| dc.contributor | GUIMARÃES, Leonardo José do Nascimento | |
| dc.contributor | GOMES, Igor Fernandes | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/4414897125388901 | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/3821425977868488 | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/7454305406070791 | |
| dc.creator | ASSIS, Débora Cristina Almeida de | |
| dc.date | 2019-10-01T21:28:50Z | |
| dc.date | 2019-10-01T21:28:50Z | |
| dc.date | 2019-04-22 | |
| dc.date.accessioned | 2022-10-06T15:08:36Z | |
| dc.date.available | 2022-10-06T15:08:36Z | |
| dc.identifier | https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/34081 | |
| dc.identifier.uri | http://repositorioslatinoamericanos.uchile.cl/handle/2250/3978581 | |
| dc.description | Os reservatórios naturalmente fraturados possuem características distintas e podem armazenar grandes volumes de óleo. A coleta de informações geológicas em subsuperfície é um desafio para a representação realista destes reservatórios e, para suprir esta lacuna, o estudo de análogos surge como uma ferramenta para complementar as informações. A presença de fraturas na matriz rochosa torna a modelagem complexa e exige modelos numéricos representem a hidrodinâmica dos dois meios presentes. As malhas tridimensionais precisam representar as estruturas geológicas possibilitando simulações com menor custo computacional. Uma opção de modelagem acoplada, mas sem aumento do custo computacional, é o emprego da estratégia de Pseudo Acoplamento em softwares que resolvem o problema hidráulico, porém incorporam o efeito geomecânico através da adoção de tabelas que relacionam poropressão e multiplicadores de porosidade e permeabilidade. Estas tabelas são geradas de forma explícita empregando-se uma modelagem hidro-mecânica. O objetivo deste trabalho a determinação das propriedades petrofísicas equivalentes e sua relação com o campo de pressões, ou seja, a obtenção de tabelas de pseudoacoplamento considerando simulação em elementos finitos com acoplamento hidromecânico, empregando o modelo de Barton Bandis para determinação do fechamento das fraturas. Compõe também o objetivo a construção de um programa para auxiliar a geração automatizada de malhas tridimensionais de reservatórios naturalmente fraturados. As simulações adotaram um reservatório sob condição edométrica, para diferentes valores de poropressão, uma vez que é um contexto geomecânico condizente com reservatórios depletados. Além dos cenários de validação, foram analisados dois problemas realistas, sendo o primeiro referente à uma célula de simulação de reservatório carbonático naturalmente fraturado do Pré-Sal brasileiro, neste avaliou-se o impacto da deformação das fraturas no cálculo do fechamento das aberturas. O segundo consistindo em um bloco de simulação contemplando dados geológicos e geomecânicos dos laminitos da Formação Crato, NE-Brasil, que corresponde a análogo de uma feição do Pré-Sal, avaliando a interferência de diferentes sistemas de fraturas na permeabilidade global equivalente do reservatório. As malhas geradas representaram adequadamente as feições geológicas dos reservatórios com grande densidade de fratura. As deformações provenientes das fraturas no cálculo do fechamento final das aberturas não geraram impacto considerável na permeabilidade global do reservatório. E os resultados obtidos, mostram que diferentes esquemas de fraturas produzem impacto na permeabilidade global do reservatório. A presença de fraturas horizontais, mesmo que possuam baixa permeabilidade, promoverão um aumento na permeabilidade global do reservatório. | |
| dc.description | The naturally fractured reservoirs have different characteristics and can store large volumes of oil. The collection of geological information on subsurface is a challenge for the realistic representation of these reservoirs, and to fill this gap, the study analogues arises as a tool to complement the information. The presence of fractures in the rock matrix makes modeling complex and requires numerical models representing the hydrodynamics of the two gifts. The three-dimensional meshes have to represent the geological structures enabling simulations with lower computational cost. A coupled modeling option, but without increasing the computational cost is the use of Pseudo strategy coupling in software that solve the hydraulic problem, but they enter the geomechanical effect through the adoption of tables relating pore pressure and multipliers porosity and permeability. These tables are generated explicitly employing a hydro-mechanical modeling. The aim of this study to determine the equivalent petrophysical properties and their relationship to the pressure field, ie, obtaining pseudo coupling tables considering simulation finite element with hydromechanical coupling, using the model of Barton Bandis to determine the closing of the fractures. also makes up the objective to build a program to assist the automated generation of three-dimensional mesh of naturally fractured reservoirs. Simulations have adopted a reservoir under edometric condition, pore pressure to different values, since it is a geomechanical context consistent with depleted reservoirs. In addition to the validation sets were analyzed realistic two problems, the first refers to a carbonate reservoir simulation cell naturally fractured the pre-salt, this evaluated the impact of deformation of fractures in the calculation of closing the apertures. The second consisting of a simulation block considering geological data and geomechanical of laminations of Crato Formation, NE-Brazil, which corresponds to the analog of a feature of the pre-salt, evaluating the interference of different fracture systems at equivalent overall permeability of the reservoir. The meshes generated properly accounted for the geologic reservoirs with large fracture density. The deformations from fractures in calculating the final closing of the openings do not generate significant impact on the overall permeability of the reservoir. And the results show that different schemes produce fractures impact on the overall permeability of the reservoir. The presence of horizontal fractures, even if they have low permeability, promote an increase in the overall permeability of the reservoir. | |
| dc.format | application/pdf | |
| dc.language | por | |
| dc.publisher | Universidade Federal de Pernambuco | |
| dc.publisher | UFPE | |
| dc.publisher | Brasil | |
| dc.publisher | Programa de Pos Graduacao em Engenharia Civil | |
| dc.rights | openAccess | |
| dc.rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Brazil | |
| dc.rights | http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/br/ | |
| dc.subject | Engenharia Civil | |
| dc.subject | Reservatórios carbonáticos | |
| dc.subject | Simulação tridimensional | |
| dc.subject | Fechamento de fratura | |
| dc.subject | Permeabilidade equivalente | |
| dc.subject | Reservatórios naturalmente fraturados | |
| dc.title | Simulação hidromecânica 3D em análogo de reservatório carbonático naturalmente fraturado | |
| dc.type | doctoralThesis | |
