Orientador: Denis José SchiozerDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: As maiores reservas de petróleo recentemente descobertas em território nacional estão nos campos do Pré-Sal, que são compostos por rochas carbonáticas altamente heterogêneas e possivelmente fraturadas, com intercalações de camadas de alta permeabilidade. Para a simulação desse tipo de reservatório, geralmente são utilizados modelos de dupla porosidade, que assumem que a matriz rochosa e as fraturas compõem dois meios porosos distintos, relacionando-se entre si por uma função de transferência. Entretanto, estes modelos requerem a solução de mais equações e, portanto, demandam maior esforço computacional. Os modelos equivalentes de porosidade simples surgem como alternativa para a simulação mais eficiente destes reservatórios. No presente trabalho, é apresentada uma metodologia para a obtenção de modelos equivalentes de porosidade simples a partir de modelos de dupla porosidade, com o objetivo de reduzir o tempo computacional necessário para a sua simulação. A metodologia para o ajuste é realizada em três etapas: ajuste volumétrico, ajuste da produtividade e ajuste do escoamento multifásico. Durante a etapa de ajuste volumétrico, a porosidade total e as saturações iniciais do modelo equivalente de porosidade simples são obtidas a partir de equações que relacionam as propriedades dos dois meios do modelo de dupla porosidade. Na etapa de ajuste da produtividade, a permeabilidade efetiva do sistema equivalente é obtida a partir de otimização numérica num processo similar a um ajuste de histórico, onde a permeabilidade é alterada progressivamente até que a queda de pressão em um poço produzindo a vazão constante no modelo de porosidade simples seja suficientemente semelhante à desse mesmo poço no modelo de dupla porosidade. Na etapa de ajuste do escoamento multifásico, pseudocurvas de permeabilidade relativa são obtidas para que as produções de água e óleo no poço sejam ajustadas e reproduzam a resposta do modelo de dupla porosidade. A metodologia é aplicada a 280 modelos homogêneos e isotrópicos com diferentes propriedades, classificados de acordo com parâmetros característicos de reservatórios naturalmente fraturados. Os resultados fornecem um indicativo da aplicabilidade da metodologia, dos parâmetros obtidos e do ganho de desempenho computacional em função desses parâmetros. A metodologia é então aplicada a um modelo com geometria complexa e composto por diversos poços. Para esse caso, todos os poços puderam ser ajustados e o modelo gerado demanda seis vezes menos tempo para simulaçãoAbstract: The largest petroleum reserves recently discovered on national territory are in the Pre-Salt fields. These reservoirs comprise very heterogeneous and possibly fractured carbonate rocks, with super-k layers. Double-porosity models are usually applied for the simulation of such systems. In these models, the rock matrix and the fractures are assumed to represent two different porous media, related with each other by a transfer function. However, they require more equations and, consequently, demand more computational time. Therefore, single-porosity equivalent models emerge as an option for simulating heterogeneous reservoirs more efficiently. In the present work, a methodology is presented to obtain single-porosity equivalent models from double-porosity models, aiming to reduce computational time in simulation. The methodology comprises three steps: volumetric matching, productivity matching and two-phase flow matching. During the volumetric matching phase, the total porosity and initial saturations of the equivalent model are obtained through equations relating the properties of the two media in the double-porosity model. In the productivity matching phase, the effective permeability of the equivalent system is obtained through numerical optimization, in a process similar to a history matching, where the permeability is progressively changed until the bottom-hole pressure decline in a well producing at a constant rate in the single porosity model is sufficiently similar to the pressure drop on this same well at a double porosity model. On the two-phase flow matching step, pseudo relative permeability curves are obtained in order to adjust the productions of water and oil on the single porosity model until they represent the response from the double porosity model. This methodology is applied to 280 homogeneous isotropic models composed by different combinations of properties, classified accordingly to characteristic naturally fractured reservoir parameters. The results provide an indication of the applicability of the methodology, the obtained parameters and the computational time saved as a function of those parameters. As a last step, the methodology is then applied to a complex fractured reservoir composed by several wells. For this case, all of the wells have been adjusted successfully and the generated single porosity model is six times faster than the original double porosity modelMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo