Estudo das técnicas de upscaling e modelagem de heterogeneidades e seus efeitos na previsão do fluxo de injeção de água

Abstract

Atualmente alguns desafios estão colocados à modelagem e simulação de reservatórios carbonáticos por estes apresentarem heterogeneidades que devem estar adequadamente representadas no modelo de simulação. Embora um modelo mais fino possa proporcionar uma visão mais detalhada das heterogeneidades geológicas, isto impacta severamente na eficiência numérica da simulação. Para representá-las de forma mais eficiente, técnicas controladas de upscaling de propriedades podem ser empregadas para gerar propriedades equivalentes em um modelo mais grosso que busque diminuir resultados artificiais na simulação de fluxo. Este trabalho tem como objetivo principal avaliar as técnicas de upscaling adotadas atualmente que busquem equacionar o problema entre a representatividade geológica e a eficiência numérica da simulação. O trabalho tem como objetivo analisar os efeitos da homogeneização de heterogeneidades na previsão do fluxo da água injetada no reservatório. Para atingir os objetivos realiza-se uma revisão bibliográfica sobre as principais técnicas estatísticas de tratamento da permeabilidade. A partir dos resultados publicados sobre o tema, buscou-se relacionar os impactos do tratamento de upscaling, os tipos de modelagem da permo-porosidade e os tipos de reservatório em termos de configurações matriz-fratura com a previsão da chegada de água injetada nos poços produtores. Os resultados evidenciaram a importância de um tratamento diferenciado na modelagem de heterogeneidades e da boa caracterização do reservatório de forma a evitar prever na simulação um aumento não real da eficiência de varrido pela injeção de água em modelos mais grosseiros.

Currently, some challenges are posed to the modeling and simulation of carbonate reservoirs because they present heterogeneities that must be adequately represented in the simulation model. Although a finer model can provide a more detailed view of the geological heterogeneities, this severely impacts the numerical efficiency of the simulation. To represent them more efficiently, controlled property upscaling techniques can be employed to generate equivalent properties in a thicker model that seeks to reduce artificial results in the flow simulation. This work has as main objective to evaluate the upscaling techniques currently adopted that seek to equate the problem between the geological representativeness and the numerical efficiency of the simulation. The objective of this work is to analyze the effects of the homogenization of heterogeneities in the prediction of the flow of water injected into the reservoir. In order to achieve the objectives, a literature review is carried out on the main statistical techniques for treating permeability. Based on the results published on the subject, we sought to relate the impacts of the upscaling treatment, the types of permo-porosity modeling and the types of reservoir in terms of matrix-fracture configurations with the prediction of the arrival of water injected into the wells. producers. The results evidenced the importance of a differentiated treatment in the heterogeneity modeling and of the good characterization of the reservoir in order to avoid predicting in the simulation a non-real increase in the sweep efficiency by the water injection in coarser models