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CARLOS HENRICKSON BARBALHO DE MOURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 10493787 bytes, checksum: 063013097342f1433f86bc8ac8434722 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-30T23:05:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1
CARLOS HENRICKSON BARBALHO DE MOURA – DISSERTAÇÃO (PPGEPM) 2018.pdf: 10493787 bytes, checksum: 063013097342f1433f86bc8ac8434722 (MD5)
Previous issue date: 2018-03-28 / Capes / A petrofísica computacional é uma técnica que vem sendo utilizada cada vez
mais na indústria do petróleo para caracterizar reservatórios e simular
computacionalmente o seu comportamento físico. Através dessa técnica é
possível caracterizar um elevado número de amostras, sob diferentes condições
ambientais, em um tempo relativamente curto. Este trabalho propõe um modelo
de estimativa de permeabilidade que utiliza parâmetros petrofísicos retirados
de imagens de microtomografia de raios x (µCT) e os compara com parâmetros
petrofísicos medidos em laboratório. Foi analisado um conjunto de 19 amostras
com características deposicionais, diagenéticas e texturais diferentes entre si,
pertencentes às bacias do Araripe, Potiguar e Sergipe-Alagoas. Delas, 14 são
de calcário, 2 de tufa calcária, 2 de caliche e 1 de dolomito. Em laboratório foi
utilizado um permoporosímetro a gás para medir os parâmetros porosidade e
permeabilidade. As amostras de µCT foram adquiridas com resolução em torno
de 2,0 µm. O conjunto de imagens criado foi tratado no software Avizo Fire e
foram extraídos os parâmetros porosidade, permeabilidade, conectividade e
diâmetro equivalente de poros. Um modelo estatístico foi estabelecido para
predição da permeabilidade a partir dos parâmetros do espaço poroso extraídos
das imagens de µCT. Os resultados indicam que a conectividade
dos microporos, inferida a partir do cálculo do Número de Euler em imagens 3D,
é o parâmetro que exerce maior influência na estimativa da permeabilidade,
seguida pela porosidade dos macroporos e pela conectividade dos macroporos.
O modelo preditivo proposto apresentou um coeficiente de determinação de
0,994, mostrando-se bastante confiável para o grupo de amostras investigado. / Computational petrophysics is a technique that has been increasingly used in the
petroleum industry to characterize reservoirs and to simulate computationally its
physical behavior. Through this technique it is possible to characterize a big
number of samples, under different environmental conditions, in a relatively short
time. This work proposes a model of permeability estimation that uses
petrophysical parameters taken from x - ray microtomography images (µCT) and
compare them with petrophysical parameters measured in the laboratory. It was
analyzed a set of 19 samples with different depositional, diagenetic and textural
characteristics, belonging to the Araripe, Potiguar and Sergipe - Alagoas basins.
Of these, 14 are limestones, 2 of tufa limestone, 2 of caliche and 1 of dolomite.
In the laboratory a gas permoporosimeter was used to measure the porosity and
permeability parameters. µCT samples were obtained with a resolution of about
2.0 μm. The set of images created was treated in Avizo Fire software and the
porosity, permeability, connectivity and pore diameter parameters were
extracted. A statistical model was established to predict permeability from pore
space parameters extracted from µCT images. The results indicate that the
connectivity of micropores, inferred from the calculation of the Euler Number in
3D images, is the parameter that exerts the greatest influence in the estimation
of permeability, followed by the porosity of the macropores and the connectivity
of the macropores. The proposed predictive model presented a coefficient of
determination of 0.994, being very reliable for the group of samples investigated.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:localhost:riufcg/1615 |
| Date | 30 August 2018 |
| Creators | MOURA, Carlos Henrickson Barbalho de. |
| Contributors | SOARES, José Agnelo., CORBETT, Patrick William Michael., NOGUEIRA, Francisco Cézar Costa., XAVIER JUNIOR, Milton Moraes. |
| Publisher | Universidade Federal de Campina Grande, PÓS-GRADUAÇÃO EM EXPLORAÇÃO PETROLÍFERA E MINERAL, UFCG, Brasil, Centro de Tecnologia e Recursos Naturais - CTRN |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/masterThesis |
| Source | reponame:Biblioteca de Teses e Dissertações da UFCG, instname:Universidade Federal de Campina Grande, instacron:UFCG |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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