Please use this identifier to cite or link to this item: http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264315
Type: DISSERTAÇÃO
Degree Level: Mestrado
Title: Analise critica dos metodos de mudança de escala associados a simulação de reservatorios
Author: Cruz, Paulo Sergio da
Advisor: Pedrosa Junior, Oswaldo Antunes
Junior, Oswaldo Antunes Pedrosa
Abstract: Resumo: Modernas técnicas de geoestatística permitem que se utilize uma grande quantidade de informações na modelagem dos reservatórios de petróleo. Porém, para respeitar a variabilidade das propriedades modeladas, a malha em que o reservatório é discretizado é composta por blocos pequenos demais para serem utilizados, de forma eficiente e econômica, diretamente nas simulações de fluxo necessárias aos estudos que são efetuados sobre o reservatório. É preciso, portanto, que se faça uma mudança de escala dos valores atribuídos aos bloquinhos da malha geoestatística, calculando os valores equivalentes para os blocos de uma malha mais grosseira. Neste trabalho são selecionados da literatura, explicados, comentados e comparados os principais métodos de mudança de escala das mais importantes propriedades necessárias à simulação de fluxo. Foram gerados e utilizados 3 modelos geológicos e geoestatísticos diferentes. A precisão e o desempenho dos métodos foram verificados através da comparação entre os resultados obtidos na simulação de fluxo com a malha fina e com a malha grosseira escalonada. o trabalho foi dividido em duas etapas. Na primeira etapa, foram abordados os problemas de fluxo monofásico, onde as propriedades a escalonar são, basicamente, a porosidade e a permeabilidade absoluta, e se concluiu que o método analítico proposto por Le Loc'h (1990) fornece bons resultados. Na segunda etapa, foram selecionados 4 problemas físicos diferentes de fluxo multifásico e foram escalonadas, além das propriedades anteriores, as permeabilidades relativas e pressão capilar, através da construção de pseudofunções din3micas. Os resulta dos obtidos nos 12 casos (3 modelos geoestatísticos e 4 problemas físicos) mostraram que as pseudofunções devem sempre ser utilizadas, mas fornecem melhores resultados quando os efeitos de canalização do fluxo são mais discretos

Abstract: New geoestatistical techniques allow us to use a great number of information to model petroleum reservoirs. However, in order to bonor the variability of tbe modelled properties, tbe reservoir discretization requires a grid toa refined to be directly used in a flow simulator. Therefore, a cbange of scale is needed, from tbe geoestatistical grid to tbe flow simulator grid. It is necessary to calculate representative values for the coarse grid-blocks, using the values of the fine grid-blocks. In this work, the major scaling-up metbods for tbe most important properties used in a flow simulation were selected from tbe literature, explained, commented and compared. Three different geological and geoestatistical models were used. The accuracy and the performance of the methods were verified through the comparison between the flow simulation results using fine and coarse grid. This work was divided in two parts. The first one relates to single-pbase flow problems, wbere the properties to be scaled are, basically, tbe porosity and tbe absolute permeability, and it was found that the Le Loc'h's (1990) analytical method yields good results. In the second part, four different physical problems of multi-pbase flow were selected. In addition to tbe previous properties, relative permeabilities and cappilary pressure were scaled-up, using dynamic pseudofunctions. The results for the 12 cases (3 geoestatistical models and 4 physical problems) sbowed tbat the pseudofunctions must always be used, but they work better wben fingering effects are smaller
Subject: Petróleo - Reservas
Engenharia do petróleo
Language: Português
Editor: [s.n.]
Date Issue: 1991
Appears in Collections:FEM - Tese e Dissertação

Files in This Item:
File SizeFormat 
Cruz_PauloSergioda_M.pdf4.73 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.