Resumo: O objetivo principal da simulação numérica de reservatórios é prever a produção e planejar o desenvolvimento de campos de petróleo, mantendo modelos de reservatórios confiáveis que respeitem os dados estáticos e dinâmicos disponíveis. A sísmica 4D (S4D) desempenha papel importante no monitoramento de reservatórios, fornecendo dados que descrevem o comportamento dinâmico das propriedades do reservatório durante a produção. Aplicações recentes mostraram que a S4D possibilita reduzir a incerteza na distribuição de heterogeneidades, melhorando o conhecimento da estrutura geológica e permitindo que o reservatório seja gerenciado de forma mais eficaz. Dados de S4D podem ser integrados com dados de simulação do fluxo do reservatório, qualitativamente (como na interpretação de causas prováveis de anomalias devido a mudanças na saturação e pressão dos poros) ou quantitativamente (adicionando atributos derivados da sísmica dentro da função objetivo de um processo de ajuste de histórico). Dados sísmicos 3D são associados aos parâmetros estáticos do reservatório e podem fornecer conhecimento da estrutura e litologia do reservatório. Assim, a integração entre o modelo de simulação de fluxo e os dados sísmicos observados (domínios de engenharia e sísmica) deve respeitar a interpretação dinâmica, estrutural e estratigráfica do reservatório através da modelagem direta e inversa e subsequente comparação entre as observações previstas e reais. Este trabalho destina-se a desenvolver metodologias para usar dados sísmicos 3D e 4D, para mitigar as incertezas no modelo de simulação numérica de reservatórios. Deste modo, este trabalho propõe uma metodologia de estudos para integrar impedância sísmica invertida (3D e 4D) com dados de engenharia, dando ênfase na interface entre modelos estáticos e dinâmicos, para proporcionar um modelo de reservatório mais confiável. A metodologia é aplicada a um reservatório de arenito com geologia estrutural complexa, o benchmark do campo de Norne (Noruega). A primeira parte do trabalho apresenta uma inversão do levantamento sísmico 3D base (adquirido em 2001) discutindo o uso de diferentes números e localização de poços para determinar as características estáticas do reservatório. Demonstrou-se que a inversão 3D fornece melhores resultados se os dados de entrada, neste caso os dados de poço, respeitarem a complexa geologia estrutural do reservatório de Norne. Destacamos as vantagens da interpretação sísmica 4D em forma de impedância, obtida através de inversão sísmica 4D,através da comparação das anomalias de impedância sísmica com as diferenças de amplitude sísmica para alguns exemplos no campo de Norne. A inversão 4D atenua as anomalias que não são causadas pelas atividades produtivas do campo. Em seguida, interpretamos as variações de impedância entre os levantamentos sísmicos base (2001) e monitor (2006) para todo o campo para identificar anomalias de impedância 4D (sinais de aumento e diminuição de impedância) e desacoplar os efeitos das variações de fluido e pressão (devido à atividade de produção) suportado por dados de engenharia do reservatório. Assim, uma interpretação sísmica 4D qualitativa precisa foi alcançada através dos resultados da inversão permitindo entender os efeitos da atividade de produção, que é outra contribuição importante a ser destacada. A natureza multidisciplinar da modelagem do reservatório exige uma abordagem mais quantitativa para integrar os dados sísmicos 4D na metodologia de ajuste de histórico. A avaliação quantitativa da consistência entre a simulação do fluxo do reservatório e os parâmetros elásticos necessita de um modelo petro-elástico (PEM) para fornecer uma comparação lógica entre domínios. No entanto, o PEM pode ser bastante incerto. Assim, atualizamos o modelo do reservatório usando a integração quantitativa da impedância sísmica invertida (3D e 4D) dentro do modelo de simulação de fluxo do reservatório, levando em consideração que o desajuste de dados sísmicos pode ser associado à um modelo de simulação incerto, ou à um PEM incerto. O caso estudado mostrou um desajuste considerável entre dados simulados e observados de pressão de fundo dos poços. Portanto, propomos duas etapas para resolver a ambiguidade na geração de um modelo de simulação de reservatório confiável tendo um PEM incerto. Em primeiro lugar, melhoramos a confiabilidade do modelo de reservatório usando a integração quantitativa da impedância sísmica observada em 3D e 4D, juntamente com os dados do histórico dos poços. Em seguida, calibramos os parâmetros no modelo petro-elástico, referente aos dados observados 4D e ao histórico de produção para garantir valores realistas às mudanças nos parâmetros elásticos in situ devido à atividade de produção. Este estudo apresenta a integração dos domínios de engenharia e sísmica, em um fluxo de trabalho iterativo, em um campo real para fechar o ciclo entre os dois domínios, permitindo atualizar o modelo de reservatório e validar o modelo petro-elástico. A principal contribuição deste trabalho é destacar a incorporação dos dados estáticos e dinâmicos do reservatório para diagnosticar a confiabilidade da simulação de fluxo do reservatório para um caso complexo, considerando as incertezas inerentes a esses dados e melhorando a compreensão do comportamento do reservatório Ver menos

Abstract: The ultimate goal of reservoir simulation in reservoir surveillance technology is to estimate long-term production forecasting and to plan further development of petroleum fields by maintaining reliable reservoir models that honor available static and dynamic data. Moreover, time-lapse seismic (or 4DS) has played a preeminent role in the reservoir surveillance technology by providing new data describing the dynamic behavior of reservoir properties during production. Recent applications have shown that 4DS yields a reduction in the uncertainty in reservoir properties allowing the improvement of the knowledge of the geological framework and a more effective reservoir management. 4DS response can be integrated with reservoir flow simulation either qualitatively (such as interpreting likely causes of 4D anomalies due to changes in saturation and pore pressure) or quantitatively (by adding seismic derived attributes inside the objective function of a history matching process). Alternatively, 3D seismic data is associated to the static reservoir parameters which can provide reservoir framework knowledge. Thus, closing the loop between the flow simulation model and the observed seismic data (engineering and seismic domains) must honor static, dynamic, structural and stratigraphic interpretation of reservoirs through forward and inverse modeling and consequent comparison between predicted and actual observations. This work aims using 3D and 4D seismic data to mitigate uncertainties in numerical reservoir simulation model, proposing a circular workflow of inverted seismic impedance (3D and 4D) and engineering studies, with emphasis on the interface between static and dynamic models. The methodology is applied to a complex structural geology, sandstone reservoir, the Norne Field benchmark case (Norway). The first part of the work presents a 3D seismic inversion of the baseline seismic survey (2001) discussing different numbers and locations of wells to characterize the static reservoir framework. It was shown that the 3D inversion provides better results if the input data, in this case the well-logs data, respect the complex structural geology of Norne reservoir. Meanwhile, we highlight the advantages of time-lapse seismic interpretation in form of inverted impedance by running 4D seismic inversion and comparing derived seismic impedance anomalies within the standard seismic amplitude differences for some examples in the Norne Field. The 4D inversion mitigates the anomalies that are not caused by production activity. Then, we interpret impedance variations between the base (2001) and monitor (2006) seismic surveys for entire field to identify 4D impedance anomalies (hardening and softening signals) and decouple the effects of fluid and pressure variations (due to the production activity), supported by reservoir engineering data. Thus, an accurate qualitative 4D seismic interpretation are provided by inversion results to be able to understand the effects of production activity, which is another important contribution to be highlighted. However, the multidisciplinary nature of reservoir modeling demands more quantitative approach to integrate 4D seismic data into the history matching workflows. Nevertheless, quantitative evaluation of consistency between reservoir flow simulation and elastic parameters relies on calibrated petro-elastic modelling (PEM) to provide the logical cross-domain comparison. However the petro-elastic model can be very uncertain. Thereby, we update the reservoir model using quantitative integration of seismic inverted impedance (3D and 4D) within reservoir flow simulation model, taking into account that the seismic data mismatch can be associated to an uncertain simulation model as well as to an uncertain PEM. The case studied presented a considerable initial mismatch between simulated and measured bottom-hole pressure (BHP). We therefore propose two steps in order to resolve ambiguity in generating validated reservoir flow simulation and PEM model. First, we improve the reliability of reservoir model using quantitative integration of 3D and 4D observed seismic impedance together with well history data. Eventually, we calibrate the parameters in petro-elastic model, referring to 4D observed and production history data to ensure realistic values for changes in in-situ elastic parameters due to the production activity. This study presents the integration of engineering and seismic domains, in an iterative workflow, on a real field to close the loop and subsequently to update reservoir flow simulation and validate the petro-elastic model. The main contributions of this work is to highlight the incorporation of available static and dynamic reservoir data to diagnose the reservoir flow simulation reliability for a complex case, considering the uncertainties inherent to these data and improve the reservoir behavior understanding Ver menos