Resumo: O pré-sal brasileiro é formado principalmente por carbonatos nos quais podem ocorrer cenários de desenvolvimento cárstico. Este tipo de reservatório apresenta um desafio para modelagem e simulação de fluxo, dado seu comportamento multiescalar heterogêneo. O uso de abordagens hierárquicas multiescalar tem mostrado ser útil para representar heterogeneidades em reservatórios complexos. Metodologias relacionadas ao gerenciamento de reservatórios podem ser testadas em modelos sintéticos de reservatórios. No presente trabalho, apresentamos a elaboração de um modelo sintético de reservatório com características do pré-sal brasileiro e feições cársticas, baseado em uma abordagem hierárquica de transferência de escala. O método integra modelagem e transferência de escala entre malhas que possuem diferentes tamanhos de bloco e geometria. O modelo geológico de campo completo, denominado Lira-G, é gerado pela combinação de dois modelos denominados Lira-M e Lira-K. O modelo Lira-M tem as mesmas dimensões de bloco que Lira-G e representa a simulação estocástica de saída usando dados de perfil de dois poços. O Lira-K tem uma resolução maior, os carstes são heterogeneidades em pequena escala além da escala dos blocos Lira-M. O procedimento de transferência de escala foi ajustado através de simulação de fluxo. O processo de validação mostrou a influência das feições cársticas na recuperação no comportamento dinâmico. Usando pseudo-curvas foi possível combinar os dados dinâmicos de produção. Finalmente, Lira-G é transferido para uma malha mais grossa, chamada Lira-S para ser usado em simulação numérica de fluxo. Este trabalho contribuiu com uma abordagem hierárquica de transferência de escala para construir um modelo geológico cárstico, integrando modelagem e simulação de reservatório. O modelo proposto Lira-G, acrescenta uma oportunidade para ser utilizado como modelo de referência numa proposta de benchmark para avaliar e comparar diferentes metodologias com foco em transferência de escala e simulação numérica de reservatórios Ver menos

Abstract: The Brazilian pre-salt is formed mainly by carbonates in which karstic development scenarios can occur. This type of reservoir presents a challenge for modeling and flow simulation given its heterogeneous multiscale behavior. The use of hierarchical upscaling approach has shown to be useful to represent heterogeneities in complex reservoirs. Methodologies regarding reservoir management can be tested in synthetic reservoir models. In this work, we present the elaboration of a synthetic reservoir model with Brazilian pre-salt characteristics and karst features, based on a hierarchical upscaling approach. The method integrates modeling and scale transfer between grids with different block sizes and geometry. The full field geological model, called Lira-G, is generated by combining two models, Lira-M and Lira-K. Lira-M has the same cell dimensions as Lira-G and represents the output stochastic simulation using well log data. Lira-K has a finer cell resolution; karsts are small-scale heterogeneities beyond the Lira-M cell. The upscale procedure was validated using flow simulation. The validation process showed the influence of karst features in recovery and dynamic behavior. By using pseudo-curves, it was possible to match the dynamic production data. Finally, Lira-G is upscaled to a coarser grid, called Lira-S, to be used in numerical flow simulation. This work contributed to a hierarchical upscaling approach to construct a karstic geological model, integrating modeling and reservoir simulations. The proposed model provides an opportunity to be used as a benchmark to evaluate and compare different methodologies regarding upscaling procedures and reservoir numerical simulation Ver menos