quadrilateral elements are used in the 2D case and in the 3D case hexahedral and tetrahedral elements are employed. In addition, to represent the geological faults, interface elements with zero thickness are used in association with the Mohr-Coulomb failure criterion. In the case study, predictions of fault reactivation were similar in the 2D and 3D models. However, fault opening pressures were different in both models, due to the 3D fluid migration path. It also confirmed the importance of using 3D models when simulating irregular geometries.

[pt] No Brasil, a partir de Março de 2006 com a constatação de indícios de gás e condensado de óleo na Locação Paraty (poço 1-RJS-617D do bloco BM-S-10) e poucos meses depois, em Agosto, com a descoberta da acumulação de óleo (poço 1-RJS-628A do bloco BM-S-11, pioneiro da área atualmente declarada como LULA) nos reservatórios carbonáticos de idade Aptiana e localizados na camada Sub-Sal da Bacia de Santos, estes reservatórios adquiriram importância estratégica para o desenvolvimento econômico e tecnológico do Brasil. A pesquisa realizada neste projeto visa desenvolver metodologia para estimativa de cenários 3D de propriedades mecânicas elásticas estáticas de deformabilidade: módulo de elasticidade e coeficiente de Poisson e do fator de acoplamento fluído-mecânico: coeficiente de Biot-Willis, integradas ao dado sísmico e que destinam-se a alimentar simulador mecânico, mitigando incertezas e riscos econômicos e de SMS ao longo da vida produtiva dos diversos campos do PPSBS. O pioneirismo do presente estudo encontra-se em: (I) realização de inversão sísmica determinística CSSI (constrained sparse spike) baseada em modelo inicial de Impedância-P ao longo de toda a sequência estratigráfica da Bacia de Santos: Pós-Sal, Sal e Pré-Sal considerando o efeito do soterramento em dado sísmico 0-offset cedido pela ANP (Agência Nacional do Petróleo), (II) desenvolvimento de Modelo de Física de Rochas (MFR) para toda a sessão estratigráfica da Bacia de Santos, com base em perfis de poços cedidos pela ANP e furos geotécnicos, para estimativa das propriedades mecânicas elásticas dinâmicas a partir da Impedância-P obtida na inversão sísmica e (III) realização de ensaios mecânicos simultâneos em análogo mecânico (bloco de travertino romano) da camada Pré-Sal da Bacia de Santos para determinação de relação de equivalência estático vs. dinâmico, como também emprego de mais duas relações de equivalência estático vs. dinâmico advindas de trabalhos científicos totalizando três cenários de propriedades mecânicas de deformabilidade estáticas e de coeficiente de Biot-Willis. Como resultado foi constatado que os três cenários 3D de propriedades mecânicas elásticas estáticas de deformabilidade e coeficiente de Biot-Willis, herdaram o nível de detalhamento da sísmica HD (High Definition) empregada, a saber: resolução vertical de aproximadamente 35m e resolução horizontal de aproximadamente 600m. Ao comparar o mais rígido dos três cenários com o menos rígido deles, observou-se que o módulo de elasticidade estático chega a variar até 35 por cento, o coeficiente de poisson estático chega a variar até 22 por cento e o coeficiente de acoplamento fluídomecânico de Biot-Willis chega a variar até 8 por cento, sendo que a maior variação está especialmente nos carbonatos do Pré-Sal de idade Aptiana, nos carbonatos do Pós- Sal de idade Albiana e nos arenitos do Pós-Sal do Paleógeno e Cretáceo Superior. / [en] In Brazil, in March 2006, with evidence of gas and oil condensate in the Paraty location (well 1-RJS-617D of block BM-S-10) and a few months later, in August, with the discovery of oil accumulation (well 1-RJS-628A of the block BMS- 11, pioneer of the area currently declared as LULA) in the Aptian-age carbonate reservoirs and located in the Sub-Salt layer of the Santos Basin, these reservoirs have acquired relevance for the economic and technological development of Brazil. The research carried out in this project aims to develop methodology for estimating 3D scenarios of static elastic mechanical properties of deformability: modulus of elasticity and Poisson s coefficient and the fluid-mechanical coupling factor: Biot- Willis coefficient, integrated to the seismic data and destined to feed mechanical simulator, mitigating uncertainties and economic and SMS risks throughout the productive life of the various PPSBS deposits. The pioneerism of the present study is: (I) performing deterministic CSSI (constrained sparse spike) seismic inversion based on the initial P-Impedance model throughout stratigraphic sequence of the Santos Basin: Post-Salt, Salt and Pre-Salt taking into account burial depth effect on the seismic trace, (II) development of Rock Physics Models (RFM) for the entire stratigraphic column of the Santos Basin, based on well logs and geotechnical holes, in order to estimate the dynamic elastic mechanical properties from the PImpedance obtained in the seismic inversion and (III) realization of simultaneous mechanical tests on mechanical analogue rock (Roman Travertine block) of Santos Basin Pre-Salt layer to determine static vs. dynamic relation, as well as using two static vs. dynamic relations from scientific studies to build three scenarios of static elastic mechanical properties of deformability and Biot-Willis coeficient. As a result, it was verified that the three 3D scenarios of static elastic mechanical properties of deformability, as well as, Biot-Willis coeficient inherited the level of detail of the HD (High Definition) used seismic, that is: vertical resolution of approximately 35m and horizontal resolution of approximately 600m. When comparing the most rigid of the three scenarios with the least rigid, it is observed that the static elasticity modulus vary up to 35 percent, static poisson s ratio vary up to 22 percent and the Biot-Willis coefficient variy up to 15 percent. The greater variation is especially in the carbonates of the Pre-Salt of Aptian age, in the carbonates of the Post-Salt of Albian age and in the sands of the Pos-Salt of Paleogeno and Upper Cretaceous.

[pt] A estabilidade de poços através de zonas de sal é um aspecto relevante em ambientes de perfuração offshore no Brasil. O fluxo convencional no planejamento de um poço de petróleo não reconhece a natureza complexa do estado de tensões in-situ em torno destes corpos de sal. Portanto, é necessária uma avaliação fiável das tensões in-situ considerando tanto a escala de campo (global) quanto as principais estruturas presentes no overburden. Neste trabalho, a análise de estabilidade de poços é realizada em três etapas. Primeiro, é realizada uma análise numérica a escala global para avaliar as tensões in-situ considerando a geometria de um corpo de sal. A seguir, são introduzidas as tensões in-situ em um modelo local, chamado subestrutura, através de duas técnicas de transferência de tensões propostas, denominadas as técnicas do Inverso Ponderado da Distância (IPD) e do Gradiente de Tensões (GT). O termo subestrutura é definido como uma linha curva no espaço composta por um conjunto de pontos, se assemelhando a uma seção ou trajetória completa de um poço. Finalmente, a janela operacional do poço é calculada acoplando os resultados de tensões da modelagem numérica com equações elásticas. Neste trabalho as técnicas IPD e GT são também utilizadas para transferir tensões em submodelos localizados dentro de um modelo global, visando realizar futuros estudos de submodelagem de estabilidade de poços. O termo submodelo consiste em uma malha de elementos finitos de um tamanho menor e um refinamento maior em relação ao modelo global. / [en] Wellbore Stability drilling through salt zones is an important current endeavor in many areas offshore of Brazil. The conventional well design workflow does not recognize the complex nature of the stress field near these salt bodies. Therefore, a reliable assessment of the in-situ stresses must be carried out considering a field (global) scale of the problem and the presence of major structures in the overburden. The proposed stability analysis is carried out in three stages. Firstly, a global finite element analysis is employed to evaluate the in-situ stresses at a global scale considering the geometry of a salt body. Secondly, the global scale in-situ stresses are introduced in a local model, that we call substructure, by using two proposed stress transfer techniques called the Inverse Distance Weighted Technique (IDWT) and the Stress Gradient Technique (SGT). We define Substructure as a set of points forming a section or a complete trajectory of an oil well. Finally, optimal mud weights are calculated combining numerical stress results with analytical elastic equations. These two stress transfer techniques are also proposed to be used to transfer stresses to submodels inside a global model domain for submodeling wellbore stability purposes. The term submodel is defined as a finite element mesh with a smaller size relative to the size of the global model.

[pt] As reservas de óleos pesados têm obtido grande importância devido à diminuição das reservas de óleos leves e ao aumento dos preços do petróleo. Porém, precisa-se de aumentar a viscosidades destes óleos pesados para que possam fluir até superfície. Para reduzir a viscosidade foi escolhida a técnica de recuperação térmica SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) pelos seus altos valores de recobro. A redução da viscosidade é atingida pela transmissão de calor ao óleo pela injeção de vapor, porém uma parte deste calor é transmitida à rocha. Esta transmissão de calor junto com a produção de óleo geram uma variação no estado de tensões no reservatório o que por sua vez geram fenômenos geomecânicos. Os simuladores convencionais avaliam de uma forma muito simplificada estes fenômenos geomecânicos, o que faz necessários uma abordagem mais apropriada que acople o escoamento dos hidrocarbonetos e a transmissão de calor com a deformação da rocha. As mudanças no reservatório, especialmente a variação da saturação, afetam as propriedades sísmicas da rocha, as quais podem ser monitoradas para acompanhar o avanço da frente de vapor. A simulação fluxo-térmica-composicional-geomecânica é integrada à sísmica de monitoramento 4D da injeção de vapor (a través da física de rochas). Existe uma grande base de dados, integrada por propriedades dos fluidos do reservatório (PVT) (usado no arquivo de entrada de simulação de fluxo) e uma campanha de mecânica das rochas. Foram simulados vários cenários geomecânicos considerando a plasticidade e variação da permeabilidade. Foram avaliadas várias repostas geomecânicas e de propriedades de fluidos no pico de pressão e final do processo SAGD. A resposta geomecânica pode ser observada, porém foi minimizada devido à baixa pressão de injeção, sendo o mecanismo de transmissão de calor um fator importante na produção de óleo (pela redução da viscosidade) e a separação vertical entre poços. Foi também significativa à contribuição da plasticidade no aumento da produção de hidrocarbonetos. A impedância acústica foi calculada usando a Equação de substituição de fluidos de Gassmann. Os sismogramas sintéticos de incidência normal (para monitorar o avanço da frente o câmara de vapor) mostraram a área afetada pela injeção de vapor, porém com pouca variação devida principalmente à rigidez da rocha. / [en] The heavy oil reserves have gained importance due to the decreasing of the present light oil reserves. Although it is necessary to reduce the oil viscosity and makes it flows to surface. For its high recovery factor the SAGD (Steam Assited Gravity Drainage) thermal process was selected. The viscosity reduction is achieved by heat transfer from steam to oil, but some part of this heat goes to rock frame. This heat transfer together with oil production change the initial in-situ stress field what creates geomechanical effects. The conventional flux simulators have a very simplified approach of geomechanical effects, so it is necessary to consider a more suitable approach that considers the coupling between oil flux and heat transfer with rock deformation. The changes within the reservoir, specially the saturation change, affect the seismical rock properties which can be used to monitor the steam chamber growth. The flux-thermal geomechanics is integrated to steam chamber monitoring 4D seismic (through the rock physics). There is a great data base, integrated by reservoir fluid properties (PVT) (used in reservoir simulation dataset) and a rock mechanics campaign. Several scenaries were simulated considering the plasticity and permeability variation. Several geomechanical responses and flux properties at peak pressure and end of SAGD process were evaluated. The geomechanical response can be observed, but was minimized due to low steam injection pressure, being the heat transfer an important in oil production (for the viscosity reduction) and the vertical well separation, too. The plasticity has a significant contribution in the increment of oil production. Acoustic impedance was calculated by using Gassmann fluid substitution approach. 2D Synthetic seismograms, normal incidence (to monitor the steam camera front advance), showed the area affected by steam injection, but with little variation due principally to rock stiffness.