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dc.contributor.CRUESPUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASpt_BR
dc.identifier(Broch.)pt_BR
dc.descriptionOrientadores: Armando Zaupa Remacre, Joel Carneiro de Castropt_BR
dc.descriptionDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geocienciaspt_BR
dc.format.extent[74]f. : il.pt_BR
dc.format.mimetypeapplication/pdfpt_BR
dc.languagePortuguêspt_BR
dc.typeDISSERTAÇÃOpt_BR
dc.titleModelamento estocastico integrando dadso de poços horizontal e verticaispt_BR
dc.contributor.authorCamoleze, Zilanderpt_BR
dc.contributor.advisorRemacre, Armando Zaupa, 1955-pt_BR
dc.contributor.coadvisorCastro, Joel Carneiro dept_BR
dc.contributor.institutionUniversidade Estadual de Campinas. Instituto de Geociênciaspt_BR
dc.subjectReservatóriospt_BR
dc.subjectPoços de petroleopt_BR
dc.subjectAnálise estocásticapt_BR
dc.description.abstractResumo: Enfatiza-se nessa tese, o uso de poço horizontal na caracterização de heterogeneidades de reservatório, em um conjunto com 19 poços verticais. Foi constituída uma vizinhança retangular de 500 m na direção este-oeste (E- W), 800 _ para norte-sul (N-S) e 18 m na vertical, a partir do topo do reservatório, de acordo com o ponto máximo de afastamento alcançado pelo poço horizontal em sua oscilante trajetória (datum inferior). Esse volume total foi discretizado com blocos de 20 m x 20 m x 1 m gerando 18 000 nós de simulação, sendo 25 na direção W-E, 40 para N-S e 18 na vertical. Partindo de um modelo conceitual geológico, estabeleceu-se um conjunto de eletrofácies que descrevessem quantitativamente os principais tipos litológicos (litofácies) do modelo conceitual, principalmente _m. base na variável porosidade efetiva, devido à sua correlação com a presença de hidrocarbonetos, mostrada, sobretudo, em descrições de testemunho. Sua propriedade é representar o volume de poros, que, teoricamente, estariam interconectados. O reservatório apresenta um grau extremo de heterogeneidade, com os intervalos mais porosos saturados preferencialmente. ESS2 característica decorre de um sistema. fluvial do tipo braided-channels, associado aos passos de deslocamento da fase molhante, quando do trapeamento. No o hidrocarboneto foi deslocado a baixas pressões de entrada, saturando mais eficientemente uma classe específica de porosidades. A caracterização geoestatística objetivou mostrar as relações espaciais, capturadas pelas funções variogramas (função de autocorrelação espacial), em quatro poços verticais testemunhados, no conjunto globalizado dos poços verticais na vizinhança considerada e no conjunto amostra! desses poços verticais, expandido com os dados condicionalizantes do poço horizontal. o modelo matemático de caráter preditivo foi obtido com o uso do algoritmo para a simulação gaussiana seqüencial (sgsim-biblioteca GSLIB). Com a finalidade de se conseguir inferências sobre o fator poço horizontal no contexto desses dados, foram estabelecidas duas opções que mostrassem relações distintas entre variografia e número de dados do conjunto amostral. Com isto, obteve-se um conjunto de 18 stices, sendo que foram escolhidos para representação aqueles referidos ao topo, parte mediana e basal (datom inferior), a 18 m abaixo do topo, totalizando 6 imagens horizontais e um grupo de seis imagens verticalizadas. Nas opções mencionadas, usaram-se os mesmos parâmetros, inclusive a mesma semente randômica. A opção 1 teve modelo variográfico particularizado aos poços verticais e à estrutura de dados relativa aos mesmos poços. O resultado apresentou uma maior uniformização dos valores simulados, enfatizando a maior continuidade espacial dos valores máximos. A opção 2 utilizou modelos variográficos obtidos a partir dos dados dos poços horizontal e verticais e esse próprio conjunto amostral. Essas condições resultaram em maior definição do comportamento na origem dos variogramas correspondentes e ganho de informações com maior detalhamento do comportamento espacial da variável simuladapt
dc.description.abstractAbstract: This thesis presents a stochastic model for the spacial distribution of effective porosity of heterogeneous fluvial reservoirs. The 500 m-wide and 800 m-long study area contains 19 vertical wells and a horizontal well with a 600 m-long "3D" trajectory. A 18 m-thick portion of the reservoir was investigated; this section is defined by the vertical oscillations of the horizontal well. The studied portion of reservoir was divided into blocks with dimensions of20 x 20 xl m or 18,000 cells. This procedure allowed the vertical resolution for simulation required by the large variability in effective porosity presented by the. reserve. Effective porosity was estimated by log-rock correlations, and oil-saturated horizons were constrained by a porosity cut-off of24%. Two types of simulation were developed: (1) simulation based on a variographic model calculated with information from vertical wells only; this simulation tends to show great porosity values with more continuous spatial distribution; (2) simulation based on a variographic model calculated with information from both the vertical and horizontal wells; in this case the estimated poro sities show a larger variability and a more complex distribution. All of these simulations were developed with the same randomic seed. The applied stochastic models were used in the simulation of a continuous variable (effective porosity), with a basic assumption of ordinary krigging. The three types of -simulation were compared to three horizontal views (slices) of the reservoir, respectively located at 1 m, 10 m, and 18 m bellow the top of the reservoir. In the third simulation listed above,' a total of six vertical views (cross sections) of the reservoir were obtained. Horizontal wells provide a more detailed description of the spatial variability of reservoir properties, supporting the development of more realistic variographic models; these, in turn, tend to improve reservoir stochastic simulations, by reducing the inferences involved in theoretical modelsen
dc.publisher[s.n.]pt_BR
dc.date.issued1994pt_BR
dc.identifier.citationCAMOLEZE, Zilander. Modelamento estocastico integrando dadso de poços horizontal e verticais. 1994. [74]f. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/287154>. Acesso em: 19 jul. 2018.pt_BR
dc.description.degreelevelMestradopt_BR
dc.description.degreenameMestre em Geoengenharia de Reservatoriospt_BR
dc.date.defense1993-12-17T00:00:00Zpt_BR
dc.date.available2018-07-19T10:47:34Z-
dc.date.accessioned2018-07-19T10:47:34Z-
dc.description.provenanceMade available in DSpace on 2018-07-19T10:47:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camoleze_Zilander_M.pdf: 3448479 bytes, checksum: 4753261d95ee37352bc9b77a80e1aa73 (MD5) Previous issue date: 1994en
dc.identifier.urihttp://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287154-
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