Orientador: Chang Hung Kiang, Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T10:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1999 / Resumo: A compartimentação lateral e vertical de um reservatório geralmente envolve muitas incertezas, principalmente nas fases iniciais de explotação de um campo de petróleo, podendo ter impacto decisivo no plano de desenvolvimento. Nesta fase, os dados de produção, que auxiliam na definição do grau de compartimentação do reservatório, infelizmente, não estão disponíveis. Esta tese mostra de que maneira as heterogeneidades estruturais, estratigráficas e litofaciológicas podem influenciar na irrupção de água, produção acumulada e eficiência de recuperação de hidrocarbonetos quando diferentes modelos geológicos são submetidos ao simulador de fluxo. O arcabouço geológico é construído com base em um afloramento que expõe sedimentos fluviais terciários composto por arenitos, siltitos e folhelhos intensamente compartimentados. São elaborados quatro modelos físicos com diferentes características permoporosas dos planos de falhas e das sete litofácies mapeadas. A manutenção de pressão deste reservatório confinado é feita por poços injetores de água. O conhecimento de todo o domínio simulado tem a vantagem de permitir o acompanhamento da frente de avanço da água de forma contínua, bem como avaliar a distribuição das saturações ao final da explotação. O resultado deste estudo mostra a importância e os efeitos dos modelos físicos no desenvolvimento de um reservatório de petróleo / Abstract: The lateral and vertical compartimentalization of a reservoir generaIIy involves many uncertainties that can have decisive impact on the design of development programs, mainly in the initial phase of a petroleum field exploitation. The production data, unfortunately, are not available in the initial phase of exploitation. This work shows how structural, litofacies and stratigrafic heterogeneities can impact on water breakthrough, on accumulated production and on sweep efficiency of hydrocarbon recovery when different geological models are submitted to the fluid flow simulator. The geological framework is built based on outcrop that exposes tertiary fluvial sediments composed of sandstones, siltits and shales highly compartimentalized. Four physical models are elaborated with different permeabilities assigned to the fault surfaces and sedimentary units, using water-driven simulation with producers and injector wells. Considering that the simulation models represent the real geological tfamework, it is possible to monitor the oil displacement patterns, as weIl as to evaluate the distribution of the water saturation at the end of the exploitation. The resuIt of this study exhibit the importance and the effects of the physical models in the development of a petroleum reservoir / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.unicamp.br:REPOSIP/263708 |
| Date | 27 January 1999 |
| Creators | Pires, Luis Carlos Gomes |
| Contributors | UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS, Schiozer, Denis José, 1963-, Chang, Hung Kiang, Kiang, Chang Hung, Filho, Daniel Nunes de Miranda, Bonet, Euclides Jose |
| Publisher | [s.n.], Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia de Campinas, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Petróleo |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | English |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/masterThesis |
| Format | 120f. : il., application/pdf |
| Source | reponame:Repositório Institucional da Unicamp, instname:Universidade Estadual de Campinas, instacron:UNICAMP |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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