[en] IMPACT OF DEFORMABILITY OF KARSTIFIED FEATURES ON PRODUCTION CURVES: A CASE STUDY OF A TYPICAL BRAZILIAN PRE-SALT CARBONATE RESERVOIR

[pt] IMPACTO DA DEFORMABILIDADE DE MEIOS CARSTIFICADOS NAS CURVAS DE PRODUÇÃO: ESTUDO DE CASO DE UM RESERVATÓRIO CARBONÁTICO TÍPICO DO PRÉ-SAL BRASILEIRO

[pt] ANA LUCIA MATIAS MARIA

[pt] GEOMECANICA

[pt] PSEUDOACOPLAMENTO

[pt] CARSTE

[pt] ROCHAS CARBONATICAS

[pt] PRE-SAL

[pt] SIMULACAO DE RESERVATORIOS

[pt] COMPRESSIBILIDADE

[en] GEOMECHANICS

[en] PSEUDOCOUPLING

[en] KARSTS

[en] CARBONATE ROCKS

[en] PRE-SALT

[en] RESERVOIR SIMULATION

[en] COMPRESSIBILITY

[pt] Mais de 60 por cento da produção de petróleo no Brasil é oriunda de Reservatórios Carbonáticos. Estes reservatórios passaram a ter grande importância na matriz energética brasileira com a descoberta da chamada camada Pré-Sal, responsável por mais da metade da produção de petróleo na PETROBRAS. Um dos principais desafios para o desenvolvimento de jazidas típicas do Pré-Sal brasileiro é a caracterização dos sistemas fraturados e carstificados. Determinar parâmetros requeridos pelos simuladores de reservatórios, tais como porosidade, permeabilidade e compressibilidade de carste de forma a gerar curvas que representem a variação destes parâmetros ao longo do tempo representando efeitos geomecânicos de forma combinada ainda se configura no estado da arte das pesquisas da indústria do petróleo. Este trabalho apresenta uma metodologia para estimativa da compressibilidade de feições cársticas. O modelo geológico proposto foi gerado a partir de afloramento, Lajedo Arapuá, situado na Bacia Potiguar. O Lajedo Arapuá possui dimensões compatíveis com as de uma célula do modelo de simulação típico (200 x 200 x 3) dos campos do Pré-Sal e foi construído utilizando malha estruturada utilizando aproximações por diferenças finitas para resolver as equações de escoamento. Os efeitos geomecânicos serão pseudo acoplados no simulador comercial IMEX (fluido BlackOil) da CMG através da inclusão de tabelas de modificadores de porosidade, permeabilidade em função das variações de pressão de poros (pressão de reservatórios). Desta forma será possível avaliar o impacto destes parâmetros nas curvas de previsão de produção ao longo tempo em um campo sob o mecanismo de produção por depleção.

[en] Carbonate reservoirs represent more than 60 per cent of oil production in Brazil. These reservoirs have gained such importance in the Brazilian energy matrix owing to Pre-Salt layer discovery, responsible for over the half PETROBRAS oil production. Among the principal challenges to development the Brazilian Pre-Salt is included the characterization of fractured and karstified systems. The estimating of parameters required by reservoir simulators, such as porosity, permeability and compressibility of karst to generate curves that represent the variation of these parameters over time, representing geomechanical effects in a combined way, is still configured in the state of the art of oil industry research. This work aims to present a methodology for estimating karst features compressibility. The proposed numerical geological model was generated from an outcrop, Lajedo Arapuá, located in Potiguar Basin. This outcrop has dimensions compatible with a typical simulation model cell (200 x 200 x 3). The simulation model was built using a structured mesh using finite difference approximations to solve the flow equations.Márc The geomechanical effects will be coupled in a commercial simulator, IMEX (BlackOil fluid) from CMG, through the inclusion of porosity and permeability modifiers tables as a function of pore pressure variations (reservoir pressure). Thus, the impact of these parameters on the production forecast curves could be evaluated considering a field under the depletion production mechanism.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

FLAVIA DE OLIVEIRA LIMA FALCAO

MARCOS VITOR BARBOSA MACHADO

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

FLAVIA DE OLIVEIRA LIMA FALCAO

MARCOS VITOR BARBOSA MACHADO

2023-10-18

2022-08-09

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PORTUGUÊS

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https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.64350