Resumo: A simulação numérica de reservatórios é uma ferramenta valiosa para auxiliar o processo de tomada de decisão nas atividades da indústria de petróleo e gás. No entanto, a modelagem numérica em escala de campo de reservatórios complexos e heterogêneos ainda é desafiadora. Em tais reservatórios, modelos geológicos detalhados são necessários para garantir uma representação adequada das principais heterogeneidades e caminhos preferenciais. No entanto, altos custos computacionais e longos tempos de execução de simulação tornam esses modelos detalhados inviáveis para uso em avaliações dinâmicas. Portanto, a transferência de escala de um modelo geológico é uma etapa crucial nos estudos de engenharia de reservatório para permitir execuções de simulação em escala de campo com tempo e custo compatíveis com as necessidades da indústria. No entanto, as simplificações resultantes de modelos em escala grosseira podem afetar os resultados devido à perda de resolução de fenômenos de pequena escala, a representação média da heterogeneidade sub-malha e a dispersão numérica, especialmente em campos de petróleo sujeitos à injeção de gás miscível. Neste trabalho, exploramos o problema de transferência de escala como um todo e propomos soluções para cobrir algumas lacunas importantes ainda presentes na literatura atual, especialmente em sistemas altamente heterogêneos e com injeção de gás miscível. Desenvolvemos um procedimento de transferência de escala de dupla porosidade e dupla permeabilidade para permitir a representação de heterogeneidades de sub-malha no modelo de escala grosseira. Essa técnica é baseada na divisão do meio poroso em dois níveis guiados pela análise de capacidade de fluxo e de armazenamento e pelo Coeficiente de Lorenz, ambos calculados com propriedades estáticas (permeabilidade e porosidade) a partir de um modelo de referência em escala fina. Esta metodologia permite a adaptação de um modelo geológico fino altamente heterogêneo a um modelo de simulação em escala grosseira que representa as principais heterogeneidades do reservatório e possíveis caminhos preferenciais. Além disso, para o processo de injeção de gás miscível, desenvolvemos uma técnica baseada no emprego de um modelo de fluido alternativo, também conhecido como pseudo-fluido, com uma pseudo pressão mínima de miscibilidade (PMMP) acima dos valores experimentais para fornecer um deslocamento mais próximo do imiscível. Esta solução não viola o comportamento de fases e garante a formação de duas fases de hidrocarbonetos no reservatório. Então, a permeabilidade relativa ao gás desempenha um papel nos resultados da simulação e pode ser usada para melhorar as curvas de produção do modelo grosso. A técnica é aplicada em duas etapas: primeiro, o modelo de pseudo-fluido é gerado e, em seguida, pseudo-curvas de permeabilidade relativa são usadas para melhor ajustar as curvas de produção. Como contribuições adicionais, propomos um fluxo de trabalho geral para orientar o processo de transferência de escala, dividindo a abordagem de acordo com as limitações mais críticas do problema, que podem ser genericamente divididas em dois grupos: (Grupo 1) limitações de modelagem estática e (Grupo 2) especificidades de dinâmica de fluxo. Além disso, motivado pela falta de procedimentos práticos para melhorar os resultados em escala grosseira com múltiplas realizações, também propomos um procedimento de transferência de escala probabilístico para sistemas composicionais com injeção de gás miscível. Resumindo, as principais contribuições deste trabalho são: (1) uma técnica de transferência de escala robusta para sistemas altamente heterogêneos; (2) um procedimento consistente de transferência de escala composicional para processos de injeção de gás miscível. Além disso, as contribuições adicionais são (1) um fluxo de trabalho geral para guiar o procedimento de transferência de escala de acordo com as limitações mais importantes de cada problema; e (2) um procedimento de transferência de escala probabilístico para simulação de composição de problemas de injeção de gás miscível. Ver menos

Abstract: Numerical reservoir simulation is a valuable tool to assist the decision-making processes in the oil and gas industry. Nevertheless, field-scale numerical modeling of complex heterogeneous reservoirs remains a challenge. In such reservoirs, detailed geological models are required to ensure a proper representation of the key heterogeneities and main preferential pathways. However, high computational costs and long simulation run-times make such detailed models unfeasible for dynamic assessments. Therefore, the upscaling of a geological model is a crucial step in reservoir engineering studies to enable field-scale simulation runs with time and cost compatible with the industrial needs. Although, the simplifications resulting from coarse-scale models may degenerate results due to resolution loss of small-scale phenomena, average representation of sub-grid heterogeneity and numerical dispersion, especially in oil fields subject to miscible gas flooding. In this work, we explore the upscaling problem as a whole and propose solutions to cover some important gaps still present in the current literature, especially in the upscaling of highly heterogeneous systems and modeling of miscible gas flooding displacements. We developed a dual-porosity/dual-permeability upscaling process to enable the representation of sub-grid heterogeneities in a coarse-scale model. This technique is based on splitting the porous media into two levels, guided by a flow and storage capacity analysis and the Lorenz Coefficient, both calculated from permeability and porosity data from a fine-scale reference model. This methodology allows the transformation of a fine highly heterogeneous geological model into a coarse-scale simulation model that represents the main reservoir heterogeneities and possible preferential paths. Additionally, for miscible gas flooding processes, we developed a technique employing an alternative fluid model, also known as pseudo-fluid, with a pseudo minimum miscibility pressure (PMMP) higher than the experimental values, to provide an immiscible-like displacement. This solution honors the thermodynamic phase behavior and ensures the formation of two hydrocarbon phases in the reservoir. Furthermore, the gas relative permeability affects simulation results and can be used to improve the coarse model production curves. The technique is applied in two steps: first, the pseudo-fluid model is generated, then pseudo relative permeability curves are used to better match the production curves. As additional contributions, we propose a general upscaling workflow to guide the coarsening process by splitting the approach according to the most critical limitations of the problem, generically divided into two groups: (Group 1) static modeling limitations; and (Group 2) flow-dynamics specifics. Besides, motivated by the lack of practical procedures to improve coarse-scale results at the ensemble-level, we also propose a probabilistic upscaling procedure for compositional systems with miscible gas injection. Summarizing, the main contributions of this work are: (1) a robust upscaling technique for highly heterogeneous systems; and (2) a consistent compositional upscaling procedure for miscible gas flooding processes. Moreover, the additional contributions are (1) a general upscaling workflow to guide the coarsening procedure according to the most important limitations of each problem; and (2) an ensemble-level upscaling procedure for compositional simulation of miscible gas injection problems. Ver menos