Resumo: O estudo de reservatórios naturalmente fraturados (naturally fractured reservoirs – NFR) é complexo e revela muitos desafios na modelagem e simulação de reservatórios, incentivando o uso de técnicas não convencionais. O uso da transferência de escala de Rede de Fraturas Discretas (discrete fractured network – DFN) para construir modelos de simulação de dupla permeabilidade (DK) tem sido um dos processos aplicados. Os principais objetivos deste trabalho são (1) estudar o impacto dos métodos de transferência de escala de DFN em novos poços alocados no modelo e (2) desenvolver uma proposta de representação de poços em modelos de simulação de NFR. Três métodos de transferência de escala em três modelos de fidelidade (alta, média-alta e média) e o conceito de Unidade Característica de Fluxo (characteristic flow unit – CFU) foram utilizados. Os métodos de transferência de escala aplicados foram Oda, Oda corrigido e numérico com quatro condições de contorno. O trabalho possuiu três etapas principais: (1) avaliar as diferenças nos parâmetros estáticos e dinâmicos do poço ao alterar o método de transferência de escala e a escala de fidelidade, (2) testar metodologias de calibração de poço em uma malha de média fidelidade, considerando as conclusões dos resultados anteriores e (3) testar diferentes métodos de transferência de escala em uma escala de campo para avaliar o impacto na previsão de produção do campo. Os principais resultados para a primeira etapa sugeriram maior variabilidade dos dados dinâmicos na escala de média fidelidade e teve o método de Oda como o mais sensível à mudança de escala de dimensão de bloco. Já a combinação da escala de alta fidelidade com o método numérico (pressão linear) forneceu uma menor variabilidade na taxa de fluxo e BHP dos poços, o que levou ao uso deste modelo como o caso de referência para os testes da segunda etapa. Dentre as metodologias testadas na segunda etapa, a calibração dos poços foi obtida com a substituição do índice de poço (well index – WI) nos sistemas de matriz e fratura pelo WI do modelo de referência. Os testes em escala de campo mostraram impacto significativo do método de transferência de escala de DFN no curto tempo de previsão de produção, e diminuiu o impacto ao longo do tempo. Os resultados mostram que as fases de desenvolvimento e gerenciamento do reservatório podem ser significativamente afetadas se as incertezas causadas pelos métodos de transferência de escala de DFN não forem consideradas ao se alocar novos poços em modelos DK. A proposta de representação de poço deste trabalho, a qual utiliza um WI baseado no método numérico, mostrou resultados promissores para reduzir o impacto dos métodos de transferência de escala de DFN na previsão de produção e injeção de poços em modelos de média fidelidade. Este trabalho apresenta um estudo de possível representação de poço para modelos de simulação de reservatórios naturalmente fraturados, proporcionando, para casos de campos reais, uma melhor representação da previsão de produção e injeção relacionada a inclusão de falhas e fraturas através de métodos de transferência de escala de DFNs Ver menos

Abstract: The study of naturally fractured reservoirs (NFR) is complex and has many challenges in reservoir modeling and simulation, requiring non-conventional techniques. The use of Discrete Fracture Networks (DFN) to build dual permeability (DK) simulation models has been one of the processes applied. The main objectives of this work are (1) to evaluate the impact of DFN upscaling methods on new wells placed in the model and (2) develop a proposal for well-representation for new wells in simulation models of NFR. Three DFN permeability-upscaling methods at three model fidelities (high, medium-high, and medium fidelity) and the concept of Characteristic Flow Unit (CFU) were used. The upscaling methods applied were the Oda, Oda Corrected and Flow-based with four boundary conditions. The work was focused in three main steps: (1) to observe the differences in static and dynamic well parameters when changing the upscaling method and fidelity scales; (2) to test well calibration methodologies in a coarse grid by considering the previous step conclusions, and (3) to test the different DFN upscaling methods at a field scale to evaluate the impact on predicted field production. The main results for the first step suggested more uncertainty of well dynamic data in medium fidelity models and showed that the Oda method is the most sensitive to the grid-block scale change. Otherwise, combining the high-fidelity scale with the flow-based upscaling (linear pressure) tended to provide less variation in well flow rate and BHP, which led to the use of this model as the reference case for the second step analysis. Among the tested methodologies, the producer and injector well calibration was achieved with the substitution of their well index (WI) in the matrix and fracture systems by the reference model’s WI. The field scale application showed a significant impact of the DFN upscaling method in the short-term production forecast, decreasing in impact as the production time increases. The results show that if the DFN permeability upscaling method variabilities are not considered when placing new wells in DK models, the reservoir development and management phase can be significantly affected. The proposed well representation utilizing a WI based on the flow-based method showed promising results to reduce the impact of DFN upscaling methods in the well’s production and injection forecast for medium-fidelity models. This work presents an investigation of a possible well-representation approach for simulation models of naturally fractured reservoirs, providing for real field cases a better representation of injection and production forecast related to fault and fracture inclusion, when utilizing DFN permeability-upscaling methods Ver menos