Incorporação dos efeitos geomecânicos na simulação de reservatórios naturalmente fraturados através de pseudoacoplamento

Reservatórios Naturalmente Fraturados (NFRs) desempenham um papel crucial na indústria petrolífera, representando aproximadamente 60% das reservas mundiais de petróleo e 40% das de gás. A complexidade das redes de fraturas nesses reservatórios torna os padrões de fluxo de fluidos consideravelmente mais complexos em comparação com reservatórios convencionais. Um dos principais desafios na gestão de NFRs é compreender como as variações de pressão afetam as fraturas e, consequentemente, a permeabilidade global do reservatório durante as operações. Embora as simulações numéricas ofereçam uma visão detalhada do fluxo em sistemas fraturados, a necessidade de múltiplas simulações para calibrar modelos torna difícil a incorporação rotineira de aspectos geomecânicos. Este estudo tem como objetivo principal desenvolver uma ferramenta computacional que capture o comportamento hidromecânico dos NFRs, integrando a presença de fraturas e os efeitos geomecânicos nas simulações de fluxo. A abordagem utiliza tabelas de pseudoacoplamento que atualizam automaticamente a porosidade e a permeabilidade do reservatório, correlacionando a pressão de poros com multiplicadores apropriados. Esse programa gera essas tabelas de forma automatizada, prontas para uso em simuladores de fluxo comerciais, facilitando a integração dos efeitos geomecânicos de maneira prática e eficiente. O programa utiliza modelos analíticos para calcular a permeabilidade equivalente da rede de fraturas e da rocha matriz, considerando as variações na poropressão. A metodologia proposta permite uma aproximação dos impactos geomecânicos em modelos de simulação, aprimorando o tensor de permeabilidade da rede de fraturas, tradicionalmente utilizado para calcular a permeabilidade em meios porosos, ao combiná-lo com a formulação de fechamento de fraturas e incorporando atualizações na porosidade e permeabilidade da matriz. Para validar essa metodologia, foram realizadas quatro simulações: a primeira em um cenário hipotético, alinhado com a premissa de que as fraturas abrangem toda a célula, validando o modelo adotado; e outras três em seções representativas de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro. Os resultados confirmaram a eficácia da metodologia, demonstrando sua capacidade de calcular permeabilidades equivalentes e de gerar tabelas de multiplicadores adaptadas para NFRs. Além disso, foi possível realizar a simulação de um reservatório carbonático, integrando a presença de fraturas e os efeitos geomecânicos por meio das tabelas de pseudoacoplamento geradas pelo programa desenvolvido.

Grantor dc:publisher

Universidade Federal de Pernambuco

Year dc:date.issued

2024

Author dc:creator

• MACIEL, Bruno Marcelo Canabarro Machado

Advisor dc:contributor.advisor

• GUIMARÃES, Leonardo José do Nascimento

• Pseudoacoplamento
• Reservatórios naturalmente fraturados
• Geomecânica
• Tensor de permeabilidade da rede de fraturas

Statement dc:rights

• openAccess
• Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Brazil

Licence dc:rights.uri

• http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/br/

Language dc:language.iso

por

Repository record dc:identifier.uri

https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/59995

OAI identifier oai:identifier

oai:repositorio.ufpe.br:123456789/59995