[pt] Todos os reservatórios de petróleo apresentam algum grau de fraturamento. Muitas vezes, a presença de fraturas afeta de forma significativa o fluxo dos fluidos nele contidos, seja por incrementarem a permeabilidade do meio, criando caminhos preferenciais de escoamento, seja por imporem algum tipo de barreira ao fluxo. Quando submetidos à injeção de água, reservatórios naturalmente fraturados podem apresentar graves problemas de produção prematura de água e baixíssimas eficiências de varrido. Os estudos realizados neste trabalho procuraram contribuir para o melhor entendimento dos processos de recuperação envolvidos na produção de reservatórios fraturados, bem como o impacto de cada um dos principais parâmetros que condicionam o fluxo no meio poroso fraturado. Foi realizada, ainda, uma análise de possíveis estratégias de drenagem para esse tipo de reservatório. Por fim, foram realizadas simulações para estudar possíveis ganhos da injeção de emulsão de óleo em água, como método de recuperação, em comparação com a injeção de água. / [en] All oil reservoirs have some degree of fracturing. Often, the presence of fractures affects significantly the flow of the fluids contained in the reservoir, increasing the permeability and creating preferential flow paths or by imposing some barrier to the flow. When subjected to waterflooding, naturally fractured reservoirs may have serious problems like early production of water or very low swept efficiencies. The analyses conducted in this study contemplated the understanding of recovery processes involved in the production of fractured reservoirs and the impact of each of the main parameters that influence the flow in fractured porous media. Also, an analysis of possible draining strategies for this type of reservoir was performed. Finally, simulations were performed to study the possible gains of emulsion injection, as a recovery method, compared with water injection.

[pt] O problema tratado nesta dissertação consiste em modelar reservatórios fluviais utilizando modelos geoestatísticos baseados em objetos. Este trabalho propõe um modelo baseado em objetos para sistemas fluviais que simula, conforme dados observados, duas das principais faces associadas aos reservatórios fluviais: o canal e o espraiamento de crevasse. O modelo proposto realiza uma simulação com condicionantes baseado na técnica Simulated Annealing. / [en] The problem addressed in this work is to model fluvial reservoirs using geostatistical model based on objects. This work aims to create an object-based model for fluvial systems which simulates, given some observed data, two of the principal facies associated to the fluvial reservoirs: the channel sand and crevasse splay sand. Also, it applies a simulation with constraints based on the Simulated Annealing approach.

Sabe-se que a formação de reservatórios altera a qualidade e a quantidade da água de montante e jusante e que a direção e a magnitude das alterações dependem de suas características construtivas, operacionais, morfométricas, bem como do regime hidrológico e climático da região. Porém, a maior parte deste conhecimento foi fundamentada em pesquisas de reservatórios com grande capacidade de regularização, que fazem parte da realidade do Pantanal, uma região que vem sendo impactada por um número cada vez maior de reservatórios com pequena capacidade de regularização, levantando questionamentos sobre seus possíveis efeitos no funcionamento da planície de inundação. Sendo assim, este trabalho procurou (i) identificar qual o fator chave determinante no processo de estratificação e mistura vertical do reservatório e se este pode influenciar na qualidade da água; (ii) avaliar os efeitos da formação e operação do reservatório na alteração da qualidade da água de montante e jusante e (iii) avaliar os efeitos da operação do reservatório na alteração do regime hidrológico de jusante, além de propor os limites preventivos para a sustentabilidade. O estudo foi desenvolvido no reservatório de Ponte de Pedra, localizado no rio Correntes, divisa dos estados de Mato Grasso e Mato Grosso do Sul (Centro Oeste do Brail), na fronteira entre o Pantanal e o Planalto. O reservatório apresentou prolongado período de estratificação vertical (mistura no inverno) dos parâmetros físicos e químicos da água nas partes médias e profundas, mantendo-se homogêneo na parte superior, onde se encontra a captação, não alterando as características da água de jusante. Entre os fatores analisados, o vento foi o único fator que influenciou significativamente a estrutura vertical da qualidade da água sendo beneficiada pelas características morfométricas e construtivas do reservatório. Longitudinalmente, a formação do reservatório alterou significativamente quatro dos dez parâmetros analisados, com redução média de 38% da turbidez, 28% do fósforo total, 23% dos sólidos totais e 14% do nitrato. Destes, apenas a turbidez e o nitrato foram afetados pelo controle operacional do tempo de retenção hidráulica. Em relação à alteração dos parâmetros do regime hidrológico anual, dos 31 analisados, os parâmetros de vazões mínimas de curta duração (1, 3 e 7 dias), vazões máximas de 90 dias e o número de pulsos baixos e altos foram significativamente alterados pela operação do reservatório. Destes, a vazão máxima de 90 dias e o número de pulsos altos resumem os impactos, e podem ser utilizados como parâmetros alvos para restauração e conservação do regime hidrológico. As vazões sazonais também foram significativamente alteradas, com maior impacto na estação seca (inverno). Com base na variabilidade natural do rio, foram propostos os limites preventivos para a sustentabilidade, com alterações diárias permitidas de ±18% no inverno, ±24% na primavera e ±22% no verão e outono, aplicados sobre a vazão natural. De maneira geral, as alterações na qualidade da água e no regime hidrológico provocado pela formação e operação do reservatório foram consideradas baixas, tanto em número de parâmetros alterados quanto nas magnitudes das alterações, e estas foram atribuídas às baixas concentrações de partículas e nutrientes na bacia, ao sistema de captação superficial, o curto tempo de retenção hidráulica, pequena capacidade de regularização associadas à sazonalidade no regime de chuvas e ventos na região, que limitam manobras operacionais para a maximização da eficiência energética. / The formation of reservoirs changes the quality and quantity of water, both upstream and downstream, and the direction and magnitude of such changes depend on their characteristics of construction, operation, morphometry, as well as hydrological regime and climate of the region. However, much of this knowledge was based on large reservoirs, which is not the reality of the Pantanal, an area that is being impacted by a growing number of reservoirs with low capacity for regularization, raising questions about possible effects on the floodplain functioning. In this way, this study aimed (i) to identify the key factor in the process of stratification and vertical mixing of the reservoir, and whether this can influence the water quality, (ii) to evaluate the effects of the reservoir formation and operation on the quality of water upstream and downstream of the reservoir, and (iii) to examine the effects of the reservoir operation on the downstream hydrological regime, in addition to propose preventive limits for sustainability. The study was conducted at Ponte de Pedra Reservoir, located on the Correntes river, the motto between the states of Mato Grasso and Mato Grosso do Sul (Central West Brazil), on the border between the Plateau and the Pantanal. The reservoir had an extended period of vertical stratification (mixture in the winter) of physical and chemical water parameters in the medium and deep parts of the water column, being homogeneous in the upper part where the water is capitation, without changing the characteristics of the downstream water. Among the factors analyzed, the wind was the only factor that significantly influenced the vertical structure of the water quality, favored by morphometric and constructive characteristics of the reservoir. Along the longitudinal axis, the reservoir formation significantly altered the turbidity and concentrations of total phosphorus, total solids, and nitrate, with mean reduction of 38, 28, 23 and 14% of their values. Among these, only turbidity and nitrate were affected by the operational control of the hydraulic retention time. In relation to the change in parameters of the annual hydrological regime, parameters of short-term minimum flows (1, 3 and 7 days), maximum flows of 90 days and the number of low and high pulses were significantly modified by the reservoir operation. Of these, the maximum flow of 90 days and the number of high pulses have summarized the impacts, and can be used as target parameters for restoration and conservation of the hydrological regime. Seasonal flows were also significantly altered, with the greatest impact in the dry season (winter). Based on the natural variability of the river, it was proposed preventive limits for sustainability, with permitted daily changes of ±18% in winter, ±24% in spring and ±22% in summer and autumn applied on the natural flow. In general, changes in water quality and hydrological regime caused by the reservoir formation and operation were considered low, both in number of altered parameters as magnitudes of such changes, and these characteristics were ascribed to low concentrations of particles and nutrients in the basin, to the surface capitation system, short hydraulic retention time, low capacity of regularization associated with the seasonality of the regime of rainfall and wind in the region, limiting operational maneuvers for maximizing the energy efficiency.

Sabe-se que a formação de reservatórios altera a qualidade e a quantidade da água de montante e jusante e que a direção e a magnitude das alterações dependem de suas características construtivas, operacionais, morfométricas, bem como do regime hidrológico e climático da região. Porém, a maior parte deste conhecimento foi fundamentada em pesquisas de reservatórios com grande capacidade de regularização, que fazem parte da realidade do Pantanal, uma região que vem sendo impactada por um número cada vez maior de reservatórios com pequena capacidade de regularização, levantando questionamentos sobre seus possíveis efeitos no funcionamento da planície de inundação. Sendo assim, este trabalho procurou (i) identificar qual o fator chave determinante no processo de estratificação e mistura vertical do reservatório e se este pode influenciar na qualidade da água; (ii) avaliar os efeitos da formação e operação do reservatório na alteração da qualidade da água de montante e jusante e (iii) avaliar os efeitos da operação do reservatório na alteração do regime hidrológico de jusante, além de propor os limites preventivos para a sustentabilidade. O estudo foi desenvolvido no reservatório de Ponte de Pedra, localizado no rio Correntes, divisa dos estados de Mato Grasso e Mato Grosso do Sul (Centro Oeste do Brail), na fronteira entre o Pantanal e o Planalto. O reservatório apresentou prolongado período de estratificação vertical (mistura no inverno) dos parâmetros físicos e químicos da água nas partes médias e profundas, mantendo-se homogêneo na parte superior, onde se encontra a captação, não alterando as características da água de jusante. Entre os fatores analisados, o vento foi o único fator que influenciou significativamente a estrutura vertical da qualidade da água sendo beneficiada pelas características morfométricas e construtivas do reservatório. Longitudinalmente, a formação do reservatório alterou significativamente quatro dos dez parâmetros analisados, com redução média de 38% da turbidez, 28% do fósforo total, 23% dos sólidos totais e 14% do nitrato. Destes, apenas a turbidez e o nitrato foram afetados pelo controle operacional do tempo de retenção hidráulica. Em relação à alteração dos parâmetros do regime hidrológico anual, dos 31 analisados, os parâmetros de vazões mínimas de curta duração (1, 3 e 7 dias), vazões máximas de 90 dias e o número de pulsos baixos e altos foram significativamente alterados pela operação do reservatório. Destes, a vazão máxima de 90 dias e o número de pulsos altos resumem os impactos, e podem ser utilizados como parâmetros alvos para restauração e conservação do regime hidrológico. As vazões sazonais também foram significativamente alteradas, com maior impacto na estação seca (inverno). Com base na variabilidade natural do rio, foram propostos os limites preventivos para a sustentabilidade, com alterações diárias permitidas de ±18% no inverno, ±24% na primavera e ±22% no verão e outono, aplicados sobre a vazão natural. De maneira geral, as alterações na qualidade da água e no regime hidrológico provocado pela formação e operação do reservatório foram consideradas baixas, tanto em número de parâmetros alterados quanto nas magnitudes das alterações, e estas foram atribuídas às baixas concentrações de partículas e nutrientes na bacia, ao sistema de captação superficial, o curto tempo de retenção hidráulica, pequena capacidade de regularização associadas à sazonalidade no regime de chuvas e ventos na região, que limitam manobras operacionais para a maximização da eficiência energética. / The formation of reservoirs changes the quality and quantity of water, both upstream and downstream, and the direction and magnitude of such changes depend on their characteristics of construction, operation, morphometry, as well as hydrological regime and climate of the region. However, much of this knowledge was based on large reservoirs, which is not the reality of the Pantanal, an area that is being impacted by a growing number of reservoirs with low capacity for regularization, raising questions about possible effects on the floodplain functioning. In this way, this study aimed (i) to identify the key factor in the process of stratification and vertical mixing of the reservoir, and whether this can influence the water quality, (ii) to evaluate the effects of the reservoir formation and operation on the quality of water upstream and downstream of the reservoir, and (iii) to examine the effects of the reservoir operation on the downstream hydrological regime, in addition to propose preventive limits for sustainability. The study was conducted at Ponte de Pedra Reservoir, located on the Correntes river, the motto between the states of Mato Grasso and Mato Grosso do Sul (Central West Brazil), on the border between the Plateau and the Pantanal. The reservoir had an extended period of vertical stratification (mixture in the winter) of physical and chemical water parameters in the medium and deep parts of the water column, being homogeneous in the upper part where the water is capitation, without changing the characteristics of the downstream water. Among the factors analyzed, the wind was the only factor that significantly influenced the vertical structure of the water quality, favored by morphometric and constructive characteristics of the reservoir. Along the longitudinal axis, the reservoir formation significantly altered the turbidity and concentrations of total phosphorus, total solids, and nitrate, with mean reduction of 38, 28, 23 and 14% of their values. Among these, only turbidity and nitrate were affected by the operational control of the hydraulic retention time. In relation to the change in parameters of the annual hydrological regime, parameters of short-term minimum flows (1, 3 and 7 days), maximum flows of 90 days and the number of low and high pulses were significantly modified by the reservoir operation. Of these, the maximum flow of 90 days and the number of high pulses have summarized the impacts, and can be used as target parameters for restoration and conservation of the hydrological regime. Seasonal flows were also significantly altered, with the greatest impact in the dry season (winter). Based on the natural variability of the river, it was proposed preventive limits for sustainability, with permitted daily changes of ±18% in winter, ±24% in spring and ±22% in summer and autumn applied on the natural flow. In general, changes in water quality and hydrological regime caused by the reservoir formation and operation were considered low, both in number of altered parameters as magnitudes of such changes, and these characteristics were ascribed to low concentrations of particles and nutrients in the basin, to the surface capitation system, short hydraulic retention time, low capacity of regularization associated with the seasonality of the regime of rainfall and wind in the region, limiting operational maneuvers for maximizing the energy efficiency.

Sabe-se que a formação de reservatórios altera a qualidade e a quantidade da água de montante e jusante e que a direção e a magnitude das alterações dependem de suas características construtivas, operacionais, morfométricas, bem como do regime hidrológico e climático da região. Porém, a maior parte deste conhecimento foi fundamentada em pesquisas de reservatórios com grande capacidade de regularização, que fazem parte da realidade do Pantanal, uma região que vem sendo impactada por um número cada vez maior de reservatórios com pequena capacidade de regularização, levantando questionamentos sobre seus possíveis efeitos no funcionamento da planície de inundação. Sendo assim, este trabalho procurou (i) identificar qual o fator chave determinante no processo de estratificação e mistura vertical do reservatório e se este pode influenciar na qualidade da água; (ii) avaliar os efeitos da formação e operação do reservatório na alteração da qualidade da água de montante e jusante e (iii) avaliar os efeitos da operação do reservatório na alteração do regime hidrológico de jusante, além de propor os limites preventivos para a sustentabilidade. O estudo foi desenvolvido no reservatório de Ponte de Pedra, localizado no rio Correntes, divisa dos estados de Mato Grasso e Mato Grosso do Sul (Centro Oeste do Brail), na fronteira entre o Pantanal e o Planalto. O reservatório apresentou prolongado período de estratificação vertical (mistura no inverno) dos parâmetros físicos e químicos da água nas partes médias e profundas, mantendo-se homogêneo na parte superior, onde se encontra a captação, não alterando as características da água de jusante. Entre os fatores analisados, o vento foi o único fator que influenciou significativamente a estrutura vertical da qualidade da água sendo beneficiada pelas características morfométricas e construtivas do reservatório. Longitudinalmente, a formação do reservatório alterou significativamente quatro dos dez parâmetros analisados, com redução média de 38% da turbidez, 28% do fósforo total, 23% dos sólidos totais e 14% do nitrato. Destes, apenas a turbidez e o nitrato foram afetados pelo controle operacional do tempo de retenção hidráulica. Em relação à alteração dos parâmetros do regime hidrológico anual, dos 31 analisados, os parâmetros de vazões mínimas de curta duração (1, 3 e 7 dias), vazões máximas de 90 dias e o número de pulsos baixos e altos foram significativamente alterados pela operação do reservatório. Destes, a vazão máxima de 90 dias e o número de pulsos altos resumem os impactos, e podem ser utilizados como parâmetros alvos para restauração e conservação do regime hidrológico. As vazões sazonais também foram significativamente alteradas, com maior impacto na estação seca (inverno). Com base na variabilidade natural do rio, foram propostos os limites preventivos para a sustentabilidade, com alterações diárias permitidas de ±18% no inverno, ±24% na primavera e ±22% no verão e outono, aplicados sobre a vazão natural. De maneira geral, as alterações na qualidade da água e no regime hidrológico provocado pela formação e operação do reservatório foram consideradas baixas, tanto em número de parâmetros alterados quanto nas magnitudes das alterações, e estas foram atribuídas às baixas concentrações de partículas e nutrientes na bacia, ao sistema de captação superficial, o curto tempo de retenção hidráulica, pequena capacidade de regularização associadas à sazonalidade no regime de chuvas e ventos na região, que limitam manobras operacionais para a maximização da eficiência energética. / The formation of reservoirs changes the quality and quantity of water, both upstream and downstream, and the direction and magnitude of such changes depend on their characteristics of construction, operation, morphometry, as well as hydrological regime and climate of the region. However, much of this knowledge was based on large reservoirs, which is not the reality of the Pantanal, an area that is being impacted by a growing number of reservoirs with low capacity for regularization, raising questions about possible effects on the floodplain functioning. In this way, this study aimed (i) to identify the key factor in the process of stratification and vertical mixing of the reservoir, and whether this can influence the water quality, (ii) to evaluate the effects of the reservoir formation and operation on the quality of water upstream and downstream of the reservoir, and (iii) to examine the effects of the reservoir operation on the downstream hydrological regime, in addition to propose preventive limits for sustainability. The study was conducted at Ponte de Pedra Reservoir, located on the Correntes river, the motto between the states of Mato Grasso and Mato Grosso do Sul (Central West Brazil), on the border between the Plateau and the Pantanal. The reservoir had an extended period of vertical stratification (mixture in the winter) of physical and chemical water parameters in the medium and deep parts of the water column, being homogeneous in the upper part where the water is capitation, without changing the characteristics of the downstream water. Among the factors analyzed, the wind was the only factor that significantly influenced the vertical structure of the water quality, favored by morphometric and constructive characteristics of the reservoir. Along the longitudinal axis, the reservoir formation significantly altered the turbidity and concentrations of total phosphorus, total solids, and nitrate, with mean reduction of 38, 28, 23 and 14% of their values. Among these, only turbidity and nitrate were affected by the operational control of the hydraulic retention time. In relation to the change in parameters of the annual hydrological regime, parameters of short-term minimum flows (1, 3 and 7 days), maximum flows of 90 days and the number of low and high pulses were significantly modified by the reservoir operation. Of these, the maximum flow of 90 days and the number of high pulses have summarized the impacts, and can be used as target parameters for restoration and conservation of the hydrological regime. Seasonal flows were also significantly altered, with the greatest impact in the dry season (winter). Based on the natural variability of the river, it was proposed preventive limits for sustainability, with permitted daily changes of ±18% in winter, ±24% in spring and ±22% in summer and autumn applied on the natural flow. In general, changes in water quality and hydrological regime caused by the reservoir formation and operation were considered low, both in number of altered parameters as magnitudes of such changes, and these characteristics were ascribed to low concentrations of particles and nutrients in the basin, to the surface capitation system, short hydraulic retention time, low capacity of regularization associated with the seasonality of the regime of rainfall and wind in the region, limiting operational maneuvers for maximizing the energy efficiency.

[pt] Tradicionalmente, os testes de formação em poços de petróleo buscam caracterizar o campo de permeabilidades a partir da interpretação dos transientes de pressão (PTA) nos períodos de fluxo e estática baseados em modelos isotérmicos de escoamento em meios porosos. Com o avanço da instrumentação dos testes, registros mais precisos de temperatura passaram a estar disponíveis e fomentaram a pesquisa baseada em modelos não isotérmicos que possibilitaram a análise a partir dos transientes de temperatura (TTA). Além da caracterização de parâmetros do reservatório como permeabilidade e porosidade com a interpretação dos transientes de temperatura, os dados de pressão obtidos a partir de um modelo não isotérmico representa de forma mais fidedigna o fenômeno físico sobretudo quando os testes são submetidos a maiores diferenciais de pressão. Este trabalho consiste no desenvolvimento de um simulador para teste de formação que considera a modelagem não isotérmica de reservatório unidimensional radial acoplado a um poço produtor e na utilização deste simulador, associado a métodos de otimização multivariável, para resolução do problema inverso da caracterização de parâmetros do reservatório. Alguns métodos de otimização foram testados e o algoritmo do Simplex de Nelder-Mead apresentou melhor eficácia. Foram estabelecidos três tipos de problemas e utilizados em três casos hipotéticos considerando inclusive a imposição artificial de ruídos nos sinais de pressão e temperatura utilizados para resolução do problema inverso. / [en] Traditionally, oil well formation tests aim to characterize the reservoir permeability field from pressure transient analysis (PTA) of drawdown and build up based on isothermal flow models in porous media. With the advancement of well test instrumentation, more accurate temperature records became available and have encouraged researches based on non-isothermal models that made possible the temperature transient analysis (TTA). In addition to the characterization of reservoir parameters such as permeability and porosity by TTA, the pressure data obtained from a non-isothermal model represent better the physical phenomenon, especially when the tests are subjected to greater drawdowns. This work consists in the development of a simulator for formation test that considers non-isothermal modeling of a unidimensional radial reservoir coupled to a production well and in the use of this simulator, associated with multivariable optimization methods, to solve the inverse problem of reservoir parameters characterization. Some optimization methods were tested and the Nelder-Mead Simplex algorithm presented better efficiency. Three types of problems were established and used in three hypothetical cases, including artificially imposed noise in pressure and temperature signals used to solve the inverse problem.

[pt] Nesta dissertação é apresentado um estudo comparativo entre dois métodos de descrição do escoamento de fluidos em meios porosos heterogêneos e compostos de elementos arquiteturais de permoporosidade elevada, chamados fraturas e carstes. Fraturas são descontinuidades nas formações desencadeadas por tensão mecânica e carstes são espaços vazios na rocha formados por dissolução. Ambos são característicos das rochas carbonáticas do Pré-Sal, principais reservatórios produtores de petróleo do Brasil. A presença destes elementos traz grande dificuldade de caracterização e, por consequência, introduz grande incerteza nas curvas de produção previstas para cada campo. Os simuladores numéricos em diferenças finitas de Engenharia de Reservatórios, responsáveis pela geração destas curvas, representam de forma aproximada o escoamento nos espaços vazios da rocha devido à formulação aplicada. Além disso, devido à escala de quilômetros de extensão em que normalmente são utilizados, usam células que incluem os três meios (matriz porosa, carste e fratura), cujas escalas são menores que a de cada célula. Nesta dissertação, busca-se entender a equivalência entre simuladores numéricos black oil e o modelo de Brinkman, ainda não utilizado amplamente, que é um modelo físico constituído por equações que representam mais fielmente o escoamento, tanto na matriz porosa, quanto nas regiões de altíssima porosidade e nas fronteiras entre elas. Para esse objetivo, foi desenvolvido um simulador de Brinkman de fluxo monofásico em duas dimensões e capaz de representar o regime não permanente, utilizando o método dos elementos finitos para resolução das equações diferenciais. Os comportamentos não permanente e permanente do simulador criado foram validados por meio de exemplos da literatura. Os valores obtidos para a propagação da pressão e velocidade de fluxo foram comparados com os de um simulador numérico black oil na reprodução do escoamento em camadas selecionadas do modelo do carbonato do Lajedo Arapuá. Foram realizados estudos com modelos de duplo contínuo (que representam, através de parâmetros específicos, o fluxo na matriz porosa e nas fraturas, com um termo de transferência entre eles) buscando, através da variação da permeabilidade efetiva da fratura e do fator de forma, convergência aos resultados do modelo de contínuo único de referência, selecionado após análise dos resultados comparativos com Brinkman. Os resultados mostraram pouca variação entre os resultados dos métodos em cenários nos quais o sistema cárstico é composto por vugs dispersos e desconectados, enquanto que carstes em forma de condutos e com configurações complexas causam alterações na propagação da onda de pressão e nas velocidades de fluxo entre os modelos, principalmente em cenários com valores de permeabilidade mais próximos entre carste e matriz porosa na simulação black oil. A análise em duplo contínuo mostrou ser possível obter, através de modelos homogêneos e com escala até 10 vezes maiores, resultados semelhantes aos obtidos com uma modelagem black oil heterogênea com caracterização do sistema cárstico. Também foi possível concluir que a permeabilidade efetiva de fratura é suficiente como parâmetro de ajuste para encontrar um modelo equivalente, dentro de um critério de valor de variação, ao modelo de contínuo único. / [en] This dissertation presents a comparative study between two porous media fluid flow description methods applied to heterogeneous reservoirs composed of architectural elements of high permo-porosity, called fractures andkarsts. Fractures are formation discontinuities triggered by mechanical stressand karsts are empty cavities inside the formation generated by dissolution.Both are characteristic of Pre-Salt carbonate rocks, which are the main oil producing reservoirs in Brazil. The existence of these elements brings complexityin characterization and, hence, increases the uncertainty in field productionprediction curves. The Reservoir Engineering numerical simulators, based onfinite differences, that generate these curves model the flow behavior insidethe cavities in an approximate manner due to the mathematical formulationapplied. Besides, due to the kilometric scale in which they are usually applied,these models use cells that comprehend the three media (matrix, karst andfractures), whose scales are smaller than the cell’s. This dissertation evaluatesthe equivalence between black oil simulation and the Brinkman model, still notwidely used, which is a physical model made of equations that represent porousmedia flow inside high porosity regions as well as at the porous matrix andits boundaries. With this objective, a two-dimensional single-phase Brinkmansimulator, capable of representing transient flow, was designed using the finiteelements method to solve differential equations. The simulator s transient andpermanent behaviors were validated through literature analytical solutions.The pressure propagation and flow velocity values obtained while simulatingfluid flow inside selected layers from Lajedo Arapuá s carbonate formation werecompared to the ones from a black oil simulator. Studies were performed usingdual-continuum models (which calculate the fluid flow inside porous matrixand fractures separately and use a transfer term to account for the flow between them) seeking, through variation of the fracture effective permeabilityand the shape factor, convergence to the mono-continuum reference model thatwas selected after Brinkman s results comparative analysis. The results showsmall variation between the two methods when the karst system is composedof sparse and disconnected vugs, while conduit shaped karsts with complexconfiguration increase the variation in pressure wave propagation and flowvelocity values between models, especially in scenarios where matrix permeability values were closer to karst permeability values in the black oil model.The dual-continuum analysis showed that it is possible to obtain, through homogeneous and even ten times coarser models, similar results to those obtainedby a heterogeneous black oil model with karst system characterization. It wasalso possible to conclude that fracture effective permeability was sufficient asa fitting parameter in order to achieve equivalent results to those from themono-continuum model, using a threshold criteria.

[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] A atividade de gerenciamento de reservatórios é uma tarefa essencial que visa o desafio da otimização da explotação de reservatórios de petróleo. Como resposta a tal desafio a indústria de óleo e gás vem desenvolvendo novas tecnologias, como a de poços inteligentes. Esses poços tem objetivo de baratear as operações de restaurações mais corriqueiras através do controle de sua tecnologia. Assim, este trabalho trata do desenvolvimento de campos inteligentes e apresenta um sistema de apoio à decisão capaz de otimizar, através de algoritmos evolucionários, o processo de controle da tecnologia de poços inteligentes considerando incertezas de falha e geológica. Além disso, o sistema se propõe a apoiar na tomada de decisão pelo uso ou não de poços inteligentes, dado um reservatório pronto para ser explorado ou para receber investimentos de expansão. O controle da tecnologia de poços inteligentes (IWT - Intelligent Wells Technology) empregado nesse estudo, refere-se à operação de abertura e fechamento dos dispositivos (válvulas) existentes nesses tipos de poços. Através da otimização com algoritmos genéticos se busca uma estratégia de controle pró-ativo, em outras palavras, agir antes do efeito, onde se busca nos tempos iniciais de produção uma configuração de válvulas que seja capaz de: atrasar a chegada da frente de água aos poços produtores, antecipar a produção de óleo ou melhorar a recuperação de óleo do campo; em conseqüência, uma operação que leve à maximização do valor presente líquido (VPL). O emprego de estratégias de controle que visam beneficiar a completação identifica o campo como inteligente. Outros trabalhos abordam o problema de otimização de controle de válvulas em poços inteligentes, porém eles utilizam métodos clássicos de otimização que limitam o número de válvulas ou ainda otimizam estratégias sem considerar os intervalos de tempo desejados para manutenção das válvulas. O modelo evolucionário empregado nesse estudo, baseado em algoritmos genéticos, consegue formular uma estratégia de controle para todas as válvulas presentes em uma determinada configuração de produção, em qualquer intervalo de tempo desejado, atendendo ao critério econômico de maximizar o VPL. Para apoiar a tomada de decisão, pelo uso ou não de poços inteligentes, consideram-se incertezas de falha e geológica. O modelo proposto foi avaliado em três reservatórios petrolíferos, sendo o primeiro um reservatório sintético, e os outros dois reservatórios mais complexos com características mais próximas das reais. Os resultados encontrados indicam que o modelo proposto permite alcançar boas estratégias de controle que levam a um aumento do VPL. A principal contribuição deste trabalho é a concepção e implementação de um sistema baseado em técnicas inteligentes capaz de apoiar no desenvolvimento e gerenciamento de reservatórios petrolíferos inteligentes considerando incertezas. / [en] The reservoir management is an important task that aims at the optimization of oil reservoir exploitation. To support this challenging mission, the oil and gas industry has been developing new technologies such as intelligent wells. The purpose of these wells is to reduce costs of the most common restoring operations by control of their actuators. Thus, this work deals with intelligent fields development and presents a decision support system able to optimize, by using evolutionary algorithms, the intelligent wells technology control process considering geological and technical uncertainties. In addition, the system gives support for the decision of rather to use or not intelligent wells, given a reservoir ready to be explored or to receive expansion investments. The control of Intelligent Wells Technology (IWT), as applied in this study, refers to the opening and closing operations of valves in these types of wells. An optimization based on genetic algorithms is used to produce a pro-active control strategy, that is, one that anticipates the actions to be taken in present time in order to achieve better results in the future. Such a strategy proposes a valve configuration that will be able to: delay the water cut on producer wells, advance the oil production or benefit the oil recuperation. As a result, the obtained configuration leads to a maximization of the NPV (Net Present Value). The usage of control strategies that aim to benefit completion identifies the oil field as intelligent. Other works also deal with valve control optimization problems in intelligent wells. However, they use classical optimization methods; these methods limit the number of valves or optimize strategies without considering time. The evolutionary model, based on genetic algorithm, applied in this study, can formulate a control strategy for all valves in a certain production configuration, for any desired time interval, according to the economical criteria of NPV maximization. In order to support the decision making for the use or not of intelligent wells, technical and geological uncertainties are considered. The proposed model was evaluated in three oil reservoirs. The first one is a synthetic reservoir, simple and not real; the other two are more complex with close to real characteristics. The results obtained indicate that the proposed model allows good control strategies that increase the NPV. The main contribution of this work is the conception and implementation of a system based on intelligent techniques that is able to support the development and management of intelligent oil reservoirs considering uncertainties.

[pt] O teste de injetividade é um procedimento que tem por objetivo extrair informações sobre um reservatório de petróleo a partir da injeção de um fluido (usualmente, água) no reservatório. Com base na resposta de pressão medida durante o tempo de teste, pode-se inferir uma série de características acerca do reservatório, tais como permeabilidade equivalente, condição de fronteira do reservatório e volume de óleo recuperável. O teste de injetividade é dividido em dois períodos: um de fluxo, durante o qual ocorre a injeção de água no reservatório; e o segundo de falloff, no qual o poço é fechado e o fluxo ao longo do reservatório cessa. Os modelos analíticos hoje existentes são capazes de descrever bem tanto o período de injeção quanto o de falloff apenas para reservatórios com uma camada. Nos reservatórios com múltiplas camadas, somente o período de injeção tem uma formulação conhecida. Portanto, esse trabalho tem como objetivo propor uma solução analítica para o período de falloff em reservatórios com múltiplas camadas. A precisão da solução proposta foi avaliada a partir da comparação com um simulador numérico de fluxo para uma série de casos. Os resultados mostraram boa concordância entre os dados numéricos e o modelo proposto. Além disso, os dados do falloff obtidos com a solução analítica foram usados para estimar a permeabilidade equivalente do reservatório. Os valores encontrados apresentaram precisão satisfatória para todos os casos. / [en] The injectivity test is a procedure used to collect information over a petroleum reservoir by injecting a fluid (commonly, water) into the reservoir. According to the pressure response measured during the test, several reservoir features might be inferred, such as equivalent permeability, outer boundary condition and recoverable oil volume. Injectivity test consists of two different stages: the flow period and the falloff period. During the former, occurs the water injection into the rock formation. The latter stage is marked by the well shut-in and, hence, a zero-flow pulse propagates along the reservoir. Over the past years, accomplishments have been made regarding the pressure behavior in multilayer reservoirs under single-phase flow and injectivity tests in single-layer reservoirs. However, an analytical solution for pressure behavior in multilayer reservoirs is well known just during the flow period. Therefore, this work attempts to develop an analytical model for the falloff period in multilayer reservoirs. The accuracy of the proposed solution was assessed by comparison with a finite difference flow simulator. Results showed a close agreement between the analytical model and numerical data. Moreover, falloff data obtained by the analytical solution was used to estimate the reservoir equivalent permeability. Calculated values presented a satisfactory accuracy for all cases.