[pt] MODELAGEM DE FLUXO BIFÁSICO EM MEIOS POROSOS ALTAMENTE HETEROGÊNEOS UTILIZANDO A EQUAÇÃO DE BRINKMAN E OS MODELOS DE SIMPLES E DUPLO CONTÍNUO

[en] TWO-PHASE FLOW MODELING IN HIGHLY HETEROGENEOUS POROUS MEDIA USING BRINKMAN EQUATION AND SINGLE AND DUAL CONTINUUM DARCY MODELS

[pt] THIAGO FABRICIUS KONOPKA

[pt] ESCOAMENTO BIFASICO

[pt] MACROPOROSIDADE

[pt] CURVA DE PERMEABILIDADE RELATIVA EQUIVALENTE

[pt] MODELO DE BRINKMAN

[en] TWO PHASE FLOW

[en] MACROPOROSITY

[en] EQUIVALENT RELATIVE PERMEABILITY CURVE

[en] BRINKMAN MODEL

[pt] O fluxo bifásico em meios porosos altamente heterogêneos possui grandeimportância na indústria do petróleo devido aos desafios apresentados pelascaracterísticas de permeoporosidade, fraturas e cavidades incorporadas na matriz porosa. Neste estudo, a equação de Brinkman é utilizada para modelar ofluxo bifásico em meios porosos altamente heterogêneos. O modelo de Brinkman representa a dinâmica do fluxo através da matriz porosa e das cavidadesusando uma única equação diferencial, sem a necessidade de condições interfaciais. No entanto, caracterizar com precisão as regiões de cavidades e matrizporosa permanece uma tarefa desafiadora, especialmente em modelos em escala de reservatório que normalmente representam formações geológicas comgrandes áreas. Simulações de reservatório frequentemente envolvem modelosdiscretizados em células computacionais, cada uma com dimensões da ordemde vários metros que não descrevem a geometria das cavidades e fraturas presentes na matriz porosa. Esse estudo explora duas abordagens distintas paragerar propriedades equivalentes para meios vugulares. A primeira abordagemutiliza resultados do modelo de Brinkman para derivar propriedades equivalentes para o modelo de Darcy 1phi1k na mesma escala. A segunda abordagememprega a teoria de homogeneização para gerar propriedades equivalentes emuma escala mais grosseira. Essa teoria é aplicada a modelos de Darcy 1phi1k e2phi2k. Modelos 1phi1k podem descrever efetivamente estruturas com cavidades dispersas na matriz porosa sem uma canalização forte de fluido. No entanto,para sistemas que exibem canalização substancial, a homogeneização só podeser alcançada por meio de modelos de contínuo duplo. Em ambas as abordagens propostas, a determinação da permeabilidade absoluta equivalente e dascurvas de permeabilidade absoluta equivalentes é imperativa para um processode homogeneização eficiente.

[en] Multiphase flow in highly heterogeneous porous media holds substantial importance in the petroleum industry since there are large oil volumes in vuggy and fractured reservoirs. In this study, Brinkman equation is employed to model two-phase flow in highly heterogeneous porous media. Brinkman model represents flow dynamics through the porous matrix and vugs using a single differential equation without the need for interfacial conditions. However, accurately characterizing the vugular and porous matrix regions remains a challenging task, especially in reservoir-scale models that typically represent geological formations with large areas. Reservoir simulations often involve models discretized into computational cells, each with dimensions on the order of several meters that are not fine enough do describe in detail the geometry of the vugs and fractures embedded in the porous matrix. This investigation explores two distinct approaches for generating equivalent properties of vugular media. The first approach uses results from the Brinkman model to derive equivalent properties for the single-continuum Darcy model at the same level of discretization. The second approach employs upscaling by numerical optimization to generate equivalent properties on a coarse scale. This method is applied to both single-continuum and dual-continuum Darcy models. Singlecontinuum models can effectively describe vugular structures characterized by dispersed vugs in the porous matrix without strong fluid channeling. However, for systems exhibiting substantial channeling, upscaling can only be achieved through dual-continuum models. In both proposed approaches, the determination of equivalent absolute permeability and equivalent absolute permeability curves is imperative for an efficient upscaling process.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

IVAN FABIO MOTA DE MENEZES

MARCIO ARAB MURAD

MARCOS VITOR BARBOSA MACHADO

JOSE SERGIO DE ARAUJO CAVALCANTE FILHO

2025-05-28

2024-04-02

[pt] TEXTO

application/pdf

INGLÊS

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=70645@1

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=70645@2

https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.70645