Modelamento estocastico integrando dadso de poços horizontal e verticais

Detalhes bibliográficos
Ano de defesa: 1993
Autor(a) principal: Camoleze, Zilander
Orientador(a): Não Informado pela instituição
Banca de defesa: Não Informado pela instituição
Tipo de documento: Dissertação
Tipo de acesso: Acesso aberto
Idioma: por
Instituição de defesa: [s.n.]
Programa de Pós-Graduação: Não Informado pela instituição
Departamento: Não Informado pela instituição
País: Não Informado pela instituição
Palavras-chave em Português:
Reservatórios
Poços de petróleo
Análise estocástica
Link de acesso: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1581582
Resumo: Orientadores: Armando Zaupa Remacre, Joel Carneiro de Castro
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spelling Modelamento estocastico integrando dadso de poços horizontal e verticaisReservatóriosPoços de petróleoAnálise estocásticaOrientadores: Armando Zaupa Remacre, Joel Carneiro de CastroDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de GeocienciasResumo: Enfatiza-se nessa tese, o uso de poço horizontal na caracterização de heterogeneidades de reservatório, em um conjunto com 19 poços verticais. Foi constituída uma vizinhança retangular de 500 m na direção este-oeste (E- W), 800 _ para norte-sul (N-S) e 18 m na vertical, a partir do topo do reservatório, de acordo com o ponto máximo de afastamento alcançado pelo poço horizontal em sua oscilante trajetória (datum inferior). Esse volume total foi discretizado com blocos de 20 m x 20 m x 1 m gerando 18 000 nós de simulação, sendo 25 na direção W-E, 40 para N-S e 18 na vertical. Partindo de um modelo conceitual geológico, estabeleceu-se um conjunto de eletrofácies que descrevessem quantitativamente os principais tipos litológicos (litofácies) do modelo conceitual, principalmente _m. base na variável porosidade efetiva, devido à sua correlação com a presença de hidrocarbonetos, mostrada, sobretudo, em descrições de testemunho. Sua propriedade é representar o volume de poros, que, teoricamente, estariam interconectados. O reservatório apresenta um grau extremo de heterogeneidade, com os intervalos mais porosos saturados preferencialmente. ESS2 característica decorre de um sistema. fluvial do tipo braided-channels, associado aos passos de deslocamento da fase molhante, quando do trapeamento. No o hidrocarboneto foi deslocado a baixas pressões de entrada, saturando mais eficientemente uma classe específica de porosidades. A caracterização geoestatística objetivou mostrar as relações espaciais, capturadas pelas funções variogramas (função de autocorrelação espacial), em quatro poços verticais testemunhados, no conjunto globalizado dos poços verticais na vizinhança considerada e no conjunto amostra! desses poços verticais, expandido com os dados condicionalizantes do poço horizontal. o modelo matemático de caráter preditivo foi obtido com o uso do algoritmo para a simulação gaussiana seqüencial (sgsim-biblioteca GSLIB). Com a finalidade de se conseguir inferências sobre o fator poço horizontal no contexto desses dados, foram estabelecidas duas opções que mostrassem relações distintas entre variografia e número de dados do conjunto amostral. Com isto, obteve-se um conjunto de 18 stices, sendo que foram escolhidos para representação aqueles referidos ao topo, parte mediana e basal (datom inferior), a 18 m abaixo do topo, totalizando 6 imagens horizontais e um grupo de seis imagens verticalizadas. Nas opções mencionadas, usaram-se os mesmos parâmetros, inclusive a mesma semente randômica. A opção 1 teve modelo variográfico particularizado aos poços verticais e à estrutura de dados relativa aos mesmos poços. O resultado apresentou uma maior uniformização dos valores simulados, enfatizando a maior continuidade espacial dos valores máximos. A opção 2 utilizou modelos variográficos obtidos a partir dos dados dos poços horizontal e verticais e esse próprio conjunto amostral. Essas condições resultaram em maior definição do comportamento na origem dos variogramas correspondentes e ganho de informações com maior detalhamento do comportamento espacial da variável simuladaAbstract: This thesis presents a stochastic model for the spacial distribution of effective porosity of heterogeneous fluvial reservoirs. The 500 m-wide and 800 m-long study area contains 19 vertical wells and a horizontal well with a 600 m-long "3D" trajectory. A 18 m-thick portion of the reservoir was investigated; this section is defined by the vertical oscillations of the horizontal well. The studied portion of reservoir was divided into blocks with dimensions of20 x 20 xl m or 18,000 cells. This procedure allowed the vertical resolution for simulation required by the large variability in effective porosity presented by the. reserve. Effective porosity was estimated by log-rock correlations, and oil-saturated horizons were constrained by a porosity cut-off of24%. Two types of simulation were developed: (1) simulation based on a variographic model calculated with information from vertical wells only; this simulation tends to show great porosity values with more continuous spatial distribution; (2) simulation based on a variographic model calculated with information from both the vertical and horizontal wells; in this case the estimated poro sities show a larger variability and a more complex distribution. All of these simulations were developed with the same randomic seed. The applied stochastic models were used in the simulation of a continuous variable (effective porosity), with a basic assumption of ordinary krigging. The three types of -simulation were compared to three horizontal views (slices) of the reservoir, respectively located at 1 m, 10 m, and 18 m bellow the top of the reservoir. In the third simulation listed above,' a total of six vertical views (cross sections) of the reservoir were obtained. Horizontal wells provide a more detailed description of the spatial variability of reservoir properties, supporting the development of more realistic variographic models; these, in turn, tend to improve reservoir stochastic simulations, by reducing the inferences involved in theoretical modelsMestradoMestre em Geoengenharia de Reservatórios[s.n.]Remacre, Armando Zaupa, 1955-Castro, Joel Carneiro deUniversidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Instituto de GeociênciasPrograma de Pós-Graduação não informadoUNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASCamoleze, Zilander19941993-12-17T00:00:00Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdf[74]f. : il.(Broch.)https://hdl.handle.net/20.500.12733/1581582CAMOLEZE, Zilander. Modelamento estocastico integrando dadso de poços horizontal e verticais. 1994. [74]f. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias, Campinas, SP. Disponível em: https://hdl.handle.net/20.500.12733/1581582. Acesso em: 27 fev. 2025.https://repositorio.unicamp.br/acervo/detalhe/76772porreponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)instname:Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)instacron:UNICAMPinfo:eu-repo/semantics/openAccess2014-04-18T03:24:00Zoai::76772Biblioteca Digital de Teses e DissertaçõesPUBhttp://repositorio.unicamp.br/oai/tese/oai.aspsbubd@unicamp.bropendoar:2014-04-18T03:24Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) - Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)false
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