Caracterização de reservatório através da modelagem categórica por simulação plurigaussiana truncada hierárquica

• Ano de defesa: 2025
• Autor(a) principal: Silva, Vitor Gorni
• Orientador(a): Costa, Joao Felipe Coimbra Leite
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Palavras-chave em Português: Engenharia
• Palavras-chave em Inglês: Categorical modeling; Hierarchical truncated plurigaussian simulation; Petrophysical modelling; Uncertainty assessment
• Link de acesso: http://hdl.handle.net/10183/302407

A caracterização de reservatórios petrolíferos compreende o entendimento da variação facioló- gica e o comportamento das propriedades petrofísicas associadas às diferentes fácies, por meio da construção de modelos geológicos. No entanto, a construção de modelos representativos da realidade, em um cenário em que há uma escassez e seletividade de dados e informações, é um desafio. A modelagem geoestatística permite a integração de dados de múltiplas fontes e a quantificação das incertezas inerentes aos reservatórios. Inicialmente, é realizada a modelagem das propriedades categóricas, como as fácies sedimentares, e, posteriormente, a das propriedades contínuas condicionadas aos domínios categóricos. Este trabalho tem como objetivo a investigação da técnica de simulação plurigaussiana truncada hierárquica (HTPGS) na modelagem de fácies de um reservatório petrolífero, assim como o uso da co-simulação com cokrigagem colocalizada intrínseca (ICCK) na modelagem das propriedades petrofísicas, porosidade efetiva e permeabilidade absoluta, utilizando dados provenientes de poços e atributos sísmicos. Um fluxo integrado de simulação geoestatística foi construído de forma que os cenários categóricos gerados fossem utilizados como condicionantes das propriedades contínuas. Para considerar a natureza não-estacionária das fácies na simulação categórica por HTPGS, foram gerados volumes de probabilidades locais de cada categoria. Estes volumes foram utilizados nas regras de truncamento locais para a obtenção dos cenários categóricos. A aplicação da metodologia HTPGS apresentou bons resultados na reprodução das estatísticas univariadas e da variabilidade espacial das fácies modeladas. A co-simulação das propriedades petrofísicas condicionadas às fácies reproduziu satisfatoriamente as estatísticas univariadas, bivariadas e a variabilidade espacial de ambas as propriedades simuladas. Esses resultados atestam o uso efetivo da técnica HTPGS com a utilização de volumes de probabilidades locais na modelagem categórica de reservatórios, conferindo a reprodução das geometrias e relações espaciais entre as diferentes fácies. Além disso, proporcionam uma caracterização consistente das propriedades petrofísicas condicionadas aos domínios faciológicos.